Тема ЛЕКЦИЯ 15 (4.4) СОСТАВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПК TEMPEST (ROXAR) Учебные вопросы лекции: 1. Секция INPUT 2. Свойства флюидов. Секция FLUID 3. Секция задания фазовых проницаемостей Relative
MORE - Modular Oil Reservoir Evaluation Модульная система гидродинамического моделирования нефтегазовых месторождений
3 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 1. Секция INPUT
5 INPUT – заголовок секции INPUT TITL – заголовок модели Пример : 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
UNIT – задание системы единиц измерения UNIT METR POFU METR - 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)
7 Выбор численной схемы счета IMPLicit {FULL ADAP IMPE} FULL - полностью неявная схема ( IMPLICT ). A DAP - 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
8 CNAM - название фаз в модели CNAM OIL GAS SOLVENT STEAM WATR Пример: CNAM OIL GAS WATR -- в модели присутствуют три фазы: нефть газ и вода 1. Секция INPUT
9 Проверка правильности синтаксиса входного файла DIRE {NOGO GO } NOGO - 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
Задание выдачи ошибок для контроля в выходном файле 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.
11 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 /
Опция для расчета плотности на забое WDOP { SATU MSAT} 1. Секция INPUT
Пример секции INPUT OPEN ALL 'RESULTS/res' ---------------------------------------------- INPUT ---------------------------------------------- TITL Untitled UNIT METR IDAT 01 Jan 2000 SDAT 01 Jan 2000 STRE WDOP MSAT CNAM OIL WATR
---------------------------- FLUID BLACKOIL ---------------------------- Заголовок секции FLUID располагается после секции INPUT ---------------------------- FLUID EOS ---------------------------- или В 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 15 2. Секция FLUID Расположение и назначение
PRINT - печать данных секции FLUID PRINT { NONE ALL BASI} NONE - 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
Результаты лабораторных исследований : глубинных и поверхностных проб нефти; проб газа, 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
Общие сведения о свойствах флюида
Газосодержание – отношение объема газа, растворенного в нефти, в стандартных условиях к объему нефти в стандартных условиях. Давление насыщения – давление начала выделения газа из нефти. Зависимость газосодержания от давления Pb 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.
Сжимаемость нефти – изменения объема нефти от изменения давления в изотермических условиях. Объемный коэффициент нефти ( B о) - отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти в стандартных условиях. 2. Секция FLUID Объемный коэффициент нефти Зависимость объемного фактора нефти от давления Pb P пл или Замечание : Сжимаемость определяет угол наклона прямого участка зависимости Bo от давления при значениях выше давления насыщения.
Вязкость – свойство жидкостей и газов сопротивляться взаимному перемещению частиц при движении. 2. Секция FLUID Вязкость нефти Градиент вязкости – определяет угол наклона прямого участка зависимости μ o от давления при значениях выше давления насыщения при постоянной температуре. Зависимость вязкости нефти от давления Pb P пл Зависимость вязкости нефти от температуры
Зависимость объемного коэффициента газа от давления Объемный коэффициент газа ( Bg ) - отношение объема газа в пластовых 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
Вязкость – свойство жидкостей и газов сопротивляться взаимному перемещению частиц при движении. Зависимость вязкости газа от давления 2. Секция FLUID Вязкость газа Величина вязкости зависит от компонентного состава газа и термобарических условий пласта.
Конденсатосодержание – отношение объема конденсата, растворенного в газе, к объему газа в стандартных условиях. Зависимость конденсатосодержания газа Rv от давления Секция FLUID Конденсатосодержание газа Количество добываемого конденсата зависит от используемого на поверхности сепаратора.
CNAM OIL GAS WATR FLUID BLACKOIL WATR <..> BASIC <..> TEMP <..> OPVT <..> / 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
Независимо от количества компонентов в модели свойства воды задаются одинаково 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
PVTW Pref 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: P VTW 300 1. 3 e-0 6 4.2e-05 0.35 / Секция FLUID Свойства воды
Плотность углеводородов можно задать словами BASI, SDEN и 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
DENSITY denosc denwsc dengsc Значения по умолчанию в метрич. сист. 888.1 kg/m 3 1000 kg/m 3 0.8446 kg/m 3 denosc плотность нефти в поверхностных условиях denwsc плотность воды в поверхностных условиях den g sc плотность газа в поверхностных условиях Пример: DENSITY 1100 0.85 / TEMP temp Значение по умолчанию в метрич. c ист. : 100 ° С Пример: TEMP 90 / Секция FLUID Задание плотности и пластовой температуры
Давление насыщения – давление, при котором из нефти появляются первые 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
OPVT po bo visco rs comprso dvisc Единицы измерения метрич. сист. bar m3/m3 cp 1000m3/m3 1/bar 1/bar Po давление насыщения. B o 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 1.98 e -04 1.3 e -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).
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 / 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.
OPVT 70 1.1841 0.9 0.05796 1.097E-04 1.3 e -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.
OPVT / Po(bar!) Bo Visco Rs ( 1000 m3/m3) Compro (1/bar!) dvisc 99 1.1 841 0.9 0.05796 1. 0 97E-04 0.0 / / Параметр Эксплуатационные объекты, подсчетные объекты … Плотность нефти в ст. усл., т/м 3 0. 828 Пластовое давление, МПа 22.3 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*c 0.9 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1.168 Давление насыщения нефти газом, МПа 9.9 Газовый фактор, м 3 /т 70 Сжимаемость, 1/МПа*10 -4 нефти 10.97 … 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. 34 Согласно определению сжимаемости ( Газовый фактор * Плотность нефти в стандартных условиях )*0.001 Секция FLUID Задание PVT свойств нефти
GPVT pg Bg viscg Rv Единицы измерения метрич. сист. bar m3/10 00 m3 cp m3/10 00 m3 pg давление. Bg объемный коэффициент газа. viscg вязкость газа. Rv нефтегазовое отношение. Секция FLUID Задание PVT свойств газа Пример: G PVT / 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.
DPBDT 0 / давление насыщения при закачке газа возрастать не будет Устанавливает 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
Секция FLUID Модификация потока флюида в зависимости от градиента давления. Неньютоновские жидкости. 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 GP 1, тогда в расчете используется нормальный поток. * При градиенте между GP0 и GP1 множитель потока распределяется от F0 до 1.
TRAC name componentname / / name название трассера componentname название компонента, переносящего трассер Название компонента переносящего трассер должно быть указано в CNAME в секции INPUT. Пример: TRAC TRC 1 WATR / 38 Также в секции RECU нужно прописать какая скважина закачивает трассер и при каких концентрациях ключевым словом WTRC или событием TRAC. Секция FLUID Определение трассера
При разработке месторождений высоковязких нефтей с целью выравнивания фронта нагнетания и во избежание резкого прорыва нагнетаемой воды к добывающим скважинам применяют специальные присадки для закачиваемой воды, которые в зависимости от концентрации повышают ее вязкость. 39 Секция FLUID Опция полимера Опции по закачке трассера и полимера будут рассмотрены в дальнейшем.
KVSP { IRRV } P1 KM1 PVM1 / P2 KM2 PVM 2 / … … Pn KMn PVM n / / 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
Пример секции FLUID (2 фазы) CNAM OIL 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 275.790 1.09754 0.62807 0.00000 1.24703e-04 0.00000 / /
Пример секции FLUID ( 3 фазы) CNAM OIL GAS 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 / .................
43 Выполнить второе упражнение
Общие сведения о проницаемости, фазовой проницаемости и капиллярном давлении
Проницаемость – способность горной 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.
В многофазном потоке в пористой среде относительной фазовой проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. где qi – поток; Δ Р – перепад давления; μ i – вязкость i -ой фазй. Индекс i указывает на то, что параметры относятся к i- ой фазе. Относительная фазовая проницаемость, κ ri, для фазы i может быть определена из выражения κ i = κ ri • κ как κ ri = κ i / κ где к – абсолютная проницаемость кi – эффективная проницаемость Секция RELATIVE PERMEABILITY Относительные фазовые проницаемости
Если две фазы разделены искривленной 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), cos θ Капиллярное давление равняется: Рс=2σ/R=2σcosθ/r, R- радиус кривизны; r - радиус капилляра, θ – угол смачивания σ – поверхностное натяжение Гидравлический вес жидкости уравновешивает капиллярное давление: ρgh=(2σcosθ)/r ρ – плотность жидкости. Отсюда высота капиллярного поднятия:
RELA - открытие секции RELA PRINT - печать данных секции 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
WETT – определяет способ расчета фазовой проницаемости в трехфазной модели WETT {OIL WATE } {LINE STN1 STN2 ECLI} Пример : WETT WATE STN 2 / 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
Секция 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 1.0 00 0.272 / 0.10 0.050 0.770 0.125 / 0.25 0.145 0.519 0.049 / 0.40 0.260 0.33 0 0.027 / 0.60 0.475 0.173 0.013 / 0.80 0.715 0.057 0.007 / 1.00 1.000 0.0 00 0.000 / / Таблицы должны содержать не менее 2-х и не более 5 0 строк данных Значения насыщенности в таблице должны монотонно возрастать Каждая строка таблицы и таблица должны заканчиваться знаком комментария (/)
Секция RELATIVE PERMEABILITY Пример: KRWO 0. 1 0000 0.00000 1.00000 / 0.20000 0.00000 1.00000 / 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.
Секция RELATIVE 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 1.0 00 0. 010 / 0.10 0.050 0.770 0. 0 25 / 0.25 0.145 0.519 0.049 / 0.40 0.260 0.33 0 0.0 68 / 0.60 0.475 0.173 0.13 0 / 0.80 1. 000 0.0 00 0. 250 / / Таблицы должны содержать не менее 2-х и не более 5 0 строк данных Значения насыщенности в таблице должны монотонно возрастать Каждая строка таблицы и таблица должны заканчиваться знаком комментария (/)
Секция RELATIVE PERMEABILITY Пример: KRGO 0.00000 0.00000 1.00000 / 0.10000 0.00195 0.66992 / 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.
OSF So Krow Krog Krowh Krogh Относительная фазовая проницаемость по 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
Гистерезис смачиваемой фазы на примере воды: Допустим порода была полностью насыщена 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 K r s, которая параллельна кривой пропитки K r I. Секция RELATIVE PERMEABILITY
Гистерезис несмачиваемой фазы на примере газа: Допустим порода была полностью насыщена 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
Гистерезис капиллярных кривых в система нефть-вода и в системе нефть газ. Секция RELATIVE PERMEABILITY
Секция RELATIVE PERMEABILITY Масштабирование таблиц относительных фазовых проницаемостей SWL 0 0 0.17 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.
Секция RELATIVE PERMEABILITY Масштабирование таблиц относительных фазовых проницаемостей XKRO 1.00 0.99 1.00 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 ....
Пример секции RELA (3 фазная модель) ---------------------------------------------- RELA ---------------------------------------------- --*Sw(frac) Krw(dimless) Krow(dimless) 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 / /
62 Выполнить третье упражнение
Вопросы для самоконтроля
Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных 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.
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!
