Составные элементы ПК TEMPEST (ROXAR)

1.

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

2.

MORE - Modular Oil
Reservoir Evaluation
Модульная система
гидродинамического
моделирования нефтегазовых
месторождений

3. Секции запускающего файла

1. Секция INPUT
Секции запускающего файла
Глобальные
ключевые
слова
Секция
RECURRENT
Секция INPUT
определение параметров и
формата входной и выходной информации
ввод данных по
скважинам
Секция
INITIALIZATION
определение начальных условий в пласте
Гидродинамический
симулятор
Секция FLUID
определение свойств
флюидов (PVT и др.)
Cекция RELATIVEPERMEABILITY
Секция GRID
определение гидродинамической сетки и
свойств пласта
задание фазовых
проницаемостей
3
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

4. Секция INPUT

5. 1.Секция INPUT

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
5
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

6. 1. Секция INPUT

UNIT – задание системы единиц измерения
UNIT METR POFU
METR - метрическая система измерений
POFU - американская система измерений
IDAT IDATe
дата начала моделирования
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
INTERPRETATION
или SDAT 10 YEAR (DAYS MONT)
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

7.

1. Секция
INPUT
Выбор численной схемы счета
IMPLicit {FULL ADAP IMPE}
FULL - полностью неявная схема (IMPLICT).
ADAP - в зависимости от устойчивости решения отдельные
ячейки автоматически переключаются между IMPES и IMPLICT
IMPEs - неявная по давлению, явная по насыщенности (IMPES)
ADAP может использоваться как альтернатива IMPL
ADAPtive {FULL NONE}
FULL - полностью неявная схема;
NONE - схема IMPES.
7
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

8.

1. Секция INPUT
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
8
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

9.

1. Секция INPUT
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
9
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

10. 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.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

11. 1. Секция INPUT

COARsen – задаёт равномерное укрупнение сетки по осям
x-, y- и z
COARsen Fx Fy Fz {OUTPut}
CXGR 16 {OUTPut}
CXGR, CYGR, CZGR
10 3 2 10*1 2 3 10 /
11
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

12.

1. Секция INPUT
Опция для расчета плотности на забое
WDOP {SATU MSAT}
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

13. 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
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

14. 2. Свойства флюидов. Секция FLUID

15.

2. Секция FLUID
Расположение и назначение
----------------------------
FLUID BLACKOIL
---------------------------или
Заголовок секции FLUID
располагается после секции
INPUT
----------------------------
FLUID EOS
----------------------------
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

16.

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

17.

2. Секция FLUID
Источники исходных данных
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.

18.

Общие сведения о свойствах
флюида

19.

2. Секция FLUID
Свойства нефти. Газосодержание.
Газосодержание – отношение объема газа, растворенного в нефти, в
стандартных условиях к объему нефти в стандартных условиях.
Зависимость газосодержания от давления
100
Газосодержание, м3 /м3
90
80
70
Давление насыщения –
давление начала выделения газа
из нефти.
60
50
40
30
20
10
0
0
100
Pb
200
300
400
500
Давление, бар
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.

20.

2. Секция FLUID
Объемный коэффициент нефти
Объемный коэффициент нефти (Bо) - отношение объема нефти в пластовых
условиях к объему нефти в стандартных условиях.
Объемный фактор нефти, м3 /м3
Зависимость объемного фактора нефти от давления
1.25
Сжимаемость нефти –
изменения объема нефти от
изменения давления в
изотермических условиях.
1.2
1.15
1 dV
co
V dP
1.1
1.05
1
0
100
Pb
200
300
Давление, бар
400
Pпл
или
500
1 dBo
co
Bo dP
Замечание: Сжимаемость определяет угол наклона прямого участка зависимости
Bo от давления при значениях выше давления насыщения.

21.

2. Секция FLUID
Вязкость нефти
Вязкость – свойство жидкостей и газов сопротивляться взаимному
перемещению частиц при движении.
Зависимость вязкости нефти от давления
Зависимость вязкости нефти от температуры
4
3.5
120
Вязкость нефти, мПа*с
Вязкость нефти, мПа*с
140
3
2.5
2
1.5
1
0
100
Pb
200
300
400
Pпл 500
Давление, бар
Градиент вязкости –
определяет угол наклона прямого участка
зависимости μo от давления при
значениях выше давления насыщения
при постоянной температуре.
100
80
60
40
20
0
0
50
100
Температура, 0С
1 d o
d o
o dP
150
200

22.

2. Секция FLUID
Объемный коэффициент газа
Объемный коэффициент газа (Bg) - отношение объема газа в пластовых
условиях к объему газа в стандартных условиях.
Зависимость объемного коэффициента газа от
давления
Объемный коэффициент газа, м3 /м3
1.4
1.2
Изменение объема газа происходит из-за
сжатия газа в результате увеличения
давления и расширения в результате
увеличения температуры.
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
100
200
300
Давление, бар
400
500
Для идеального газа:

23.

2. Секция FLUID
Вязкость газа
Вязкость – свойство жидкостей и газов сопротивляться взаимному
перемещению частиц при движении.
Зависимость вязкости газа от давления
0.02
Вязкость газа, мПа*с
0.018
0.016
0.014
0.012
0.01
0.008
0.006
0.004
0.002
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Давление, бар
Величина вязкости зависит от компонентного состава газа и термобарических
условий пласта.

24.

Секция FLUID
Конденсатосодержание газа
Конденсатосодержание – отношение объема конденсата, растворенного в газе,
к объему газа в стандартных условиях.
Зависимость конденсатосодержания газа Rv от давления
0.02
0.018
25
Вязкость газа, мПа*с
Конденсатосодержани, м3/1000м3
30
20
15
10
0.016
0.014
0.012
0.01
0.008
0.006
0.004
0.002
0
5
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Давление, бар
0
0
50
Количество добываемого
поверхности сепаратора.
100
150
Давление, бар
конденсата
200
зависит
250
от
300
используемого
на

25.

Секция FLUID
Ключевые слова Tempest More
Основа модели black oil
CNAM
OIL
GAS
WATR
Трехфазная модель
CNAM
OIL
Двухфазная модель
FLUID BLACKOIL
FLUID BLACKOIL
WATR
<..>
WATR
<..>
BASIC
<..>
BASIC
<..>
TEMP <..>
TEMP <..>
OPVT
<..>
/
GPVT
<..>
/
При трехфазном
моделировании
необходимо
использовать
дополнительный
набор ОФП в системе
газ-нефть
WATR
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.

26.

Секция FLUID
Свойства воды
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
denwref
comprsw
pref
viscw
dviscwdP
плотность воды в стандартных условиях
плотность воды при пластовой температуре и давлении
сжимаемость воды
приведенное давление
вязкость воды
производная давления по вязкости воды (только с версии 6.4)
Пример:
WATR
1100.04
1039.98
4.2e-05
300 0.35
/

27.

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

28. Секция FLUID Задание плотности

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.
sdeng
плотность газа в поверхностных условиях.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
Пример:
SDEN
800
0.9
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

29.

Секция FLUID
Задание плотности и пластовой температуры
DENSITY
denosc denwsc
dengsc
Значения по умолчанию в метрич. сист. 888.1 kg/m3 1000 kg/m3 0.8446 kg/m3
denosc плотность нефти в поверхностных условиях
denwsc плотность воды в поверхностных условиях
dengsc плотность газа в поверхностных условиях
Пример:
DENSITY
820 1100
0.85
/
TEMP
temp
Значение по умолчанию в метрич. cист.:
Пример:
TEMP 90
100°С
/
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

30.

Секция FLUID
Фазовая диаграмма давление насыщения и точка росы
Фазовая диаграмма двухкомпонентной системы углеводородов
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.
Давление «точки росы» –
давление, при котором
из газа начинают
конденсироватся первые
капельки нефти. На фазовой
диаграмме давление «точки
росы» выглядит как линия.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

31.

Секция FLUID
Задание PVT свойств нефти
OPVT
po
Единицы измерения метрич. сист. bar
bo
visco
rs
m3/m3 cp 1000m3/m3
dvisc
1/bar
давление насыщения.
объемный коэффициент нефти.
вязкость нефти.
газосодержание, Rs.
сжимаемость нефти, -1/Bo(dBo/dp).
нормализованный градиент вязкости, 1/µo (dµo/dp).
Po
Bo
Visco
Rs
Comprso
Dvisc
Пример:
OPVT
40.2
104.7
137.0
159.0
169.3
201.6
233.9
266.2
comprso
1/bar
1.17
1.36
1.47
1.55
1.59
1.72
1.86
2.01
0.43
0.30
0.27
0.25
0.24
0.22
0.20
0.19
0.027
/
0.086
/
0.119
/
0.142
/
0.153
/
0.189
/
0.226 1.98e-04 1.3e-03 /
0.265
/
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).
/
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

32.

Секция FLUID
Задание PVT свойств нефти
OPVT
40.2
104.7
137.0
159.0
169.3
201.6
233.9
266.0
1.17
1.36
1.47
1.55
1.59
1.72
1.86
1.80
0.43
0.30
0.27
0.25
0.24
0.22
0.20
0.19
0.027
0.086
0.119
0.142
0.153
0.189
0.226
0.226
/
/
/
/
/
/
/
/
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.
/
1 dBo
co
Bo dP
INTERPRETATION
MODELING
1 d o
d o
o dP
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

33.

Секция FLUID
Задание PVT свойств нефти
OPVT
70
1.1841
/
0.9
0.05796
1.097E-04 1.3e-03 /
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.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

34.

Секция FLUID
Задание PVT свойств нефти
OPVT / Po(bar!)
99
Bo
Visco
1.1841
Rs(1000 m3/m3) Compro (1/bar!)
0.9
0.05796
1.097E-04
dvisc
0.0 /
/
В проектном документе на разработку
месторождения, а так же в подсчете запасов
исходные данные содержатся в таблице
«Геолого-физические характеристики
продуктивных пластов».
Значения градиента вязкости можно найти в
Эксплуатационные объекты,
подсчетные объекты
Параметр
…
Плотность нефти в ст. усл., т/м3
Пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*c
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газовый фактор, м3/т
Сжимаемость, 1/МПа*10-4
нефти
0.828
22.3
0.9
1.168
9.9
70
10.97
…
отчетах о лабораторном исследовании
глубинных проб пластового флюида. В случае
отсутствия достоверных данных используют
Bo
Boi
1 co ( Pi Pb )
Согласно определению
сжимаемости
допущение, что вязкость при давлении выше
давления насыщения – константа, т.е. градиент
Rs
стандартных условиях)*0.001
вязкости равен 0.
INTERPRETATION
(Газовый фактор*Плотность нефти в
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS
34

35.

Секция FLUID
Задание PVT свойств газа
GPVT
pg
Bg
viscg
Rv
Единицы измерения метрич. сист.
bar m3/1000 m3 cp
m3/1000 m3
pg
давление.
Bg
объемный коэффициент газа.
PVT свойства:
viscg
вязкость газа.
• При наличии конденсата задается конденсатосодержание
Rv
нефтегазовое отношение.
Rv (м3/тыс. м3), при этом в секции Init должно быть задано
Пример:
GPVT / Pg
10.0
50.0
100.0
130.0
163.3
170.0
190.0
270.0
ключевое слово RvvD.
Bg
Viscg
Rv
113.466 0.01157 /
21.386 0.01277 /
10.127 0.01438 /
7.644 0.01578 /
6.037 0.01773 /
5.801 0.01815 /
5.191 0.01942 /
3.653 0.02450 /
/
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.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

36.

Секция FLUID
Ограничение на изменение давления насыщения с
течением времени в модели Black Oil
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
1 / означает, что за 1 день давление насыщения изменится не более чем на 1 Бар.
Изменение давления насыщения с учетом DPBDT
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
без учета DPBDT
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

37.

Секция FLUID
Модификация потока флюида в зависимости от
градиента давления. Неньютоновские жидкости.
1
Пример:
OVPG 0.05 0.1 0.6
* Если градиент меньше GP0, поток нефти
умножается на коэф-т Fo.
* Если градиент больше GP1, тогда в расчете
используется нормальный поток.
* При градиенте между GP0 и GP1 множитель
потока распределяется от F0 до 1.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
0,9
0,8
0,7
множитель потока
OVPG – зависимость вязкости от градиента
давления
OVPG Fo GP0 GP1
Fo – множитель на поток нефти
GP0 - характеристика градиента давления
GP1 - характеристика градиента давления
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
0,1
GP0=0.1
WELL & COMPLETION
0,2
0,3
0,4
0,5
градиент давления, Бар/м
PRODUCTION & PROCESS
0,6
GP1=0.

38.

Секция FLUID
Определение трассера
TRAC
name
componentname /
/
name
componentname
название трассера
название компонента, переносящего трассер
Название компонента переносящего трассер должно быть указано в CNAME в секции INPUT.
Пример:
TRAC TRC1 WATR /
Также в секции RECU нужно
прописать какая скважина
закачивает трассер и при каких
концентрациях ключевым словом
WTRC или событием TRAC.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS
38

39.

Секция FLUID
Опция полимера
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.
Множитель вязкости воды
100
10
1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
Концентрация полимера, кг/м3
Опции по закачке трассера и полимера будут рассмотрены в дальнейшем.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS
39

40.

Секция FLUID
Зависимость проницаемости и порового
объема от давления
Р - Давление
KVSP {IRRV}
КМ - Множители проницаемости
PVM - Множители порового объёма
IRRV - Делает изменения проницаемости
необратимыми
P1 KM1 PVM1 /
P2 KM2 PVM2 /
…
…
Pn KMn PVMn /
/
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.
Задание регионов: KPTA в секции GRID
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

41. Секция FLUID

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
/
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
/
PRODUCTION & PROCESS

42. Секция FLUID

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
50.0000
100.000
150.000
171.900
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
1.06118
1.19030
1.31360
1.43110
1.48510
1.55430
1.67740
1.80060
1.90560
1.98900
1.14000
0.78000
0.58000
0.45000
0.40000
0.37000
0.33000
0.30000
0.28000
0.27000
0.00580
0.04540
0.08820
0.13140
0.15170
0.17650
0.22060
0.26470
0.30000
0.33000
0.000154
0.000201
0.000236
0.000264
0.000275
0.000290
0.000315
0.000340
0.000365
0.000391
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
--*P(barsa) Bg(rm3/ksm3) Visc(cp)
GPVT
10.0000
120.585
0.01190
/
50.0000
22.4216
0.01321
/
. . . . . . . . . . . . . . . . .
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

43. Практика

Выполнить второе упражнение
43
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

44. Относительные фазовые проницаемости (ОФП). Секция RELA

45.

Общие сведения о проницаемости,
фазовой проницаемости и
капиллярном давлении

46. Секция RELATIVE PERMEABILITY Проницаемость абсолютная и относительная

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.

47.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
Относительные фазовые проницаемости
В многофазном потоке в пористой среде относительной фазовой
проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости
к абсолютной.
где
qi – поток;
ΔР – перепад давления;
μi – вязкость i-ой фазй.
Индекс i указывает на то, что параметры относятся к i-ой фазе.
Относительная фазовая проницаемость, κri, для фазы i может быть
определена из выражения κi = κri • κ как
κri = κi / κ
где
к – абсолютная проницаемость
кi – эффективная проницаемость

48. Секция RELATIVE PERMEABILITY Капиллярное давление (Pc)

Если две фазы разделены искривленной поверхностью, то давление в
фазах будет различным. Эта разность давлений называется
капиллярным давлением.
Капиллярное давление равняется:
Рс=2σ/R=2σcosθ/r,
R- радиус кривизны;
r - радиус капилляра,
Гидравлический вес жидкости уравновешивает
капиллярное давление:
ρgh=(2σcosθ)/r
ρ – плотность жидкости.
Отсюда высота капиллярного поднятия:
θ – угол смачивания
σ – поверхностное натяжение
Капиллярное давление это функция:
Радиуса поровых каналов, r
Межфазового натяжения между двумя несмешивающимися фазами, σ
Смачиваемости (Угол контакта между жидкостью и породой), cosθ

49. Секция RELATIVE PERMEABILITY

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
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

50.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
WETT – определяет способ расчета фазовой проницаемости в
трехфазной модели
WETT {OIL WATE} {LINE STN1 STN2 ECLI}
Пример:
WETT WATE STN2 / Смачиваемая водой порода, фазовые
проницаемости рассчитываются с помощью метода Stone II
Смачиванием называется совокупность явлений на границе
соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является
твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или
жидкость и газ.
Поверхность гидрофильна
INTERPRETATION
MODELING
Поверхность гидрофобна
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

51. KRWO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-вода

Секция RELATIVE PERMEABILITY
KRWO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-вода
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
0.10
0.25
0.40
0.60
0.80
1.00
/
0.000
0.050
0.145
0.260
0.475
0.715
1.000
INTERPRETATION
1.000
0.770
0.519
0.330
0.173
0.057
0.000
0.272 /
0.125 /
0.049 /
0.027 /
0.013 /
0.007 /
0.000 /
MODELING
Таблицы должны содержать не менее 2-х и не
более 50 строк данных
Значения насыщенности в таблице должны
монотонно возрастать
Каждая строка таблицы и таблица должны
заканчиваться знаком комментария (/)
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

52.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
Пример:
KRWO
0.10000
0.20000
0.30000
0.35000
0.40000
0.45000
0.50000
0.55000
0.60000
0.65000
0.70000
0.75000
0.80000
0.90000
1.00000
0.00000
0.00000
0.00042
0.00211
0.00666
0.01627
0.03374
0.06250
0.10662
0.17079
0.26031
0.38112
0.53978
1.00000
1.00000
1.00000 /
1.00000 /
0.62974 /
0.48506 /
0.36443 /
0.26567 /
0.18659 /
0.12500 /
0.07872 /
0.04555 /
0.02332 /
0.00984 /
0.00292 /
0.00000 /
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.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

53. KRGO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-газ

Секция RELATIVE PERMEABILITY
KRGO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-газ
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
0.10
0.25
0.40
0.60
0.80
/
0.000
0.050
0.145
0.260
0.475
1.000
1.000
0.770
0.519
0.330
0.173
0.000
INTERPRETATION
0.010
0.025
0.049
0.068
0.130
0.250
/
/
/
/
/
/
MODELING
Таблицы должны содержать не менее 2-х и не
более 50 строк данных
Значения насыщенности в таблице должны
монотонно возрастать
Каждая строка таблицы и таблица должны
заканчиваться знаком комментария (/)
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

54.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
Пример:
KRGO
0.00000
0.10000
0.15000
0.20000
0.25000
0.30000
0.35000
0.40000
0.45000
0.50000
0.55000
0.60000
0.65000
0.70000
0.80000
0.00000
0.00195
0.00659
0.01562
0.03052
0.05273
0.08374
0.12500
0.17798
0.24414
0.32495
0.42187
0.53638
0.66992
1.00000
1.00000
0.66992
0.53638
0.42188
0.32495
0.24414
0.17798
0.12500
0.08374
0.05273
0.03052
0.01562
0.00659
0.00195
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.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

55.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
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
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

56.

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 Krs,которая параллельна кривой пропитки KrI.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

57.

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.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

58.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
Гистерезис капиллярных кривых в система
нефть-вода и в системе нефть газ.
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

59.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
Масштабирование таблиц относительных фазовых
проницаемостей
По умолчанию значения концевых точек программа берет в секции RELA в
таблицах относительных фазовых проницаемостей.
1
KRWO
0,9
0,8
Krw
0,7
Krow
Kr
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
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
.....
Sw
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

60.

Секция RELATIVE PERMEABILITY
Масштабирование таблиц относительных фазовых
проницаемостей
1
KRWO
0.9
0.8
Krw
0.7
Krow
Kr
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
Sw
INTERPRETATION
MODELING
1
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
....
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

61. Секция RELATIVE PERMEABILITY

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)
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
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
0.60000
0.42187
0.01562
0.65000
0.53638
0.00659
0.70000
0.66992
0.00195
0.80000
1.00000
0.00000
/
INTERPRETATION
MODELING
Pcgo
0.00000
/
0.00000
/
0.00000
/
0.00000
/
. . . . . .
0.00000
/
0.00000
/
0.00000
/
0.00000
/
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

62. Практика

Выполнить третье упражнение
62
INTERPRETATION
MODELING
SIMULATION
WELL & COMPLETION
PRODUCTION & PROCESS

63.

Вопросы для самоконтроля

64. Основная литература

Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических 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.
2. 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.
3. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов B.R «Оценка качества 3D
моделей» М.: ООО «ИПЦ Маска», 2008 - 272 стр.
1.

65. Окончание…

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!