Методическое руководство по созданию гидродинамической (фильтрационной) модели

программ фирмы ROXAR - MORE –Tempest и выполнению практических работ

по дисциплине «Применение ЭВМ».

Р.Х.Низаев

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
3.4.2. Граничные и начальные условия
3.4.3. Закон сохранения массы для нефти, воды и газа
3.5. Конечно-разностные методы
3.6. Воспроизведение истории разработки
3.7. Прогнозирование технологических показателей разработки
3.8. Необходимые исходные данные для гидродинамического моделирования
4. Создание гидродинамической модели

месторождений

Tempest

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.

программой МОRE и изучение ее отличий от других гидродинамических симуляторов
Программный

комплекс MORE предназначен для:
анализа
контроля
проектирования
оптимизации
разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Высокая скорость;
Эффективное использование памяти;
Модели со сложной геометрией;
Быстрый переход между Black Oil и композиционными моделями;
Устойчивость и надежность результатов;
Возможность работы на РС;
Широкие сервисные возможности.

Особенности гидродинамического симулятора

1+1=2

MORE позволяет:
оперативно адаптировать результаты гидродинамического моделирования к истории разработки
эффективно работать

с крупными и гигантскими объектами
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
Совместимые форматы ввода/вывода
Удобная организация Пост-процессора
Возможность задания положения скважин в географических координатах
Встроенные математические операции над массивами данных
Очередь задач для работы во многопользовательском режиме

документирования создаваемого модельного файла
Ключевые слова - 4 символьные
Имена скважин, групп

и
сепараторов - 16 символьные

Глобальные ключевые слова

Задание выдачи в выходном файле входного
ECHO OFF ON (вкл., выкл.)
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/56mod33'
/==============

OPEN INPUT
'GRID\grid.grd'
INCLUDE

OPEN INPUT
'Out1990.txt‘
INCL

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
SDAT 01 Jan 2008 / 0 YEAR /
IMPL FULL / Выбор численной схемы
-- LSOL 10 / макс. число итераций
--* Component names
CNAM OIL GAS WATR /
-------------------------------------------------------------------------
FLUI
--------------------------------------------------------------------------
INCLUDE
'simple.fluid‘
--------------------------------------------------------------------------
RELA
--------------------------------------------------------------------------
INCLUDE
'simple.rela‘
--------------------------------------------------------------------------
GRID
--------------------------------------------------------------------------
-- Set datum for well bhp pressures
DATUM1 1230.0 /
DATUM1 1240.0 /

Секция INPUT

Заголовок в выходных файлах TITL

Печать данных секции INPUT PRINT NONE ALL

Задание системы единиц измерения UNIT METR POFU
UNIT - метрическая система измерений
POFU - американская система измерений

Дата начала моделирования
IDAT 1 JAN 1999 IDAT Jan, 1, 99

Дата запуска модели (Рестарт)
SDAT 1 Jan 2009 SDAT 10 YEAR (DAYS MONT)

Выбор численной схемы: Полностью неявная численная схема (IMPL);
Неявная по давлению, явная по насыщенности (IMPES)

Солвер - Численная схема верхней поточечной релаксации LSOR

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*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 i1 i2 j1 j2 k1 k2 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 i1 i2 j1 j2 k1 k2

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 i1 i2 j1 j2 k1 k2 {REPL MODI} ZERO
1. <+ * min max>
2.

/ Rock compressibility in

uniform
CONS
1e-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

Продолжение секции INPUT

1150.00 1150.0

1e-05 1* 1.66 /
WATR2
1151.00 1151.0 0.9e-05 1* 1.56 /
--* Basic oil and gas properties
--* Surf.Oil.Dens(kg/m3) Oil Mw Gas gravity/Mw
BASIC1
941.8 200.00 0.729 / 31.98 /
BASIC2
940.0 200.00 0.729 / 31.98 /
--* Reservoir temperature
TEMP1 22.000 /
TEMP2 23.00000
/
--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)
OPVT1 /
1.0 1.10090 260.00 0.00200 /
5.0 1.10100 245.00 0.00300 /
20.8 1.10130 227.90 0.00403 /
52.0 1.10400 200.00 0.00580 /
78.0 1.10600 150.43 0.00920 /
191.0 1.10900 110.66 0.01860 /
285.0 1.11400 90.35 0.02350 /
/ --* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)
OPVT2 /
1.0 1.10090 260.00 0.00200 /
5.0 1.10100 245.00 0.00300 /
20.8 1.10130 227.90 0.00403 /
52.0 1.10400 200.00 0.00580 /
78.0 1.10600 150.43 0.00920 /
191.0 1.10900 110.66 0.01860 /
285.0 1.11400 90.35 0.02350 /
/

PVT свойства
OPVT
давление насыщения
объемный коэффициент
вязкость нефти
газосодержание 103м3/м3
сжимаемость
градиент вязкости
GPVT
давление
вязкость газа
объемный коэффициент
газонефтяной фактор

Название компонентов в модели
CNAM OIL GAS WATR
CNAM C02 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR

Изменение наклона зависимостей объемного коэффициента (Bo) и вязкости от P определяются данными сжимаемости нефти и градиентом вязкости
Co = -1/Bo(dBo/dP)
ms = 1/o(do/dP)

Они могут быть рассчитаны из 2 последних строк в OPVT данных, или заданы явно.
Различные наклоны возможны для различных давлений насыщения.

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 /
/
--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)
GPVT2 /
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 /
/

Продолжение секции FLUID

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
--* Sw Krw Krow Pcow
KRWO1
0.170 0.000 1.0 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 /
0.633 0.300 0.000 0 /
1.000 1.000 0.0 0 /
/
--* Gas-Oil Rel Perms
--* Sg Krg Krog Pcgo
KRGO1
0.000 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 /
/

Задание таблиц относительных фазовых проницаемостей
в системе вода-нефть (KRWO);
в системе газ-нефть (KRGO);
Таблицы должны содержать не менее 2-х и не более 51 строки данных.
Связанная водонасыщенность определяется первым не нулевым значением

(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
--*
KRWO2
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 1.000 0.00 0 /
/
KRGO2
0.000 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 /
/

Продолжение секции RELATIVE PERMEABILITY

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, мД;
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), мД-м;
PHIN - пористость- коэффициент песчанистости (PHIN=NTOG*PORO*ACTN), д. ед.;
K_XN, K_YN - проницаемость по х, у - эффективная нефтенасыщенная толщина, мД/мД;
AXES - отклонение осей по проницаемости, град;
DEVX, DEVY - отклонение вертикальной проницаемости от оси х, у, град.;
K_XP - проницаемость по х /пористость, мД;
KYKX, KZKX - проницаемость по у, z / проницаемость по х, мД/мД;
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.

Перечень массивов

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).

Система координат

Секция GRID (1)

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=1230m

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 /

Секция GRID (2)

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

Блочно центрированная сетка, которая является, как показывает опыт, самой приемлемой для большинства пользователей

Block

Point

Pcgo(bar) OWC(m) Pcow(bar)
1230.0

128.0 0.0 0.0 1250 /
1240.0 129.0 0.0 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 AQ1 1230.0 300.0 0.1300 0.000001 3000.0 360.0 10.0 128.0 1.66 /

AQCT AQ3 1258.0 50.0 0.1300 0.000001 3000.0 360.0 1.0 129.0 1.66 /

-- AQCO AQ1 11 11 1 13 1 10 x+ /
-- AQCO AQ1 1 1 1 13 1 10 x- /
-- AQCO AQ1 1 11 13 13 1 10 y+ /
-- AQCO AQ1 1 11 1 1 1 10 y- /

AQCO AQ3 1 11 1 13 10 10 z+ /

/

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+

Существует два способа определения начального состояния:
Расчет начального равновесного состояния (EQUI);
Задание начального состояния (NONE);

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 /

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

--* 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 dSat Cfltol dPres /установка пар-ров для контроля макс. шага по времени
0 1 0.5 1.8 100 / CFL > 1 OK for this problem
/
-- Horizontal well thru 3 small blocks -------

INCLUDE
'WPR1.traj' /
/
INCLUDE
'WINJ1.traj' /
/

Вывод динамических массивов
ARRA {DAYS MONT YEAR DATE} EQUA END
time1 time2 ... /
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

Z MD

550.0 550.0 0.0 0.0 / 0.0
550.0 550.0 1233.0 1233.0 / 1*
450.0 650.0 1235.0 1235.0 / 1*
350.0 750.0 1245.0 1245.0 / 1*
ENDT
/
READ 01 Jan 2008 /

WELL WPR1 PROD OIL QLIM = 100000. P=39 /
-- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт /
COMP WPR1 1230 1232 0.12 0.0 1.0 /
COMP WPR1 1234 1250 0.12 0.0 1.0 /

WELL WINJ1 INJE WAT Q = 100000. PMAX=160. /
-- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт /
COMP WINJ1 1230 1240 0.12 0.0 1.0 /
COMP WINJ1 1240 1245 0.12 0.0 1.0 /
COMP WINJ1 1250 1255 0.12 0.0 1.0 /
/

WLOC I-J
WELL WPR2 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
1 1 1 0 0 /
/

WLOC X-Y
WELL WINJ2 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
1 1 1 1 1 1 1 1 /
ZONE SKIN
-4.5 0 -4.5 1 1 /

Ограничение по изменению давления на скважине
DRAW value
Радиус и скин-фактор
RADI rw skin reqv
Коэффициент эксплуатации
WEFA voul

TFIL – Описание траектории скважины
TFILE {NORO}            
'trackwellA.trk'  /  
В wellname
Xloc     Yloc        Zloc        MD 
:            :              :              :/
В качестве альтернативы можно использовать ключевое слово TTAB.
 TFILE
'welltrackA.dat'  /
где файл welltrackA.dat содержит следующую информацию:
WP_A
-- X        Y         Z       MD
23613.4  764512.0   100.0   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}
xzone1 xzone2 .… /
Перевод добывающей скважины в нагнетательную
CONV limit = Q = P

Секция RECURRENT (2)

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 horPRO PROD OIL Q=100000.0 P=50.0
RADI 0.09 /
-- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт /
COMP horPRO 1233.0 1238.0 1* 0 1 /
COMP horPRO 1239.0 1244.0 1* 0 1 /
COMP horPRO 1245.0 1250.0 1* 0 1 /
COMP horPRO 1251.0 1256.0 1* 0 1 /

READ 01 JAN 2009 /
READ 01 JAN 2020 /
STOP

Дополнительные файлы

Название файла WINJ1.traj
welltrack 'WINJ1'
1050.0 50.0 0.0 0.0
1050.0 50.0 500.0 500.0
1050.0 50.0 1300.0 1300.0

Название файла - WPR1.traj
welltrack 'WPR1'
750.0 850.0 0.0 0.0
750.0 850.0 500.0 500.0
750.0 850.0 1300.0 1300.0

Наклонные скважины
CIJK
I1 J1 K1 DIR1 Rw1 KH1 Skin1 Reqv1 M1/
I2 J2 K2 DIR2 Rw2 KH2 Skin2 Reqv2 M2/
…
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 md1 md2 r S M
Описание
track-table Имя таблицы, содержащей траекторию скважины.
Md1 Измеренная глубина начала интервала перфорации
Md2 Измеренная глубина окончания интервала перфорации
R Радиус скважины в этом интервале (по умолчанию 6 дюймов).
S Скин (по умолчанию 0.0).
M 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 0.0
В результате мы получим два открытых интервала, один от 4056 до 4080 и второй от 4092 до 4129

Секция RECURRENT (3)

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 osplt1 ...

ooip - начальные запасы пластовой нефти, kSM3 (I03m3)
ogip - начальные запасы газа в стандартных условиях, MSM3 (I0std m3)
owip - начальный объем запасов пластовой воды, kSM3 (I03m3)
оspltf - начальный объем определенного потока (см. ключевое слово SPLIt в секции INPUt),
единицы измерения, зависят от того, из чего состоит поток - жидкости или газа

Секция RECURRENT (4)

вы можете видеть нефтенасыщенность на различные периоды моделирования.
Синий цвет соответствует

минимальной насыщенности, красный цвет максимальной

Просмотр результатов моделирования в RMS

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 1230м 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/м3
2 объекта – 1151 kг/м3
8. Плотность воды при приведенном давлении 1 атм 1 объекта – 1150 kг/м3
2 объекта – 1151 kг/м3
9. Сжимаемость воды 1*10-5 1/атм
10. Вязкость воды 1 объекта -- 1.66 спз
2 объекта – 1.56спз
11. Плотность нефти в стандартных условиях 1 объекта – 941.8 kг/м3
2 объекта – 940.0 kг/м3
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/м3
15. Температура пласта 1 объекта - 22 C
2 объекта - 23 C
16. PVT таблица для нефти одинаковые для 1 и 2 объектов

Давление, Объемный Вязкость, Газосодержание,
бар коэффициент, сп 103 м3/м3
м3/м3
1.0 1.10090 260.00 0.00200 /
5.0 1.10100 245.00 0.00300 /
9.3 1.10110 230.20 0.00377 /
20.8 1.10130 227.90 0.00403 /
52.0 1.10400 200.00 0.00580 /
78.0 1.10600 150.43 0.00920 /
191.0 1.10900 110.66 0.01860 /
285.0 1.11400 90.35 0.02350 /
349.0 1.11900 50.77 0.02710 /
400.0 0.12400 1.00 0.03070 /

для 1

и 2 объектов
Давление, Объемный Вязкость
бар коэффициент, сп
м3/103м3
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. Водона- Кwat Koil Капилл.
сыщенность давление 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 1.00 0.00 0.0 1.00 1.00 0.00 0.0
19. Таблица относительных фазовых проницаемостей система газ-нефть
1 объект 2объект
Газона- Кgas Koil Капилл. Газона- Кgas Koil Капилл.
сыщенность давление сыщенность давление
0.20 0.0 1.00 0.0 0.21 0.0 1.00 0.0
0.25 0.1 0.40 1.0 0.27 0.11 0.37 1.0
0.50 0.50 0.04 2.5 0.55 0.51 0.05 2.4
0.80 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.

Y

Z MD
550.0 550.0 0.0 0.0 /
550.0 550.0 1233.0 1233.0 /
450.0 650.0 1235.0 1235.0 /
350.0 750.0 1245.0 1245.0 /
23.2. Добывающая скважина WPR1 с координатами
X Y Z MD
750.0 850.0 0.0 0.0
750.0 850.0 500.0 500.0
750.0 850.0 1300.0 1300.0
23.3. Нагнетательная скважина WINJ1 с координатами
X Y Z MD
1050.0 50.0 0.0 0.0
1050.0 50.0 500.0 500.0
1050.0 50.0 1300.0 1300.0
23.4. Добывающая скважина WPR2 с координатами
Ячейка по Х=1 Ячейка по У=6
22.5. Нагнетательная скважина WINJ2 с координатами
X Y
50.0 1250.0
23.6. Добывающая скважина WPR3 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 Радиус скважины, м Перфорация, м Скин фактор Назначение начало конец
horPRO Добывающая 50.0 0.09 1239 1250 0
WPR1 Добывающая 50.0 0.12 1230 1240 -1
WINJ1 Нагнетательная 200.0 0.10 1245 1255 -4
WPR2 Добывающая 30.0 0.10 1,2.3 слои 0
WINJ2 Нагнетательная 200.0 0.12 6,7 слои -4
WPR3 Добывающая 42.0 0.12 1,2.3 слои 0

1230м с соответствующим пластовым давлением -- 107 м,

2 объекта 1240м с соответствующим пластовым давлением – 108 м.

Упражнение 3. Плотность воды в стандартных условиях 1 объекта – 1150 kг/м3
2 объекта – 1151 kг/м3.

Упражнение 4. Вязкость воды 1 объекта -- 1.57 спз
2 объекта – 1.58 спз.

Упражнение 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 6. Давление насыщения нефти 1 объекта 9.6 бар.
2 объекта 9.8 бар.

Упражнение 5. Плотность нефти в стандартных условиях 1 объекта – 913 kг/м3
2 объекта – 910 kг/м3.

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 14. Добывающая скважина WPR3: Ограничение по забойному давлению 40 бар, ограничение по добыче
жидкости 100000 м3/сут, Забойное давление 40 бар, скин фактор -1, радиус скважины 0.11 м.

Упражнение 13. Добывающая скважина WPR2: , скин фактор 1, радиус скважины 0.11 м.

Упражнение 12. Добывающая скважина WPR1: Ограничение по забойному давлению 20 бар, ограничение по добыче
жидкости 100 м3/сут., скин фактор -3, радиус скважины 0.13 м.

Упражнение 11. Добывающая скважина horPRO: Ограничение по забойному давлению 40 бар, ограничение по добыче
жидкости 100000 м3/сут, скин фактор -1, радиус скважины 0.11 м.

Упражнение 10. Проницаемости по направлениям Х и У равны 232 мдарси, по Z - 25 мдарси.

Упражнение 15. Нагнетательная скважина WINJ1: Ограничение по забойному давлению 203 бар, ограничение по добыче
жидкости 100000 м3/сут, скин фактор -1, радиус скважины 0.12 м.

Упражнение 16. Нагнетательная скважинаWINJ2: Ограничение по забойному давлению 196 бар, ограничение по
добыче жидкости 400 м3/сут, скин фактор -1, радиус скважины 0.12 м.

У=1350.0м, перфорация в 5,7,8 слоях.
Упражнение 19. Нагнетательная скважина WINJ1:

с координатами Х=1110.0м У=100.0м, перфорация в 6,7,8 слоях.

Упражнение 17. Добывающая скважина WPR2: с координатами в ячейках I=2, J=5, перфорация в 2,3.4 слоях.

Упражнение 18. Добывающая скважина WPR2: с координатами в ячейках I=7, J=11, перфорация в 1,2,3.4 слоях.