Тема ЛЕКЦИЯ 15 (4.4) СОСТАВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПК TEMPEST (ROXAR) Учебные вопросы

вопросы лекции:
1. Секция INPUT
2. Свойства флюидов. Секция FLUID
3. Секция задания

фазовых проницаемостей Relative

месторождений

определение гидроди-
намической сетки и
свойств пласта

Секция FLUID
определение свойств
флюидов (PVT и др.)

Гидродинамический
симулятор

Cекция RELATIVE-
PERMEABILITY
задание фазовых
проницаемостей

Глобальные
ключевые
слова

Секция INPUT
определение параметров и
формата входной и выхо-
дной информации

Секция
RECURRENT
ввод данных по
скважинам

1. Секция INPUT

TITLE AV1-3 POKACHEVSKOE, ACTUAL 07/2010

PRINT - печать данных секции INPUT
PRINT

NONE ALL
NONE – данные секции INPUT в out файл выведены не будут
ALL – данные секции INPUT будут выведены в out файл

- метрическая система измерений
POFU - американская система измерений

IDAT -

дата начала моделирования
IDATe iday month iyear или IDATe month iday iyear
Пример:
IDAT 1 JAN 1999 или IDAT JAN 1 1999

SDAT - дата запуска модели (Рестарт)
SDATe value {DAYS MONT YEAR DATE}
Пример:
SDAT 1 Jan 2009 или SDAT 10 YEAR (DAYS MONT)

полностью неявная схема (IMPLICT).
ADAP - в зависимости от устойчивости

решения отдельные ячейки автоматически переключаются между IMPES и IMPLICT
IMPEs - неявная по давлению, явная по насыщенности (IMPES)

ADAP может использоваться как альтернатива IMPL
ADAPtive {FULL NONE}
FULL - полностью неявная схема;
NONE - схема IMPES.

1. Секция INPUT

GAS SOLVENT STEAM WATR

Пример:
CNAM OIL GAS WATR
-- в модели

присутствуют три фазы: нефть газ и вода

1. Секция INPUT

программа считывает файлы но не запускает расчет
GO

- программа считывает файлы и запускает расчет
Пример:
DIRE NOGO

Расчет линий тока
STRE {FORM}

Выбор шага по времени в соответствии с событиями
EVEN EXACT / Ограничивает размер временных шагов в соответствии с шагом событий

1. Секция INPUT

ERRO {NERR{FATA NONF} {NONE ERRO ALL} {NOAL ALTE}

NERR - Максимальное число

ошибок до завершения работы программы.
По умолчанию 0.
FATAl - Не пытаться выполнять временные шаги, если встречена какая-либо ошибка.
NONF - Продолжать выполнение временных шагов даже при наличии ошибок.
NONE - Не выдавать предупреждения и сообщения об ошибках.
ERRO - Выдавать только ошибки в выходной файл (*out).
ALL - Выдавать все ошибки и предупреждения в выходной файл (*out).
NOAL - Сообщения будут выдаваться только в выходной файл.
ALTE - Сообщения выдаются и в стандартном и в альтернативном выходном файле.

x-, y- и z   COARsen Fx  Fy  Fz {OUTPut}

CXGR,

CYGR, CZGR

CXGR 16 {OUTPut}
10 3 2 10*1 2 3 10 /

1. Секция INPUT

Jan 2000
SDAT 01 Jan 2000
STRE
WDOP MSAT
CNAM

OIL WATR

секции Fluid описывается свойства флюидов, объявленных ключевым словом CNAMe в

секции Input

В модели Black Oil могут использоваться следующие фазы:
Oil Gas Solvent Steam Water

2. Секция FLUID Расположение и назначение

- данные секции флюид не будут выведены
ALL -

все данные секции флюид будут выведены
BASI - только основные данные секции флюид будут выведены

PVTN – задание PVT регионов.
Задается в секции GRID!
Вводится для задания различных PVT свойств
в различных регионах месторождения (для
различных пластов, частей залежи
разделенных разломами)

2.Секция FLUID Вывод данных в out файл
Выделение регионов PVT свойств

воды и конденсата;
Источником служат:
раздел «Свойства и состав нефти, газа,

конденсата и воды» в проектном документе на разработку залежи;
раздел «Физико-химические свойства, состав нефти и газа» в подсчете запасов;
непосредственно отчеты о результатах исследований.
В гидродинамической модели используются исходные данные принятые контролирующими органами или предлагаемые к принятию.

2. Секция FLUID Источники исходных данных

условиях к объему нефти в стандартных условиях.
Давление насыщения –
давление

начала выделения газа из нефти.

2. Секция FLUID Свойства нефти. Газосодержание.

Замечания:
Выделившийся газ в пласте крайне медленно обратно растворяется в нефти при повышении пластового давления.
Давление насыщения равно давлению на ГНК при наличии газовой шапки.

изотермических условиях.
Объемный коэффициент нефти (Bо) - отношение объема нефти в

пластовых условиях к объему нефти в стандартных условиях.

2. Секция FLUID Объемный коэффициент нефти

Замечание: Сжимаемость определяет угол наклона прямого участка зависимости
Bo от давления при значениях выше давления насыщения.

при движении.
2. Секция FLUID Вязкость нефти
Градиент вязкости –

определяет угол наклона прямого участка зависимости μo от давления при значениях выше давления насыщения при постоянной температуре.

условиях к объему газа в стандартных условиях.
Изменение объема газа происходит

из-за сжатия газа в результате увеличения давления и расширения в результате увеличения температуры.

Для идеального газа:

2. Секция FLUID Объемный коэффициент газа

при движении.
2. Секция FLUID Вязкость газа
Величина вязкости зависит от

компонентного состава газа и термобарических условий пласта.

газа в стандартных условиях.
Секция FLUID Конденсатосодержание газа
Количество добываемого конденсата

зависит от используемого на поверхности сепаратора.

/

GPVT

/
CNAM OIL WATR


FLUID BLACKOIL

WATR


BASIC


TEMP

OPVT

/




Двухфазное

моделирование применимо если:
1. Давление при разработке не опускалось ниже давления насыщения, т.е. нефть оставалась в недонасыщенном состоянии.
или
2. Газосодержание не превышает 10 м3/т.

При трехфазном моделировании необходимо использовать дополнительный набор ОФП в системе газ-нефть

Трехфазная модель

Двухфазная модель

Секция FLUID Ключевые слова Tempest More
Основа модели black oil

во всех случаях, двумя словами на выбор WATR или PVTW(желательно

в связке с DENSITY) .

WATR
denwsc denwref comprsw pref viscw dviscwdP
Свойства задаются одной строкой, максимально можно задать 6 аргументов.
denwsc плотность воды в стандартных условиях
denwref плотность воды при пластовой температуре и давлении
comprsw сжимаемость воды
pref приведенное давление
viscw вязкость воды
dviscwdP производная давления по вязкости воды (только с версии 6.4)

Пример:
WATR
1100.04 1039.98 4.2e-05 300 0.35 /

Секция FLUID Свойства воды

Bwref compw viscw dviscwdP
Pref

приведенное давление
Bwref объемные коэффициент воды при приведенном давлении
Compw сжимаемость воды
Viscw вязкость воды
dviscwdP производная давления по вязкости воды (только с версии 6.4)

Пример:
PVTW
300 1.3e-06 4.2e-05 0.35 /

Секция FLUID Свойства воды

DENSITY

BASIc

denosc oilmw gmwgr
Значения по умолчанию в метрич. сист. : 881 кг/м3 200 0.8
denosc плотность нефти в поверхностных условиях
oilmw молекулярный вес нефти Пример:
gmwgr молекулярный вес газа или плотность газа BASIC
800 188.81 0.9
SDEN
sdeno sdeng
По умолчанию в метр. сист.: 881 kg/m3 0.8446kg/m3
sdeno плотность нефти в поверхностных условиях. Пример:
sdeng плотность газа в поверхностных условиях. SDEN
800 0.9

denosc denwsc dengsc
Значения по умолчанию в метрич. сист. 888.1 kg/m3 1000 kg/m3 0.8446 kg/m3
denosc   плотность нефти в поверхностных условиях
denwsc   плотность воды в поверхностных условиях
dengsc   плотность газа в поверхностных условиях

Пример:
DENSITY
1100 0.85 /


TEMP temp
Значение по умолчанию в метрич. cист.: 100°С

Пример:
TEMP 90 /

Секция FLUID Задание плотности и пластовой температуры

пузырьки газа.
На фазовой диаграмме давление насыщения выглядит как линия, выше

которой существует однофазная жидкость, а ниже смесь газа и жидкости.

Фазовая диаграмма двухкомпонентной системы углеводородов

Давление «точки росы» –
давление, при котором
из газа начинают конденсироватся первые капельки нефти. На фазовой диаграмме давление «точки росы» выглядит как линия.

Секция FLUID Фазовая диаграмма давление насыщения и точка росы

po bo visco rs comprso dvisc
Единицы измерения метрич. сист. bar m3/m3 cp 1000m3/m3 1/bar 1/bar
Po давление насыщения.
Bo объемный коэффициент нефти.
Visco вязкость нефти.
Rs газосодержание, Rs.
Comprso сжимаемость нефти, -1/Bo(dBo/dp).
Dvisc нормализованный градиент вязкости, 1/µo (dµo/dp).

Пример:
OPVT
40.2 1.17 0.43 0.027 /
104.7 1.36 0.30 0.086 /
137.0 1.47 0.27 0.119 /
159.0 1.55 0.25 0.142 /
169.3 1.59 0.24 0.153 /
201.6 1.72 0.22 0.189 /
233.9 1.86 0.20 0.226 1.98e-04 1.3e-03 /
266.2 2.01 0.19 0.265 /
/

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти

В этом примере сжимаемость нефти и нормализованный градиент вязкости заданы только для одного давления насыщения. Градиенты, заданные при этом давлении, используются для расчёта Bo и μo для недонасыщенной нефти при всех остальных давлениях насыщения (газовых факторах).

0.43 0.027 /
104.7

1.36 0.30 0.086 /
137.0 1.47 0.27 0.119 /
159.0 1.55 0.25 0.142 /
169.3 1.59 0.24 0.153 /
201.6 1.72 0.22 0.189 /
233.9 1.86 0.20 0.226 /
266.0 1.80 0.19 0.226 /
/

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти

Как правило такой ввод данных не желателен и пользователям рекомендуется вводить таблицы в шесть столбцов, задавая как минимум одну пару значений сжимаемости и нормализованного градиента вязкости.

0.05796 1.097E-04 1.3e-03 /
/
Секция FLUID Задание PVT

свойств нефти

Если при эксплуатации залежи пластовое давление гарантировано не опускалось ниже давления насыщения, то возможно задать PVT таблицу для нефти одной строкой, описывающей свойства флюида при давлении выше давления насыщения. При этом свойства задаются при давлении насыщения.

PVT свойства:
Может быть задано несколько PVT регионов
Каждая строка определяет состояние нефти при указанном давлении насыщения
Давление, объемный коэффициент, газосодержание (тыс. м3/м3), сжимаемость возрастают, вязкость – убывает.
Для разных давлений насыщения можно задавать разные сжимаемости и градиенты вязкости.
Таблица составляется на основе результатов лабораторных PVT исследований пластового флюида или на основе расчета по компонентному составу в модуле PVTx.

(1/bar!) dvisc

99 1.1841 0.9 0.05796 1.097E-04 0.0 /
/

В проектном документе на разработку месторождения, а так же в подсчете запасов исходные данные содержатся в таблице «Геолого-физические характеристики продуктивных пластов».
Значения градиента вязкости можно найти в отчетах о лабораторном исследовании глубинных проб пластового флюида. В случае отсутствия достоверных данных используют допущение, что вязкость при давлении выше давления насыщения – константа, т.е. градиент вязкости равен 0.

Согласно определению сжимаемости

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти

pg Bg viscg Rv
Единицы измерения метрич. сист. bar m3/1000 m3 cp m3/1000 m3
pg давление.
Bg объемный коэффициент газа.
viscg вязкость газа.
Rv нефтегазовое отношение.

Секция FLUID Задание PVT свойств газа

Пример:
GPVT / Pg Bg Viscg Rv
10.0 113.466 0.01157 /
50.0 21.386 0.01277 /
100.0 10.127 0.01438 /
130.0 7.644 0.01578 /
163.3 6.037 0.01773 /
170.0 5.801 0.01815 /
190.0 5.191 0.01942 /
270.0 3.653 0.02450 /
/

PVT свойства:
При наличии конденсата задается конденсатосодержание Rv (м3/тыс. м3), при этом в секции Init должно быть задано ключевое слово RvvD.
Давление и вязкость возрастают, объемный коэффициент уменьшается.
Количество PVT таблиц нефти, газа и воды соответствует количеству регионов PVTN.
Таблица GPVT составляется на основе результатов лабораторных PVT исследований пластового флюида или на основе расчета по компонентному составу в модуле PVTx.
Таблица GPVT должна быть обязательно определена при трехфазном моделировании.

ограничение по времени для растворения газа в нефти при повышении

пластового давления. Если DPBDT равно 0, закаченный газ растворяться в нефти не будет.

DPBDT
/  означает, что за 1 день давление насыщения изменится не более чем на 1 Бар.

Изменение давления насыщения с учетом DPBDT без учета DPBDT

Секция FLUID Ограничение на изменение давления насыщения с течением времени в модели Black Oil

GP0=0.1
GP1=0.6
OVPG – зависимость вязкости от градиента давления
OVPG Fo GP0 GP1
Fo

– множитель на поток нефти
GP0 - характеристика градиента давления
GP1 - характеристика градиента давления

Пример:
OVPG 0.05 0.1 0.6
* Если градиент меньше GP0, поток нефти умножается на коэф-т Fo.
* Если градиент больше GP1, тогда в расчете используется нормальный поток.
* При градиенте между GP0 и GP1 множитель потока распределяется от F0 до 1.

компонента, переносящего трассер

Название компонента переносящего трассер должно быть указано в

CNAME в секции INPUT.

Пример:
TRAC TRC1 WATR /

Также в секции RECU нужно прописать какая скважина закачивает трассер и при каких концентрациях ключевым словом WTRC или событием TRAC.

Секция FLUID Определение трассера

и во избежание резкого прорыва нагнетаемой воды к добывающим скважинам

применяют специальные присадки для закачиваемой воды, которые в зависимости от концентрации повышают ее вязкость.

Секция FLUID Опция полимера

Опции по закачке трассера и полимера будут рассмотрены в дальнейшем.

PVMn /
/
Задание регионов: KPTA в секции GRID
Можно ввести до

10 таблиц и до 50 строк в каждой таблице.
Для давлений вне диапазона, покрываемого таблицей, будет использоваться последнее (первое) значение KM в таблице.

Р - Давление
КМ - Множители проницаемости
PVM - Множители порового объёма
IRRV - Делает изменения проницаемости необратимыми

Секция FLUID Зависимость проницаемости и порового объема от давления

BLACKOIL
----------------------------------------------
--* densSTP(kg/m3) densRef(kg/m3) comp(1/bar) pRef(barsa) visc(cp)
WATR

1100.04 1039.98 4.22492e-05 1.01353 0.35032 /
--* Surf.Oil.Dens(kg/m3), Oil Mw, Gas gravity/Mw
BASIC
800.026 188.812 0.90000
TEMP 121.111
--*P(barsa) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/bar)
OPVT
275.790 1.09754 0.62807 0.00000 1.24703e-04 0.00000 /
/

WATR
----------------------------------------------
FLUID BLACKOIL
----------------------------------------------
--* densSTP(kg/m3) densRef(kg/m3) comp(1/bar) pRef(barsa) visc(cp)
WATR

1100.04 1039.98 4.22492e-05 1.01353 0.35032 /
--* Surf.Oil.Dens(kg/m3), Oil Mw, Gas gravity/Mw
BASIC
800.026 188.812 0.90000
TEMP 121.111
--*P(barsa) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/bar)
OPVT
10.0000 1.06118 1.14000 0.00580 0.000154 0.00000 /
50.0000 1.19030 0.78000 0.04540 0.000201 0.00000 /
100.000 1.31360 0.58000 0.08820 0.000236 0.00000 /
150.000 1.43110 0.45000 0.13140 0.000264 0.00000 /
171.900 1.48510 0.40000 0.15170 0.000275 0.00000 /
200.000 1.55430 0.37000 0.17650 0.000290 0.00000 /
250.000 1.67740 0.33000 0.22060 0.000315 0.00000 /
300.000 1.80060 0.30000 0.26470 0.000340 0.00000 /
350.000 1.90560 0.28000 0.30000 0.000365 0.00000 /
400.000 1.98900 0.27000 0.33000 0.000391 0.00000 /
/
--*P(barsa) Bg(rm3/ksm3) Visc(cp)
GPVT
10.0000 120.585 0.01190 /
50.0000 22.4216 0.01321 /
. . . . . . . . . . . . . . . . .

породы пропускать через себя флюид при наличии перепада давлений.
Абсолютная проницаемость

– проницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом, инертным по отношению к породе (величина зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от насыщающего флюида).
Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость породы для отдельно взятого флюида при числе присутствующих фаз больше 1 (величина зависит от флюидонасыщения)
Относительная проницаемость – отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной.

Относительные фазовые проницаемости оказывают влияние на множество факторов, поэтому подходить к их заданию и редактированию следует с умом.

отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

где

qi – поток;
ΔР – перепад давления;
μi – вязкость i-ой фазй.
Индекс i указывает на то, что параметры относятся к i-ой фазе.
Относительная фазовая проницаемость, κri, для фазы i может быть определена из выражения κi = κri • κ как
κri = κi / κ где
к – абсолютная проницаемость
кi – эффективная проницаемость

Секция RELATIVE PERMEABILITY Относительные фазовые проницаемости

поверхностью, то давление в фазах будет различным. Эта разность давлений

называется капиллярным давлением.

Капиллярное давление это функция:
Радиуса поровых каналов, r
Межфазового натяжения между двумя несмешивающимися фазами, σ
Смачиваемости (Угол контакта между жидкостью и породой), cosθ

RELA
PRINT {NONE ALL BASI}
NONE - данные секции RELA не

будут выведены
ALL - все данные секции RELA будут выведены
BASI - только основные данные секции RELA будут выведены

Пример:

RELA
PRINT ALL

{OIL WATE} {LINE STN1 STN2 ECLI}
Пример:
WETT WATE STN2 /

Смачиваемая водой порода, фазовые проницаемости рассчитываются с помощью метода Stone II
Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.

Секция RELATIVE PERMEABILITY

Поверхность гидрофильна

Поверхность гидрофобна

RELATIVE PERMEABILITY
KRWO
Sw Krw Krow Pcow Krwh Krowh Pcowh

: : : : : : : /
Sw – водонасыщенность
Krw – относительная фазовая проницаемость воды в присутствии нефти
Krow – относительная фазовая проницаемость нефти в присутствии воды
Pcow – капилярное давление между нефтяной и водяной фазой
Krwh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости воды в присутствии нефти
Krowh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости для нефти в присутствии воды
Pcowh – обратная (гистерезисная) кривая капиллярного давления между нефтяной и водяной фазой

Пример:
KRWO
0.00 0.000 1.000 0.272 /
0.10 0.050 0.770 0.125 /
0.25 0.145 0.519 0.049 /
0.40 0.260 0.330 0.027 /
0.60 0.475 0.173 0.013 /
0.80 0.715 0.057 0.007 /
1.00 1.000 0.000 0.000 /
/

Таблицы должны содержать не менее 2-х и не более 50 строк данных
Значения насыщенности в таблице должны монотонно возрастать
Каждая строка таблицы и таблица должны заканчиваться знаком комментария (/)

/
0.30000 0.00042 0.62974 /
0.35000 0.00211 0.48506 /
0.40000

0.00666 0.36443 /
0.45000 0.01627 0.26567 /
0.50000 0.03374 0.18659 /
0.55000 0.06250 0.12500 /
0.60000 0.10662 0.07872 /
0.65000 0.17079 0.04555 /
0.70000 0.26031 0.02332 /
0.75000 0.38112 0.00984 /
0.80000 0.53978 0.00292 /
0.90000 1.00000 0.00000 /
1.00000 1.00000 0.00000 /
/

Krow

Krw

SWL

SWCR

SOWC

Связанная водонасыщенность определяется первым значением в таблице, а критическая последним нулевым значением относительной фазовой проницаемости воды в таблице

При моделировании газовых залежей таблица относительных фазовых
проницаемостей KRWO будет в системе углеводород-вода.

PERMEABILITY
KRGO
Sg Krg Krog Pcgo Krgh Krogh Pcgoh

: : : : : : : /
Sg – газонасыщенность
Krw – относительная фазовая проницаемость газа в присутствии нефти
Krow – относительная фазовая проницаемость нефти в присутствии газа
Pcgo – капилярное давление между нефтяной и газовой фазой
Krgh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости газа в присутствии нефти
Krogh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости для нефти в присутствии газа
Pcgoh – обратная (гистерезисная) кривая капиллярного давления между нефтяной и газовой фазой

Пример:
KRGO
0.00 0.000 1.000 0.010 /
0.10 0.050 0.770 0.025 /
0.25 0.145 0.519 0.049 /
0.40 0.260 0.330 0.068 /
0.60 0.475 0.173 0.130 /
0.80 1.000 0.000 0.250 /
/

Таблицы должны содержать не менее 2-х и не более 50 строк данных
Значения насыщенности в таблице должны монотонно возрастать
Каждая строка таблицы и таблица должны заканчиваться знаком комментария (/)

/
0.15000 0.00659 0.53638 /
0.20000 0.01562 0.42188 /
0.25000

0.03052 0.32495 /
0.30000 0.05273 0.24414 /
0.35000 0.08374 0.17798 /
0.40000 0.12500 0.12500 /
0.45000 0.17798 0.08374 /
0.50000 0.24414 0.05273 /
0.55000 0.32495 0.03052 /
0.60000 0.42187 0.01562 /
0.65000 0.53638 0.00659 /
0.70000 0.66992 0.00195 /
0.80000 1.00000 0.00000 /
/

Krog

Krg

SGL

SGCR

SOGC

Связанная газонасыщенность определяется первым значением в таблице, а критическая последним нулевым значением относительной фазовой проницаемости воды в таблице

При моделировании газовых залежей таблица относительных фазовых
проницаемостей KRWO будет в системе углеводород-вода.

нефти как функция нефтенасыщенности So

GSF Sg           Krg          Pcog        Krgh
 
Относительная

фазовая проницаемость по газу как функция газонасыщенности Sg

WSF   Sw  Krw  Pcow  Krwh
 
Относительная фазовая проницаемость по воде как функция водонасыщенности Sw

Секция RELATIVE PERMEABILITY

смачиваемой фазой (водой), верхняя точка кривой дренирования, точка А. Система

полностью дренировала до точки B и затем насыщенность смачиваемой фазы снова выросла и система следует кривой пропитки к точке C.
В случае если процесс дренирования прервался в середине (точка D), пропитка идет по кривой Krs,которая параллельна кривой пропитки KrI.

Секция RELATIVE PERMEABILITY

нефтью (точка Sc), и затем в нее стали закачивать газ

(кривая дренирования Kr), при процессе дренирования растет насыщенность несмачиваемой фазы. Затем, в точке Smax, стала увеличиваться насыщенность нефти (процесс пропитки), пунктирная линия, которая параллельна гистерезисной кривой Krh.
Гистерезис несмачивающей фазы ведет к защемлению этой фазы. Критическая насыщенность несмачивающей фазы при пропитке намного выше чем при дренаже, таким образом небольшое количество газа всегда защемляется в породе.

Секция RELATIVE PERMEABILITY

газ.
Секция RELATIVE PERMEABILITY

0.17 0.16 0.17 0.16
0.19 0.15 0.17 1 0.16 0.17

0.16 0.17
0 0 0 0 0.17 1 0.16 0.17
0 0 0 0 0.17 1 0.16 0.17
. . . . .

По умолчанию значения концевых точек программа берет в секции RELA в
таблицах относительных фазовых проницаемостей.

1.00
1.00 1.00 1.00 1.00
0.99 0.99 1.00 1.00
1.00 1.00 1.00 1.00
100*1.00

100*0.99
100*0.98
100*1.00
. . . .

Pcow
KRWO
0.20000

0.00000 1.00000 0.00000 /
0.30000 4.16493e-04 0.62974 0.00000 /
0.35000 0.00211 0.48506 0.00000 /
0.40000 0.00666 0.36443 0.00000 /
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
0.80000 0.53978 0.00292 0.00000 /
0.90000 1.00000 0.00000 0.00000 /
1.00000 1.00000 0.00000 0.00000 /
/

--*Sg(frac) Krg(dimless) Krog(dimless) Pcgo
KRGO
0.00000 0.00000 1.00000 0.00000 /
0.10000 0.00195 0.66992 0.00000 /
0.15000 0.00659 0.53638 0.00000 /
0.20000 0.01562 0.42188 0.00000 /
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
0.60000 0.42187 0.01562 0.00000 /
0.65000 0.53638 0.00659 0.00000 /
0.70000 0.66992 0.00195 0.00000 /
0.80000 1.00000 0.00000 0.00000 /
/

и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Утвержден и введен в действие

Приказом Минтопэнерго России N 67 от 10.03.2000.
Тынчеров К.Т., Горюнова М.В. Практический курс геологического и гидродинамического моделирования процесса добычи углеводородов: учебное пособие / К.Т.Тынчеров, М.В.Горюнова – Октябрьский: издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2012, 150 с.
Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов B.R «Оценка качества 3D моделей» М.: ООО «ИПЦ Маска», 2008 - 272 стр.