Гидродинамическое моделирование

Немного истории
Tempest 6.2
Мульти-опционная
система моделирования
Tempest 6.3
Параллельные вычисления
Расширение формата событий
Новые возможности Tempest-View

Выбор оптимального варианта разработки
Снижение затрат на разработку
Увеличение добычи нефти и соответственно прибыли
Основные цели модели

Возможности модели
Моделирование различных сценариев разработки месторождения, выбор оптимальных вариантов
Определение зон невыработанных запасов и мероприятий по их извлечению
Определение необходимости проведения мероприятий на скважинах и их оценка
Оценка влияния плотности сетки скважин и расположения скважин
Определение эффективности проектирования скважин со сложной траекторией, зарезки боковых стволов
Оценка влияния методов повышения нефтеотдачи на КИН
Определение зон пласта не охваченных процессом вытеснения

Ограничения модели
I. Необходимо соблюдать баланс между детальностью модели, ее размерами и скоростью счета
II. Модель не является истиной, она отображает наши знания и предположения о пласте и служит инструментом для дальнейшей разработки

Этапы создания модели
Создание геологической модели
Выбор масштаба сетки, Upscaling
Сбор, обработка и подготовка данных о свойствах флюидов, относительных фазовых проницаемостей и капиллярных сил
Обработка и подготовка исторических данных работы скважин
Адаптация модели по истории разработки
Расчет прогнозных вариантов
Выбор оптимальных вариантов разработки, анализ с точки зрения проведения мероприятий по скважинам
Инициализация

Модель пласта: Геология -> Гидродинамика
Результаты процедуры UPSCALING
Распределение коллектора, выдержанные непроницаемые слои и перемычки

Результаты процедуры UPSCALING
Гистограммы распределения пористости, проницаемости, песчанистости
Карты распределения средних параметров
Сопоставление и сбивка запасов
Модель пласта: Геология -> Гидродинамика

Поровый объем в модели можно посмотреть в выходном файле расчета (*.out). Там же приведена информация о запасах в пластовых и поверхностных условиях.
Если у Вас несколько регионов по запасам, несколько залежей, или объектов разработки, то сбивка запасов должна производиться для каждого региона, залежи или объекта разработки. Для этого создаются регионы по запасам (опция FLIP в ключевом слове DEFI) и выводится информация по ним с использованием вторичного ключевого слова FLIP для ключевого слова ARRAY в секции RECURENT.
Сопоставление запасов

Инициализация.
Значения запасов по регионам так же можно посмотреть в Tempest-View.
Сопоставление запасов

Запуск программы
Произвести запуск всех модулей MORE можно из Tempest или из командной строки
mored - запуск программы с двойной точностью;
Синтаксис:
mored <имя входного файла><имя выходного файла>

Исходные данные для построения модели

Этапы создания модели
Модель флюида
Геологическая модель
PVTx
RMS
Уравновешивание
Начальное состояние модели
Данные добычи
Моделирование
Результат моделирования Данные ФОФП
Глубины контактов

Секции запускающего файла MORE
Секция
INITIALIZATION
определение началь-
ных условий в пласте
Секция GRID
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

Запуск программы

Формат ввода данных
3 типа строк:
Ключевые слова
Первичные
Вторичные (подключевые слова)
Строки ключевых слов могут также включать в
себя данные (значения параметров или опции).
Данные
Массивы
Таблицы
Комментарии
Используются для документирования создаваемого модельного файла
КЛ. СЛОВО ОПЦИЯ
ПОДКЛ. СЛОВО ОПЦИЯ
<данные> /
Ключевые слова - 4 символьные
Имена скважин, групп и
сепараторов - 16 символьные

Глобальные ключевые слова
Задание выдачи в выходном файле входного
ECHO OFF ON
Подключение вспомогательных файлов
OPEN {INPU ALL ECLI IRST} FORM UNFO UNIX PC }
INCL
Переход между стандартным вводом и альтернативным
SWIT
Задание выдачи ошибок для контроля в выходном файле
ERRO {NERR{FATA NONF} {NONE ERRO ALL} {NOAL ALTE}

Пример записи глобальных ключевых слов
ECHO OFF
OPEN ALL
'RST/56mod33'
/==============
OPEN INPUT
'GRID\grid.grd'
SWITCH
OPEN INPUT
'Out1990.txt'
SWITCH
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;

MONI
выводит информацию о наиболее не сходящейся ячейке и краткое описание сходимости линейного солвера, изменения решения на каждое обновление и т.д
General non-linear output
Worst oil residual (3,6,1,0) -7.5998110198
Active, state 75 0
prd 469.49104
co 1.70568794
cg 7.45505189
cw 6.75073050
so 0.84353748
sg 0.03797585
sw 0.11848667
pbd 469.49104
ro -7.59981
rg -19.37284
rw 2.84642
.

Секция INPUT
Заголовок в выходных файлах TITL
Печать данных секции INPUT
PRINT NONE ALL
Задание системы единиц измерения
UNIT METR POFU
метрическая система измерений
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)

Секция INPUT
COARsen – задаёт равномерное укрупнение сетки по осям x-, y- и z
COARsen Fx Fy Fz {OUTPut}
CXGR, CYGR, CZGR
CXGR 16 {OUTPut}
10 3 2 10*1 2 3 10 /

Секция INPUT
Название компонентов в модели
CNAM OIL GAS WATR
CNAM C02 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR
Объединение компонентов в группы
LUMP имя группы КОМПОНЕНТЫ
CNAME C02 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR
LUMP C7+ C7P1 C7P2
Мольный композиционный состав смеси
SCMP имя состава
0.6 0.3 0.1 / Мольные доли компонентов

Секция INPUT
INPUT DATA
/========================
TITLE BC11-2b of ******** reservoir
TITLE Variant # 16 from 6-june-2000
//Inje well ROCK & K MULT KWR 1.05
UNIT Metric
IDATE 1 JAN 1988 /
SDATE 0 YEAR /
IMPLICIT FULL
CNAME: OIL WATR

Свойства флюидов

Модели флюидов в Tempest More
BLACK OIL
В модели “black oil” (модель нелетучей нефти Маскета – Мереса) пластовая УВ система рассматривается как двух компонентная (модель трехфазной фильтрации, частный случай, модель двухфазной фильтрации).
Один из компонентов – “газовый”, а другой – “нефтяной”
EOS (equations of state) – композиционная модель
Композиционная модель базируется на теории многокомпонентной фильтрации.
Целесообразно применять для прогнозирования процессов разработки месторождений летучих нефтей и для моделирования методов газового воздействия, характеризующихся интенсивным межфазным массообменом.

Классификация залежей

Моделирование флюидов
Нефть и газ состоят преимущественно из молекул углеводородов [углерод (С) +водород (Н)]
Типы углеводородных смесей
Сухой газ
Жирный газ
Конденсат
Летучая нефть
Нелетучая нефть
Тяжёлая нефть
Молекулы с меньшей молекулярной массой
Молекулы с большей молекулярной массой

Пять пластовых флюидов

Идентификация месторождений

Лабораторный анализ

Типы углеводородных смесей
Сухой газ – одинаковый газ при пластовых и поверхностных условиях
Жирный газ – пластовый газ представляет собой комбинацию конденсата и газа в поверхностных условиях
Ретроградный газ – газ в пластовых условиях объединяет газ в поверхностных условиях и конденсат, но часть конденсата (ретроградный конденсат) остается в пласте
Летучая нефть – пластовая нефть представляет собой газ и нефть в поверхностных условиях. Такие нефти имеют достаточно высокое давление насыщения, чтобы в значимых концентрациях находиться в поверхностных условиях
Нелетучая нефть

Часто третичные методы увеличения углеводородоотдачи (закачка газа или сайклинг процесс) требуют такую схематизацию PVT модели, какая достигается только при композиционном моделировании
Сухой газ
Жирный газ
Конденсат
Летучая нефть
Нелетучая нефть
black oil
EOS
околокритическое состояние

Постоянные свойства флюидов
BASI
плотность нефти в ст. условиях;
молекулярный вес нефти;
молекулярный вес/плотность газа.
SDEN
плотность нефти в ст. усл.; плотность газа в ст. усл.
При работе с моделью “black oil” задается плотность при стандартных условиях “нефтяного” и “газового” компонентов.
DENSITY
плотность товарной нефти;
плотность воды в н.у.;
плотность газа в н.у.

Свойства флюидов
Объемный коэффициент характеризует отношение объема,
занимаемого УВ жидкой фазой пластовой смеси при пластовых условиях Vнп ,к объему дегазированной нефти Vнд
Газосодержанием называется отношение объема выделившегося из пластовой нефти газа к массе (или объему) дегазированной нефти
Физический смысл объемного коэффициента: он показывает, во сколько раз объем товарной (дегазированной) нефти меньше объема, занимаемого пластовой нефтью.
PVT-данные, используемые моделями "black oil", всегда включают зависимости от давления объемного коэффициента и газосодержания жидкой фазы.

Свойства флюидов

Модель BLACK OIL
Для задания свойств газовой фазы существуют два варианта:
В первом из них предполагается, что газовая фаза не содержит веществ группы C5+, т.е. состоит только из “газового” компонента. В этом случае требуется знание лишь зависимости от давления объемного коэффициента газовой фазы.
Во втором варианте учитывается растворимость в газовой фазе “нефтяного” компонента (то есть учитывается содержание веществ группы С5+) и поэтому необходимо знать также динамику от давления величины растворимости “нефтяного” компонента в газовой фазе (газонефтяной фактор).

PVT cвойства флюидов
OPVT
давление насыщения 4 газосодержание 103м3/м3
объемный коэффициент 4 сжимаемость
вязкость нефти 4 градиент вязкости
GPVT
давление
объемный коэффициент
вязкость газа
газонефтяной фактор
Для двухфазной модели считывается только первая строка таблицы. Заполнять таблицу полностью не имеет смысла.

--* Oil PVT Table
--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar)
OPVT
7.90829 1.10837 0.57995 0.00383 0.00131 /
104.798 1.36514 0.30288 0.08617 6.08522e-04 /
201.687 1.72887 0.22454 0.18963 3.16191e-04 /
330.873 2.32436 0.17510 0.34429 1.92738e-04 /
524.652 3.26743 0.13718 0.59998 1.21551e-04 /
/

Изменение наклона зависимостей объемного коэффициента (Bo) и вязкости от P определяются данными сжимаемости нефти и градиентом вязкости
Co = -1/Bo(dBo/dP)
ms = 1/μo(dμo/dP)
Они могут быть рассчитаны из 2 последних строк в OPVT данных, или заданы явно
Задание свойств недонасыщенной нефти
Давление насыщения пластовой нефти газом Pн - это давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нефти появляются первые признаки свободного газа

Свойства пластовой воды
WATR
при давления р :
ρw= denwref * [1 + comprsw * (P-Pref)]
μw= μwref * [1 + dviscwdP * (P-Pref)]
denwsc плотность воды в стандартных условиях
denwref плотность воды при пластовой температуре и приведенном давлении
comprsw сжимаемость воды
pref приведенное давление
viscw вязкость воды в пластовых условиях
dviscwdP производная вязкости воды по давлению
pref Приведенное давление
Bw Объемный коэффициент воды при приведенном давлении
compw Сжимаемость воды
viscw Вязкость воды в пластовых условиях
dviscwdP производная по давлению от вязкости воды
PVTW

Зависимость проницаемости от давления
KVSP {IRRV}
P1 KM1 PVM1 /
P2 KM2 PVM2 /
…
…
Pn KMn 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, зависящие от давления.
PVM - Множители порового объёма, зависящие от давления
IRRV - Делает изменения проницаемости необратимыми

Использование корреляций PVT-свойств флюидов

Секция FLUID
/======================
FLUID BLACK OIL
/======================
WATR denwsc denwref comprsw pref viscw
1010. 990. 0.0000369 1. .46
BASIC denosc oilmv gmwgr
835. 184.5 0.841 /
TEMP 81. /
OPVT P Bo VISCo Rsgo oCmpr oVslope
85 1.20 1.28 0.005 0.000149 0.0022/
/

Упражнение 1
С помощью New Simulation Wizard создать новую модель.

Упражнение 2
В созданном в первом упражнении файле используя исходные данные из файла PVT отредактировать секцию FLUID.

Относительные фазовые проницаемости

Построение ОФП

Относительные фазовые проницаемости
в системе вода-нефть (KRWO);
в системе газ-нефть (KRGO);
Таблицы должны содержать не менее 2-х и не более 50 строк данных.
Связанная водонасыщенность определяется первым не нулевым значением

KRWO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть - вода

KRGO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе газ - нефть

Другие методы задания кривых относительных фазовых проницаемостей
OSF
Фазовые проницаемости как функции нефтенасыщенности
GSF
Фазовые проницаемости как функции газонасыщенности
WSF
Фазовые проницаемости как функции водонасыщенности
OSF So Krow Krog
0.00 0.0 0.0 /
0.28 1* 0.0 /
0.38 1* 0.0 /
0.40 0.08 1* /
0.48 1* 0.02 /
0.50 0.069 1* /
0.58 1* 0.10 /
0.60 0.125 1* /
0.68 1* 0.33 /
0.70 0.4 1* /
0.74 1* 0.6 /
0.78 1.0 1.0 / /

Масштабирование таблиц относительных фазовых проницаемостей
Массивы задаются в секции GRID

Определение концевых точек ОФП

Масштабирование таблиц относительных фазовых проницаемостей
Массивы задаются в секции GRID

Масштабирование кривых относительных фазовых проницаемостей
SCAL n
Swcr Sowcr Sgcr Sogcr Spivot Swco
n Номер первоначальной кривой относительных фазовых проницаемостей, которая будет масштабироваться. Обратите внимание: кривые пронумерованы, в той же последовательности, в какой они были заданы в предыдущих ключевых словах. Масштабирование всегда идет после задания оригинальных (начальных) кривых
swcr Связанная водонасыщенность для масштабируемой кривой
sowcr Связанная нефтенасыщенность в системе нефть – вода для масштабируемой кривой
sgcr Связанная газонасыщенность для масштабируемой кривой
sogcr Связанная нефтенасыщенность в системе нефть – газ для масштабируемой кривой
spivot Более не используется
swco Реликтовая (минимальная) водонасыщенность для масштабируемой кривой
SCAL 1
0.15 0.2 0.2 0.2 1* 0.1 /
Данный вид масштабирования не связан с масштабированием концевых точек при помощи массивов типа SWL

Масштабирование кривых относительных фазовых проницаемостей
Задается в секции INPUt
EPS [3POINT 4POINT]
Опция 3POINT масштабирует кривую относительной фазовой проницаемости по связанной, критической и максимальной насыщенностям.
Опция 4POINT масштабирует кривую относительной фазовой проницаемости еще и по остаточной для второй фазы.
По умолчанию кривая капиллярного давления масштабируется также при помощи этой опции вслед за кривой относительной фазовой проницаемости. В качестве альтернативы можно использовать ключевое слово EPSP для задания другой опции масштабирования концевых точек для капиллярных кривых.
EPSP [NO,OFF,0POINT,2POINT,3POINT,4POINT]
Опции NO,OFF и 0POINT отключают масштабирование капиллярных давлений - будут масштабироваться только относительные проницаемости.
Опция 2POINT масштабирует кривую капилярного давления в точках связанной и максимальной насыщенности.
Опция 3POINT масштабирует кривую капилярного давления в точках связанной, критической и максимальной насыщенности.
Опция 4POINT масштабирует кривую капилярного давления в точках связанной, критической, остаточной и максимальной насыщенности.
EPS 4
EPSP 2

Направленные относительные фазовые проницаемости
KRDR [IRRV]
Таблицы ОФП, использовавшиеся для потоков в x-, y- и z- направлениях, задаются затем массивами KRDX, KRDY и KRDZ в секции GRID.
Поток в скважину по-прежнему контролируется массивами ROCK или SATN.
Разные таблицы ОФП могут быть определены для потоков в положительном и отрицательном x-, y- и z- направлениях.
Таблицы с номерами ОФП для положительного направления потока так же определяются ключевыми словами KRDX, KRDY и KRDZ.
Таблицы с номерами ОФП для отрицательного направления потока определяются ключевыми словами KRMX, KRMY и KRMZ.
FRPC - Фиксация капиллярных давлений
Ключевое слово FRPC в секции RELA позволяет зафиксировать начальные значения капиллярных давлений для всего запуска.

Упражнение 3.
Задать в секции RELA относительные фазовые проницаемости KRWO.

Секция Grid

Секция GRID
Радиальная и декартова система координат;
Прямоугольные ячейки (Cartesian) и четырехугольные ячейки (Corner Point).
Определение размера сетки и блоков ее составляющих (SIZE, SPEC,
HORI, VERT и др.)
Начало координат сетки (по умолчанию) размещено в
верхнем левом углу.
Преобразование системы координат
(ROTA)

Задание сетки
GRID - открытие секции
Размер и тип сетки
SIZE nx ny nz {RADI CART}
Задание шаблона разностной схемы
HORI {BLOC POIN}
VERT {BLOC POIN}
Значение глубины
DATU 2789 meters
Определение опции печати
PRINt NONE MAP array1 array2… NNC
Определение области печати
ZONE i1 i2 j1 j2 k1 k2

Опции секции GRID
В секции GRID: VERT BLOC
HORI BLOC
MORE переписывает все кубы в формате BLOC

Пример задания сетки
/====================================
GRID DATA
/====================================
PRINT MAP
SIZE 70 222 19 CART
HORI BLOCK
VERT BLOCK
DATUM 2370. /
OPEN INPUT
'GRID\grid.grd'
SWITCH

Система координат
z
Ось z направлена вниз
Первый слой (K=1)
расположен вверху сетки.
Ячейки нумеруются по
направлениям x, y и z с помощью индексов I, J и K.
Система координат - правосторонняя
При вводе значений в модель используется так называемый “естественный” ('natural') порядок, то есть самым быстрым является x-индекс, а самым медленным z-индекс.
K=1
K=2
K=3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11 12 13 14 15
………………….….
98 99 100
Ось z направлена вниз

Пример задания сетки
Размер блоков - в направлениях
Y и Х
X-DI и Y-DI
{CONS VARI LOGA}
Задание глубины и толщины пластов
DEPT, THIC
Вращение и перемещение сетки
ROTA xtran ytran arot
Определение z-положения
Z-DI
Сетка

Cекция GRID
Ввод массивов
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, 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;
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;
REFE - пластовое давление для распределения пористости, бар ;
CROC и REFE - сжимаемость породы и приведенное давление, при котором задана пористость.
Пористость является линейной функцией давления:
m = mo [ 1 + Cr ( P - Po ) ] , где:
mo - пористость, заданная в модели
m - пористость при давлении P
Cr - сжимаемость породы, CROC
Po - массив REFE, содержащий давление,
при котором задана пористость
ROCK - определение областей с различными типами пород;
EQUI - регионы по инициализации
TTHI - общая толщина, м;
MULX, MULY, MULZ - коэффициенты сообщаемости по x, y, z направлениям
и т.д.
Секция GRID

Ввод параметров сетки
Ввод параметров секции Grid может быть различный и определяется двумя пунктами:
Как вводить слои?
Как вводить данные для каждого слоя?
KEYWORD OPTION
SUBKEYWORD OPTION
/
CROC UNIF
CONS
0.000004 /
ZGRI DISC
VARI DISC
7515 7615...
K_X
ZVARIABLE
43 45 46 53 /
Examples:

Ввод параметров сетки
KEYWORD OPTION
SUBKEYWORD
Данные для 1 слоя
Данные для 2 слоя
Данные для 3 слоя
/
K_X VARI
VARI
100*43 100*46
100*39 100*70 /
K_X
ZVARIABLE
43 46 39 70 /
Нижеприведенные примеры дают одинаковый
результат для сетки 10х10х4:
По умолчанию VARI
По умолчанию VARI
K_X
100*43 100*46
100*39 100*70 /

Работа с массивами
Заданы только K_X и PORO.
по умолчанию существуют зависимости между массивами, например
KYKX=K_Y/K_X=1 KZKX=K_Z/K_X=1
Определяемые пользователем массивы
DEFIne имя массива {ТИП массива}
‘Описание массива ’
FLlP - как массив пластовых запасов.
Математические выражения обработки Сетки
Для слоев: array (l1:l2) = выражение
Арифметические функции могут использоваться для всего массива
+, -, *, /, **, SQRT, LOG, MAX, COS, SIN и т.д.

Работа с 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)

Интерполяция
Линейная или квадратичная
LINE {NOXY IN-X IN-Y X&Y}
NOXY Не надо задавать значения x и y, т.к. используются значения, которые вводились до этого.
IN_X Линейная интерполяция в X-направлении. Это единственная опция для 1-D модели или модели 2-D. Также можно использовать другое написание IN-X или X-DI.
IN_Y Линейная интерполяция в Y-направлении. Также можно использовать другое написание IN-Y или Y-DI.
X&Y Билинейная интерполяция по X и Y
Взвешенная по расстоянию
INTE exp n {NOXY ALLX TRIP}
exp Коэффициент экспоненциального взвешивания
neighbours Число самых близких соседей
ALLX Все значения x сопровождаются всеми значениями y и всеми значениями z TRIPlets Значения заданы как x, y, z
Пример: DEPT
LINE
0 500 1000 / x
0 2000 4000 / y
1280 1300 1290
1285 1310 1300
1280 1305 1295 /
K-X
INTERPOLATION
0 0 8
3734 0 11
0 1867 9
3734 1867 12
1867 933.5 14 /

Функция пористости
F(PO {LOGA LINE}
Функция глубины
F(DE
Пример: K_X UNIF
F(POR LOGA
0.25 50 0.28 200
0.30 500
/ end
F(DEpth) nregion
h t p psat sgas swater composition

Замена или изменение порового объема, сообщаемости и глубины
PVOL(TRAN,DEPT) i1 i2 j1 j2 k1 k2 {REPL MODI} ZERO
1. <+ * min max>
2.
Изменение суммарной сообщаемости/порового объёма
TSUM i1 i2 j1 j2 k1 k2
xmult xmax /
Работа с массивами

Работа с массивами
OPEN INPUT
'GRID\k_z.dat'
SWITCH
/well 1094
MODI 24 28 86 89 1 16 /
1* 0.1 /
/well 1138
MODI 35 37 105 107 14 14 /
2* 0.1 /
K_Z = K_Z/10
KZKX
MODI 6* /
2* 0.1 /
PVOL 51 70 40 53 1 19 MODI /
1* 800 /

Работа с массивами
ROCK
ZVARI
19*1 /
DEFINE WRK1
'work_rock1'
DEFINE WRK2
'work_rock2'
WRK1 = K_X
WRK1
MODI 1 70 1 222 1 19 ZERO
0 1 20 /
WRK1 = WRK1/K_X
WRK2 = K_X
WRK2
MODI 1 70 1 222 1 19 ZERO
0 1 100 /
WRK2 = WRK2/K_X
ROCK = ROCK + WRK1 + WRK2

Минимальная мощность ячейки
MINDZ
Условие создание выклинивания
PINC {ON OFF}
hmin /
Минимально допустимый поровый объём
MINP {VALU} {MORE} {ECLI}
pvmin /
Возможные ограничения

Создание выклинивания
PINC – создает выклинивание
PNSW – блокирует выклинивание (MORE 6.3)
MINDz, MINPv – ограничения по мощности и поровому объему

Локальное измельчение сеток
Размерность глобальной сетки 10x10x4
Создаётся LGR размерностью 4x4x1
в диапазоне ячеек по
I - [1, 2], J – [2 ,3], Z=1.
LGRD 4 4 1 1 2 2 3 1 1 lgr-3A
REFI и ENDR
Эти ключевые слова позволяют задавать значения статических параметров для локальных измельчений.

Определение
NNC {MULT} {MORE ECLI}
i1 j1 k1 i2 j2 k2 tran
/
Определение сообщаемости
TCON ishft jshft kshft i1 i2 j1 j2 k1 k2 {UNIF} {MULT}
tran /
Множители сообщаемости
TMUL tmult
Несоседние соединения блоков

Задание разломов
Прямые разломы
Искривленные разломы
Задание разломов (вертикальные, наклонные)

Задание разломов
Задание разлома
Множитель разлома
MULTFLT F 0 /
FAULTS -- NAME IX1 IX2 IY1 IY2 IZ1 IZ2 FACE F 5 5 1 10 1 5 X /
/

Задание разлома
FAULt fname k1 k2 {MAX MIN}
i1 j1 to-where ij2 to-where ij3 . . . /
Множитель разлома
FMULT fname xmult
Задание разломов

Упражнение 4
В рабочем файле задать все необходимые данные секции GRID

Инициализация

Инициализация
Существует два способа определения начального состояния:
Расчет начального равновесного состояния (EQUI);
без подключения массива начальной водонасыщенности
с подключением массива начальной водонасыщенности
Задание начального неравновесного состояния (NONE);

Начальное равновесное состояние
hВНК1
hВНК2

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 /
Начальное равновесное состояние

Начальная зависимость нефтегазового отношения от глубины
RVVD nreg
d1 Rv1 /
Начальная зависимость газового фактора при растворенном газе от глубины
RSVD nreg
d1 Rs1 /
Начальное равновесное состояние
LEVJ массив множителей к капиллярному давлению вводится в секции GRID
XPC=LEVJ * SQRT(PORO/K_X)
J-функция

Начальное неравновесное состояние
Постоянные значения параметров расчета
СONS nreg
t р psat sgas swat compos /
Значения параметров как функции глубины
F(DE nreg
h t р psat sgas swat compos /
Предопределенные массивы:
PRES, SOIL, SWAT, SGAS, PSAT, TEMP

Настройка сдвижки начальных капиллярных
давлений
PCSH MIN LIMI FULL OFF
MIN - добавляет минимальные сдвиги для ячеек, содержащих две подвижные фазы.
LIMI выполняет то же самое, что и MIN, но не применяет ко всем ячейкам, в которых подвижными являются две фазы
Сдвиги Pcog считаются только для ячеек ниже газонефтяного контакта, заданного с помощью EQUI.
Сдвиги Pcow считаются только для ячеек выше водонефтяного контакта, заданного с помощью EQUI.
FULL сдвигает капиллярные давления во всех ячейках пласта таким образом, что все фазы распределяются так, что лежат на кривых их гидростатических давлений.
OFF запрещает сдвиг капиллярных давлений.
FRPC - Фиксация капиллярных давлений
Ключевое слово FRPC в секции RELA позволяет зафиксировать начальные значения капиллярных давлений для всего запуска.

Водонапорный горизонт
(Carter-Tracy Aquifer)

Водонапорный горизонт
Задание свойств водонапорного горизонта
AQCT name depth perm poro Compr radius theta h Pinit viscw [EQUI]
Подсоединение водонапорного горизонта
AQCO name ixl ixu iyl iyu izl izu Face /
грань ячейки, указать одну из x-, x+, y- ,y+ ,z- или z+
AQCT AQ1 7450 10 0.1 0.00001 1000 360 50 4000 0.3 /
AQCO AQ1 4* 17 17 Z+ /
(Подсоединение к подошве 17-слойной модели.)
AQCD nameA depth nreg /
Подсоединение водонапорного горизонта на заданной глубине
Водонапорный горизонт (Carter-Tracy Aquifer)

/===============================
INIT EQUI
/===============================
EQUI
2392 237 2* 2392 0.5 /
2392 237 2* 1000 0.5 /
2392 237 2* 2367 0.5 /
/
Секция INITIALIZATION

Секция INITIALIZATION
INIT NEQUI
F(DEP
2392 81 243 /
/
OPEN INPUT
'GRID\swat.dat'
SWITCH
/well 1094
MODI 24 28 86 89 16 16/
2* 0.7 /
SOIL=1.-SWAT
SOIL
/well 1094
MODI 24 28 86 89 16 16/
2* 0.3 /

Упражнение 5
Используя исходные данные редактировать секцию INIT

Скважины

Данные по работе скважин
Координаты / траектории скважин
Данные по истории разработке
____________________________
Координаты / траектории скважин
Режимы работы скважин
Экономические ограничения по работе скважин
История разработки
Прогноз

местоположение
радиус
перфорации скважин
скин-фактор
коэффициента эксплуатации
дебит нефти, газа и воды
забойное / устьевое
давление
1188
Информация о скважине

Расчет давлений в скважинах
Bottom Hole Pressure;
Well block pressure;
Well pressure at external radius;
Well n-point block pressure
Bottom Hole Pressure
Забойное давление это давление в стволе скважины с поправкой на глубину приведения забойного давления.
Если принять, что глубина приведения это dref, то давление в стволе скважины на глубине перфорации dc рассчитывается по формуле:
,
В отличие от забойного, давления:
Well block pressure, Well pressure at external radius, Well n-point block pressure,
вычисляются для каждой перфорации.

Well block pressure
Well block pressure это давление в ячейке, через которую проходит перфорация скважины. Это давление соотносится к эквивалентному или внешнему радиусу блока ro . ro вычисляется в выражении Писмана (Peaceman), для получения значения сообщаемости скважина-пласт. Эти выражения описываются в Техническом справочнике MORE.
По выражению Писмана (Peaceman):
Пользователь может задать значение ro, используя третье значение в подключевам слове RADI ключевого слова WELL.
B) Pressure at external radius.
Данное давление можно использовать, если нам необходимо давление на эквивалентном радиусе ro. Но так же возможно получить давление, на каком либо другом заданном радиусе rex.
Для радиального притока к скважине, закон Дарси показывает, что поток на радиусе r вычисляется как:
F=C⋅Kh⋅A⋅(dP/dr) = C⋅Kh⋅2πr⋅ (dP/dr) = B⋅r⋅( dP/dr), где B=C⋅Kh⋅2π.
Если поток постоянный, т.е. не зависит от r, тогда dP/dr=1/r⋅ (F/B). Это показывает, что давление рассчитывается, как логарифм от радиуса, P=F/B⋅log(r)+K.
Если мы знаем давление на радиусах r=ri и r=ro, тогда можно построить логарифмическую кривую, используя давления (забойное и в ячейке соответственно) на этих двух радиусах и вычислять давление на любом другом радиусе, таком как rex.
Радиус rex задаётся как третий аргумент в подключевом слове RADI. По умолчанию значение rex равняется ro. В итоге получаем, что давление Pex на заданном радиусе rex получается с использованием кривой притока, экстраполированной к радиусу rex, заданному пользователем. Значение rex может быть задано, используя подключевое слово P-RE.
C) Well n-point block pressure.
Это осреднённое давление в перфорированной и четырёх соседних ячейках по Х и Y направлениям или в так называемой пятиточечной системе. Для расчёта этого давления в MORE используется следующее выражение:
Если одна из соседних ячеек с давлением Pxy не существует (край сетки или неактивная ячейка), то давление в ней заменяется на Pc.
Расчет давлений в скважинах

Расчет давлений в скважинах
P-RE - Давление на RE
P-RE re {PV CCF KH MOB NONE}
По умолчанию: ro – размер блока (ячейки)
re внешний радиус
PV давление на re считается с помощью взвешенного порового объема
CCF давление на re считается с использованием множителя сообщаемости вскрытия
KH давление на re считается с помощью взвешенного K.h
MOB давление на re считается, используя невзвешенную подвижность объема резервуара
NONE давление на re считается с помощью простого невзвешенного осреднения
WI может быть использован в качестве второго имени для CCF
K-H может быть использован в качестве второго имени для KH
PHIH может быть использован в качестве второго имени для PV
Draw down Pressure = P(re) - BHP

Типы скважин (верт, накл, гориз)
Типы скважин
Вертикальные Наклонные Горизонтальные

Описание скважин
Для скважин, траектории которых заданы любым из возможных способов (все типы скважин)
WELL name PROD limit Q= P= tname
limit - OIL, GAS, LIQU
WELL name INJE limit Q= P= tname AND
limit - WATR, GAS
Для скважин, траектории которых заданы в виде географических координат X Y TVD MD (с помощью TFIL)
События (EUNIT, EFORM, ETAB(EFIL), EVENTS)

Задание вертикальных скважин
Местоположение скважины
LOCA x y {I-J, X-Y} [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 .… /

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.
Задание наклонных скважин (по блокам сетки)

Задание траекторий скважин в географических координатах
Описание траектории скважины
TFILE {NORO}
'trackwellA.trk' /
COMPlete – перфорация скважины
Несколько интервалов перфорации,
многозабойные скв. (через TFIL)
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

Задание перфорации скважин
COMPlete – перфорация вдоль
ствола скважины (задание перфорации в измеренных глубинах в формате WELL)
COMP track-table md1 md2 r S M
Описание
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).
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.

Горизонтальные, вертикальные, наклонные скважины
Для вертикальных и горизонтальных скважин сообщаемость скважина-пласт может быть задана как пользователем, так и рассчитана в модели;
Для наклонных скважин сообщаемость скважина- пласт должна задаваться пользователем, т.к. на сегодняшний день не существует общепризнанной теоретической основы для этого.

Расчет дебита скважины

Расчет сообщаемости скважина-пласт

Описание событий
EFORM [WELL] dateFormat [MDL] [MDU] [RAD] [DIAM] [SKIN] [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

EFORM WELL 'DD/MM/YYYY' MDL MDU SKIN MULT
ETAB
502 01/01/2000 PROD
502 01/01/2000 OPT 1600 -- Задает дебит нефти равный 1600 sm3/day
502 01/01/2000 BHPT 100
502 01/01/2000 PERF 4354 4386 -1 3.2 -- Перфорация
G1 01/06/2000 GGPT 500 -- Устанавливает объем добычи газа для группы в 500 ksm3/сухого газа
ENDE
EFIL (ETAB)
'wells_event.txt' /
EFILE
'wells.event' /

HFOR – Описание данных по истории работы скважин
HFORM [WELL] [date_format] 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.

История разработки
Контроль по фактическим данным в виде событий

История разработки
Контроль по фактическим данным для скважин, заданных с помощью WELL
WELL W1 PROD HLIQ P=30 HWEF
Контроль исходных данных
Дату перфорации сверяем с датой начала работы скважин.
Так же проверяем, чтобы не было дат перфораций ранее начала работы первой скважины.

Задание событий по скважинам
Events
Событием будут являться все мероприятия на скважине, экономические ограничения.
События SHUT, STOP, PROD и INJE не имеют аргументов.
В одной строке может содержаться более одного события (кроме перфорации). Нужно придерживаться определенного порядка событий.
01/Jan/1975 PROD OPT 12000
В целом более правильно использовать PROD или INJE для открытия скважины до установки конкретных значений параметров. Событие, связанное с добычей, как, например, OPT, откроет скважину в качестве добывающей, если это не было сделано ранее. Что однако не относится к ограничениям типа bhp или thp, т.к. эти параметры применяются как для добывающих, так и для нагнетательных скважин.

SHUT Глушит скважину
STOP Останавливает скважину
PROD Устанавливает скважину как добывающую
INJE Устанавливает скважину как нагнетательную
DREF Устанавливает относительную глубину забойного давления
PREX Задает внешний радиус
XFLO Предотвращает или разрешает перетоки по скважине
OFF, ON
BHPT Устанавливает значение забойного давления
THPT Устанавливает значение устьевого давления
DRAW Задает понижающее значение
ETAB
P-1
0 DRAW 3 --Устанавливает значение снижения в 3psi
500 DRAW 3 OFF --Удаляет значение снижения
ENDE

OPT Задает показатель по добыче нефти
GPT Задает показатель по добыче газа
WPT Задает показатель по добыче воды
LPT Задает показатель по добыче жидкости
VPT Задает поровый показатель по добыче
OIT Устанавливает значение нагнетания нефти
GIT Устанавливает значение нагнетания газа
WIT Устанавливает значение нагнетания воды
PLIM Устанавливает ограничение по добыче для скважины
ILIM Устанавливает ограничение по закачке для скважины

VREP Настройка компенсации отбора закачкой
PBAL Настройка компенсации закачки отбором
GPLIM Устанавливает ограничение по добыче для группы
GILIM Устанавливает ограничение по закачке для группы
REDE Настройка переопределений по скважине при нарушении ограничений
CONV Настройка перевода скважины под нагнетание при нарушении ограничений
GPRED Настройка переопределений по группе добывающих скважин при нарушении ограничений
GIRED Настройка переопределений по группе нагнетательных скважин при нарушении ограничений
Определение групп
GROU gname [FRAC value] well1 well2 ...
Группа III нагнетает тот же объем в пластовых условиях, который группа PPP добывает.
ETAB
III date VREP PPP 1.0 /
ENDE

Регулирование закачки для достижения компенсации отборов
VREP grpProd grpInje factor
grpProd – группа, содержащая добывающие скважины (по умолчанию ALL)
grpInje – группа, содержащая нагнетательные скважины (по умолчанию ALL)
factor – фактор регулирования компенсации
Компенсация отборов

Установка группового контроля с регулированием по добыче
PBAL grpProd grpInje factor {gas wat rvol}
grpProd – группа, содержащая добывающие скважины (по умолчанию ALL)
grpInje – группа, содержащая нагнетательные скважины (по умолчанию ALL)
factor – фактор регулирования добычи
gas – регулирование добычи газа
wat – регулирования добычи воды
rvol – регулирования добычи в целом в пластовых условиях

OIL Показатель по нефти
GAS Показатель по газу
WAT Показатель по воде
LIQ Показатель по жидкости
BHP Забойное давление
THP Устьевое давление
RESV Показатель объема резервуара (порового)
GOR Газонефтяной фактор
OGR Нефтегазовый фактор
WCT Обводненность
WOR Водонефтяной показатель
GWR Газоводяной показатель
WGR Водогазовый показательo
STIM Стимуляция
WORK Капитальный ремонт
DRIL Открытие скважины из очереди на бурение
STOP Остановка работы
REDE Переопределение
CONV Перевод добывающей скважины под нагнетание
SHUT Глушение
CUTB Снижение на значение множителя
BOOST Увеличение на значение 1.0/множитель

KMOD ixl ixu iyl iyu izl 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 /
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
Изменение проницаемости и пористости в процессе разработки

Временной контроль
Периодичность проверки включения скважин
TEST twtinc {MONT YEAR DAYS}
Задание первого временного шага
DELT delt {MONT YEAR DAYS}
Параметры контроля временного шага
DTMX tunit1 tunit2
t delt chgtol cftol
   
/
DTMX: YEAR MONT CHGT CFL
0 1.0 0.05 1.5
2 2.0 0.10 1.5
/ end of table

Выдача отчетов
RATE - Контроль за выдачей отчетов показателей скважин и групп скважин
RATE tprinc {DAY MONT YEAR}{EXACT} {STAT}{FIELD}{GROUP}{WELL}{SLIM}{CRAT}{LRAT}
tprinc Временной интервал между отчётами. RATE используется совместно с FREQ для определения моментов выдачи отчётов.
DAY tprinc задан в днях.
MONT tprinc задан в месяцах.
YEAR tprinc задан в годах.
EXACT Выбирать временные шаги таким образом, чтобы отчеты выдавались точно на заданные даты.
STAT Выдача пакета показателей 'Statistics' статистических данных.
FIELD Выдача пакета показателей 'Field' по месторождению.
GROUP Выдача пакета показателей 'Group' по группам скважин.
WELL Выдача пакета показателей 'Well' по скважинам.
SLIM Выдача пакета показателей 'Slimtube'.
CRAT Выдача дебитов и накопленной добычи скважин по перфорациям.
LRAT Выдача дебитов и накопленной добычи скважин по слоям.

Временной контроль
Частота вывода данных
FREQuency nstdout naltout nqtotal /
RATES 1 MONTH
FREQ 1 3 6
nstdout - вывод на экран
naltout - вывод в .out
Nqtotal - вывод в TempestView

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

STOR {viso, visg, visw, kro, krg, krw, mobo, mobg, mobw, deno, deng, denw, pcgs, pcgs, Rs, pvol}
viso,visg,visw Вязкость фаз;
kro,krg,krw Относительная проницаемость фаз;
mobo,mobg,mobw Подвижность фаз (Kr/visc);
deno,deng,denw Плотности фаз;
pcgs,pcws Сдвижка капиллярных давлений для
стабилизации начального решения;
pcog,pcow Капиллярные давления в системах нефть-газ, и нефть- вода;
pvol Текущий поровый объем.
Выгрузка дополнительных массивов

Выдача результатов в формате Eclipse
Формирование файлов сетки и статических свойств (GRID и INIT).
EGRID [FLIP val]
ESOL [EQUA] {DAYS MONT YEARS DATE}
time1 time2 … time40 /
Формирование динамических свойств (UNRST)
ESUM [EQUA] {DAYS MONT YEARS DATE} [WELLS] [GROUPS] [FIELD] [STATS] [SLIM]
time1 time2 … time40 /
Формирование данных по скважинам (UNSMRY)
Завершение расчетов
STOP

Адаптация модели по истории разработки

Адаптация модели по истории разработки
Основные этапы адаптации. ЧАСТЬ 1.
Оценка сходимости 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

Сортировку скважин можно провести в Tempest-View по следующим параметрам:
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

Адаптация модели по истории разработки
Основные этапы адаптации. ЧАСТЬ 2.
Анализ причин 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)

Адаптация модели по истории разработки
Анализ и корректировка относительных фазовых 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.

Работа с массивами
ROCK
ZVARI
19*1 /
DEFINE WRK1
'work_rock1'
DEFINE WRK2
'work_rock2'
WRK1 = K_X
WRK1
MODI 1 70 1 222 1 19 ZERO
0 1 20 /
WRK1 = WRK1/K_X
WRK2 = K_X
WRK2
MODI 1 70 1 222 1 19 ZERO
0 1 100 /
WRK2 = WRK2/K_X
ROCK = ROCK + WRK1 + WRK2
Описание нескольких типов пород

Следует отметить, что для более точного воссоздания в модели картины движения флюидов от 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

Адаптация модели по истории разработки
Пример случая, когда изменение межблоковой сообщаемости обосновано особенностями проведения апскеллинга
Недостаточная детальность гидродинамической сетки привела к «потере» непроницаемого прослоя.
PERMZ

Адаптация модели по истории разработки
Анализ и корректировка геологической основы модели
Модификацию статических свойств сетки, таких, как например проницаемость, можно осуществлять не только с помощью ключевых слов (MODI), но и в программном комплексе ResViewII. Функциональность ResViewII позволяет снизить временные затраты на адаптацию и получить более гладкое поле модифицированного свойства.

Выделение региона для модификации
Экспорт в ResViewII-MAP
Адаптация модели по истории разработки
Анализ и корректировка геологической основы модели в ResViewII

Поле проницаемости (экспортированный из 3D слой)
Создание региона для модификации проницаемости
Сглаживание поверхности
Экспорт в ResViewII-3D
Адаптация модели по истории разработки
Анализ и корректировка геологической основы модели в ResViewII

Модифицированное поле проницаемости
Исходное поле проницаемости
Адаптация модели по истории разработки
Анализ и корректировка геологической основы модели в ResViewII

Экспорт модифицированного поля проницаемости в формате GRDECL
Адаптация модели по истории разработки
Анализ и корректировка геологической основы модели в ResViewII

Карты сходимости, или карты невязок, позволяют анализировать определенные параметры на выбранные даты. Сравнение расчетных и исторических показателей в виде пузырьковых карт позволяет определить зоны недоборов или переборов, что указывает на некое систематическое или региональное отличие.
Адаптация модели по истории разработки

Еще одним параметром для адаптации по скважинам, кроме добычи нефти и воды, служит забойное и пластовое давление, если таковые имеются в наличии. Заметим, что 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.
Сделаем важное замечание: не существует прямой последовательности действий, есть только схематичный план. Это означает, что при адаптации не следует зацикливаться на определенных параметрах, а пытаться смотреть на модель шире.
Адаптация модели по истории разработки

Результаты расчетов
Для визуализации и анализа результатов гидродинамического моделирования могут быть использованы следующие программные пакеты:

Визуализация результатов расчетов в TEMPEST
Загрузка результатов расчетов:
*.out

Визуализация результатов расчетов в TEMPEST
Анализ 3D статических и динамических массивов
ARRA {DAYS MONT YEAR DATE} EQUA END
time1 time2 ... /

Визуализация результатов расчетов в TEMPEST
Анализ 2D графиков технологических показателей
RATE tprinc {DAY MONT YEAR}{EXACT} {STAT}{FIELD}{GROUP}{WELL}{SLIM}{CRAT}{LRAT}

Визуализация результатов расчетов в Irap RMS
Импорт данных в Irap RMS
EGRID
ESOL [EQUA] {DAYS MONT YEARS DATE}
time1 time2 … time40 /
ESUM [EQUA] {DAYS MONT YEARS DATE} [WELLS] [GROUPS] [FIELD] [STATS] [SLIM]
time1 time2 … time40 /

2D графики технологических показателей и карты параметров
Визуализация результатов расчетов в Irap RMS

Визуализация результатов расчетов в ResVIEW-II
Загрузка гидродинамических моделей в форматах:
ECLIPSE (BINARY, TEXT) MORE (BINARY)
VIP (TEXT)

Анализ 3D статических и динамических массивов, построение разрезов, анализ траектории и интервалов перфорации скважин
Визуализация результатов расчетов в ResVIEW-II

Анализ 2D графиков показателей разработки, построение карт параметров
Визуализация результатов расчетов в ResVIEW-II

Прогнозные расчеты

Прогноз
Расчет базового варианта (с текущим фондом скважин без ГТМ)
Расчет различных вариантов
планирование проведения мероприятий по скважинам
(вскрытие/изоляция интервалов, ГРП и т.д.)
перевод скважин под нагнетание и ввод новых скважин, проектирование скважин (в том числе со сложной траекторией)
применение методов повышения нефтеотдачи (термальная модель, закачка полимеров и т.п.)
Расчет КИН и выбор оптимальных сценариев разработки

Задание ограничений по скважинам
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

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=
Задание ограничений по скважинам

Определение групп скважин и групповой контроль
Определение групп
GROU gname [FRAC value] well1 well2 ...
Контроль по группе скважин
Добывающих
GLIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM WORK DRIL STOP GRED}
Нагнетательных
ILIM grpnm limit value factor {MIN MAX} {STIM DRIL STOP HOLD GRED}
Задание ограничений по скважинам

Работа со скважинами
Задание приоритета по скважинам
PRIO DT C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8
Групповой контроль по приоритету
GPRI qrpnm limit value /
PRIO 30 0 0 0 1 0 1 0 1
GPRI ALL OIL 10000 /

Переключение нагнетательной скважины
Ввод двух потоков и переключение нагнетательной скважины с одного на другой
WSWITCH wellname
или
WWAG wellname P1 P2 [OFF]
WELL I-1 INJECTS GAS Q=100 P=4000 BHP AND WATR Q=90 P=5000 BHP
WDEN 12 /
LOCA 2*1 /
RADI 1.0 /
READ 100 DAYS
WSWITCH INJ1
READ 178 DAYS
WSWITCH INJ1
READ 274 DAYS
Период нагнетания 1 и 2 флюида в днях
WWAG I-1 30 30
Задание циклической закачки

Задание ограничений по скважинам
События (EFIL) *
* See All Events in User Guide

Ограничение по изменению давления на скважине (контроль по депрессии)
DRAW value /
Опорная глубина для скважины
DREF depth /
Замечание: Опорная глубина может меняться в течении расчета. До момента появления первого DREF к скважине будет применяться значение DATUM.
Задание ограничений по скважинам

Регулирование закачки для достижения компенсации отборов
VREP grpProd grpInje factor
grpProd – группа, содержащая добывающие скважины (по умолчанию ALL)
grpInje – группа, содержащая нагнетательные скважины (по умолчанию ALL)
factor – фактор регулирования компенсации
Компенсация отборов

Установка группового контроля с регулированием по добыче
PBAL grpProd grpInje factor {gas wat rvol}
grpProd – группа, содержащая добывающие скважины (по умолчанию ALL)
grpInje – группа, содержащая нагнетательные скважины (по умолчанию ALL)
factor – фактор регулирования добычи
gas – регулирование добычи газа
wat – регулирования добычи воды
rvol – регулирования добычи в целом в пластовых условиях
Регулирование добычи

На основании анализа 3D параметров с использованием фильтров
Выбор целевого объекта
Проектирование скважин для прогнозных расчетов

На основании анализа результатов гидродинамического моделирования
Выбор целевого объекта
Проектирование скважин для прогнозных расчетов

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
Проектирование скважин для прогнозных расчетов (1)

Запуск модели на прогноз
Проектирование скважин на основе результатов моделирования
Эффективная зона
Параметр нефтенасыщенности был отфильтрован и на рисунке оставлены только ячейки с высокой насыщенностью
Далее в этой зоне будет запроектирована наклонная скважина со сложной траекторией.
Проектирование скважин для прогнозных расчетов (2)

Задание целевого объекта
Мышкой в 3D
в табличном виде
Проектирование скважин для прогнозных расчетов

Проектирование скважин для прогнозных расчетов

Виды ЦО
Совокупность ЦО, вскрываемых одной скважиной
Совокупность ЦО, вскрываемых индивидуальными боковыми стволами многозабойной скважины
Проектирование скважин для прогнозных расчетов

Термическая опция
Закачка полимеров
Использование солвента

THERmal - Включает термальную опцию;
OVVT - Изменение вязкости нефти от температуры;
UOIL,UGAS,UWAT,UROC - Коэффициенты удельной теплоемкости;
THCO, THCG, THCW, THCR - Коэффициенты теплопроводности;
THXO, THXW, THXR - Коэффициенты температурного расширения;
HLOS - Модель потери тепла;
UPSI – Подвижность закачиваемого пара.
Термальная опция
Задание свойств
Термальная опция

Массив распределения температуры
RTMI
Задание температуры закачиваемой воды
TEMP
WELL I11 INJECTS WATR QLIM = 150.
PMAX=300
LOCATION 3 3 /
TEMP 150 /
Закачка пара
STEAM
CNAM OIL WATR STEAM
WELL I-1 INJECTS STEAM QLIM = 4000 PMAX=1500
STEAM 458.0 /
Термальная опция
Термальная опция

Закачка полимеров
Секция FLUId
POLI – задание применения закачки полимеров
PABS – Определяет вид адсорбции полимера
REVE – обратимая, IRRE - необратимая NONE - нет адсорбции
PSHEAR – Контролирует уменьшение вязкости полимерного раствора при увеличении скорости.
ON – включено, OFF – выключено
Зависимость вязкости воды от
концентрации полимера PPRO
Cply - концентрация полимера kg/sm3
Cmult - множитель вязкости
PPRO Cply Cmult
0.0 1.0 /
0.035 2.0 /
0.1 5.0 /
0.35 40.0 /
/
Модель полимеров позволяет учитывать закачку полимеров, включая эффекты изменения вязкости воды, в зависимости от концентрации полимера, адсорбцию полимера и изменение его свойств в зависимости от скорости течения.
Закачка полимеров

Закачка полимеров
PREG – Регионы свойств полимеров, связывающие ячейки модели с таблицами PMIS и PPRO
Начальная концентрация полимера
PLYI
ZVAR
0.04 4*0.045 8*0.0 /
Секция GRID
Концентрация полимера в закачиваемой воде:
WELL HA_4 INJE WATR RATE=20000 PLIM=4000
LOCA 3453.0 53287.0
CPLY 0.07
/
Секция RECU
Закачка полимеров

Газ можно разделить на пластовый и солвент
Для использования солвента в модели необходимо задать:
SOLV – дополнительный компонент в ключевом слове CNAM;
SOLVENT - плотность в нормальных условиях или молекулярный вес;
SPVT – свойства солвента;
OSPVt - растворимость солвента в нефти;
MISCIBLE - изменение фазовых проницаемостей за счет смешивания;
SOLV в ключевом слове WELL - доля солвента в закачиваемом газе.
Использование солвента