Тема ЛЕКЦИЯ 17 (4.6) ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ В ПК TEMPEST (ROXAR) Учебные

Учебные вопросы лекции:
1. Задание скважин при моделировании
2. Адаптация модели по

истории разработки

[LGR name]
Если задано имя LGR, то координаты скважины в

нём должны задаваться только через индексы I-J.

Способ задания координат
WLOC I-J, X-Y

Перфорация скважин
ZONE {SKIN REQV K-H_ MULT}
xzone1 xzone2 .… /

SKIN -значение скин-фактора в блоке. REQV - эквивалентный радиус блока скважины. K-H - величина kh в блоке. WIDX - сообщаемость скважина–пласт в блоке, то есть значение умножаются на сpkh (c = 0.5, 1 или 2) для каждого слоя. T-WI -общий множитель сообщаемости скважина–пласт (md-футы или md-м.). CCF связан с T_WI через выражение CCF=Cdarcy. T_WI, где: Cdarcy=0.001127 (field) или Cdarcy= 0.008527 (metric). MULTipliers - множитель сообщаемости скважина-пласт в блоке. Xzonee - числовое значение указанного параметра для каждого блока е, через который проходит скважина, считая от ближайшего к устью.

/  



COMPlete – перфорация скважины

COMP track-table md1 md2 r S

M

track-table Имя таблицы, содержащей траекторию скважины.
Md1 Измеренная глубина начала интервала перфорации
Mdu 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).

TTAB     {NORO}
wellname Xloc        Yloc           Zloc            MD 
:                :                 :                 :     :
/
ENDT

скважин в формате Eclipse WELLTRACK. В этом случае файл подключается

в следующей форме:
WELLTRACK TP-A 9750 9750 5050 8750 8750 5100 7750 8750 5200
Колонками являются x, y and z, также как и для TFIL, и таблица заканчивается с окончанием подключаемого файла.

географических координатах:

TTAB
--X Y Z
PROD

1741 1000.00 1565.91
1741 1085.17 1584.81
1741 1171.66 1596.19
1741 1258.82 1600
1741 1758.82 1600
1741 2258.82 1600
ENDT

TFIL
‘wells.inc’

INCLUDE
‘wells.inc’

[MULT]
Аргумент WELL является опциональным и обозначает, что имя скважины будет

указано в каждой строке.
MDL Глубина верхней отметки перфорации
MDU Глубина нижней отметки перфорации
RADIUS Радиус скважины
DIAMETER Диаметр скважины
SKIN Скин-фактор
MULT Множитель сообщаемости
скважина-пласт

EFIL (ETAB)
'wells_event.txt'  /

EFILE 'wells.event' /

окно Events.

User Guide

Q1 Q2   Можно определить до 10 параметров Q1, Q2,

…,   на практике используются 3 или 4.
Формат даты
                  DD - день           MM/MMM - месяц                YYYY - год
Эти три компонента могут следовать в произвольном порядке.
DD  - целое числом в диапазоне 1-31.
Если используется MM, то это целое число в диапазоне 1-12.
Если используется MMM, то это текст -{jan, feb, …, dec}.
YYYY обозначает год.

История разработки

HTAB (HFIL) – История добычи
в строках входного файла
(отдельного файла)
Если имена скважин вводятся в каждой строке, таблица должна
завершаться комментарием.
Если имена скважин вводятся в отдельных строках, то для завершения таблицы используется ключевое слово ENDH.

Перед ключевым словом HFILE обязательно должно быть введено ключевое слово HFOR, описывающее формат промысловых данных в следующих за ним подключаемых файлах.

перфорации сверяем с датой начала работы скважин.
Так же проверяем,

чтобы не было дат перфораций ранее начала работы первой скважины.

WELL
WELL W1 PROD HLIQ P=30 HWEF

1 Jan 1990
STOP

'dd.mm.yyyy' MDL MDU RAD SKIN

MULT

ETAB
W_P1
01.01.2000 PROD
01.01.2000 PERF 1524.00 1828.96 0.15240 0.0 1.0
01.01.2000 BHPT 105 / забойное давление на добывающей скважине не опустится ниже 105 Бар

'dd/mmm/yyyy' MDL MDU RAD SKIN

MULT

ETAB
123 01/Jan/2000 PROD LPT 200 BHPT 75 / дебит жидкости не превысит
200 м3/сут

'dd.mmm.yyyy' MDL MDU RAD SKIN

MULT

ETAB
WINJ 01.Jan.2000 INJE WIT 200 BHPT 300 / приемистость закачки воды не превысит 200 м3/сут

порядка – ограничение по давлению
Ограничение второго порядка – ограничение по

дебиту

WPR23
01/Jan/2000 PROD
01/Jan/2000 PERF 1524.00 1534.00 0.15240 0.00000 1.00000
01/Jan/2000 OPT 200 / дебит нефти не более 200 м3/сут.
01/Jan/2000 BHPT 75.0000 / давление на забое не менее 75 бар

которых будет экономически невыгодно эксплуатировать скважину.

Задаются событиями PLIM (для добывающих

скважин)и ILIM (для нагнетательных скважин) или ключевым словом WLIM (старый формат).






Пример задания ограничения в текстовом файле:

EFOR well 'dd.mm.yyyy' / определение формата события
etab
13-F 01.01.2010 PLIM OIL 10 shut MIN / при дебите нефти менее 10 м3/сут. скважина будет закрыта

Описание

Примечания
OIL Дебит нефти
GAS Дебит газа
WAT Дебит воды
LIQ Дебит жидкости Только для добывающих
BHP Забойное давление Только для скважин
THP Устьевое давление Только для скважин
RESV Компенсация в пластовых условиях
GOR Газо-нефтяное отношение Только для добывающих
OGR Нефте-газовое отношение Только для добывающих
WCT Обводненность Только для добывающих
WOR Водо-нефтяное отношение Только для добывающих
GWR Газо-водяное отношение Только для добывающих
WGR Водо-газовое отношение Только для добывающих
Варианты действий
Действие Описание Опции
WORK ГТМ TOP, BOT ,WORS
STOP Остановить расчет
REDE Переопределить
CONV Перевести добывающую скважину под закачку
SHUT Закрыть скважину
CUTB Сократить добычу/закачку на FACTOR
BOOST Увеличить добычу/закачку на 1.0/FACTOR

Действие Описание

Опции
WORK Провести ремонт скважины TOP, BOT ,WORS
TOP – закрыть верхний интервал;
BOT – закрыть нижний интервал;
WORS –закрыть интервал перфорации, который хуже всего
удовлетворяет поставленным условиям.
Пример:
WPRD 01/Jan/2000 PLIM WCT 0.80000 work wors

REDE Переопределить параметры скважины
Пример:
WPRD 01/Jan/2000 PLIM WCT 0.8 REDE
WPRD 01/Jan/2000 REDE oil 2000 50 bhp

CONV Запустить добывающую скважину под нагнетание
CUTB Сократить добычу/закачку на значение FACTOR
BOOST Увеличить добычу/закачку на значение 1.0/FACTOR
SHUT Закрыть скважину
STOP Остановить расчет

несколько событий и производить действия над ними одновременно
Проверка событий. Если

событие не прошло проверку, это не обязательно значит, что данные в вашей модели неверны.
В общем случае рекомендуется использовать только события или не использовать их совсем.

Редактирование событий через интерфейс меню Events

Edit Event зависит от выбранного события. Нужно ввести имя скважины

/ группы, дату и аргументы события.

скважин осуществляется ключевым словом TEST

TEST

twtinc {MONT YEAR DAYS}
По умолчанию: 3 months

Если задано ключевое слово TEST, то все скважины, закрытые в
результате нарушения групповых ограничений, периодически
проверяются. Те из них, для которых при этом не нарушаются
ограничения, продолжают работать, а остальные остаются закрытыми.

Пример:
READ Jan 1 1989
TEST 6 MONThs

Проверка осуществляется раз в 3 месяца с 1 января 1989.

словом GROU

GROU group_name [FRAC value] well1 well2 well3 well4

Пример:
GROU GP1 PROD_16 PROD_19 PROD_20 PROD_21 FRAC 0.5 PROD_17 PROD_18
-- в группу GP1 входят скважины PROD_16 PROD_19 PROD_20 PROD_21 PROD_17 PROD_18,
-- причем в группу GP1 входит только 50% добычи скважин PROD_17 PROD_18
GROU GP2 PROD_10 PROD_11 PROD_12 PROD_13 PROD_14 PROD_15 FRAC 0.5 PROD_17 PROD_18
-- в группу GP2 входят скважины PROD_10 PROD_11 PROD_12 PROD_13 PROD_14 PROD_15 PROD_17 -- PROD_18, на группу GP2 приходится 50% добычи скважин PROD_17 PROD_18

определяются ключевым словом PARENT

PARENT group parent_group

Пример:
PARENT GP1 GP
PARENT GP2 GP

группа GP1

группа GP2

01/06/2000 GLPT 5000 / Дебит жидкости группы GP_1 должен быть

не больше 5000 м3/день

01/06/2000 GWIT 5000 / Приемистость группы GI_1 не должна превышать

5000 м3/день

условий при которых будет экономически невыгодно эксплуатировать группу скважин (куст,

часть месторождения или месторождение в целом).

Задаются событиями GPLIM (для групп добывающих скважин)и GILIM (для групп нагнетательных скважин) или ключевыми словами GLIM и ILIM(старый формат).






Пример задания ограничения в текстовом файле:

EFOR well 'dd.mm.yyyy' / определение формата события
etab
GP1 01.01.2010 GPLIM WCT 0.8 WORK WRKA / при обводненности группы
скважин 80% самая «плохая» (обводненная) скважина будет закрыта

ограничения Описание

Примечания
OIL Дебит нефти
GAS Дебит газа
WAT Дебит воды
LIQ Дебит жидкости Только для добывающих
BHP Забойное давление Только для скважин
THP Устьевое давление Только для скважин
RESV Компенсация в пластовых условиях
GOR Газо-нефтяное отношение Только для добывающих
OGR Нефте-газовое отношение Только для добывающих
WCT Обводненность Только для добывающих
WOR Водо-нефтяное отношение Только для добывающих
GWR Газо-водяное отношение Только для добывающих
WGR Водо-газовое отношение Только для добывающих

Варианты действий
Действие Описание Опции и ограничения
WORK ГТМ WRKW, WRKS, WRKA
DRIL Открыть скважину из списка (группы) скважин на бурение
GPRED Переопределить параметры скважины
CUTB Сократить добычу/закачку на FACTOR
BOOST Увеличить добычу/закачку на 1.0/FACTOR
SHUT Закрыть все скважины в группе
STOP Остановить расчет

скважин
Действие Описание

Опции

WORK ГТМ WRKW, WRKS ,WRKA
WRKW – провести ГТМ «наихудшей» скважине;
WRKS – закрыть «наихудшую» скважину;
WRKA – провести ГТМ во всех скважинах.
Пример:
PP1 01.Jan.2005 GPLIM WCT 0.70000 work wrka

DRIL Пробурить скважину из группы (списка) скважин на бурение
Пример:
GROUP DRILL 13-F
EFOR well 'dd.mm.yyyy' MDL MDU RAD SKIN MULT
ETAB
13-F 01.01.2000 PROD OPT 1000 BHPT 40
PP1 01.01.2010 GPLIM OIL 1000 dril min

Edit Event зависит от выбранного события. Нужно ввести имя группы,

дату и аргументы события.

на группы скважин стандартными ключевыми словами секции Recurent (устаревший способ):

Ограничение

на добывающие скважины

GLIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM WORK DRIL STOP GRED}
limit - OIL, GAS, LIQU, WATR, GOR, WOR, RESV, WTC

Ограничение на нагнетательные скважины

ILIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM DRIL STOP HOLD GRED}
limit - GAS, WATR, OIL, RESV

компенсация добычи группы добывающих скважин закачкой группы нагнетательных скважин;


NETG/NETW используются

при одновременной закачке фиксированного количества воды/газа и компенсации отборов закачкой.
Пример:
INJ1 01/01/2001 VREP PROD1 1.0

izu SCALAR
Умножение начальной проницаемости на коэффициент 0.5:
KMOD 6* SCALAR 0.5

/
Задание различных значений на участке:
KMOD 1 2 1 4 1 1 0.89 0.87 0.997 0.79 0.88 0.87 0.82 0.81 /
Изменение пористости в процессе разработки
PMOD ixl ixu iyl iyu izl izu SCALAR
Что бы уменьшить пористость на 0.7% по отношению к начальной пористости:
PMOD 6* SCALAR 0.993 /

Изменение проницаемости и пористости

на другой
WWAG wellname P1 P2 [OFF]

WELL I-1 INJECTS GAS

Q=100 P=4000 BHP AND WATR Q=90 P=5000 BHP
LOCA 2*1 /
RADI 1.0 /

Период нагнетания 1 и 2 флюида в днях

WWAG I-1 30 30

может меняться в течении расчета. До момента появления первого DREF

к скважине будет применяться значение DATUM.

Ограничение для скважины

временного шага
DTMX tunit1 tunit2

tdtchg deltmx dSat cfltol deltWell dPres
: : : : : : /
По умолчанию: 0 32 days 0.15 1.0 10 days 100 atm

фактических и расчетных показателей.
Оценка сходимости фактических и расчетных суммарных

накопленных технологических показателей и давления по всему объекту в целом и/или по выделенным регионам
Сортировка скважин. Оценка сходимости показателей по скважинам:
выделение скважин с наихудшей сходимостью фактических и расчетных показателей
приоритезация – из выделенного списка скважин прежде всего необходимо адаптировать высокодебитные скважины
сопоставление фактических и расчетных величин отбора/закачки по скважинам
сравнение расчетных давлений (забойного и пластового) с фактическими замерами
разделение скважин по местоположению

именам
наколенной добыче нефти, газа или воды
обводненности

накопленной закачке газа или воды
забойному или устьевому давлению
газо-нефтяному соотношению
по разнице с историческими данными

Аналогичная опция есть в ResViewII

Адаптация модели по истории разработки

расхождения фактических и расчетных показателей.
Анализ причин расхождения факт-расчет и

корректировка модели
Анализ и корректировка относительных фазовых проницаемостей
Анализ и корректировка геологической основы модели (статистические свойства (проницаемость, межблоковая сообщаемость и др.))
Настройка и подбор свойств водонапорного горизонта. Как правило, это влияет на адаптацию забойных и пластовых давлений по скважинам.
Анализ проведенных мероприятий по скважинам. На основе мероприятий осуществляется подбор значений скин-фактора, множителей сообщаемости скважина-пласт, задание таблиц KVSP, либо изменение проницаемости в районе скважины в динамике (например, на момент проведения ГРП)

проницаемостей
Относительные фазовые проницаемости описывают движение флюидов в пласте на довольно

большом пространстве, тогда как лабораторные исследования проводятся на нескольких маленьких образцах.
Отсюда возникает проблема подбора таких ОФП чтобы расчетные интегральные показатели совпадали с фактическими.

Модификация ОФП осуществляется на основе экспертной оценки и опыте разработчика.

нагнетательных скважин к добывающим, необходимо анализировать работу близлежащих добывающих скважин

не по отдельности, а совместно.
Это гораздо эффективнее, нежели анализ каждой скважины в отдельности, и позволит избежать части неверных предположений.

Адаптация модели по истории разработки

сообщаемости обосновано особенностями проведения апскеллинга

Недостаточная детальность гидродинамической сетки привела к

«потере» непроницаемого прослоя.

PERMZ

и воды, служит забойное и пластовое давление, если таковые имеются

в наличии.
Поскольку замеры являются суточной информацией, а дебит добыча и закачка усреднены на месяц, то заведомо будет несоответствие факта и расчета. Поэтому здесь допускается коридор, в котором расчетные значения считаются приемлемыми. Для пластового давления это коридор еще шире, чем для забойного, так как замеры пластового давления проводятся на некотором расстоянии от скважины, которое не всегда известно, либо выдача значений пластового давления в симуляторе задана на другом расстоянии.

Адаптация модели по истории разработки

схематичный план. Это означает, что при адаптации не следует зацикливаться

на определенных параметрах, а пытаться смотреть на модель шире.

Путей адаптации множество в этом и состоит работа гидродинамика.

Адаптация модели по истории разработки

этап проведения прогнозных расчетов.

Для того, чтобы каждый раз не пересчитывать

исторический период модели, запуск модели можно производить с так называемого рестарта, т.е. с даты окончания исторического периода.

При задании контроля по скважинам на прогноз используются те же самые события, что использовались для задания контроля по историческому периоду. Если не задать контроль работы скважин на прогноз, то будут приняты последние данные.

Прогнозные расчеты

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.