Hydro_Lecture_Part2_M.ppt
- Количество слайдов: 32
Р. Х. Низаев Методическое руководство по созданию гидродинамической (фильтрационной) модели на базе пакетов программ фирмы ROXAR - MORE –Tempest и выполнению практических работ по дисциплине «Применение ЭВМ» .
Оглавление 1. Роль геологического и гидродинамического моделирования в современной разработке нефтяных месторождений. 2. Пакеты программ по созданию геологических и гидродинамических моделей нефтяных объектов 3. Теоретические основы гидродинамического моделирования пластовых систем 3. 1. Основные понятия математического моделирования Типы моделей: физические и математические (мысленные) 3. 2. Этапы математического моделирования. 3. 3. Виды моделей фильтрации. Специальные опции 3. 4. Основные уравнения фильтрации флюидов в пористой среде 3. 4. 1. Закон Дарси. Типы флюидов 1. 3. 4. 2. Граничные и начальные условия 2. 3. 4. 3. Закон сохранения массы для нефти, воды и газа 3. 3. 5. Конечно-разностные методы 4. 3. 6. Воспроизведение истории разработки 5. 3. 7. Прогнозирование технологических показателей разработки 6. 3. 8. Необходимые исходные данные для гидродинамического моделирования 7. 4. Создание гидродинамической модели
MORE - Modular Oil Reservoir Evaluation Модульная система гидродинамического моделирования нефтегазовых месторождений Tempest
Создание гидродинамической (фильтрационной) модели месторождений на базе пакетов программ фирмы ROXAR - MORE -Tempest. » Назначение программного комплекса MORE. » Особенности симулятора. » Входные данные в симулятор. » Секции запускающего файла MORE: » - Глобальные ключевые слова. » - Секция INPUT. » - Секция FLUID. » - Секция RELATIVE-PERMEABILITY. » - Секция GRID. » - Секция INIT. » - Секция RECURRENT. » Выдача результатов.
4 Целью данного курса является получение пользователями навыков работы с программой МОRE и изучение ее отличий от других гидродинамических симуляторов Программный комплекс MORE предназначен для: 4 анализа 4 контроля 4 проектирования 4 оптимизации разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Особенности гидродинамического симулятора 1+1=2 ä Высокая скорость; ä Эффективное использование памяти; ä Модели со сложной геометрией; ä Быстрый переход между Black Oil и композиционными моделями; ä Устойчивость и надежность результатов; ä Возможность работы на РС; ä Широкие сервисные возможности.
Высокая скорость счета достигнута за счет использования современных алгоритмов. Быстрота MORE позволяет: 4 оперативно адаптировать результаты гидродинамического моделирования к истории разработки 4 эффективно работать с крупными и гигантскими объектами 4 обсчитывать большее количество вариантов при составлении ТЭО , ТЭС и проектов разработки проводить анализ и минимизацию риска разработки месторождения Широкие сервисные возможности Возможность интерполяции структурных карт и карт параметров 4 Совместимые форматы ввода/вывода 4 Удобная организация Пост-процессора 4 Возможность задания положения скважин в географических координатах 4 Встроенные математические операции над массивами данных 4 Очередь задач для работы во многопользовательском режиме
Запуск программы Можно осуществить Запуск программы так: MORED file
Формат ввода данных 3 типа строк 4 Данные 4 Ключевые слова Массивы Таблицы Первичные Вторичные (подключевые слова) 4 Комментарии Ключевые слова - 4 символьные Имена скважин, групп и сепараторов - 16 символьные Используются для документирования создаваемого модельного файла Глобальные ключевые слова 4 Задание выдачи в выходном файле входного ECHO OFF ON (вкл. , выкл. ) 4 Подключение вспомогательных файлов OPEN ECLIPSE [UNFO] [FORM] [UNIX][PC] UNFO - (По умолчанию) Создаёт бинарные файлы; FORM - Создаёт форматированные (текстовые) файлы; PC - Создаёт бинарные файлы формата PC; UNIX - Создаёт бинарные файлы формата UNIX; Пример записи глобальных ключевых слов ECHO OFF OPEN ALL 'RST/56 mod 33' /======= OPEN INPUT 'GRIDgrid. grd' INCLUDE OPEN INPUT 'Out 1990. txt‘ INCL
Секция INPUT OPEN ALL 'rst/simple‘ -----------------------INPUT -----------------------TITL Untitled --* Choose unit set - options are POFU (field) or METR (metric) UNIT METR --* Initial time or date IDAT 01 Jan 2008 --* Start time or date - set later than initial date for restart run. Заголовок в выходных файлах TITL SDAT 01 Jan 2008 / 0 YEAR / IMPL FULL / Выбор численной схемы. Печать данных секции INPUT PRINT NONE ALL -- LSOL 10 / макс. число итераций --* Component names. Задание системы единиц измерения UNIT METR POFU UNIT - метрическая система измерений CNAM OIL GAS WATR / POFU - американская система измерений ------------------------------------FLUI -------------------------------------. Дата начала моделирования IDAT 1 JAN 1999 IDAT Jan, 1, 99 INCLUDE 'simple. fluid‘ -------------------------------------. Дата запуска модели (Рестарт) SDAT 1 Jan 2009 SDAT 10 YEAR (DAYS MONT) RELA -------------------------------------Выбор численной схемы: Полностью неявная численная схема (IMPL); INCLUDE Неявная по давлению, явная по насыщенности (IMPES) 'simple. rela‘ -------------------------------------Солвер - Численная схема верхней поточечной релаксации LSOR GRID -------------------------------------- Set datum for well bhp pressures DATUM 1 1230. 0 / DATUM 1 1240. 0 /
Продолжение секции INPUT --* Select output from grid calculations: PRINT MAP / GRID DEPTH --выклинивание блоков мощностью менее 0, 1 -- PINC ON -- 0. 1 / / INCLUDE 'grid‘ /INCLUDE 'poro‘ -- MODI 1 11 1 13 1 10 / -- 0 0. 8 / INCLUDE 'ntg‘ INCLUDE 'permx‘ -- MODI 1 11 1 13 1 10 / -- 0 1 / / -- PERMX=PORO*4000. PERMY=PERMX / PERMZ=0. 1*PERMX / EQLN ZVAR 3*1 7*2 / SATN ZVAR 2*1 8*2 / Действия над массивами Изменение значений МODI i 1 i 2 j 1 j 2 k 1 k 2 ZERO NINT <+ * min max> MODI 4* 2 2/ 1* 0, 4 / (Умножить все значения в слое 2 на 0. 4) MODI 6 * ZERO 2* 0. 02 / (Любые значения меньше чем 0. 02 приравниваются к 0. ) Замена значений REPL i 1 i 2 j 1 j 2 k 1 k 2 REPL 1 3 4 5 2 2 . 12 . 23 . 20 . 15 . 18 . 19 (Заменить первые три значения в строках (4 и 5) из второго слоя) Замена или изменение порового объема PVOL i 1 i 2 j 1 j 2 k 1 k 2 {REPL MODI} ZERO 1. <+ * min max> 2.
Продолжение секции INPUT --* Set rock compressibility CROC UNIF / Rock compressibility in uniform CONS 1 e-05 / --* Set rock reference pressure REFE UNIF / Reference pressure is uniform CONS 128. 0/ EQUI / Начальное равновесное состояние 1430*1/ MODI 1 11 1 13 4 10 / 1 / Addition one EQUI ---------------------------------------INIT EQUI / Equilibration initialization ---------------------------------------INCLUDE 'simple. init‘ -- INCLUDE -- 'sw' -- MODI 1 11 1 13 1 10 / well 1092 -- 0 0. 736 / ---------------------------------------RECU ---------------------------------------INCLUDE 'simple. recu' STOP
Секция FLUID --* dens. STP(kg/m 3) dens. Ref(kg/m 3) comp(1/bar) p. Ref(bar) visc(cp). Название компонентов в модели WATR 1 1150. 00 1150. 0 1 e-05 1* 1. 66 / CNAM OIL GAS WATR 2 CNAM C 02 C 1 C 2 C 3 C 4 C 5 C 7 P 1 C 7 P 2 WATR 1151. 00 1151. 0 0. 9 e-05 1* 1. 56 / --* Basic oil and gas properties --* Surf. Oil. Dens(kg/m 3) Oil Mw Gas gravity/Mw BASIC 1. PVT свойства 941. 8 200. 00 0. 729 / 31. 98 / OPVT BASIC 2 4 давление насыщения 940. 0 200. 00 0. 729 / 31. 98 / 4 объемный коэффициент --* Reservoir temperature 4 вязкость нефти TEMP 1 22. 000 / TEMP 2 23. 00000 4 газосодержание 103 м 3/м 3 / --* P(bar) Bo(rm 3/sm 3) Visc(cp) Rs(ksm 3/sm 3) Comp(1/bar) d. Visc(1/psi) 4 сжимаемость OPVT 1 / 4 градиент вязкости 1. 0 1. 10090 260. 00200 / GPVT 5. 0 1. 10100 245. 00 0. 00300 / 4 давление 20. 8 1. 10130 227. 90 0. 00403 / 4 вязкость газа 52. 0 1. 10400 200. 00580 / 4 объемный коэффициент 78. 0 1. 10600 150. 43 0. 00920 / 4 газонефтяной фактор 191. 0 1. 10900 110. 66 0. 01860 / 285. 0 1. 11400 90. 35 0. 02350 / / --* P(bar) Bo(rm 3/sm 3) Visc(cp) Rs(ksm 3/sm 3) Comp(1/bar) d. Visc(1/psi) OPVT 2 / Изменение наклона зависимостей объемного коэффициента 1. 0 1. 10090 260. 00200 / (Bo) и вязкости от P определяются данными сжимаемости 5. 0 1. 10100 245. 00 0. 00300 / нефти и градиентом вязкости 20. 8 1. 10130 227. 90 0. 00403 / Co = -1/Bo(d. Bo/d. P) 52. 0 1. 10400 200. 00580 / ms = 1/ o(d o/d. P) 78. 0 1. 10600 150. 43 0. 00920 / 191. 0 1. 10900 110. 66 0. 01860 / Они могут быть рассчитаны из 2 последних строк в OPVT 285. 0 1. 11400 90. 35 0. 02350 / данных, или заданы явно. / Различные наклоны возможны для различных давлений насыщения.
Продолжение секции FLUID / --* P(bar) Bo(rm 3/sm 3) GPVT 1 / 1. 0 137. 48 10. 1 50. 76 20. 8 35. 76 50. 0 22. 76 100. 0 10. 53 150. 0 6. 73 200. 0 5. 10 250. 0 4. 41 300. 0 3. 94 / --* P(bar) Bo(rm 3/sm 3) GPVT 2 / 1. 0 137. 48 10. 1 50. 76 20. 8 35. 76 50. 0 22. 76 100. 0 10. 53 150. 0 6. 73 200. 0 5. 10 250. 0 4. 41 300. 0 3. 94 / Visc(cp) Rs(ksm 3/sm 3) Comp(1/bar) d. Visc(1/psi) 0. 0104 / 0. 0115 / 0. 0125 / 0. 0130 / 0. 0154 / 0. 0198 / 0. 0270 / 0. 0372 / 0. 0523 /
Секция RELATIVE PERMEABILITY --* Correlations input for rel. perm. table generation (Corey model) : Water-Oil system --* Connate water saturation: 0. 170 --* Oil rel. permeability at connate water sat. : 1 --* Residual oil saturation to water: 0. 367 --* Water rel. permeability at residual oil sat. : 0. 3 --* Water-Oil Rel Perms Задание таблиц относительных фазовых проницаемостей --* Sw Krow Pcow • в системе вода-нефть (KRWO); KRWO 1 • в системе газ-нефть (KRGO); 0. 170 0. 000 1. 0 0/ • Таблицы должны содержать не менее 2 -х и не более 51 строки данных. 0. 380 0. 005 0. 780 0 / 0. 405 0. 020 0. 535 0 / • Связанная водонасыщенность определяется первым не нулевым значением 0. 445 0. 028 0. 327 0 / 0. 511 0. 060 0. 140 0 / 0. 595 0. 140 0. 023 0 / 0. 633 0. 300 0. 000 0 / 1. 000 0. 0 0/ / --* Gas-Oil Rel Perms --* Sg Krog Pcgo KRGO 1 0. 0000 1. 0000 0/ 0. 100 0. 0000 0. 6824 0/ 0. 170 0. 0148 0. 4961 0/ 0. 240 0. 0593 0. 3394 0/ 0. 300 0. 1210 0. 2287 0/ 0. 370 0. 1405 0. 1271 0/ 0. 440 0. 1696 0. 0551 0/ 0. 510 0. 1884 0. 0128 0/ 0. 580 0. 2169 0. 0000 0/ 0. 830 0. 3000 0. 0000 0/ /
Продолжение секции RELATIVE PERMEABILITY --* Correlations input for rel. perm. table generation (Corey model) : Water-Oil system --* Connate water saturation: 0. 200 --* Oil rel. permeability at connate water sat. : 1 --* Residual oil saturation to water: 0. 300 --* Water rel. permeability at residual oil sat. : 0. 240 --* KRWO 2 0. 200 0. 000 1. 000 0/ 0. 380 0. 005 0. 780 0/ 0. 405 0. 020 0. 535 0/ 0. 445 0. 028 0. 327 0/ 0. 511 0. 060 0. 140 0/ 0. 595 0. 140 0. 023 0/ 0. 700 0. 240 0. 000 0/ 1. 000 0/ / KRGO 2 0. 0000 1. 0000 0 / 0. 100 0. 0000 0. 6824 0 / 0. 170 0. 0148 0. 4961 0 / 0. 240 0. 0593 0. 3394 0 / 0. 300 0. 1210 0. 2287 0 / 0. 370 0. 1405 0. 1271 0 / 0. 440 0. 1696 0. 0551 0 / 0. 510 0. 1884 0. 0128 0 / 0. 580 0. 2169 0. 0000 0 / 0. 800 0. 3000 0. 0000 0 / /
Перечень массивов Секция GRID (1) XCOO, YCOO, ZCOO - х, у, z координаты блоков, м; XGRI, YGRI, ZGRI, - размер блоков сетки о х, у, z направлениям, м; THIC - общая толщина, м; PORO - пористость, доли ед. ; K_X, K_Y, K_Z - проницаемость по х, у, z, м. Д; NET - эффективная толщина, м; NTOG - коэффициент песчанистости; ACTN - область активных блоков; PHIH - пористость-толщина (PHIH=PORO*THIC), м; K_XH - проницаемость по х - толщина (K_XH=K_X*THIC*NTOG), м. Д-м; PHIN - пористость- коэффициент песчанистости (PHIN=NTOG*PORO*ACTN), д. ед. ; K_XN, K_YN - проницаемость по х, у - эффективная нефтенасыщенная толщина, м. Д/м. Д; AXES - отклонение осей по проницаемости, град; DEVX, DEVY - отклонение вертикальной проницаемости от оси х, у, град. ; K_XP - проницаемость по х /пористость, м. Д; KYKX, KZKX - проницаемость по у, z / проницаемость по х, м. Д/м. Д; CROC - сжимаемость породы, бар-1; CRPH - пористость на сжимаемость породы (CRPH=CROC*PHIN), бар -1; REFE - пластовое давление для распределения пористости, бар ; ROCK - определение областей с различными типами пород; EQUI - регионы по инициализации MULX, MULY, MULZ - коэффициенты сообщаемости по x, y, z направлениям и т. д. Система координат Начало координат сетки (по умолчанию) размещено в верхнем левом углу. Ось z направлена вниз Первый слой (K=1) расположен вверху сетки. Ячейки нумеруются по направлениям x, y, z с помощью индексов I, J и K. При вводе значений в модель используется так называемый “естественный” ('natural') порядок, то есть самым быстрым является x-индекс, а самым медленным z-индекс. Радиальная и декартова система координат; Прямоугольные ячейки (Cartesian) и четырехугольные ячейки (Corner Point).
Секция GRID (2) SIZE 11 13 10 --* Horizontal Flow Options режим ввода массивов по горизонтали HORI BLOCK --* Vertical Flow Options режим ввода массивов по вертикали VERT BLOCK X-DI VARI /VARIable – значения постоянны внутри слоя и / терпят разрыв между слоями 11*100. 00 / VARI 13*100. 00 / ZGRI(1) TOPS VARI 143*1230. 00 / 11*13=143 depth of top=1230 m THIC VARI 1430*3. 0 / 11*13*10=1430 / -- X-DIRECTION / total x-length -- CONSTANT -- 1100. 0 / / -- Y-DIRECTION / total y-length -- CONSTANT -- 1300. 0 / / -- THICKNESS / Thickness only varies with layer -- ZVARIABLE -- 10*3. 0 / Блочно центрированная сетка, которая является, как показывает опыт, самой приемлемой для большинства пользователей Block Point Задание сетки. Размер и тип сетки SIZE nx ny nz {RADI CART}. Задание шаблона разностной схемы HORI {BLOC POIN}. VERT {BLOC POIN}. Задание глубины и толщины пластов DEPT, THIC. Вращение и перемещение сетки ROTA xtran ytran arot
Секция INIT. Существует два способа определения начального состояния: 4 Расчет начального равновесного состояния (EQUI); 4 Задание начального состояния (NONE); INIT EQUI --* Dref(m) Pref(bar) GOC(m) Pcgo(bar) OWC(m) Pcow(bar) 1230. 0 128. 0 0. 0 1250 / 1240. 0 129. 0 0. 0 1250 / --* Specify equilibrium conditions --* t pinit psat const 1 22. 0 128. 0 20. 8 / const 1 22. 0 129. 0 19. 0/ --* aqct name depth perm poro compr radius theta h pinit visw -- AQCT AQ 1 1230. 0 300. 0 0. 1300 0. 000001 3000. 0 360. 0 128. 0 1. 66 / Начальное равновесное состояние. Задание глубины и давления EQUI href pref hgoc pcgoc hwoc pcwoc /. Постоянные значения параметров расчета СONS nreg temp psat compos /. Значения параметров как функции глубины F(DEP nreg h temp psat compos / AQCT AQ 3 1258. 0 50. 0 0. 1300 0. 000001 3000. 0 360. 0 129. 0 1. 66 / ----- 1 1 AQCO AQ 3 / AQCO AQ 1 11 11 1 13 AQCO AQ 1 1 11 13 13 AQCO AQ 1 1 1 10 10 z+ / 1 11 1 13 10 10 x+ / x- / y+ / y- / Задание свойств водонапорного горизонта AQCT name depth perm poro Compr radius theta h Pinit viscw [EQUI] Имя водонапорного горизонта, глубина, проницаемость, пористость , сжимаемость (сумма сжимаемостей воды и породы), внутренний радиус водонапорного горизонта (приблизительно равен внешнему радиусу модели). Угол распространения водонапорного горизонта (по умолчанию 360 градусов). Мощность, начальное давление, вязкость воды. Опция, указывает, что подсоединение водонапорного горизонта должно производиться в равновесии с пластом. Подсоединение водонапорного горизонта AQCO name ixl ixu iyl iyu izl izu Face / грань ячейки, указать одну из x-, x+, y- , y+ , z- или z+
Секция RECURRENT (1) --* Treat wells at edge of grid same way as other wells WCOR OFF /поправка для скважин, располож. на краю или в углу сетки. Отключена RATE 1 MONTH / Output rate information every 3 months -- RATE 1 DAY WELL / FREQ 0 0 1 / -- ARRAY DAY EQUA ARRAY MONTH EQUA / Output array information at time given in month 1/ -- Write array data every month . Вывод динамических массивов ARRA {DAYS MONT YEAR DATE} EQUA END time 1 time 2. . . /. Основные динамические массивы GENE {PRES}{FLIP}{CPU}{REST}{CMPL} {WELL}{GROUP}{AQUI}{RTEM}{CPLY} Текущие свойства пластовых флюидов SATU DENS VISC MOBI RELK OIL GAS WATR ALL --* Request restart and fluid in place reports -- GENE PRES REST FLIP WELL CPU CMPL AQUI GLAY WLAY / вывод основных массивов и подготовка рестарт GENE PRES REST FLIP CPU WELL CMPL AQUI ESOL EQUA YEARS -- ESOL EQUA DAYS 1 / GENE PRES SATU OIL WATR GAS DTMX YEARS MONTH d. Sat Cfltol d. Pres 0 1 0. 5 1. 8 100 / -- Horizontal well thru 3 small blocks ------INCLUDE 'WPR 1. traj' / / INCLUDE 'WINJ 1. traj' / / /установка пар-ров для контроля макс. шага по времени / CFL > 1 OK for this problem
TTAB hor. PRO -- X Y Z MD 550. 0 / 0. 0 550. 0 1233. 0 / 1* 450. 0 650. 0 1235. 0 / 1* 350. 0 750. 0 1245. 0 / 1* ENDT / READ 01 Jan 2008 / Секция RECURRENT (2). Ограничение по изменению давления на скважине . . Радиус и скин-фактор RADI rw skin reqv . Коэффициент эксплуатации WEFA voul WELL WPR 1 PROD OIL QLIM = 100000. P=39 / -- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт / COMP WPR 1 1230 1232 0. 12 0. 0 1. 0 / COMP WPR 1 1234 1250 0. 12 0. 0 1. 0 / WELL WINJ 1 INJE WAT Q = 100000. PMAX=160. / -- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт / COMP WINJ 1 1230 1240 0. 12 0. 0 1. 0 / COMP WINJ 1 1240 1245 0. 12 0. 0 1. 0 / COMP WINJ 1 1250 1255 0. 12 0. 0 1. 0 / / WLOC I-J WELL WPR 2 PROD OIL Q=15. 0 PMIN=30. 0 LOCA 6 1 -- RADIus rw skin reqv RADI 0. 120 0. 0 / DRAW 10 WEFA 0. 89 ZONE MULT / Перфорация по слоям 11100/ / WLOC X-Y WELL WINJ 2 INJE WATR QLIM=200. 0 PMAX=200. 0 LOCATION: 50. 0 1250. 0 / Well located in (x, y) RADI 0. 120 0. 0 / ZONE MULT 1111/ ZONE SKIN -4. 5 0 -4. 5 1 1 / DRAW value TFIL – Описание траектории скважины TFILE {NORO} 'trackwell. A. trk' / В wellname Xloc Yloc Zloc MD : / В качестве альтернативы можно использовать ключевое слово TTAB. TFILE 'welltrack. A. dat' / где файл welltrack. A. dat содержит следующую информацию: WP_A -X Y Z MD 23613. 4 764512. 0 100. 0 23731. 2 765193. 0 5000. 0 5300. 0 23782. 7 765921. 0 5000. 0 6300. 0 WELL I-1 INJECTS GAS QLIM=750. 0 PMAX=1378. 95 COMP I-1 2500 2600 0. 05 0. 0 1. 0 TTAB {NORO} wellname Xloc Yloc Zloc MD : : / ENDT . Переопределение режимов работы скважин GRED или REDE name fluid =Q =P tname . Улучшение призабойной зоны STIM {SKIN REQV K-H_ WIDX T-WI MULT} xzone 1 xzone 2 . … / . Перевод добывающей скважины в нагнетательную CONV limit = Q = P
Секция RECURRENT (3) WLOC I-J WELL WPR 3 PROD OIL QLIM = 100000. P=42 / -- I J K DIR Rw KH Skin Reqv M / CIJK 5 13 1 IN-Z 0. 12 1* 0 0. 12 1 / 6 12 2 IN-Z 0. 12 1* 0 0. 12 1 / 6 11 3 IN-Z 0. 12 1* 0 0. 12 1 / / WELL hor. PROD OIL Q=100000. 0 P=50. 0 RADI 0. 09 / -- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_сквпласт / COMP hor. PRO 1233. 0 1238. 0 1* 0 1 / COMP hor. PRO 1239. 0 1244. 0 1* 0 1 / COMP hor. PRO 1245. 0 1250. 0 1* 0 1 / COMP hor. PRO 1251. 0 1256. 0 1* 0 1 / READ 01 JAN 2009 / READ 01 JAN 2020 / STOP Дополнительные файлы Название файла - WPR 1. traj welltrack 'WPR 1' 750. 0 850. 0 750. 0 850. 0 500. 0 750. 0 850. 0 1300. 0 Название файла WINJ 1. traj welltrack 'WINJ 1' 1050. 0 1050. 0 500. 0 1050. 0 1300. 0 Наклонные скважины CIJK I 1 J 1 K 1 DIR 1 Rw 1 KH 1 Skin 1 Reqv 1 M 1/ I 2 J 2 K 2 DIR 2 Rw 2 KH 2 Skin 2 Reqv 2 M 2/ … In Jn Kn DIRn Rwn KHn Skinn Reqvn Mn/ i j k -координата скважины, направление скважины (X, Y или Z), радиус скважины. <проницаемость вскрытой ячейки>* <длину перфорированного интервала>, скин-фактор, эквивалентный радиус ячейки. COMPete – перфорация вдоль ствола скажины COMP track-table md 1 md 2 r S M Описание track-table Md 1 Md 2 R S M Имя таблицы, содержащей траекторию скважины. Измеренная глубина начала интервала перфорации Измеренная глубина окончания интервала перфорации Радиус скважины в этом интервале (по умолчанию 6 дюймов). Скин (по умолчанию 0. 0). Множитель сообщаемости скважина – пласт (по умолчанию 1. 0). Вы можете задать более одного интервала перфорации для одной скважины: WELL TI-1 INJECTS GAS QLIM=750. 0 PMAX=1378. 95 COMP TI-1 2580 2610 0. 2 0. 0 1. 0 COMP TI-1 2650 2690 0. 22 0. 0 1. 0 Если задаётся новый интервал, он применяется “поверх”старого. Например, если мы сначала задаём перфорацию в интервале от 4056 до 4129 ft, используя: COMP TI-1 4056 4129 0. 23 0. 0 1. 0 и затем вводим второе ключевое слово COMPL, перекрывающее интервал в диапазоне от 4080 до 4092 COMP TI-1 4080 4092 0. 23 0. 0 В результате мы получим два открытых интервала, один от 4056 до 4080 и второй от 4092 до 4129
Секция RECURRENT (4) Дополнительные ограничения по скважине WLIM value limit {OFF ON} {MIN MAX HOLD}{CUTB STIM WORK CONV SHUT REDE} Value Значение для вторичного скважинного контроля Name Имя параметра, по которому вводится ограничение OIL, GAS, LIQU, RESV, GOR, WOR или параметр определенный пользователем OFF Отключает вторичный скважинный контроль ON Включает вторичный скважинный контроль MIN Это минимальное ограничение MAX Это максимальное ограничение. HOLD Это целевое ограничение (TARG является синонимом HOLD). CUT Дебит добывающей скважины будет уменьшен в случае нарушения ограничения. STIM В случае нарушения ограничения, параметры прискважинной зоны будут улучшены, в соответствии с данными, заданными в ключевом слове STIMulate WORK В случае нарушения ограничения, будут последовательно закрываться перфорации, имеющие самое «плохое» значение параметра определенного в name. CONV Скважина будет остановлена на 1 временной шаг, а затем переведена под нагнетание с условиями описанными в подключевом слове CONVerted SHUT Скважина будет остановлена, если значение ограничения будет нарушено. REDE Скважина будет переопределена с новыми ограничениями добычи и забойного или устьевого давления, описанными в подключевом слове REDE Текущие запасы OFIP regioname ooip ogip owip osplt 1. . . ooip - начальные запасы пластовой нефти, k. SM 3 (I 0 3 m 3) ogip - начальные запасы газа в стандартных условиях, MSM 3 (I 0 std m 3) owip - начальный объем запасов пластовой воды, k. SM 3 (I 03 m 3) оspltf - начальный объем определенного потока (см. ключевое слово SPLIt в секции INPUt), единицы измерения, зависят от того, из чего состоит поток - жидкости или газа
Просмотр результатов моделирования в RMS Модель месторождения с проведенным расчетом на 20 лет. На рисунке вы можете видеть нефтенасыщенность на различные периоды моделирования. Синий цвет соответствует минимальной насыщенности, красный цвет максимальной
Просмотр результатов моделирования. Динамика дебитов нефти по скважинам.
Просмотр результатов моделирования Накопленная добыча нефти
Просмотр результатов моделирования. Текущие запасы нефти.
Упражнение 1. 1. Время начала проектирования 1 января 2008 года 2. Время начала рестарта или начала проектирования 1 января 2008 года 3. Численная схема –полностью неявная 4. Фазы в фильтрации OIL GAS WATR / 5. Глубина залегания 1 объекта 1230 м с соответствующим пластовым давлением - 128 бар. 2 объекта 1240 м с соответствующим пластовым давлением - 129 бар. 6. Сжимаемость породы 1*10 -5 1/бар 7. Плотность воды в стандартных условиях 1 объекта – 1150 kг/м 3 2 объекта – 1151 kг/м 3 8. Плотность воды приведенном давлении 1 атм 1 объекта – 1150 kг/м 3 2 объекта – 1151 kг/м 3 9. Сжимаемость воды 1*10 -5 1/атм 10. Вязкость воды 1 объекта -- 1. 66 спз 2 объекта – 1. 56 спз 11. Плотность нефти в стандартных условиях 1 объекта – 941. 8 kг/м 3 2 объекта – 940. 0 kг/м 3 12. Давление насыщения нефти 1 объекта 20. 8 бар. 2 объекта 19. 0 бар. 13. Молекулярный вес нефти 200 г/моль 14. Плотность газа 0. 729 kг/м 3 15. Температура пласта 1 объекта - 22 C 2 объекта - 23 C 16. PVT таблица для нефти одинаковые для 1 и 2 объектов Давление, бар 1. 0 5. 0 9. 3 20. 8 52. 0 78. 0 191. 0 285. 0 349. 0 400. 0 Объемный Вязкость, коэффициент, сп м 3/м 3 1. 10090 260. 00 1. 10100 245. 00 1. 10110 230. 20 1. 10130 227. 90 1. 10400 200. 00 1. 10600 150. 43 1. 10900 110. 66 1. 11400 90. 35 1. 11900 50. 77 0. 12400 1. 00 Газосодержание, 103 м 3/м 3 0. 00200 0. 00377 0. 00403 0. 00580 0. 00920 0. 01860 0. 02350 0. 02710 0. 03070 / / / / /
17. PVT таблица для газа одинаковые для 1 и 2 объектов Давление, Объемный Вязкость бар коэффициент, сп м 3/103 м 3 1. 0 137. 48 0. 0104 / 10. 1 50. 76 0. 0115 / 20. 8 35. 76 0. 0125 / 50. 0 22. 76 0. 0130 / 100. 0 10. 53 0. 0154 / 150. 0 6. 73 0. 0198 / 200. 0 5. 10 0. 0270 / 250. 0 4. 41 0. 0372 / 300. 0 3. 94 0. 0523 / 350. 0 3. 38 0. 0675 / 400. 0 2. 96 0. 0826 / 450. 0 2. 63 0. 0978 / 500. 0 2. 36 0. 1290 / 18. Таблица относительных фазовых проницаемостей, система нефть-вода 1 объект 2 объект Водона. Кwat Koil Капилл. сыщенность давление 0. 20 0. 0 1. 00 6. 3 0. 27 0. 0 1. 00 6. 7 0. 45 0. 08 0. 30 2. 7 0. 47 0. 10 0. 28 2. 9 0. 65 0. 20 0. 15 1. 8 0. 68 0. 21 0. 13 1. 6 0. 70 0. 25 0. 00 0. 9 0. 75 0. 30 0. 00 0. 8 1. 00 0. 0 19. Таблица относительных фазовых проницаемостей система газ-нефть 1 объект 2 объект Газона. Кgas Koil Капилл. сыщенность давление 0. 20 0. 0 1. 00 0. 21 0. 0 1. 00 0. 25 0. 1 0. 40 1. 0 0. 27 0. 11 0. 37 1. 0 0. 50 0. 04 2. 5 0. 51 0. 05 2. 4 0. 80 0. 00 3. 9 0. 73 0. 82 0. 00 3. 8 1. 00 0. 10 0. 00 5. 0 1. 00 0. 10 0. 00 4. 9 20. Моделируемый пласт представляется 10 слоями и разбит на 11 ячеек по Х направлению и на 13 в Y направлении. 1 объект состоит из 3 слоев 2 объект – из 7 слоев Размеры ячеек по Х=100 м, по У=100 м, по Z=3 м. 21. Проницаемости по направлениям Х и У равны 196 мдарси, по Z - 19. 6 мдарси. 22. Пористость постоянна и равна 0. 1 д. е.
23. 1. Горизонтальная скважина hor. PRO с координатами X Y Z MD 550. 0 / 550. 0 1233. 0 / 450. 0 650. 0 1235. 0 / 350. 0 750. 0 1245. 0 / 23. 2. Добывающая скважина WPR 1 с координатами X Y Z MD 750. 0 850. 0 750. 0 850. 0 500. 0 750. 0 850. 0 1300. 0 23. 3. Нагнетательная скважина WINJ 1 с координатами X Y Z MD 1050. 0 1050. 0 500. 0 1050. 0 1300. 0 23. 4. Добывающая скважина WPR 2 с координатами Ячейка по Х=1 Ячейка по У=6 22. 5. Нагнетательная скважина WINJ 2 с координатами X Y 50. 0 1250. 0 23. 6. Добывающая скважина WPR 3 с координатами Ячейка по I=5 Ячейка по J=13 I=6 Ячейка по J=12 I=6 Ячейка по J=11 24. Технолого-промысловые данные скважин Скважина Давление забойное , бар Назначение hor. PRO Добывающая 50. 0 WPR 1 Добывающая 50. 0 WINJ 1 Нагнетательная 200. 0 WPR 2 Добывающая 30. 0 WINJ 2 Нагнетательная 200. 0 WPR 3 Добывающая 42. 0 Радиус скважины, м 0. 09 0. 12 0. 10 0. 12 0. 1 2 Перфорация, м начало конец 1239 1250 1230 1245 1255 1, 2. 3 слои 6, 7 слои 1, 2. 3 слои Скин фактор 0 -1 -4 0
Упражнение 2 Глубина залегания 1 объекта 1230 м с соответствующим пластовым давлением -- 107 м, 2 объекта 1240 м с соответствующим пластовым давлением – 108 м. Упражнение 3. Плотность воды в стандартных условиях 1 объекта – 1150 kг/м 3 Упражнение 2 объекта – 1151 kг/м 3. 4. Вязкость воды 1 объекта -- 1. 57 спз 2 объекта – 1. 58 спз. 5. Плотность нефти в стандартных условиях 1 объекта – 913 kг/м 3 2 объекта – 910 kг/м 3. 6. Давление насыщения нефти 1 объекта 9. 6 бар. 2 объекта 9. 8 бар. 7. В таблице относительных фазовых проницаемостей , система нефть-вода: связанная вода=0. 15; Мах. значение воды=0. 22 при остаточной нефти равной =0. 32. Упражнение 8. Моделируемый пласт представляется 9 слоями и разбит на 11 ячеек по Х направлению и на 13 в Y направлении. 1 объект состоит из 4 слоев 2 объект – из 5 слоев. Упражнение 9. Размеры ячеек по Х=100 м, по У=100 м, по Z=3 м. Упражнение 10. Проницаемости по направлениям Х и У равны 232 мдарси, по Z - 25 мдарси. Упражнение 11. Добывающая скважина hor. PRO: Ограничение по забойному давлению 40 бар, ограничение по добыче жидкости 100000 м 3/ сут, скин фактор -1, радиус скважины 0. 11 м. Упражнение 12. Добывающая скважина WPR 1: Ограничение по забойному давлению 20 бар, ограничение по добыче жидкости 100 м 3/ сут. , скин фактор -3, радиус скважины 0. 13 м. Упражнение 13. Добывающая скважина WPR 2: , скин фактор 1, радиус скважины 0. 11 м. Упражнение 14. Добывающая скважина WPR 3: Ограничение по забойному давлению 40 бар, ограничение по добыче жидкости 100000 м 3/ сут, Забойное давление 40 бар, скин фактор -1, радиус скважины 0. 11 м. Упражнение 15. Нагнетательная скважина WINJ 1: Ограничение по забойному давлению 203 бар, ограничение по добыче жидкости 100000 м 3/ сут, скин фактор -1, радиус скважины 0. 12 м. Упражнение 16. Нагнетательная скважина. WINJ 2: Ограничение по забойному давлению 196 бар, ограничение по добыче жидкости 400 м 3/ сут, скин фактор -1, радиус скважины 0. 12 м.
Упражнение 17. Добывающая скважина WPR 2: с координатами в ячейках I=2, J=5, перфорация в 2, 3. 4 слоях. Упражнение 18. Добывающая скважина WPR 2: с координатами в ячейках I=7, J=11, перфорация в 1, 2, 3. 4 слоях. Упражнение 19. Нагнетательная скважина WINJ 1: с координатами Х=1110. 0 м У=100. 0 м, перфорация в 6, 7, 8 слоях. Упражнение 20. Нагнетательная скважина WINJ 2: с координатами Х=100. 0 м У=1350. 0 м, перфорация в 5, 7, 8 слоях.