Программное обеспечение Schlumberger ECLIPSE для моделирования геологических пластов

ECLIPSE Техническое описание

Версия 2003A_1

Информация о правах собственности Авторские права © 1982-2003 Schlumberger. Все права защищены. Ни одна часть документа «Техническое описание ECLIPSE» не может быть воспроизведена, сохранена в системе передачи информации или переведена или передана в любом виде и любыми средствами, электронными или физическими, включая фотокопирование или запись, без предварительного письменного разрешения обладателя авторских прав. Использование данного продукта подчиняется правилам, установленным в Лицензионном Соглашении. Schlumberger не дает гарантий, как то договорных, обязательных или установленных законодательством, по отношению к данному продукту и отказывает в любых гарантиях, безо всяких ограничений, по коммерческому использованию или годности товара для частного использования.

Патентная информация Программное обеспечение Schlumberger ECLIPSE для моделирования геологических пластов защищено патентами США № 6018497, 6078869 и 6106561 и Великобритании № GB 2,326,747 B и GB 2,336,008 B. Патенты заявлены.

Информация о товарном знаке Ниже перечислены все торговые марки Schlumberger: Calculator, Charisma, ConPac, ECLIPSE 100, ECLIPSE 200, ECLIPSE 300, ECLIPSE 500, ECLIPSE Office, EDIT, Extract, Fill, Finder, FloGeo, FloGrid, FloViz, FrontSim, GeoFrame, GRAF, GRID, GridSim, NWM, Open-ECLIPSE, PetraGrid, PlanOpt, Pseudo, PVTi, RTView, SCAL, Schedule, SimOpt, VFPi, Weltest 200.

Информация о торговом знаке Silicon Graphics и IRIX являются зарегистрированными торговыми марками компании Silicon Graphics, Inc. IBM, AIX и LoadLeveler являются зарегистрированными торговыми марками компании International Business Machines Corporation. Sun, SPARC, Solaris, Ultra и UltraSPARC являются простыми или зарегистрированными торговыми марками компании Sun Microsystems, Inc. Macintosh является зарегистрированной торговой маркой компании Apple Computer, Inc. UNIX является зарегистрированной торговой маркой компании UNIX System Laboratories. Motif является зарегистрированной торговой маркой компании Open Software Foundation, Inc. The X Window System and X11 являются зарегистрированными торговыми марками компании the Massachusetts Institute of Technology. PostScript и Encapsulated PostScript являются зарегистрированными торговыми марками компании Adobe Systems, Inc. OpenWorks и VIP являются зарегистрированными торговыми марками компании Landmark Graphics Corporation. Lotus, 1-2-3 и Symphony являются зарегистрированными торговыми марками Lotus Development Corporation. Microsoft, Windows, Windows NT, Windows 95, Windows 98, Windows 2000, Windows XP, Internet Explorer, Intellimouse, Excel, Word и PowerPoint являются зарегистрированными торговыми марками или торговыми марками компании Microsoft Corporation в США и/или других странах. Netscape является зарегистрированной торговой маркой компании Netscape Communications Corporation. AVS является зарегистрированной торговой маркой компании AVS Inc. ZEH является зарегистрированной торговой маркой компании ZEH Graphics Systems. Авторскими правами на Ghostscript и GSview обладает компания Aladdin Enterprises, CA. Авторскими правами на GNU Ghostscript обладает компания Free Software Foundation, Inc. Авторскими правами на Linux обладает компания Free Software Foundation, Inc. Авторскими правами на IRAP обладает компания Roxar Technologies. LSF является зарегистрированной торговой маркой компании Platform Computing Corporation, Canada. VISAGE — зарегистрированный товарный знак компании VIPS Ltd. Cosmo — товарный знак и технология PLATINUM — зарегистрированный товарный знак компании PLATINUM technology, inc. PEBI — товарный знак компании Veritas DGC Inc./HOT Engineering GmbH. Stratamodel является торговой маркой компании Landmark Graphics Corporation. GLOBEtrotter, FLEXlm и SAMreport являются зарегистрированными торговыми марками компании GLOBEtrotter Software, Inc. CrystalEyes является торговой маркой компании StereoGraphics Corporation. Tektronix является зарегистрированной торговой маркой компании Tektronix, Inc. GOCAD и JACTA являются торговыми марками компании T-Surf. Myrinet — товарный знак компании Myricom, Inc. Этот продукт может включать программное обеспечение, разработанное компанией Apache Software Foundation (http://www.apache.org). Авторские права (c) 1999-2001 принадлежат компании The Apache Software Foundation. Все права защищены. MPI/Pro является зарегистрированной торговой маркой компании MPI Software Technology, Inc.

Содержание, Техническое описание ECLIPSE 2003A_1 Содержание, Техническое описание ECLIPSE 2003A_1 ......................................................................................................3 Рисунки ...................................................................................................................................................................................12 Таблицы..................................................................................................................................................................................17

Глава 1 — Введение ..........................................................................................................................................21 Аннотация...............................................................................................................................................................................21 Функции ECLIPSE ..................................................................................................................................................................23 Вспомогательные программы ...............................................................................................................................................35 Дополнительные программы ................................................................................................................................................37 Лицензии.................................................................................................................................................................................48

Глава 2 — API Трассировка..............................................................................................................................49 Глава 3 — Возможности моделирования водоносных пластов ..............................................................53 Введение ................................................................................................................................................................................53 Численная модель водоносного пласта...............................................................................................................................54 Водоносные пласты Картера-Трэйси ...................................................................................................................................56 Водоносные пласты Фетковича (ECLIPSE 100)...................................................................................................................59 Водоносные пласты с постоянным притоком (ECLIPSE 100) .............................................................................................62

Глава 4 — Трассировка минерализованной воды ......................................................................................63 Глава 5 — Раствор диоксида углерода в водной фазе..............................................................................65 Глава 6 — Химические реакции ......................................................................................................................67 Введение ................................................................................................................................................................................67 Ключевые слова для химических реакций...........................................................................................................................68 Формулировка ........................................................................................................................................................................69 Вывод......................................................................................................................................................................................75 Примеры .................................................................................................................................................................................76

Глава 7 — Модель метана в угольном пласте .............................................................................................79 Введение ................................................................................................................................................................................79 Моделирование композиционных эффектов .......................................................................................................................82 Использование модели метана в угольном пласте.............................................................................................................84 Ключевые слова.....................................................................................................................................................................88 Примеры .................................................................................................................................................................................90

Глава 8 — Совместимость специальных опций ECLIPSE 100 ................................................................103 Глава 9 — Отчеты о сходимости ..................................................................................................................109 Глава 10 — Диффузия.....................................................................................................................................119 Коэффициенты диффузии ..................................................................................................................................................119 Опция межфазной диффузии (ECLIPSE 100)....................................................................................................................125 Расчет диффузивности .......................................................................................................................................................126 Использование опции молекулярной диффузии...............................................................................................................131

Глава 11 — Модель двойной пористости ...................................................................................................133 Введение ..............................................................................................................................................................................133 Расчет проводимости ..........................................................................................................................................................134 Способы добычи ..................................................................................................................................................................136 Специальные функции расчетов двойной пористости......................................................................................................144 Ограничения расчетов с двойной пористостью.................................................................................................................146 Ключевые слова...................................................................................................................................................................147 Функции переноса................................................................................................................................................................149 Изменение зависимости добычи от времени (ECLIPSE 100) ...........................................................................................150

3

Масштабирование относительной проницаемости трещин (ECLIPSE 100) ....................................................................151 Решение линейных уравнений ...........................................................................................................................................152 Вычисление объемов фракций для гравитационного дренирования ..............................................................................154 Изменение коэффициента сигма в процессе дренирования ...........................................................................................156 Интегрированная опция капиллярного давления..............................................................................................................157 Модель дискретизированной матрицы (ECLIPSE 100) .....................................................................................................160

Глава 12 — Трассировка примесей ..............................................................................................................163 Введение ..............................................................................................................................................................................163 Использование опции трассировки примесей ...................................................................................................................165 Разделенные индикаторы ...................................................................................................................................................167 Ключевые слова...................................................................................................................................................................168 Пример задачи .....................................................................................................................................................................170

Глава 13 — Уравнения состояния.................................................................................................................179 Двухпараметрические уравнения состояния .....................................................................................................................179 Расчет параметров парожидкостного равновесия(flash расчет) ......................................................................................183 Расчет вязкости ...................................................................................................................................................................183 Трехпараметрические уравнения состояния .....................................................................................................................184 Использование уравнения состояния для углеводородных смесей................................................................................185 Расчет фазовых состояний .................................................................................................................................................187

Глава 14 — Области уравнений состояния ................................................................................................189 Введение ..............................................................................................................................................................................189 Уравнение состояния для пласта .......................................................................................................................................190 Уравнение состояния для поверхности .............................................................................................................................192

Глава 15 — Работа с файлами в ECLIPSE ...................................................................................................193 Введение ..............................................................................................................................................................................193 Внутренний формат файлов ...............................................................................................................................................195 Файлы GRAF ........................................................................................................................................................................197

Глава 16 — Условия притока на границе.....................................................................................................199 Введение ..............................................................................................................................................................................199 Использование условий притока на границе .....................................................................................................................200 Ключевые слова...................................................................................................................................................................207

Глава 17 — Модель пены ...............................................................................................................................209 Введение ..............................................................................................................................................................................209 Имитационная модель.........................................................................................................................................................210 Использование модели пены..............................................................................................................................................213 Ключевые слова...................................................................................................................................................................214 Пример набора данных .......................................................................................................................................................216

Глава 18 — Формулировка уравнений ........................................................................................................225 Введение ..............................................................................................................................................................................225 Описание уравнений............................................................................................................................................................226 Наборы переменных............................................................................................................................................................227 Методы IMPES и AIM...........................................................................................................................................................231 Критерии сходимости для уравнений остатка ...................................................................................................................234 Перетоки...............................................................................................................................................................................237 Пластовые плотности ..........................................................................................................................................................241 Метод Ньютона для нелинейного остатка .........................................................................................................................242

Глава 19 — Модель разработки газового месторождения ......................................................................245 Введение ..............................................................................................................................................................................245 Описание функций...............................................................................................................................................................247 Применение отдельных контрактов поставок газа к отдельным группам .......................................................................257 Использование модели разработки газового месторождения .........................................................................................260 Ключевые слова...................................................................................................................................................................267

4

Глава 20 — Оптимизация газлифта..............................................................................................................271 Введение ..............................................................................................................................................................................271 Использование средства оптимизации газлифта .............................................................................................................277 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................281

Глава 21 — Газогенераторная установка и газоконденсатные жидкости ............................................283 Таблицы газогенераторной установки ...............................................................................................................................283 Опция регенерационной установки ....................................................................................................................................285

Глава 22 — Опция GASWAT ...........................................................................................................................287 Введение ..............................................................................................................................................................................287 Модификации уравнения состояния ..................................................................................................................................288 Значения теплотворности ...................................................................................................................................................292 Соленость.............................................................................................................................................................................293 Таблицы относительной проницаемости ...........................................................................................................................294 Инициализация ....................................................................................................................................................................295 Элементы раздела Summary ..............................................................................................................................................296

Глава 23 — Управление теплотворностью газа.........................................................................................297 Введение ..............................................................................................................................................................................297 Установка направляющих дебитов для контроля над средней теплотворностью..........................................................299 Управление дебитом энергии .............................................................................................................................................303 Использование средства.....................................................................................................................................................305 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................310

Глава 24 — Геомеханика.................................................................................................................................311 Введение ..............................................................................................................................................................................311 Реализация геомеханики в системе ECLIPSE 300 ............................................................................................................315 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................322 Использование связанной геомеханической модели .......................................................................................................325

Глава 25 — Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель)..........................................331 Введение ..............................................................................................................................................................................331 Использование псевдокомпозиционной модели нагнетания газа (Gi-модели)...............................................................335 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................336 Примерная задача ...............................................................................................................................................................337

Глава 26 — Опция градиента (Gradient).......................................................................................................345 Введение ..............................................................................................................................................................................345 Описание файла данных.....................................................................................................................................................351 Выходные данные опции градиента...................................................................................................................................357 Техническое описание опции градиента ............................................................................................................................366 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................370 Пример (только ECLIPSE 100) ............................................................................................................................................375

Глава 27 — Правила групповой добычи .....................................................................................................385 Введение ..............................................................................................................................................................................385 Бурение новой скважины ....................................................................................................................................................386 Открытие новых соединений (повторное перфорирование) ............................................................................................387 Уменьшение предельного значения THP...........................................................................................................................389 Изменение номеров таблиц VFP (замена компрессорных труб) .....................................................................................390 Изменение для скважин значений ALQ (применение лифта) ..........................................................................................391 Ввод в действие компрессоров...........................................................................................................................................393 Последствия закрытия скважин при бурении или ремонте ..............................................................................................394 Использование правил добычи с опцией Network.............................................................................................................395

Глава 28 — Гистерезис....................................................................................................................................397 Введение ..............................................................................................................................................................................397 Использование опции гистерезиса.....................................................................................................................................398 Гистерезис относительной проницаемости в несмачивающей фазе ..............................................................................399 Гистерезис относительной проницаемости в смачивающей фазе ..................................................................................404 Моделирование гидрофобных систем ...............................................................................................................................406

5

Гистерезис капиллярного давления ...................................................................................................................................407

Глава 29 — Гистерезис при попеременном затоплении водой и газом (WAG) ...................................411 Введение ..............................................................................................................................................................................411 Использование опции WAG-гистерезиса ...........................................................................................................................412 Модель для несмачивающей фазы (газа)..........................................................................................................................413 Модификации по отношению к остаточной нефти ............................................................................................................416 Модель для смачивающей фазы (воды)............................................................................................................................417

Глава 30 — Изолированные области пласта..............................................................................................419 Введение ..............................................................................................................................................................................419 Использование опции ..........................................................................................................................................................420 Принятые ограничения ........................................................................................................................................................421 Объединение двух или более сеток угловых точек ..........................................................................................................422 Примеры ...............................................................................................................................................................................423

Глава 31 — Инициализация............................................................................................................................425 Введение ..............................................................................................................................................................................425 Требования к данным ..........................................................................................................................................................426 Алгоритм уравновешивания................................................................................................................................................429 Вычисление начальных условий ........................................................................................................................................430 Неравновесные начальные условия (ECLIPSE 300).........................................................................................................435

Глава 32 — Локальное измельчение и укрупнение сетки........................................................................439 Введение ..............................................................................................................................................................................439 Локальное измельчение сетки ............................................................................................................................................440 Геометрические и сеточные данные в LGR.......................................................................................................................461 Локальное укрупнение сетки...............................................................................................................................................467 Автоматическое измельчение (ECLIPSE 100) ...................................................................................................................471 Обобщенная информация по ключевым словам ..............................................................................................................474 Пример решения задачи для локально измельченной сетки ...........................................................................................477

Глава 33 — Моделирование смешивающегося вытеснения...................................................................485 Введение ..............................................................................................................................................................................485 Модель параметра смешиваемости Тодда-Лонгстаффа (Todd-Longstaff) ......................................................................486 Эффект водонасыщенности ...............................................................................................................................................487 Модель относительной проницаемости .............................................................................................................................488 Модель вязкости ..................................................................................................................................................................489 Модель плотности компонента ...........................................................................................................................................490 Управление смешиваемостью от давления.......................................................................................................................492 Управление численной диффузией при моделировании смешиваемого потока ...........................................................494 Использование опции ECLIPSE смешивающегося вытеснения.......................................................................................496

Глава 34 — Многосегментные скважины ....................................................................................................499 Введение ..............................................................................................................................................................................499 Модель многосегментной скважины...................................................................................................................................501 Падения давления из таблиц VFP......................................................................................................................................507 Модель дрейфа притока .....................................................................................................................................................510 Забойные сепараторы (ECLIPSE 100)................................................................................................................................519 Термическая модель многосегментной скважины ............................................................................................................524 Использование модели многосегментной скважины ........................................................................................................528 Преобразование скважин с трением в многосегментные скважины................................................................................535 Обобщенная информация по ключевым словам ..............................................................................................................537

Глава 35 — Опция Network .............................................................................................................................543 Введение ..............................................................................................................................................................................543 Использование стандартной опции сети ...........................................................................................................................549 Расширенная модель сети..................................................................................................................................................557 Модель сети в ECLIPSE 300 ...............................................................................................................................................567 Обобщенная информация по ключевым словам ..............................................................................................................569

6

Глава 36 — Девятиточечные схемы.............................................................................................................573 Глава 37 — Поток с отклонением от закона Дарси....................................................................................577 Введение ..............................................................................................................................................................................577 Создание потоков ................................................................................................................................................................581 Значения относительной проницаемости, зависящей от скорости..................................................................................582

Глава 38 — Параллельная опция..................................................................................................................587 Введение ..............................................................................................................................................................................587 Активация параллельного расчета.....................................................................................................................................588 Разделение ..........................................................................................................................................................................589 Выполнение локального измельчения сеток в параллельном расчете (ECLIPSE 100) .................................................594 Характеристики критических параметров ..........................................................................................................................595 Масштабирование памяти ..................................................................................................................................................597 Обобщенная информация по ключевым словам ..............................................................................................................598

Глава 39 —Модель упругости породы ........................................................................................................599 Введение ..............................................................................................................................................................................599 Допущения............................................................................................................................................................................600 Модель упругости породы...................................................................................................................................................601 Реализация модели упругости породы ..............................................................................................................................609

Глава 40 — Полимерное заводнение ...........................................................................................................613 Введение ..............................................................................................................................................................................613 Использование модели полимерного заводнения ............................................................................................................620 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................621 Примеры задач ....................................................................................................................................................................624

Глава 41 — Вычисление потенциала ...........................................................................................................635 Потенциалы фаз ..................................................................................................................................................................635 Потенциалы скважины.........................................................................................................................................................638

Глава 41 — PVM ................................................................................................................................................641 PVM: введение .....................................................................................................................................................................641 Установка PVM.....................................................................................................................................................................642 Запуск PVM...........................................................................................................................................................................644 Добавление к системе PVM удаленных компьютеров ......................................................................................................647 Диагностика и устранение неисправностей .......................................................................................................................649 Версии PVM, используемые GeoQuest ..............................................................................................................................650 Ограничения PVM ................................................................................................................................................................651

Глава 42 — Механизмы добычи....................................................................................................................653 Введение ..............................................................................................................................................................................653 Газонапорный режим пласта ..............................................................................................................................................655 Водонапорный режим ..........................................................................................................................................................656 Вывод данных в файл Summary .........................................................................................................................................657 Подробное описание расчетов нефтеотдачи ....................................................................................................................658

Глава 43 — Reservoir Coupling.......................................................................................................................661 Введение ..............................................................................................................................................................................661 Использование средства Reservoir Coupling .....................................................................................................................670 Совместное использование лицензий подчиненными процессами.................................................................................678 Структура Reservoir Coupling файла ..................................................................................................................................679 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................684

Глава 44 — Перезапуски .................................................................................................................................687 Введение ..............................................................................................................................................................................687 Перезапуски в ECLIPSE 100 ...............................................................................................................................................688 Перезапуски в ECLIPSE 300 ...............................................................................................................................................694

7

Глава 45 — Уплотнение породы ...................................................................................................................697 Введение ..............................................................................................................................................................................697 Табулированные кривые уплотнения.................................................................................................................................698 Уплотнение, индуцированное водой (ECLIPSE 100).........................................................................................................702

Глава 46 — Функции насыщенности ............................................................................................................703 Введение ..............................................................................................................................................................................703 Свойства водонасыщенности .............................................................................................................................................705 Свойства газонасыщенности ..............................................................................................................................................707 Свойства нефтенасыщенности...........................................................................................................................................709 Трехфазные модели относительной проницаемости нефти............................................................................................712 Концевые точки таблицы.....................................................................................................................................................720 Требования согласованности .............................................................................................................................................721 Околокритические относительные проницаемости нефти и газа ....................................................................................723

Глава 47 — Масштабирование таблиц насыщенностей...........................................................................727 Введение ..............................................................................................................................................................................727 Масштабирование функций капиллярного давления .......................................................................................................729 Масштабирование функций относительной проницаемости............................................................................................730 Прочие точки ........................................................................................................................................................................734 Специальные приложения ..................................................................................................................................................736 Требования согласованности .............................................................................................................................................741 Пример масштабирования концевых точек .......................................................................................................................742

Глава 48 — Твердая фаза...............................................................................................................................745 Глава 49 — Решение линейных уравнений ................................................................................................747 Введение ..............................................................................................................................................................................747 Материальный баланс.........................................................................................................................................................748 Гнездовая факторизация ....................................................................................................................................................749 Инициализация предварительных условий для гнездовой факторизации .....................................................................751 Процедура решения для гнездовой факторизации...........................................................................................................752 Процедура Ортомина ..........................................................................................................................................................754 Критерии сходимости ..........................................................................................................................................................755 Обработка скважин ..............................................................................................................................................................757 Гнездовая факторизация для LGR .....................................................................................................................................758 Алгоритм WARP решения системы линейных уравнений в ECLIPSE 300 ......................................................................760

Глава 50 — Модель растворителя................................................................................................................767 Введение ..............................................................................................................................................................................767 Модель параметра смесимости Тодда-Лонгстаффа ........................................................................................................769 Модель относительной проницаемости .............................................................................................................................771 PVT-модель ..........................................................................................................................................................................775 Зависимость смешиваемости от давления........................................................................................................................779 Контроль диффузии численного решения при моделировании смешивающегося потока ............................................780 Использование модели растворителя ...............................................................................................................................782 Ключевые слова...................................................................................................................................................................785 Пример задачи .....................................................................................................................................................................787

Глава 51 — Эффекты поверхностного натяжения ....................................................................................795 Расчет поверхностного натяжения .....................................................................................................................................795 Использование поверхностного натяжения .......................................................................................................................796 Использование опции MISCNUM........................................................................................................................................800

Глава 52 — Модель ПАВ .................................................................................................................................801 Введение ..............................................................................................................................................................................801 Имитационная модель.........................................................................................................................................................802 Использование модели ПАВ ...............................................................................................................................................807 Ключевые слова...................................................................................................................................................................809 Пример задачи .....................................................................................................................................................................811

8

Глава 53 — Температурная опция ................................................................................................................819 Глава 54 — Тензорная проницаемость........................................................................................................823 Введение ..............................................................................................................................................................................823 Дискретизация......................................................................................................................................................................825 Погрешность ортогональности ...........................................................................................................................................827 Ограничения.........................................................................................................................................................................829

Глава 55 — Термальная опция ......................................................................................................................831 Введение ..............................................................................................................................................................................831 Ключевые слова для термальной опции............................................................................................................................833 Формулировка ......................................................................................................................................................................842 Термальные свойства .........................................................................................................................................................850 Функции термальной опции.................................................................................................................................................872 Преобразование данных ECLIPSE 100 в данные термальной дегазированной нефти ECLIPSE 300 ..........................877 Примеры ...............................................................................................................................................................................878 Избранная библиография ...................................................................................................................................................880

Глава 56 — Отчеты о времени.......................................................................................................................883 Глава 57 — Проверка суммарной сжимаемости ........................................................................................887 Глава 58 — Расчет проводимости ................................................................................................................891 Введение ..............................................................................................................................................................................891 Расчет проводимости в декартовой системе.....................................................................................................................893 Расчет радиальной проводимости .....................................................................................................................................899 Изменения в методе вычисления проводимости ..............................................................................................................902

Глава 59 — Трассировка индикаторов ........................................................................................................905 Введение ..............................................................................................................................................................................905 Контроль диффузии численного решения .........................................................................................................................907 Использование инструмента трассировки индикатора ECLIPSE.....................................................................................908 Трассировка исходных флюидов........................................................................................................................................910 Укрупнение и детализация..................................................................................................................................................916 Обработка пассивных индикаторов как нелинейных ........................................................................................................917

Глава 60 — Единицы измерения...................................................................................................................919 Принятые единицы ..............................................................................................................................................................919 Коэффициенты преобразования ........................................................................................................................................921

Глава 61 — Вертикальное равновесие ........................................................................................................923 Введение ..............................................................................................................................................................................923 Использование опции VE (ВР) ............................................................................................................................................925 Распределение насыщения в ячейке .................................................................................................................................926 Случай нефть-газ.................................................................................................................................................................927 Относительные проницаемости и капиллярные давления ВР.........................................................................................930 Модель остаточного течения ..............................................................................................................................................931 Разное...................................................................................................................................................................................933 Опция вертикального равновесия при сжатии ..................................................................................................................935

Глава 62 — Опция трения в стволе скважины ...........................................................................................939 Введение ..............................................................................................................................................................................939 Использование опции трения в стволе скважины .............................................................................................................942 Графическое представление эффектов трения в горизонтальных скважинах ...............................................................948 Сводка ключевых слов ........................................................................................................................................................954 Примеры задач ....................................................................................................................................................................955

Глава 63 — Характеристика притока в скважину.......................................................................................963 Введение ..............................................................................................................................................................................963 Коэффициент проводимости соединения..........................................................................................................................965 Скин-фактор, зависящий от потока ....................................................................................................................................968

9

Подвижности фаз.................................................................................................................................................................971 Специальные уравнения притока .......................................................................................................................................972 Соединения закачки ............................................................................................................................................................978 Параметр устьевого давления............................................................................................................................................980 Коэффициент продуктивности ............................................................................................................................................981

Глава 64 — Средства моделирования скважин.........................................................................................983 Вскрытие скважин ................................................................................................................................................................983 Управление и ограничения для скважин............................................................................................................................986 Средства управления группой и месторождением ...........................................................................................................992 Характеристики вертикального потока.............................................................................................................................1007

Приложение A — раздел RUNSPEC: фиксированная структура записей в версиях до 95А...........1009 Приложение B — ключевое слово RPTGRID: целочисленное управление в версиях до 2002-А..........................................................................................................................................................1021 RPTGRID..............................................................................................................................................................................1021

Приложение C — ключевое слово RPTRST: целочисленное управление в версиях до 2002-А..........................................................................................................................................................1027 RPTRST................................................................................................................................................................................1027

Приложение D — RPTSCHED: целочисленное управление в версиях до 2002-А .............................1033 RPTSCHED

Управляет выходными данными из раздела SCHEDULE ..................................................................1033

Приложение E — RTPSOL: целочисленное управление в версиях до 2002-А...................................1045 RPTSOL

Управляет выходными данными из раздела SOLUTION ...................................................................1045

Библиография ................................................................................................................................................1053 Предметный указатель .................................................................................................................................1061

10

11

Рисунки Глава 1 — Введение ..........................................................................................................................................21 Глава 2 — Трассировка API..............................................................................................................................49 Глава 3 — Возможности моделирования водоносных пластов ..............................................................53 Глава 4 — Трассировка минерализованной воды ......................................................................................63 Глава 5 — Раствор диоксида углерода в водной фазе..............................................................................65 Глава 6 — Химические реакции ......................................................................................................................67 Глава 7 — Модель метана в угольном пласте .............................................................................................79 Глава 8 — Совместимость специальных опций ECLIPSE 100 ................................................................103 Глава 9 — Отчеты о сходимости ..................................................................................................................109 Глава 10 — Диффузия.....................................................................................................................................119 Глава 11 — Модель двойной пористости ...................................................................................................133 Рис. 11.1 Рис. 11.2 Рис. 11.3 Рис. 11.4 Рис. 11.12 Рис. 11.13 Рис. 11.14 Рис. 11.15 Рис. 11.16 Рис. 11.17

Простая схема с двойной пористостостью и двойной проницаемостью.............................................135 Типичный блок матрицы, содержащий нефть и воду...........................................................................137 Пример блока матрицы в потенциальном градиенте трещины...........................................................141 Оценка разности потенциалов относительно соседних ячеек.............................................................142 Простая сетка, используемая для моделирования функции переноса газа/нефти ...........................149 Начальный объем части воды ниже поверхности контакта .................................................................154 Начальный объем части газа выше поверхности контакта..................................................................155 Интегрированное капиллярное давление .............................................................................................157 Вложенные подъячейки матрицы в линейной геометрии ....................................................................160 Вложенные подъячейки матрицы в цилиндрической и сферической геометрии ...............................161

Глава 12 — Трассировка примесей ..............................................................................................................163 Глава 13 — Уравнения состояния.................................................................................................................179 Глава 14 — Области уравнений состояния ................................................................................................189 Глава 15 — Работа с файлами в ECLIPSE ...................................................................................................193 Глава 16 — Условия притока на границе.....................................................................................................199 Рис. 16.1

Последовательность перезапусков, дающих вместе полный расчет пласта .....................................204

Глава 17 — Модель пены ...............................................................................................................................209 Глава 18 — Формулировка уравнений ........................................................................................................225 Рис. 18.1

Нестабильность при использовании IMPES метода.............................................................................233

Глава 19 — Модель Разработки Газового Месторождения .....................................................................245 Рис. 19.1

12

Скорость добычи газа для продажи и производительность по газу....................................................266

Глава 20 — Оптимизация газлифта..............................................................................................................271 Рис. 20.1 Рис. 20.2

Оптимальная скорость закачки газа для газлифта...............................................................................272 Вычисление инкрементального градиента............................................................................................275

Глава 21 — Газогенераторная установка и газоконденсатные жидкости ............................................283 Глава 22 — Опция GASWAT ...........................................................................................................................287 Глава 23 — Управление теплотворностью газа.........................................................................................297 Глава 24 — Геомеханика.................................................................................................................................311 Рис. 24.1

Контрольные объемы (светло-серая сетка) для равновесия сил........................................................317

Глава 25 — Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель)..........................................331 Глава 26 — Опция градиента .........................................................................................................................345 Рис. 26.1

Порядок вывода записей ........................................................................................................................358

Глава 27 — Правила групповой добычи .....................................................................................................385 Глава 28 — Гистерезис....................................................................................................................................397 Рис. 28.1 Рис. 28.2 Рис. 28.3 Рис. 28.4

Типичная пара кривых относительной проницаемости для несмачиваемой фазы ...........................399 Типичная пара кривых относительной проницаемости для смачиваемой фазы ...............................404 Случай капиллярного давления воды ...................................................................................................407 Случай капиллярного давления газа .....................................................................................................409

Глава 29 — Гистерезис при попеременном затоплении водой и газом(WAG) ....................................411 Рис. 29.1 Рис. 29.2 Рис. 29.3 Рис. 29.4

Типичный процесс дренирования с последующим процессом пропитки............................................413 Схематический график типичной кривой вторичного дренирования ..................................................414 Кривые относительной проницаемости для двух- и трехфазного случая ..........................................417 Относительная проницаемость при последующем дренировании .....................................................418

Глава 30 — Изолированные области пласта..............................................................................................419 Глава 31 — Инициализация............................................................................................................................425 Глава 32 — Локальное измельчение и укрупнение сетки........................................................................439 Рис. 32.1 Рис. 32.2 Рис. 32.3 Рис. 32.4 Рис. 32.5 Рис. 32.6 Рис. 32.7 Рис. 32.8 Рис. 32.9

Измельчение радиальной сетки с одним столбцом .............................................................................440 Измельчение радиальной сетки с одним столбцом при NTHETA=1 ...................................................441 Радиальное измельчение в боксе с четырьмя столбцами ..................................................................442 Радиальное измельчение в боксе с четырьмя столбцами при NTHETA=4 ........................................442 Измельчение декартовой сетки..............................................................................................................444 Составное измельчение .........................................................................................................................449 Соглашение о нумерации, используемое RADFIN для соединения радиальных LGR с основными ячейками...............................................................................................................................463 Соглашения о нумерации, используемые RADFIN4 для соединения радиальных LGR с основными ячейками...............................................................................................................................463 Расположение скважин в автоматически измельченных сетках .........................................................473

Глава 33 — Модель смешивающегося вытеснения..................................................................................485 Рис. 33.1

Опция двухточечного процесса переноса вверх по потоку..................................................................494

Глава 34 — Многосегментные скважины ....................................................................................................499 Рис. 34.1 Рис. 34.2 Рис. 34.3 Рис. 34.4 Рис. 34.5 Рис. 34.6

Многозабойная многосегментная скважина ..........................................................................................501 Сегменты скважин ...................................................................................................................................502 Распределение по сегменту потоков из соединения............................................................................502 Компоненты гидростатического перепада давлений............................................................................503 Диаграмма сегмента для скважины с забойным водяным сепаратором ............................................520 Теплопроводность между скважиной и пластом...................................................................................525

13

Рис. 34.7 Рис. 34.8 Рис. 34.9

Теплопроводность между трубопроводом и обсадной колонной ........................................................527 Положения узлов сегмента с одним сегментом на каждое соединение сеточного блока. ................529 Длины поверхностей теплового контакта..............................................................................................531

Глава 35 — Опция Network .............................................................................................................................543 Рис. 35.1 Рис. 35.2 Figure 35.3 Рис. 35.4 Рис. 35.5

Общий манифольд на устье скважин и трубопровод. .........................................................................544 Зависимость THP скважины относительно дебита группы для потока из скважины и трубы ...........544 Пример сети.............................................................................................................................................545 Структура сети.........................................................................................................................................557 Иерархия группового управления ..........................................................................................................558

Глава 36 — Девятиточечная схема...............................................................................................................573 Рис. 36.1 Рис. 36.2

Разделение каждой пятиточечной проводимости на две полупроводимости ....................................574 Создание девятиточечных проводимостей при помощи диагонального объединения ячеек...........575

Глава 37 — Поток с отклонением от закона Дарси....................................................................................577 Глава 38 — Параллельная вычисления ......................................................................................................587 Глава 39 — Модель упругости породы .......................................................................................................599 Глава 40 — Полимерное заводнение ...........................................................................................................613 Глава 41 — Вычисление потенциала ...........................................................................................................635 Рис. 41.1

Вычисление скорректированного потенциала начального контакта ...................................................636

Глава 41 — PVM ................................................................................................................................................641 Глава 42 — Механизмы добычи....................................................................................................................653 Глава 43 — Reservoir Coupling.......................................................................................................................661 Рис. 43.1 Рис. 43.2

Три связанных пласта; один из них — главный ....................................................................................663 Три пласта, связанные с помощью одного «пласта-пустышки» ..........................................................663

Глава 44 — Перезапуски .................................................................................................................................687 Глава 45 — Уплотнение породы ...................................................................................................................697 Рис. 45.1 Рис. 45.2 Рис. 45.3

Уплотнение породы: Опция гистерезиса ...............................................................................................698 Уплотнение породы: Опция гистерезиса Беберга (Boberg) .................................................................698 Исходные множители..............................................................................................................................699

Глава 46 — Функции насыщенности ............................................................................................................703 Рис. 46.1 Рис. 46.2 Рис. 46.3 Рис. 46.4 Рис. 46.5 Рис. 46.6 Рис. 46.7 Рис. 46.8

Трехфазная модель для относительной проницаемости нефти, принятая в ECLIPSE по умолчанию ...............................................................................................................................................713 Вычисление минимальной остаточной нефтенасыщенности по водонасыщенности .......................714 Вычисление минимальной остаточной нефтенасыщенности по газонасыщенности ........................715 Вычисление минимальной остаточной нефтенасыщенности для дренирования и пропитки с гистерезисом.........................................................................................................................................715 Диаграмма состояний для тройной системы, иллюстрирующая интерполяцию при вычислении Smin и Smax ............................................................................................................................718 Исходные насыщенности для каждой зоны ..........................................................................................720 Диаграмма состояния для тройной системы, иллюстрирующая концевые точки подвижности флюида..............................................................................................................................722 Воздействие нагнетания газа .................................................................................................................723

Глава 47 — Масштабирование таблиц насыщенности.............................................................................727 Рис. 47.1 Рис. 47.2

14

Масштабирование по двум точкам ........................................................................................................733 Масштабирование по трем точкам ........................................................................................................733

Рис. 47.3 Рис. 47.4

Зависимость водонасыщенности от глубины для типичной ячейки сетки, пересекающей границу раздела нефть-вода..................................................................................................................736 Моделирование изменения критической насыщенности в зависимости от глубины.........................738

Глава 48 — Твердая фаза...............................................................................................................................745 Глава 49 — Решение линейных уравнений ................................................................................................747 Рис. 49.1 Рис. 49.2 Рис. 49.3 Рис. 49.4

Структура матрицы Якоби для простой задачи 3*2*3 ..........................................................................749 Двухцветное (красный-синий) разбиение для параллельного расчета на 4 процессорах ................762 Подсетки с объединением LGR и базовой сетки ..................................................................................762 Подсетки без объединения LGR и базовой сетки.................................................................................763

Глава 50 — Модель растворителя................................................................................................................767 Рис. 50.1

Техника двухточечной проекции вверх по потоку.................................................................................780

Глава 51 — Эффекты поверхностного натяжения ....................................................................................795 Рис. 51.1 Рис. 51.2

Два графика, иллюстрирующих масштабирования кривой породы ....................................................797 Два графика, иллюстрирующих масштабирования прямой линии......................................................797

Глава 52 — Модель ПАВ .................................................................................................................................801 Рис. 52.1

Расчета относительной проницаемости................................................................................................804

Глава 53 — Температурная опция ................................................................................................................819 Глава 54 — Тензорная проницаемость........................................................................................................823 Рис. 54.1 Рис. 54.2

Образец двумерного течения MPFA между ячейками (i, j) и (i + 1, j) ..................................................825 Индикатор погрешности k-ортогональности..........................................................................................827

Глава 55 — Термальная опция ......................................................................................................................831 Глава 56 —Отчеты о времени........................................................................................................................883 Глава 57 — Проверка суммарной сжимаемости ........................................................................................887 Глава 58 — Расчет проводимости ................................................................................................................891 Рис. 58.1

Выражения для Y- и Z-проводимости ....................................................................................................897

Глава 59 — Трассировка индикаторов ........................................................................................................905 Рис. 59.1

Общая добыча нефти и вклады слоев под и над ГНК..........................................................................915

Глава 60 — Единицы измерения...................................................................................................................919 Глава 61 — Вертикальное равновесие ........................................................................................................923 Рис. 61.1 Рис. 61.2 Рис. 61.3 Рис. 61.4 Рис. 61.5 Рис. 61.6 Рис. 61.7 Рис. 61.8 Рис. 61.9

Ячейка с приблизительным гидростатическим равновесием ..............................................................923 Водонефтяное вертикальное равновесие.............................................................................................926 Газонефтяное вертикальное равновесие..............................................................................................927 Водогазовое вертикальное равновесие ................................................................................................928 Вертикальное равновесие для трехфазного случая ............................................................................928 Трехфазное равновесие с неподвижной нефтью .................................................................................929 Поведение относительной проницаемости для модели остаточного течения...................................931 Кривые VE (SATNUM) .............................................................................................................................932 Остаточное течение (RESIDNUM) .........................................................................................................932

Глава 62 — Опция трения в стволе скважины ...........................................................................................939 Рис. 62.1 Рис. 62.2 Рис. 62.3 Рис. 62.4 Рис. 62.5

Ствол и ответвления многозабойной скважины ...................................................................................943 Многозабойная скважина типа «птичья лапа». .....................................................................................943 Определение геометрии многозабойной скважины .............................................................................944 Многозабойная скважина с подветвями ................................................................................................945 Влияние трения в горизонтальной скважине ........................................................................................949

15

Глава 63 — Характеристика притока в скважину.......................................................................................963 Глава 64 — Средства моделирования скважин.........................................................................................983 Рис. 64.1

Пятиуровневая иерархия........................................................................................................................992

Приложение А — секция RUNSPEC: фиксированная структура записей pre-95A.............................1009 Приложение B — ключевое слово RPTGRID: целочисленный контроль pre-2002A.........................1021 Приложение C — ключевое слово RPTRST: целочисленный контроль pre-2002A ..........................1027 Приложение D — RPTSCHED: целочисленный контроль pre-2002A....................................................1033 Приложение E — RTPSOL: целочисленный контроль pre-2002A .........................................................1045

16

Таблицы Глава 1 — Введение ..........................................................................................................................................21 Глава 2 — Трассировка API..............................................................................................................................49 Глава 3 — Возможности моделирования водоносных пластов ..............................................................53 Глава 4 — Трассировка минерализованной воды ......................................................................................63 Глава 5 — Раствор диоксида углерода в водной фазе..............................................................................65 Глава 6 — Химические реакции ......................................................................................................................67 Таблица 6.1 Таблица 6.2 Таблица 6.3 Таблица 6.4 Таблица 6.5

Ключевые слова для химических реакций ..............................................................................................68 Управление выводом RPTRST и RPTSCHED .........................................................................................68 Примеры названий компонентов..............................................................................................................76 Пример стехиометрии...............................................................................................................................76 Пример констант скорости реакций, значений энергии активации и энтальпии реакций....................76

Глава 7 — Модель метана в угольном пласте .............................................................................................79 Таблица 7.1

Ключевые слова секции SUMMARY для управления выводом данных о метане в угольном пласте.........................................................................................................................................................89

Глава 8 — Совместимость специальных опций ECLIPSE 100 ................................................................103 Глава 9 — Отчеты о сходимости ..................................................................................................................109 Глава 10 — Диффузия.....................................................................................................................................119 Глава 11 — Модель двойной пористости ...................................................................................................133 Таблица 11.1

Ключевые слова для модели двойной пористости...............................................................................147

Глава 12 — Трассировка примесей ..............................................................................................................163 Таблица 12.1 Таблица 12.2

Ключевые слова, использующиеся для указания данных для индикаторов примесей .....................165 Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных трассировки примесей .........169

Глава 13 — Уравнения состояния.................................................................................................................179 Таблица 13.1 Таблица 13.2

Коэффициенты, m1 и m2, зависимость от уравнения состояния ........................................................180 Зависимость и от уравнений состояния .................................................................................182

Глава 14 — Области уравнений состояния ................................................................................................189 Глава 15 — Работа с файлами в ECLIPSE ...................................................................................................193 Глава 16 — Условия притока на границе.....................................................................................................199 Глава 17 — Модель пены ...............................................................................................................................209 Таблица 17.1

Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных для опции пены.....................214

17

Глава 18 — Формулировка уравнений ........................................................................................................225 Глава 19 — Модель Разработки Газового Месторождения .....................................................................245 Таблица 19.1 Таблица 19.2

Полезные ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных разработки газового месторождения.........................................................................................................................260 Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных разработки газового месторождения........................................................................................................................................267

Глава 20 — Оптимизация газлифта..............................................................................................................271 Таблица 20.1

Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных оптимизации газлифта .........281

Глава 21 — Газогенераторная установка и газоконденсатные жидкости ............................................283 Таблица 21.1

Ключевые слова для получения отчетов по регенерированным газоконденсатным жидкостям и газу .....................................................................................................................................285

Глава 22 — Опция GASWAT ...........................................................................................................................287 Глава 23 — Управление теплотворностью газа.........................................................................................297 Таблица 23.1

Выходные параметры управления теплотворной способностью газа в разделе SUMMARY ...........310

Глава 24 — Геомеханика.................................................................................................................................311 Глава 25 — Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель)..........................................331 Таблица 25.1

Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных псевдокомпозиционной модели нагнетания газа..................................................................................336

Глава 26 — Опция градиента .........................................................................................................................345 Глава 27 — Правила групповой добычи .....................................................................................................385 Глава 28 — Гистерезис....................................................................................................................................397 Глава 29 — Гистерезис при попеременном затоплении водой и газом(WAG) ....................................411 Глава 30 — Изолированные области пласта..............................................................................................419 Глава 31 — Инициализация............................................................................................................................425 Глава 32 — Локальное измельчение и укрупнение сетки........................................................................439 Глава 33 — Модель смешивающегося вытеснения..................................................................................485 Глава 34 — Многосегментные скважины ....................................................................................................499 Таблица 34.1 Таблица 34.2

Соотношение между безразмерным диаметром трубы и критическим числом Кутателадзе ...........514 Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных для многосегментных скважин ....................................................................................................................................................537

Глава 35 — Опция Network .............................................................................................................................543 Таблица 35.1 Таблица 35.2

18

Управления выдачей данных SUMMARY для сети (ECLIPSE 100) .....................................................569 Управление выдачей данных SUMMARY для сети (ECLIPSE 300) .....................................................569

Глава 36 — Девятиточечная схема...............................................................................................................573 Глава 37 — Поток с отклонением от закона Дарси....................................................................................577 Глава 38 — Параллельная опция..................................................................................................................587 Таблица 38.1

Разделение ячеек между процессорами с использованием ключевого слова PSPLITX...................593

Глава 39 — Модель упругости породы .......................................................................................................599 Глава 40 —Полимерное заводнение ............................................................................................................613 Таблица 40.1

Элементы управления выходными данными модели полимерного заводнения, раздел SUMMARY................................................................................................................................................622

Глава 41 — Вычисление потенциала ...........................................................................................................635 Глава 41 — PVM ................................................................................................................................................641 Таблица 41.1

Версии PVM, используемые версиями GeoQuest.................................................................................650

Глава 42 — Механизмы добычи....................................................................................................................653 Таблица 42.1

Мнемоники для создания отчета по способам добычи в файле SUMMARY ......................................657

Глава 43 — Reservoir Coupling.......................................................................................................................661 Таблица 43.1

Ключевые слова для Reservoir Coupling, управляющие выводом в файл SUMMARY ......................684

Глава 44 — Перезапуски .................................................................................................................................687 Глава 45 — Уплотнение породы ...................................................................................................................697 Глава 46 — Функции насыщенности ............................................................................................................703 Глава 47 — Масштабирование таблиц насыщенности.............................................................................727 Глава 48 — Твердая фаза...............................................................................................................................745 Таблица 48.1 Таблица 48.2

Свойства твердой фазы, которые можно выводить в итоговый файл................................................746 Свойства твердой фазы, которые можно выводить с помощью ключевых слов RPTRST, RPTSCHED и RPTSOL ............................................................................................................................746

Глава 49 — Решение линейных уравнений ................................................................................................747 Глава 50 — Модель растворителя................................................................................................................767 Таблица 50.1

Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных для растворителя .................786

Глава 51 — Эффекты поверхностного натяжения ....................................................................................795 Глава 52 — Модель ПАВ .................................................................................................................................801 Таблица 52.1

Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных для ПАВ.................................810

Глава 53 — Температурная опция ................................................................................................................819 Таблица 53.1 Таблица 53.2

Управление суммарным выводом для температурной опции .............................................................821 Управление суммарным выводом для температурной опции .............................................................821

Глава 54 — Тензорная проницаемость........................................................................................................823 Глава 55 — Термальная опция ......................................................................................................................831 Таблица 55.1

Свойства породы-флюида......................................................................................................................834

19

Таблица 55.2 Таблица 55.3 Таблица 55.4 Таблица 55.5 Таблица 55.6 Таблица 55.7 Таблица 55.8 Таблица 55.9 Таблица 55.10 Таблица 55.11 Таблица 55.12

Свойства углеводорода ..........................................................................................................................834 Свойства воды.........................................................................................................................................836 Скорости притока энергии для месторождения, группы скважин и отдельной скважины .................836 Дополнительные величины ....................................................................................................................837 Многосегментные скважины ...................................................................................................................838 Параметры потока между областями ....................................................................................................838 Параметры блока ....................................................................................................................................838 Управление выводом RPTRST, RPTSOL и RPTSCHED.......................................................................839 Коэффициенты K-значений (в промысловых единицах измерения) ...................................................853 Коэффициенты K-значений (в метрических единицах измерения) .....................................................853 Файлы термальных примеров ................................................................................................................878

Глава 56 —Отчеты о времени........................................................................................................................883 Глава 57 — Проверка суммарной сжимаемости ........................................................................................887 Глава 58 — Расчет проводимости ................................................................................................................891 Глава 59 — Трассировка индикаторов ........................................................................................................905 Глава 60 — Единицы измерения...................................................................................................................919 Таблица 60.1 Таблица 60.2 Таблица 60.3

Таблица единиц, используемых в четырех системах единиц..............................................................919 Константы, использующиеся в четырех системах единиц...................................................................920 Некоторые полезные коэффициенты преобразования........................................................................921

Глава 61 — Вертикальное равновесие ........................................................................................................923 Глава 62 — Опция трения в стволе скважины ...........................................................................................939 Таблица 62.1

Ключевые слова раздела SUMMARY для модели скважины с трением, управляющие выводом данных......................................................................................................................................954

Глава 63 — Характеристика притока в скважину.......................................................................................963 Глава 64 — Средства моделирования скважин.........................................................................................983 Приложение А — секция RUNSPEC: фиксированная структура записей pre-95A.............................1009 Приложение B — ключевое слово RPTGRID: целочисленный контроль pre-2002A.........................1021 Таблица B.1

Элементы управления выводом RPTGRID ..........................................................................................1022

Приложение C — ключевое слово RPTRST: целочисленный контроль pre-2002A ..........................1027 Таблица 3.1

Элементы управления выводом RPTRST ............................................................................................1028

Приложение D — RPTSCHED: целочисленный контроль pre-2002A....................................................1033 Таблица D.1

Элементы управления выводом RPTSCHED ........................................................................................1034

Приложение E — RTPSOL: целочисленный контроль pre-2002A .........................................................1045 Таблица 5.1

20

Элементы управления выводом RPTSOL ............................................................................................1046

Введение Глава 1 Аннотация Программный комплекс моделирования ECLIPSE Программный комплекс моделирования Eclipse состоит из двух отдельных программ моделирования: ECLIPSE 100 специализируется на моделировании нелетучей нефти, а ECLIPSE 300 — на композиционном моделировании. ECLIPSE 100 — полностью неявный трехфазный трехмерный универсальный симулятор с газоконденсатной опцией. ECLIPSE 300 — композиционный симулятор, использующий кубическое уравнение состояния, коэффициенты распределения, зависящие от давления, и сводящаяся к модели нелетучей нефти. ECLIPSE 300 имеет следующие методы решения: полностью неявный, IMPES(полунеявный) и адаптивно-неявный (AIM). Обе программы написаны на FORTRAN77 и могут работать на любом компьютере, имеющем компилятор FORTRAN77 (ANSI стандарт) и достаточный объем памяти. Допустимыми компьютерами являются SUN SPARCstation, IBM RS/6000, Silicon Graphics, и Pentium PC (или выше) с объемом оперативной памяти более 24 Мб. В случае большого объема вычислений программы могут работать в параллельном режиме. Опция параллельной работы основана на архитектуре распределенной памяти, использующей MPI (интерфейс передачи сообщений). Параллельная работа возможна на компьютерах PC, IBM/SP, SGI Origin and SUN Enterprise.

Введение Аннотация

21

О данном руководстве

ECLIPSE 100

22

Введение Аннотация

Настоящее руководство содержит техническое описание основных функций обеих программ моделирования. (Структура файлов данных и требования к данным для каждого ключевого слова описаны отдельно в «Справочном руководстве ECLIPSE»). Некоторые функции можно использовать как в ECLIPSE 100, так и в ECLIPSE 300, а некоторые — только в одной из этих программ. «Флаговая таблица» в начале каждой главы указывает, какая из программ поддерживает соответствующие функции. Флаговая таблица также показывает, является ли данная функция специальной опцией, которую следует приобретать отдельно (см. «Опции ECLIPSE» на стр. 37). В разделах, относящихся к обеим программам, некоторые параграфы могут относиться только к одной из них. Они помечены примечаниями на полях (например, содержащими слова ECLIPSE 100, как показано ниже). Пример примечания на полях. В электронном варианте этого руководства (например, в файле PDF) можно нажать кнопку мыши на • перекрестной ссылке (например, «Локальное измельчение или укрупнение сетки» на стр. 439). В результате этого действия вы перейдете в соответствующий раздел или подраздел данного или иного руководства. • гиперссылке (например, в ключевом слове WCONPROD). В результате этого действия вы перейдете к описанию соответствующего ключевого слова в справочном руководстве.

Функции ECLIPSE Свободный формат входных данных Входные данные для ECLIPSE готовятся в свободном формате с использованием системы ключевых слов. Для подготовки файла исходных данных может быть применен любой текстовый редактор (ASCII стандарт). Кроме того, можно использовать ECLIPSE Office для подготовки входных данных с помощью панелей в интерактивном режиме и для запуска программы. Его справочная система содержит большую часть справочного руководства ECLIPSE.

Опции фазы и жидкости ECLIPSE 100

ECLIPSE 300

ECLIPSE 300

ECLIPSE 100 можно применять для моделирования одно-, двух- и трехфазных систем. При моделировании двухфазных систем (нефть/вода, нефть/газ, газ/вода) пластовая смесь описывается двумя компонентами, что позволяет сократить затраты времени и объём требуемой памяти. Кроме задач с растворенным в нефти газом (переменное давление насыщения), ECLIPSE 100 предоставляет возможность моделировать процессы, в которых существенным фактором является испарение нефти в газовую фазу (переменное давление точки росы). ECLIPSE 300 может производить моделирование с использованием кубического уравнения состояния, коэффициентов распределения, зависящих от давления, и как модель черной нефти. Доступны четыре уравнения состояния, введенные с помощью обобщенного уравнения Мартина [9]. Это уравнение может использоваться в формах Редлиха-Квонга, Соаве-Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона и Зудкевича-Иоффе. Параметр объемного сдвига может использоваться в любом из уравнений. В пластовых и поверхностных условиях могут применяться различные наборы параметров уравнения состояния. Коэффициенты распределения могут задаваться в табличной форме или генерироваться самой программой. Более подробную информацию см. в разделе «Уравнения состояния» на стр. 179. В режиме GASWAT(газо-вода) допускается решение углеводородных компонентов в водяной фазе. Более подробную информацию см. в разделе «Режим GASWAT» на стр. 287.

Моделирование сложных геологических структур В ECLIPSE для описания геометрии пласта можно использовать как метод блочноцентрированной геометрии, так и метод геометрии угловой точкой. Блочноцентрированная геометрия в радиальной и декартовой системах координат может быть использована в одно-, двух- и трехмерных случаях. Применение радиальной системы в трехмерном случае обеспечивает возможность учета потоков через границы ячеек при изменении угла в диапазоне от 0 до 360 (ключевое слово COORDSYS). Использование в ECLIPSE геометрии угловой точкой позволяет достоверно описывать геологическое строение пласта даже в особо сложных случаях. Программы FILL, GRID или FloGrid служат для подготовки данных в геометрии угловой точки для ECLIPSE. Программы GRAF, GRID или ECLIPSE Office могут применяться для изображения построенной сетки разными способами на экране дисплея. Например, пользователю, работающему с большой трехмерной моделью, может потребоваться вывести на экран одновременно несколько поперечных сечений в плоскости XZ. Прозрачное наложение областей сеток оказывается очень полезным при проведении сравнения с данными геологических карт. Применение геометрии угловой точки особенно удобно для моделирования пластов с большим числом разломов. Ячейки создаваемых при этом сеток могут иметь нерегулярную форму, и вертикальное смещение для моделирования сложнопостроенных

Введение Функции ECLIPSE

23

разломов. Проницаемости между образующимися в конечном итоге ячейками, не являющимися соседними, вычисляются автоматически в ECLIPSE. Поток через разломы эффективно учитывается методами решения ECLIPSE. Более подробную информацию см. в разделе «Расчет проводимостей» на стр. 891.

Полностью неявный метод (нелетучая нефть) Для обеспечения устойчивости на больших интервалах времени ECLIPSE использует полностью неявный метод. Особое внимание уделяется обеспечению точности решения нелинейных полностью неявных уравнений путем сведения всех остаточных членов к весьма малым значениям. Погрешность материального баланса (суммы остаточных членов) является пренебрежимо малой. Для решения нелинейных уравнений используется метод Ньютона. При этом матрица Якоби полностью разложена по всем переменным, что обеспечивает квадратичную (высокую) скорость сходимости. При решении сильно нелинейных задач используются различные методы ускорения сходимости. Система линейных уравнений на каждой ньютоновской итерации решается методом гнездовой факторизации с ускорением за счет применения метода Ортомина. Полностью неявные методы традиционно широко используются для решения небольших задач о конусообразовании, в которых большое количество жидкости, выраженное в единицах порового объема яцеек может проходить через малые ячейки вблизи ствола скважины за один шаг по времени. IMPES и полу-неявные методы нельзя использовать для решения таких задач, если только не уменьшать шаг по времени до неприемлемо малых значений. При использовании полностью неявного метода результирующие линейные уравнения сильносвязаны, и их эффективное решение возможно только совместными, а не простыми последовательными методами. Для решения малых задач этого типа эффективно применение прямых методов, например, метод исключений Гаусса с упорядочиванием D4. Итерационные методы, необходимые для больших задач, например, строго неявный метод (SIP) или метод линейной верхней релаксации (LSOR), как правило, плохо сходятся. Таким образом, большинство моделей не могут применять полностью неявные методы для решения больших задач. В ECLIPSE эти ограничения сняты благодаря системе гнездовой факторизации (Nested Factorization), которая решает большие задачи эффективно и надежно. Более подробную информацию см. в разделе «Формулировка уравнений» на стр. 225. ECLIPSE 300

Адаптивный неявный метод и IMPES (композиционный) В композиционной модели, в которой количество компонентов, а следовательно, и количество подлежащих решению уравнений больше 5-6, использование полностью неявного метода требует неприемлемо большого объема памяти и времени. В ECLIPSE 300 эта проблема решается путем использования адаптивно-неявной схемы, которая делает ячейки неявными только при необходимости. В ECLIPSE 300 можно выбирать между адаптивно-неявным методом, полностью неявным методом и методом IMPES. Для больших композиционных задач предпочтительно выбирать адаптивно-неявную схему. Метод IMPSAT можно использовать в случае наличия болшого числа капиллярных давлений. Молярные плотности каждого компонента в пласте используются в качестве переменных наряду с давлениями. Это приводит к системе, которую можно преобразовать в уравнение давлений и набор уравнений сохранения. Более подробную информацию см. в разделе «Формулировка уравнений» на стр. 225.

Гнездовая факторизация Система линейных уравнений на каждой ньютоновской итерации решается методом гнездовой факторизации с ускорением за счет применения метода Ортомина. Это — наиболее быстрая итерационная схема, разработанная для решения больших систем

24

Введение Функции ECLIPSE

линейных уравнений. Она в точности выполняет закон сохранения вещества на каждой итерации. Соответственно, погрешности в балансе вещества могут возникнуть только в результате нелинейностей. Элементы матрицы, возникающие вследствие несоседних соединений, включаются в процедуру факторизации, что увеличивает эффективность их обработки. Объемы вычислений возрастают незначительно быстрее, чем количество активных ячеек в пласте (N5/4) в отличие от прямых методов (N3). Поэтому гнездовая факторизация оптимальна для решения больших задач. Двухфазные и трехфазные задачи решаются совместно. Более подробную информацию об этом методе см. в разделе «Решение линейных уравнений» на стр. 747. На каждой итерации метод гнездовой факторизации рассчитывает новое «направление поиска» (приближенное решение). Процедура Ортомина, которая минимизирует сумму квадратов остаточных членов (ошибкок), требует, чтобы каждое новое направление поиска было ортогонально предыдущим направлениям поиска. Поэтому необходимо хранить предыдущие направления, что приводит к расходу памяти компьютера. К счастью, обычно достаточно хранить только несколько последних направлений. Количество направлений поиска называется NSTACK, и пользователь может задать его в секции данных RUNSPEC. Решающее устройство в значительной степени векторизовано вследствие использования адресации активных ячеек. Например, все расчеты алгоритма Ортомина в стеке полностью векторизованы. Матричное умножение векторизовано с использованием метода прогона векторов. Однако тридиагональная инверсия в ядре гнездовой факторизации по сути является рекурсивным и не может быть векторизовано.

Несоседние соединения При использовании обычных сеток каждая ячейка имеет лишь одну соседнюю в каждом направлении (пару вдоль каждой координатной оси). Таким образом, каждая ячейка может иметь до четырех соседей в двумерном случае и до шести в трехмерном. Поток имеет место только между соседними ячейками. В ECLIPSE предусмотрена возможность назначать взаимосвязь пары несоседних ячеек, что позволяет жидкости перетекать непосредственно из одной ячейки пары в другую. Соединение несоседних ячеек обычно используется в следующих случаях: 1 Замыкания кольца ячеек при трехмерном моделировании в радиальных координатах. 2 Моделирования разломов, допускающих поток между различными слоями через плоскость разлома. 3 Локального измельчения сетки в районе скважины, позволяющего также использовать ячейки конической формы в рамках декартовой системы координат. В первых двух случаях программа ECLIPSE автоматически создает соединения между несоседними ячейками и рассчитывает их проницаемости. При использовании опции Локального Измельчения Сетки (см. «Локальное измельчение сетки, стр. 38) программа ECLIPSE также автоматически определит все параметры возникающих несоседних соединений. Несоседние соединения приводят к возникновению дополнительных элементов в матрице Якоби, которые включаются в процедуру гнездовой факторизации, использующуюся для решения линейных уравнений.

Введение Функции ECLIPSE

25

Эффективное использование памяти Размерности всех внутренних массивов в программе ECLIPSE задаются во время работы, чтобы уменьшить использование компьютерной памяти. Например, каждый элемент якобиана представляет собой матрицу 2×2 для двухфазных задач и 3×3 для трехфазных. Двумерная задача приводит к возникновению матрицы Якоби с 5 диагоналями, а трехмерная — с 7 диагоналями. Ясно, что было бы неэффективно задавать размерность внутренних массивов в соответствии с наихудшим случаем. Большая часть данных, необходимых для программы ECLIPSE для определения размерностей внутренних массивов, задается в секции данных RUNSPEC. Некоторая дополнительная информация (относящаяся к автоматически создаваемым несоседним соединениям, неактивным ячейкам, параметрам вертикального равновесия и т. д.) определяется на основе данных из секции GRID. Память экономится также благодаря тому, что ненужные данные для неактивных ячеек не хранятся. ECLIPSE 100

Вертикальное Равновесие ECLIPSE 100 содержит уникальную опцию Вертикальное Равновесие [Vertical Equilibrium], позволяющую осуществить трехмерное моделирование процесса сегрегации. Эта опция может быть использована как для блочно-центрированных сеток, так и для геометрии угловой точки. В последнем случае учитывается форма и ориентация каждой искривленной ячейки. Специальный параметр смеси позволяет пользователю установить степень сегрегации. Она может варьироваться от предположения о полной окончательной сегрегации жидкостей до предположения о присутствии полностью дисперсной среды в каждом блоке сетки. Опция вертикального равновесия учитывает эффекты гистерезиса, возникающие, в частности, в случае, когда нефть проникает в зону воды, а затем отступает, оставляя остаточную критическую нефтенасыщенность. Используя опцию сжатого вертикального равновесия, возможно также ввести предположение, что весь пласт находится в вертикальном равновесии. Это позволяет программе ECLIPSE 100 свернуть каждый столбец ячеек сетки в одну ячейку для проведения расчета. Изменение свойств с глубиной учитывается с помощью таблиц свойств для сжатой единой ячейки. Более подробную информацию см. в разделе «Вертикальное равновесие» на стр. 923.

Модель двойной пористости

ECLIPSE 100

26

Опция двойной пористости/проницаемости удобна для моделирования залежей с сильно трещиноватыми коллекторами. Каждый блок сетки представляется в виде ячейки матрицы и ячейки трещины. В модели двойной пористости течение в пласте происходит лишь по ячейкам трещин. Кроме того, осуществляется массообмен между каждой ячейкой матрицы и соответствующей ей ячейкой трещины. Поток между соседними ячейками матрицы отсутствует. В модели двойной пористости/проницаемости могут присутствовать потоки между соседними ячейками матрицы. Могут быть также учтены гравитационная пропитка/дренаж и молекулярная диффузия между ячейками матрицы и трещин. Кроме того, ECLIPSE 100 может моделировать вязкое смещение жидкости в матрицу и из нее. Более подробную информацию см. в разделе «Двойная пористость» на стр. 133.

Введение Функции ECLIPSE

PVT свойства жидкостей и свойства породы ECLIPSE использует функции давления и насыщенностей точно в том виде, в котором они задаются пользователем. Это отличается от общепринятой в промышленности практики сглаживания исходных данных и получения значений функций в точках с фиксированным шагом по насыщенности с помощью интерполяции. Для различных частей пласта могут быть использованы различные табличные значения. Так, например, таблицы насыщенностей могут быть введены отдельно для каждого типа породы.

Направленные относительные проницаемости Кривые относительных проницаемостей могут быть заданы отдельно для потоков в горизонтальном и вертикальном направлениях. Пользователь может задать 3 (X, Y, Z) или 6 (+X, -X, +Y, -Y, +Z, -Z) кривых относительных проницаемостей для каждой выделенной области или же использовать одну общую кривую. Эта дополнительная степень свободы позволяет инженеру усовершенствовать применяемую физическую модель относительно несложным образом. Так, например, в большинстве случаев размер ячеек по вертикали невелик по сравнению с размерами по горизонтали. Течение в горизонтальном направлении будет моделироваться более точно, если горизонтальная относительная проницаемость будет задана малой при значениях насыщенности ниже насыщенности Баклея-Леверетта. Направленные относительные проницаемости требуются при использовании опции Псевдо ECLIPSE, которая может быть применена для расчетов на грубых трехмерных сетках.

Масштабирование таблиц насыщенностей Значения связанной, критической и максимальной насыщенностей для кривых относительных проницаемостей и капиллярного давления могут быть заданы для каждой ячейки пласта в отдельности или в виде набора таблиц для выделенных областей сетки в зависимости от глубины. С помощью опции масштабирования пользователь может задать относительные проницаемости и капиллярное давление в зависимости от нормализованных насыщенностей. Кроме того, имеется возможность моделировать пласты, в которых начальные критические или связанные насыщенности изменяются по глубине. Пользователь может задавать характер масштабирования таблиц от насыщенностей: однородный, различный вдоль осей (X, Y, Z) или различный вдоль направлений (+X, -X, +Y, -Y, +Z, -Z). Возможность масштабирования таблиц от насыщенности в сочетании со специальной коррекцией на поверхности контакта жидкостей может быть использована для создания равновесной модели пласта с правильно заданными начальными запасами. Более подробную информацию см. в разделе «Масштабирование таблиц насыщенностей» на стр. 727.

Введение Функции ECLIPSE

27

Гистерезис ECLIPSE 100

ECLIPSE 300 ECLIPSE 100

ECLIPSE предоставляет возможность моделировать эффекты гистерезиса относительных проницаемостей и капиллярного давления. В программе ECLIPSE 100 представлены две модели гистерезиса относительных проницаемостей несмачивающей фазы: модель Карлсона [Carlson] и модель Киллаха [Killough]. Кроме того, имеется возможность использовать модель гистерезиса Киллаха для смачивающей фазы. В программе ECLIPSE 300 представлены модели Киллаха и Джаргона в несмачивающей фазе. Имеется также альтернативная модель трехфазного гистерезиса, применимая в случаях, когда все три фазы присутствуют вместе, например, в потоке воды, смешивающейся с газом (см. «Гистерезис в потоке воды, смешивающейся с газом» на стр. 411). Более подробную информацию см. в разделе «Гистерезис» на стр. 397.

Уплотнение породы

ECLIPSE 100

Опция уплотнения породы моделирует разрушение поровых каналов, происходящее при повышении давления жидкости. Этот процесс может быть обратимым, необратимым или с гистерезисом. Эта опция особенно полезна для расчетов с двойной пористостью. Кроме того, в программе ECLIPSE 100 функция уплотнения, индуцированного водой, позволяет учитывать механический эффект действия воды на некоторые типы пород (например, мел). Более подробную информацию см. в разделе «Уплотнение пород» на стр. 697.

Трассировка индикатора

ECLIPSE 100

ECLIPSE 100

ECLIPSE 100

Опция Трассировки является важным средством наблюдения за движением «помеченных» элементов жидкости в процессе моделирования. Например, она может быть использована для раздельного отслеживания перемещения в пласте воды, закачиваемой через различные скважины, и воды, притекающей из законтурной части пласта, либо для прогнозирования изменений в солености или концентрации различных химических примесей. Индикаторы могут быть заданы также и в углеводородной фазе. Это позволяет моделировать переходы элементов жидкости между свободным и растворенным состояниями в случае, если в ассоциированной углеводородной фазе имеет место массообмен. Таким образом, опция трассировки может быть полезна для прогнозирования перемещения свободного и/или растворенного в начальный момент времени газа. Начальное содержание серы может быть задано в виде функции глубины, а дальнейшее ее перераспределение в процессе движения нефти отслеживается с помощью рассматриваемой опции. Имеется опция для отслеживания эффектов численной диффузии используя индикаторы. Более подробную информацию см. в разделе «Трассировка индикатора» на стр. 905.

API Трассировка В отличие от «пассивной» трассировки, описанной выше, может быть применена также «активная» API-трассировка. Эта опция позволяет в полном объеме учитывать смешивание нефтей с существенно различными PVT-свойствами. Данный подход отличается от общепринятого тем, что предполагает определение свойств нефти

28

Введение Функции ECLIPSE

(объемного коэффициента, вязкости, плотности, давления насыщения) в каждой ячейке на основе интерполяции свойств смешивающихся нефтей. Начальное распределение плотности в градусах API может быть задано в виде функции глубины для каждой равновесной области или же независимо для каждой отдельной ячейки. Четвертое уравнение для обновления API решается на каждом шаге. Более подробную информацию см. в разделе «API Трассировка» на стр. 49.

Трассировка минерализованной воды Трассировка минерализованной воды является «активной» трассировкой в водной фазе. Свойства воды табулируются в зависимости от концентрации солей. Таким образом, в случае, если минерализация нагнетаемой воды отлична от минерализации пластовой, модель учитывает изменения плотности и вязкости воды в процессе разработки пласта. Более подробную информацию см. в разделе «Трассировка минерализованной воды» на стр. 63.

ECLIPSE 100

Температурная модель Программа ECLIPSE включает в себя температурную модель, позволяющую учитывать остывание пласта вследствие закачки холодной воды в изначально более теплый пласт. Для определения температуры в каждой ячейке на каждом временном шаге после решения уравнений, описывающих движение жидкости, решается уравнение сохранения энергии. На следующем шаге используются модифицированные вязкости нефти и воды, соответствующие изменению температуры. Более подробную информацию см. в разделе «Температурная модель» на стр. 819.

Модель смешивающегося вытеснения ECLIPSE 100

ECLIPSE 300

ECLIPSE 100 содержит трехкомпонентную модель смешивающегося вытеснения. Она предназначена для описания процессов вытеснения нефти путем закачки смешивающегося с ней газа. Модель основана на предположении о том, что пластовые жидкости состоят из трех компонентов: нефть (нефть в стандартных условиях + растворенный в ней газ), нагнетаемый газ (растворитель) и вода. Предполагается смесимость пластовой нефти и закачиваемого газа-растворителя в любых соотношениях. Физическая дисперсия смешивающихся компонентов моделируется по методике ТоддаЛонгстаффа с помощью параметра смесимости, определяемого для каждой области. Относительная плотность газа-растворителя может существенно отличаться от относительной плотности нефтяного газа. Модель также позволяет проводить исследование эффекта экранирования при высоких значениях водонасыщенности. В рамках опции смешивающегося вытеснения имеется возможность контроля численной диффузии, что особенно полезно при использовании больших значений параметра смесимости. Более подробную информацию см. в разделе «Моделирование смешивающегося вытеснения» на стр. 485. При композиционном моделировании смесимость прогнозируется естественным образом при уменьшении поверхностное натяжение между двумя углеводородными фазами до нуля. Однако модель должна описать еще и изменение относительной проницаемости смешивающейся жидкости. Программа ECLIPSE 300 содержит комплексную модель смесимости. Более подробную информацию см. в разделе «Эффекты поверхностного натяжения» на стр. 795.

Введение Функции ECLIPSE

29

Управление отдельными скважинами В ECLIPSE имеется большой набор средств управления работой отдельных скважин. На добывающих скважинах могут быть заданы: отбор нефти, воды, газа, жидкости, дебит в пластовых условиях, давление на забое или на устье. При моделировании инженер задает на скважине значение одного из перечисленных параметров и пределы изменения для остальных. Скважина будет работать в заданном режиме до тех пор, пока ни одно из заданных ограничений не нарушено. Если такое нарушение происходит, то режим работы скважины будет автоматически изменен с целью дальнейшего обеспечения ее эксплуатации в рамках заданных ограничений. Для учета регулярных простоев скважин могут быть использованы коэффициенты эксплуатации. При этом текущие расходы жидкостей и давления будут вычисляться так же, как и для скважин, работающих при обычных условиях, однако накопленные дебиты будут уменьшены в соответствии с коэффициентами эксплуатации. Нагнетательные скважины имеют аналогичный набор задаваемых режимов работы. На нагнетательной скважине может быть задана величина или допустимые пределы изменения скорости закачки в поверхностных или пластовых условиях, давления на забое или на устье. Для удобства воспроизведения истории на добывающей скважине может быть определено дополнительное условие. Если из истории разработки известны дебиты нефти, воды и газа, то на скважине может быть задан эквивалентный дебит жидкости или объемный дебит пластовых флюидов. Таким образом, приближенно может быть воспроизведена скорость падения давления, даже если при этом степень обводненности продукции и величина газового фактора в точности не воспроизводятся. Отборы, наблюдавшиеся в процессе разработки и вычисленные в результате воспроизведения ее истории, могут быть записаны в SUMMARY файл для дальнейшего их графического сравнения. На добывающих скважинах могут быть установлены дополнительные «экономические» ограничения. Добывающая скважина может быть автоматически остановлена или ее интервал вскрытия может быть изменен, если дебит нефти или газа на ней падает ниже предела экономичности. Если обводненность, газонефтяное или водогазовое отношения превышают установленные пределы, то скважина может быть отключена или остановлена на ремонт. Скорость проведения ремонта может быть ограничена числом буровых установок, имеющихся в наличии. Ограничения на обводненность, газонефтяное и водогазовое отношения могут быть установлены и для отдельных блоков, вскрытых скважиной. Эти интервалы вскрытия будут отключены, когда заданные для них пределы будут нарушены. Кроме того, программа ECLIPSE 100 позволяет ограничивать обводненность, газонефтяное и водогазовое отношения на скважине путем последовательного уменьшения ее дебита при каждом нарушении заданного предела. Отключения отдельных скважин могут служить сигналами для прекращения расчета или автоматического введения в эксплуатацию других скважин. Расчет также может быть автоматически остановлен при отключении всех добывающих скважин месторождения или одной из групп. Временно отключенные скважины периодически могут проверяться по условию, могут ли они вновь экономично функционировать. Более подробную информацию см. в разделе «Управление скважинами и ограничения» на стр. 986.

Управление добычей группы скважин и всего месторождения В симуляторе имеются средства управления поведением групп скважин или всего месторождения в целом. Поддержание заданной суммарной добычи нефти, воды, газа или жидкости по одной или нескольким группам скважин может быть осуществлено двумя способами: методом расстановки приоритетов или методом направляющих дебитов. При использовании первого способа всем скважинам присваивается тот или иной приоритет. Включение скважин в эксплуатацию производится в порядке убывания приоритета до тех пор, пока заданное для группы скважин предельное значение дебита не будет превышено. Дебит скважины, введение которой увеличило дебит группы выше заданного значения, будет уменьшен таким образом, что суммарный дебит группы будет

30

Введение Функции ECLIPSE

в точности равен заданному. Оставшиеся скважины с меньшими приоритетами не работают до тех пор, пока не потребуется их введение в эксплуатацию. Приоритеты скважин могут либо задаваться самим пользователем, либо вычисляться через определенные интервалы времени по общей формуле с заданными пользователем коэффициентами. При использовании второго способа суммарный дебит группы скважин распределяется между всеми добывающими скважинами пропорционально их потенциальным дебитам или направляющим дебитам при условии того, что ни на одной скважине не будут нарушены их индивидуальные пределы изменения дебита и давления. Если потенциальный дебит группы не может далее обеспечивать заданную добычу, то дебит будет уменьшен. Однако есть возможность отсрочить подобное снижение добычи посредством автоматического ввода в эксплуатацию вновь пробуриваемых скважин из специального списка скважин, подлежащих бурению. В случае увеличения потенциального дебита группы за счет бурения новых скважин необходимо задать скорость бурения и определить максимально возможное число новых скважин для каждой группы. В программе ECLIPSE 100 дополнительные действия, направленные на поддержание значения дебита (открытие новых соединений, переключение скважин на работу с более низким THP, смена компрессорных труб, применение фиксированного количества искусственного лифта, открытие новых скважин из очереди на бурение), могут быть заданы в виде правил групповой добычи. На суммарную добычу нефти, воды, газа и жидкости по группе скважин могут быть также наложены ограничения сверху. При превышении одного из этих ограничений у инженера есть выбор действий от остановки на ремонт наиболее «плохо ведущей себя» скважины до задания управления группой, чтобы удержать дебит в пределах граничного значения. Кроме того, ряд экономических критериев, аналогичных описанным выше для отдельных скважин, может быть применен и к группе в целом. Кроме того, аналогичный набор режимов работы и ограничений может быть применен ко всему месторождению. При назначении дебитов скважин суммарная добыча по всему месторождению может быть либо распределена между группами пропорционально дебитам, предписанным для групп, либо распределена непосредственно между скважинами пропорционально их потенциалам добычи или предписанным им дебитам. Управление добычей всего месторождения может осуществляться одновременно с управлением добычей по одной или нескольким группам скважин этого месторождения. При этом в каждом случае может быть определен дебит различных фаз (нефти, воды, газа или жидкости пласта). Например, по всему месторождению может быть установлена требуемая добыча нефти, в то время как отдельная группа может работать при условии поддержания максимальной добычи газа. Таким образом, требуемая добыча по всему месторождению будет обеспечена с соблюдением всех ограничений, определенных для групп скважин и отдельных скважин. Более подробную информацию см. в разделе «Управление добычей группы скважин и всего месторождения» на стр. 992.

Многоуровневая иерархическая структура объединения скважин в группы Группы скважин могут быть представлены в виде многоуровневого дерева с любым числом подуровней. При задании этой структуры необходимо задать отношения подчиненности между группами. Пользователь может задать управление и ограничения для группы любого уровня, включая все месторождение в целом, которое можно считать группой нулевого уровня или вершиной дерева.

Управление нагнетанием для группы скважин Для группы скважин или скважин всего месторождения может быть установлена величина интенсивности закачки, а также допустимые пределы ее изменения. Инженер может задать для группы нагнетательных скважин значения и пределы изменения следующих параметров:

Введение Функции ECLIPSE

31

ECLIPSE 300

• скорость закачки в поверхностных условиях определенной фазы, • суммарную скорость закачки в пластовых условиях по всем фазам, • долю добычи отдельной фазы, предназначенную для обратной закачки в пласт. • соотношение интенсивностей добычи и закачки в пластовых объемах. Таким образом, например, для группы скважин может быть определено условие обратной закачки части добываемого газа, а также закачки воды с интенсивностью, обеспечивающей заданную суммарную по пласту скорость закачки или заданную степень истощения. Интенсивность закачки по группе скважин распределяется между отдельными скважинами пропорционально либо их приемистостям, либо направляющим скоростям закачки в соответствии с ограничениями, установленными на каждой скважине для интенсивности закачки и давления. Величина закачки для группы высокого уровня (или всего месторождения) может быть распределена среди групп подчиненного уровня пропорционально установленным на них интенсивностям нагнетания, которые могут быть заданы явным образом либо вычислены автоматически. Если потенциал закачки группы скважин (или всего месторождения) недостаточен для обеспечения заданной интенсивности нагнетания, то в списке нагнетательных скважин, подлежащих бурению, будет произведен поиск подходящей скважины. Состав закачиваемой смеси в композиционном случае может быть указан явным образом, либо для нагнетания может быть использована продукция отдельной скважины или группы. Он может также являться смесью нескольких таких источников. Дебит закачиваемого газа может быть ограничен наличием газа из определенного источника, а также могут быть определены дополнительные объемы газа для закачки. Более подробную информацию см. в разделе «Управление нагнетанием для группы скважин» на стр. 998.

Управление добычей газа для продажи Средство управления добычей газа для продажи позволяет контролировать добычу и последующую транспортировку попутного газа с нефтяного месторождения, разрабатываемого при заданных дебитах нефти. Дебит газа для продажи по группе скважин или по всему месторождению определяется как дебит добываемого газа за вычетом расхода газа, закачиваемого и потребляемого группой и всеми подчиненными ей группами. Кроме того, если к рассматриваемой группе или любой из подчиненных ей групп осуществляется импорт газа извне, то дебит газа для транспортировки увеличивается на эту величину. Расход газа, потребляемого группой и поступающего извне, может быть задано пользователем для каждой группы. Расходом добываемого газа для продажи управляют путем обратной закачки избыточного газа, не требуемого для продажи. Управление газом для продажи может осуществляться независимо от любых других управлений добычей группы или месторождения при условии, что имеются возможности для закачки избыточного газа. Группа или месторождение автоматически ставятся под управление обратной закачкой газа, и их значения доли обратной закачки определяются динамически для нагнетания избыточного газа на каждом временном шаге. Более подробную информацию см. в разделе «Управление добычей газа для продажи» на стр. 1002.

Перетоки в скважинах и совместная эксплуатация разделенных слоев В случае, когда скважина вскрывает более одной ячейки сетки, приток из каждого блока пропорционален произведению трех величин: 1 Проводимость между ячейкой сетки и стволом скважины.

32

Введение Функции ECLIPSE

2 Подвижность фазы в рассматриваемом блоке. 3 Перепад давления между ячейкой и стволом скважины. При распределении дебита скважины между ячейками интервала вскрытия программа ECLIPSE учитывает все перечисленные выше величины. Это особенно важно в тех случаях, когда скважина вскрывает несколько слоев пласта с плохой вертикальной сообщаемостью. При этом перепады давления в разных слоях могут существенно различаться. В некоторых ситуациях перепады давления в разных слоях, вскрытых одной скважиной, могут иметь противоположные знаки. В этом случае симулятор допускает перетоки между слоями пласта через ствол скважины. При этом осредненные параметры смеси фаз на забое скважины определяются по средним параметрам смеси на устье. Таким образом обеспечивается условие сохранения вещества для всей совокупности слоев. ECLIPSE позволяет учитывать перетоки в скважинах, работающих при любых режимах управления, включая остановленные скважины с открытыми интервалами перфорации. Опция учета перетоков в скважине может быть отключена по желанию пользователя. Более подробную информацию см. в разделе «Параметры притока скважины» на стр. 963.

Моделирование горизонтальных и наклонных скважин В ECLIPSE отсутствуют какие-либо ограничения на расположение ячеек, вскрываемых одной скважиной. Таким образом, наклонная скважина может быть завершена в нескольких ячейках, расположенных не строго вертикально. Скважина может быть также завершена в нескольких блоках одного слоя сетки. Это дает возможность моделировать горизонтальные скважины, вскрывающие несколько соседних в горизонтальной плоскости ячеек. Эта возможность имеет большое практическое значение при моделировании трехмерных задач о конусообразовании в радиальных цилиндрических координатах. В этом случае к скважине может примыкать большое количество блоков клиновидной формы, принадлежащих различным сеточным слоям. Многосегментные скважины (см. «Многосегментные скважины» на стр. 42) или опция учета трения в стволе ECLIPSE 100 позволяет исследовать явление падения давления в стволе скважины за счет трения. Это может быть особенно важно при использовании горизонтальных скважин.

Специальные средства моделирования газовых скважин

ECLIPSE 100

В ECLIPSE представлены два способа повышения точности моделирования притока газа к скважине. Во-первых, турбулентный характер течения вблизи скважины, не подчиняющегося закону Дарси и описываемого дополнительным членом уравнения фильтрации, моделируется изменяющимся в зависимости от скорости течения скинфактором. Метод, используемый для вычисления значения турбулентного скин-фактора и скорости притока газа для каждой вскрываемой ячейки, обеспечивает их полную согласованность. Неявная схема, применяемая для этих вычислений, обеспечивает устойчивость при больших временных шагах. Это может быть особенно важно в случае, когда падение давления вследствие турбулентности течения значительно по сравнению с общим перепадом давления. Вторая возможность — использование специального уравнения притока. Программа ECLIPSE 100 позволяет использовать либо уравнения Рассела-Гудрича, либо уравнения для псевдодавления в газовой фазе вместо общепринятого описания течения свободного газа. Оба уравнения допускают изменение вязкости и плотности газа при изменении давления в диапазоне от значения в сеточном блоке до значения в стволе скважины. При использовании уравнения Рассела-Гудрича вязкость и плотность определяются не при давлении в ячейке сетки, а при давлении, среднем между давлением в ячейке и в стволе

Введение Функции ECLIPSE

33

скважины. В случае применения уравнения псевдодавления среднее давление определяется интегрированием. При моделировании газового конденсата можно использовать обобщенный метод псевдодавлений Уитсона и Феванга. В этом случае полная подвижность углеводородной фазы интегрируется в пределах от давления в ячейке до давления в стволе скважины с учетом изменений относительной проницаемости, обусловленных удалением конденсата. Более подробную информацию см. в разделе «Специальные уравнения притока» на стр. 972.

Равновесие в ячейке сетки Начальные давления и насыщенности в ячейках пласта могут быть определены с помощью специального средства расчета равновесного состояния. Гидростатический градиент давления в каждой фазе определяется ее локальной плотностью. Насыщенности вычисляются с помощью таблиц капиллярного давления на основе известных разностей локальных давлений между фазами. За величину насыщенности в блоке сетки обычно принимают насыщенность в центре ячейки. Однако использование этой процедуры может привести к существенным ошибкам в оценке запасов в случае, когда контакт между жидкостями или переходная зона располагаются в большой по размеру ячейке. В программе ECLIPSE имеется средство, позволяющее повысить точность подсчета запасов в подобных ситуациях. Насыщенности флюидами определяются на нескольких уровнях внутри ячейки. Затем эти величины усредняются, и полученное значение принимается за величину насыщенности блока. Неправильная форма ячеек сетки может быть учтена при осреднении путем задания весовых коэффициентов, пропорциональных площади поперечного сечения уровня, для которого была определена насыщенность. Более подробную информацию см. в разделе «Начало расчета» на стр. 425.

Модели водоносного горизонта Водоносные горизонты могут быть описаны с помощью двух аналитических моделей, модели с постоянным притоком (только ECLIPSE 100) и численной модели. Аналитические модели — это модель водоносного слоя Фетковича или модель КартераТрейси. Модель с постоянным притоком позволяет пользователю задавать поток через единицу площади в течение всего времени моделирования. Численная модель состоит из последовательности ячеек водоносного слоя, соединенных друг с другом в одном направлении. Внутренние ячейки этой последовательности могут быть связаны с любым числом блоков пласта. Глубина, размеры, пористость, проницаемость и другие показатели в каждой ячейке водоносного горизонта могут быть определены пользователем. Это предоставляет инженеру необходимую гибкость при описании водонасыщенной законтурной зоны пласта в каждом конкретном случае. Более подробную информацию см. в разделе «Моделирование водоносного горизонта» на стр. 53.

34

Введение Функции ECLIPSE

Вспомогательные программы Вспомогательные программы, включенные в ECLIPSE, описаны ниже.

FILL Программа FILL предназначена для создания особого типа сеток, основанных на геометрии угловой точки. Сетки этого типа могут иметь ячейки нерегулярной формы, что позволяет располагать линии сетки вдоль линий разломов. Программа FILL является удобным средством создания сложнопостроенных сеток с искривленными клинообразными ячейками, отражающими наличие разломов и других особенностей геологического строения пласта. Как показывает название, программа FILL специально предназначена для интерполяции разреженных данных, которые могут быть известны только в нескольких точках сетки. Недостающие значения «заполняются» для создания полных файлов данных сетки для ECLIPSE. Например, свойства породы, в частности, пористость, достаточно задать в каждом слое сетки лишь в нескольких точках, и программа FILL восполнит всю недостающую информацию.

VFPi Программа VFPi (Вертикальное течение) является интерактивной программой для подготовки, просмотра и редактирования таблиц VFP. Она вычисляет падение давления в стволе скважины и трубопроводе и создает таблицы, описывающие гидравлику в трубах и предназначенные для ввода в ECLIPSE. Программа содержит широкие графические возможности для изучения данных трубопровода и свойств жидкости и для вывода в виде графиков результатов расчета изменения индивидуального давления и рассчитанных рабочих кривых вертикального потока. IPR скважины можно наложить на кривые, чтобы обеспечить оценку скорости потока при заданном наборе условий. Таблицы VFP можно читать и просматривать в поперечном сечении или в трехмерном виде. В системе имеется множество способов преобразования таблиц; кроме того, можно визуально редактировать отдельные пункты внутри таблицы. Дополнительные функции программы VFPi включают уравнение энтальпии для расчета изменения температуры жидкости вдоль трубопровода, и функцию для согласования рассчитанных давлений с результатами измерений путем настройки семейства «коэффициентов подгонки». Программа VFPi также позволяет вычислять падение давления для композиционной жидкости и создавать таблицы композиционного вертикального потока для использования в ECLIPSE 300. Пользователь может выбрать любую из шести многофазных корреляций, предложенных следующими авторами: 1 Азиз, Говьер и Фогараси 2 Оркишевски 3 Хагедорн и Браун 4 Беггс и Бриль 5 Мухерджи и Бриль 6 Грей 7 Петалас и Азиз Можно использовать различные корреляции для различных частей насоснокомпрессорных труб, что позволяет моделировать горизонтальные и волнообразные трубопроводы, а также вертикальные стволы скважин и стояки. При проведении расчетов можно учесть эффекты, возникающие при использовании газлифта, погружных насосов, газовых компрессоров и наземных штуцеров как для критического, так и для субкритического двухфазного течения.

Введение Вспомогательные программы

35

GRAF Программа GRAF представляет собой графический пакет, предназначенный для обработки результатов моделирования. Он обладает широкими возможностями и может быть использован для • построения линейных графиков, отображающих, например, изменение среднего пластового давления во времени • изображения сетки моделирования, включающей разломы • создания серии цветных изображений, демонстрирующих изменение распределения насыщенностей, давлений и других показателей во времени. Информация, необходимая для построения линейных графиков, может быть получена из SUMMARY файлов, создаваемых программой ECLIPSE в моменты выдачи результатов. Каждый 'SUMMARY' файл содержит данные, относящиеся ко всему месторождению, группам скважин, ячейкам, вскрываемым скважинами, областям и отдельным блокам сетки и записанные в промежуточные моменты времени. Таким образом, 'SUMMARY' файлы (как и файлы 'RESTART') могут быть использованы для контроля за ходом расчета. Информация для сеточных изображений может быть получена из GRID файла, создаваемого программой ECLIPSE при запуске моделирования. Этот файл содержит в себе данные о расположении угловых точек всех ячеек в пласте и может быть использован для изображения сетки множеством способов. Динамические отображения результатов моделирования создаются на основе RESTART файлов, записываемых программой ECLIPSE в заранее определенные пользователем моменты времени. Эти файлы содержат подробную информацию о пласте, например, насыщенности и давление для каждой ячейки сетки. Основное назначение этих файлов заключается в обеспечении возможности возобновления счета по программе ECLIPSE с заданного момента времени. Кроме того, совместно с файлом GRID они могут быть использованы для создания цветных графиков распределений насыщенностей и давлений. Графический пакет предоставляет пользователю возможность создавать анимированные изображения процессов заводнения, образования конусов газа и других процессов и просматривать их в прямом и обратном направлениях. Пакет GRAF предоставляет возможности для построения контурных изображений, векторных диаграм и изображений проводимости пласта. Результаты работы пакета GRAF можно распечатать на плоттере или принтере.

PSEUDO PSEUDO — это пакет, предназначенный для создания псевдофункций, используемых для проведения исследований чувствительности модели на грубых сетках, не требующих столь больших вычислительных затрат, как полноценное исследование. PSEUDO использует файлы RESTART, созданные программой ECLIPSE в процессе моделирования на мелкой сетке, для создания псевдофункций «грубой» модели. Полная модель, использующая мелкую сетку, может представлять профиль со множеством слоев или большую трехмерную модель. Упрощенная модель может быть одно-, двух- или трехмерной, образованной путем объединения соседних блоков мелкой сетки в более крупные блоки грубой сетки. Вследствие того, что программа PSEUDO работает отдельно от ECLIPSE, переопределение грубой сетки и создание новых псевдофункций могут быть произведены без существенных затрат. Направленные псевдофункции относительных проницаемостей, созданные программой PSEUDO для всех граней грубой сетки, могут быть использованы для моделирования с помощью ECLIPSE и воспроизведения результатов, полученных на мелкой сетке, или проведения менее дорогостоящих исследований чувствительности модели.

36

Введение Вспомогательные программы

Дополнительные программы Программы, которые можно приобрести в качестве специальных дополнений к ECLIPSE, описаны ниже.

ECLIPSE Options ECLIPSE Options состоит из набора специальных расширений для ECLIPSE, которые увеличивают возможности моделирования этой программы. К ним относятся: • Полимерное заводнение, • Наземные сети(Network), • Условия притока на границе, • Локальное измельчение и укрупнение сетки, • Трение в стволе скважины, • Контроль добычи газа, • Модель растворителя, • Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа, • Модель ПАВ, • Оптимизация газлифта, • Параллельные вычисления, • Трассировка примесей, • Метан в угольном пласте, • Модель пены, • Объединение нескольких моделей, • Теплотворная способность газа, • Многосегментные скважины, • Термальная опция Дополнительные расширения, перечисленные ниже, могут быть при необходимости приобретены отдельно. ECLIPSE 100

Модель полимерного заводнения Модель полимерного заводнения использует полностью неявную пятикомпонентную модель (нефть/вода/газ/полимер/минерализованная вода), позволяющую детально изучать механизм процесса полимерного заводнения. Модель описывает увеличение вязкости водной фазы по мере растворения в ней полимера, а также снижение вязкости вследствие проявления неньютоновских сдвиговых эффектов при высоких скоростях. В модели учитывается процесс адсорбции полимера на поверхности породы, приводящий к снижению относительной проницаемости водной фазы. Модель учитывает явление образования поровых объемов, недоступных для фильтрации раствора полимера. При желании инженер-разработчик может учесть в своей модели явление уменьшения вязкости раствора полимера вследствие взаимодействия с минерализованной водой. Полностью неявный метод, используемый для совместного решения уравнений модели нефть/вода/газ/полимер/минерализованная вода, обеспечивает полностью устойчивое решение для всех временных шагов. Более подробную информацию см. в разделе «Модель полимерного заводнения» на стр. 613.

Введение Дополнительные программы

37

Опция Network Опция Network обеспечивает установку переменных ограничений на устьевые давления по группам скважин, которые могут изменяться в процессе разработки пропорционально изменению суммарной добычи группы в соответствии с выбранным способом учета потерь давления в трубах. Простейшим примером применения этой опции является моделирование морского месторождения. В этом случае продукция нескольких скважин поступает в один сборник, соединенный с сепаратором через выкидную линию. Давление на сборнике будет зависеть от дебита добычи, газового фактора и обводненности скважин. В более сложных случаях может быть построена многоуровневая разветвленная трубопроводная сеть. Для каждого трубопровода, входящего в эту иерархическую сеть, задается таблица эксплуатации (которая может быть создана с помощью VFPi), определяющая потери давления вдоль него точно таким же образом, как вычислялись потери давления в стволе скважины. Через определенные пользователем интервалы времени производится проверка условия баланса и пересчет давления во всех узлах трубопроводной сети. Моделирование сбора воды в коллектор для последующей закачки через нагнетательные скважины также может быть осуществлено с помощью отдельной трубопроводной сети. Более подробную информацию см. в разделе «Сетевая опция « на стр. 543.

Приток на границе

ECLIPSE 100

Опция притока на границе позволяет проводить расчеты отдельно для небольшого участка месторождения. При проведении базового расчета для всего месторождения потоки на границе выделенного участка записываются в специальный, так называемый flux файл в различные моменты времени. В процессе последующих расчетов для выделенной части пласта считываемая из этого файла информация используется для задания граничных условий, согласованных с полномасштабной моделью. Эта опция может быть особенно полезна при воспроизведении истории разработки месторождения, когда нужно воспроизвести лишь показатели нескольких скважин. Общие затраты на повторные расчеты сокращаются вследствие того, что только небольшая часть всего месторождения должна быть пересчитана. Кроме того, эта опция может быть использована совместно с функцией дренажа (переключатель 25 в ключевом слове OPTIONS) для уменьшения стоимости исследований чувствительности модели. Более подробную информацию см. в разделе «Приток на границе» на стр. 199.

Локальное измельчение сетки

ECLIPSE 100

38

Локальное измельчение сетки позволяет повысить ее разрешение вблизи скважин. Локальное измельчение можно применять для двумерных и трехмерных моделей в радиальных и декартовых координатах. Число слоев локальной модели может быть больше, чем в глобальной модели. Проводимости между локальной и глобальной моделями вычисляются автоматически. Большей эффективности можно достичь при индивидуальном расчете каждой локальной модели. Таким образом, несмотря на то, что в общем случае временные шаги, используемые в локальной модели, мельче, чем в глобальной, подробное исследование эффектов конусообразования вблизи интересующих скважин можно проводить без задержки расчетов глобальной модели. Возможно также решать совместно локальную и глобальную сетку полностью неявным методом как единую систему («LGR in- place»). В ECLIPSE 300 все LGR решаются одновременно с глобальной сеткой. Укрупнение сетки путем объединения ячеек может быть использовано для тех частей залежи, точность моделирования которых не имеет существенного значения.

Введение Дополнительные программы

ECLIPSE100

Функция автоматического измельчения сетки полезна для уточнения существующей глобальной модели как процесса, обратного процессу укрупнения сетки. Более подробную информацию см. в разделе «Локальное измельчение и укрупнение сетки» на стр. 439.

ECLIPSE 100

Трение в стволе скважины Опция учета трения в стволе скважины позволяет моделировать потери давления из-за трения как в перфорированной части скважины, так и между забоем и перфорациями. В первую очередь эта опция предназначена для использования при моделировании горизонтальных скважин, когда потери давления за счет трения могут быть существенными в горизонтальной части ствола скважины. Анализ потерь из-за трения оказывается особенно важным при выборе оптимальной длины и диаметра горизонтальной скважины. Расчет трения производится полностью неявно, чтобы сохранить численную устойчивость. Более подробную информацию см. в разделе «Опция трения в стволе скважины» на стр. 939.

ECLIPSE 100

Модель разработки газового месторождения Рассматриваемая опция представляет собой набор средств, предназначенных для задания условий и ограничений добычи газа. К ним относятся: •

задание требуемой величины добычи газа, изменяющейся по месяцам, на основе использования значения среднего суточного контрактного объема добычи газа (DCQ), определенного в проекте • Чтобы удовлетворить требуемым значениям фактора колебаний (swing factor) имеется возможность модифицировать значения DCQ в течении каждого контрактного года • управление количеством добываемого газа с учетом необходимости расходования его части • оценка потенциально возможной добычи газа на каждом временном шаге с учетом возрастания потерь давления в сети • автоматическое управление компрессорами в сети в тех случаях, когда их работа необходима для выполнения назначенных условий. Более подробную информацию см. в разделе «Модель разработки газового месторождения» на стр. 245. ECLIPSE 100

Модель растворителя Применение растворителей моделируется четырехкомпонентным расширением эмпирической модели смешивающегося вытеснения Тодда-Лонгстаффа. ECLIPSE использует полностью неявный метод совместного решения четырех уравнений, описывающих систему нефть/вода/газ/растворитель. Трехкомпонентная система нефть/вода/газ в отсутствии растворителя сводится к традиционной модели нелетучей нефти. Фаза растворителя может быть введена в модель для описания смешивающегося вытеснения пластовых углеводородов. Пользователь может управлять степенью смесимости с помощью параметра Тодда-Лонгстаффа и переходом к смесимости с помощью задаваемых таблиц зависимости смесимости от насыщенности растворителя. Большинство потенциально смесимых жидкостей являются смесимыми только при высоких давлениях. Моделирование этого явления может быть осуществлено с помощью ECLIPSE заданием таблиц зависимости смесимости от давления. Более подробную информацию см. в разделе «Модель растворителя» на стр. 767.

Введение Дополнительные программы

39

ECLIPSE 100

Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель) Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа является моделью, описываемой четырьмя уравнениями и позволяющей моделировать системы с летучими нефтями и газовым конденсатом без перехода к полностью композиционному описанию. Параметр нагнетания газа (GI) является мерой количества сухого газа, находящегося в контакте с исходными углеводородами. Значения насыщенности Rs и Rv и Bo и Bg нефти и газа предоставляются ECLIPSE в виде функций давления и GI. Например, значение Rv (насыщенность газа нефтью) будет уменьшаться пропорционально GI; так, газ может содержать меньше паров нефти. Это позволяет устранить один из недостатков моделей нелетучей нефти, дающих излишне оптимистический прогноз добычи при использовании циклической закачки газа. Данные, необходимые программе ECLIPSE, можно сформировать, используя программу PVT, решающую задачу описания пластовой смеси с помощью уравнения состояния. Более подробную информацию см. в разделе «Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель)» на стр. 331.

ECLIPSE 100

Модель ПАВ Модель ПАВ позволяет моделировать процесс повышения эффективности заводнения при введении добавок ПАВ, снижающих капиллярное давление между водной и нефтяной фазами. Уменьшение капиллярного давления приводит к повышению нефтеотдачи за счет уменьшения остаточной нефтенасыщенности. Данная опция моделирует снижение остаточной нефтенасыщенности и связанные с этим изменения кривых относительных проницаемостей в зависимости от капиллярного числа (отношения вязкостных сил к капиллярным). Модель учитывает также влияние концентрации ПАВ на вязкость воды и адсорбцию ПАВ на поверхности породы. Более подробную информацию см. в разделе «Модель ПАВ» на стр. 801.

ECLIPSE 100

Оптимизация газлифта Средство оптимизации газлифта можно использовать для определенияколичества газа для газлифта, обеспечивающего заданную добычу отдельных скважин, групп скважин или всей залежи. Если заданная добыча не может быть обеспечена, опция оптимизации газлифта определяет оптимальный вариант использования ресурсов газа путем предпочтительного распределения газа среди скважин, эксплуатация которых может дать наилучшие результаты. Эту функцию можно использовать также вместе с сетевой опцией для оптимизации распределения газлифта в маленькой сети из нескольких скважин, учитывая дополнительные потери давления в трубопроводах вследствие увеличения потока. Более подробную информацию см. в разделе «Оптимизация газлифта» на стр. 271.

Параллельные вычисления Опция параллельных вычислений позволяет проводить расчеты с помощью ECLIPSE на машинах с несколькими процессорами. Эта функция предоставляет эффективный метод параллельного решения с использованием метода доменной декомпозиции, который разделяет сетку на области, вычисления в которых производятся параллельно. Эта опция может быть использована как на машинах с фиксированным, так и с динамическим распределением памяти. Более подробную информацию см. в разделе «Параллельные вычисления» на стр. 587.

40

Введение Дополнительные программы

ECLIPSE 100

Трассировка примесей Опция трассировки примесей представляет собой расширенный набор средств трассировки индикаторов, которые могут быть использованы для решения задач защиты окружающей среды. Например, перенос радиоактивных загрязнителей в грунтовые воды. В настоящее время дополнительными физическими моделями являются адсорбция индикатора и распад индикатора. Одновременно возможно проведение независимого наблюдения за пятьюдесятью индикаторами, адсорбция и/или распад каждого из которых могут быть описаны своей моделью. Более подробную информацию см. в разделе «Трассировка примесей» на стр. 163.

ECLIPSE 100

Метан в угольном пласте Модель метана в угольном пласте позволяет описывать процесс добычи газа (метана) из угленосных пластов. Газ, находящийся в угольном пласте, диффундирует в систему трещин и может быть извлечен с применением традиционной для нефтяных месторождений технологии. Данная модель описывает диффузию и процессы течения воды и газа в системе трещин. Кроме того, имеется возможность моделировать механизм повышения отдачи, используя третье уравнение сохранения для нагнетаемого газа (обычно CO2). Дополнительную информацию см. в разделе «Модель метана в угольном пласте» на стр. 79.

ECLIPSE 100

Модель пены Модель пены является упрощенной моделью процесса закачки пены, используемого для экранирования пластов. Пена моделируется, как индикатор в газовой фазе, уменьшающий подвижность газа. Качество пены может ухудшаться вследствие адсорбции и распада. Скорость распада является функцией водо- и нефтенасыщенностей. Кроме того, степень снижения подвижности газа зависит от давления и скорости сдвига. Более подробную информацию см. в разделе «Модель пены» на стр. 209.

ECLIPSE 100

Объединение нескольких моделей Данная опция позволяет рассматривать в совокупности несколько моделей, моделируемых с помощью ECLIPSE 100, устанавливать на них суммарные значения добычи и закачки, а также при желании связывать их с одной наземной трубопроводной системой. Нефтяное или газовое месторождение может состоять из нескольких изолированных моделей, связанных между собой лишь показателями суммарной добычи и закачки. Изучение каждого моделей, например воспроизведение истории, может быть проведено независимо с помощью отдельной модели. Описываемое средство объединения нескольких моделей предоставляет возможность рассматривать совокупность моделей, подчиняющихся установленным общим ограничениям по добыче и закачке. При этом входные данные моделей претерпевают минимальные изменения. Во время произведения расчета модели работают независимо под управлением главного процесса, устанавливающего интенсивность закачки и добычи на каждом временном шаге. Взаимосвязь между вычислениями осуществляется с помощью системы пересылки сообщений PVM, позволяющей проводить расчеты по отдельным моделям параллельно на разных машинах, работающих под операционной системой UNIX. Более подробную информацию см. в разделе «Объединение нескольких моделей» на стр. 661.

Введение Дополнительные программы

41

ECLIPSE 100

Теплотворная способность газа Опция теплотворной способности газа контролирует среднее значение теплотворной способности газа, добытого на месторождении газа одновременно с управлением скоростью добычи газа. Теплотворная способность добытого газа может либо задаваться отдельно для каждой скважины, либо приравниваться концентрации индикатора газовой фазы. Суммарное значение тепловой способности может быть задано для групп, которые работают с управлением направляющими дебитами (ключевое слово GCONPROD). ECLIPSE пытается при работе групп обеспечивать одновременно оба суммарных значения путем динамической коррекции направляющих дебитов скважин для создания соответствующей смеси газа с высокой и с низкой теплотворной способностью. Диапазон значений теплотворной способности скважин, разумеется, должен покрывать суммарное значение группы. Дополнительной возможностью является задание суммарной энергии (скорости потока, умноженной на теплотворную способность) Эта функция совместима с моделью разработки газового месторождения, в том смысле, что можно задавать суммарные значения для группы или месторождения добычи газа или производства энергии в соответствии с DCQ и коэффициентами профиля. Более подробную информацию см. в разделе «Теплотворная способность газа» на стр. 297.

Многосегментные скважины Модель многосегментных скважин предоставляет подробное описание течения жидкости в стволе скважины. Эта функция специально предназначена для горизонтальных скважин и скважин с боковыми отводами, а также для моделирования «интеллектуальных» скважин, содержащих устройства управления потоком различного типа. Впрочем, она может использоваться и для более детального анализа потока в стандартной вертикальной или наклонной скважине. Имеется также модель забойного сепаратора. Подробное описание условий течения в скважине получается путем разделения ствола скважины (и боковых отводов) на сегменты. Каждый сегмент имеет свой набор четырех независимых переменных, описывающих локальное давление, скорость течения и текучие фракции воды и газа. Падение давления вдоль ствола скважины рассчитывается на основе локальных градиентов гидростатического давления, трения и давления. Для расчета падения давления можно выбрать одну из двух встроенных моделей многофазного течения: модель однородного потока, в которой все фазы текут с одинаковой скоростью или модель потока с дрейфом, которая допускает проскальзывание между фазами. Кроме того, падение давления можно рассчитать по заранее вычисленным таблицам VFP, которые, возможно, дают большую точность и предоставляют возможность моделировать штуцеры и другие устройства управления потоком. Модель многосегментных скважин также позволяет моделировать сложные режимы перетоков более точно в случае, если закачиваемая смесь может изменяться вдоль ствола скважины. Более подробную информацию см. в разделе «Многосегментные скважины» на стр. 499. ECLIPSE 300

Термальная опция Термальная опция превращает ECLIPSE 300 в термальную модель, предназначенную для исследования процессов закачки пара, горячей и холодной воды в нефтяную залежь. Эта функция работает в полностью неявном режиме. В ECLIPSE 300 используется многоуровневая иерархическая система скважин с неявной моделью учета перетоков в скважинах. Термальная модель работает как в режиме дегазированной нефти, так и в режиме газированной нефти. В модель дегазированной нефти углеводородные компоненты присутствуют только в нефтяной фазе, а газовая фаза состоит только из пара. В модели газированной нефти углеводородные компоненты могут присутствовать как в нефтяной, так и в газовой фазе, а водные компоненты — и в водяной, и в газовой фазе. Более подробную информацию см. в разделе «Термальная опция» на стр. 831.

42

Введение Дополнительные программы

Open-ECLIPSE Программа Open-ECLIPSE позволяет ECLIPSE 100 и ECLIPSE 300 работать под управлением и интерактивно обмениваться данными с другими приложениями. Хотя ECLIPSE в первую очередь используется автономно, и ее работой управляет только входной файл данных, есть ситуации, в которых более эффективно запускать ECLIPSE под управлением другого приложения. Примером может служить необходимость тесной связи ECLIPSE с моделью системы сбора с поверхности или специальной программой оптимизации производства. Может также быть полезно привязать ECLIPSE к интерактивному контроллеру, чтобы дать инженеру возможность видеть текущее состояние процесса моделирования и принимать решения по управлению скважинами во время работы программы. Программа Open-ECLIPSE была разработана, чтобы выполнить эти требования. Она состоит из набора подпрограмм, которые обеспечивают связь с внешним приложением. Активизация Open-ECLIPSE переводит ECLIPSE в «слушающий режим», и она ожидает команд от сконфигурированной должным образом управляющей программы. Управляющая программа может устанавливать ограничения на работу скважин и групп, опрашивать дебиты скважин и групп, управлять процессом моделирования и выводом отчетов и формированием файлов RESTART. Связь между ECLIPSE и управляющей программой осуществляется с помощью PVM (параллельная виртуальная машина), которая должна быть установлена на компьютере пользователя. Пользователи, желающие разработать собственные приложения для управления ECLIPSE, могут приобрести инструментарий разработчика Open-ECLIPSE (Open-ECLIPSE Developer’s Kit). Он включает в себя полную документацию по обмену данными, копию систем обмена сообщениями, с помощью которых осуществляется связь между приложениями, и простой демо-контроллер для тестирования интерфейса Open-ECLIPSE.

GRID GRID представляет собой интерактивный пакет, предназначенный для построения геологических моделей пласта, сеток моделирования, и создавать входные данные для ECLIPSE. Мощные картографические средства, включенные в GRID, предоставляют пользователю широкие возможности для оцифровки данных, представленных на картах, манипуляций с ними, а также для ввода данных, подготовленных стандартными распространенными в отрасли программами создания геологических моделей и построения карт. Геологическая модель используется в качестве вспомогательного средства при постройке сетки для моделирования. Функции пакета включают в себя построение цветных графиков, геометрию угловой точки или традиционную геометрию, наклонные или вертикальные разломы, построение поперечных сечений, площадей или трехмерных изображений, построение контурных карт для сравнения с исходными входными данными. Пакет является достаточно гибким, позволяет редактирование и содержит развернутую справочную систему. Пакет GRID может быть использован для построения локально измельченной или укрупненной сетки для последующего использования вместе с соответствующей опцией ECLIPSE. Он содержит опции ECLMAP, которые позволяют обрабатывать сейсмические профили, производить волюметрические расчеты и преобразование глубин сейсмических горизонтов или картографической сетки.

FloGrid Пакет FloGrid представляет собой интерактивный инструмент для построения трехмерных сеток моделирования. Он импортирует геологические данные в наиболее распространенных форматах карт и трехмерных геологических моделей, в том числе в формате POSC Rescue. Сетки для

Введение Дополнительные программы

43

моделирования можно экспортировать в формате ключевых слов ECLIPSE и в других форматах. Пакет FloGrid предоставляет полную трехмерную визуализацию данных — скважины, карты, трехмерные геологические модели, разломы и сетки моделирования. Он дает возможность создавать как структурированные, так и неструктурированные сетки. Структурированные (декартовы) сетки оптимизированы под выбранные разломы и границы, а оставшиеся узлы сетки расположены так, чтобы минимизировать отклонения от ортогональности. Разломы, которые не привязаны к сетке явно, могут быть автоматически преобразованы в зигзагообразную форму. Для трехмерных геологических моделей слои при моделировании можно при желании определять с использованием алгебраических методов или методов, основанных на течении, чтобы автоматически идентифицировать те слои, которые лучше всего отражают характеристики течения моделей с мелкой сеткой. Можно использовать также неструктурированные сетки PEBI и тетраэдральные сетки (PetraGrid), чтобы описать все границы, скважины и разломы. Они поддерживают прямоугольное и цилиндрическое измельчение сетки вокруг скважин и общее измельчение прямоугольной, треугольной и шестиугольной сетки внутри заданной области, имеющей форму многоугольника. Пакет FloGrid также содержит набор осредняющих алгебраических инструментов и инструментов, основанных на отдельной фазе течения, которые позволяют вычислить свойства блока сетки моделирования на основе геологических или стахостических сеток свойств.

PVTi Пакет PVTi представляет собой интерактивный пакет уравнений состояния для анализа лабораторных экспериментов, выполненных для определения поведения фазы жидкостей в пласте. Качество лабораторных экспериментов можно проверить путем проверки выполнения закона сохранения вещества. Лабораторные эксперименты можно смоделировать, используя различные кубические уравнения состояния, и все расхождения между расчетными и экспериментальными данными можно минимизировать с помощью регрессии по одному или нескольким параметрам уравнений состояния. Модель уравнения состояния затем можно использовать для получения данных, пригодных для использования в ECLIPSE 100 или 300 и VFPi.

SCAL Программа SCAL представляет собой инструмент, помогающий инженерам более эффективно использовать полученные в лабораторных экспериментах значения относительной проницаемости и давления при моделировании пласта. Программа может считывать данные лабораторных измерений, выполнять контроль качества, например сглаживание кривых, группировать данные по литологическим параметрам и конечным значениям, преобразовывать эти данные в кривые пород, пригодные для использования в ECLIPSE, и автоматически присваивать эти кривые ячейкам сетки на основе правил, заданных инженером (например, как функцию пористости/ проницаемости/литологических параметров). Выходные данные состоят из серий файлов INCLUDE, предназначенных для секций PROPS и REGIONS. Программа имеет средства трехмерной визуализации сеток моделирования и трехфазной относительной проницаемости и для экспериментов с опциями масштабирования конечных точек ECLIPSE. Пользователь может расширить или изменить функциональность пакета SCAL с помощью управляющих скриптов, например, внедрить секретный алгоритм компании.

44

Введение Дополнительные программы

Schedule Пакет SCHEDULE может импортировать промысловые данные из внешних стандартных баз данных, распространенных в отрасли (например, PA, OilField Manager), и автоматически создавать необходимые для программы ECLIPSE ключевые слова. Данные добычи можно также получать из существующих моделей ECLIPSE. Программа предоставляет широкие возможности экранной графики, позволяющей упростить редактирование, проверку и осреднение промысловых данных. Временные шаги устанавливаются на основании комбинации календарных периодов, заданных пользователем, и ГТМ на скважинах, таких как перфорации, остановки или ОПЗ. С помощью SCHEDULE можно обработать все основные категории промысловых данных, необходимых для моделирования. Это, как правило, траектория скважин, история добычи, объемы закачки и данные о соединениях скважин с пластом. Основной функцией пакета Schedule является создание точных и адекватных ключевых слов COMPDAT с коэффициентами соединений, зависящими от времени и рассчитываемыми по данным перфорации, представленными в форме замеров глубин и пластов. Для скважин с отклонениями, частичным вскрытием и несколькими соединениям скважины в одной ячейке вводятся коррекции. Пакет Schedule оснащен функциями для создания управляющих ключевых слов для ECLIPSE. Управление может быть задано для скважин, групп и всего месторождения. Скважины можно создавать, задавая положения IJK или путем оцифровки в 3D Viewer, где результаты моделирования использоваться в качестве фона для помощи при размещении. Пакет Schedule также может готовить данные для ввода в многосегментную модель скважины (см. раздел «Многосегментные скважины на стр. 42). Он может считывать данные, описывающие характеристики обсадной колонны, хвостовика и насоснокомпрессорных труб, а также положения штуцеров, пакеров и клапанов управления притоком. Эти данные можно использовать вместе с информацией о перфорации для создания ключевых слов COMPSEGS/COMPSEGL, описывающих многосегментную скважину.

FloViz Пакет FloViz представляет собой интерактивную систему трехмерной визуализации для отображения и анализа результатов моделирования пласта. Она заменяет пакет RTView, являясь предпочтительным инструментом для визуализации пласта. Пакет FloViz имеет простой в использовании графический пользовательский интерфейс и позволяет анимировать результаты моделирования. Данная программа может работать как на персональных компьютерах, так и на рабочих станциях. Пакет FloVIz включает в себя большую часть функций пакета RTView, а также некоторые важные новые функции. Благодаря использованию подчиненных средств просмотра эта программа позволяет создавать несколько ракурсов (которые можно подстраивать) пласта с независимым разбиением на слои, свойствами и анимацией по времени. С помощью ракурсов можно осуществить ротацию модели. Пакет FloViz может отображать как структурированные, так и неструктурированные сетки и, соответственно, линии тока. Программа содержит большое количество новых опций, облегчающих визуальную интерпретацию сетки и результатов.

Введение Дополнительные программы

45

Weltest 100 Пакет Weltest 100 представляет собой интерактивную программу для тестового анализа скважин, содержащую широкий спектр аналитических моделей пласта. Она позволяет строить множество разных диагностических графиков, что помогает инженеру выбрать ту модель пласта, которая наилучшим образом соответствует данным. Прямые линии можно подгонять интерактивно, что дает возможность задавать «первичные оценки» параметров модели, которые передаются оптимизатору. Затем оптимизатор определяет значения параметров пласта, которые обеспечивают наилучшее согласование выбранной модели с наблюдаемыми данными. Программа содержит также функции для анализа типа кривых, тестового анализа газовых скважин и создания отчетов.

Weltest 200 Пакет Weltest 200 представляет собой мощный интегрированный пакет численного тестового анализа скважин, который объединяет в себе функции программы Weltest 100 и симулятора ECLIPSE. Он предлагает широкий спектр функций, в том числе возможность построения геометрии пласта в интерактивном режиме, задания свойств породы по слоям и областям и выполнения расширенных тестов скважины. Численные решения, полученные с помощью пакета Weltest 200, сверены с аналитическими моделями. Wellbore storage, , случаи отсутствие потока на границе и границы постоянного давления, системы с двойной пористостью, скважины с гидравлическими разрывами, скважины с частичным вскрытием и многослойные системы — все эти случаи эффективно и быстро рассчитываются этой программой. Пакет Weltest 200 моделирует также эффекты многофазного течения и предлагает простой метод для тестового анализа ниже точки насыщения. Включение возможностей численного моделирования ECLIPSE в пакет Weltest 200 делает возможным использовать неограниченное количество моделей для тестового анализа скважин. Напротив, традиционные программы тестового анализа скважин рассчитывают зависимость давления от времени с использованием аналитических методов, что ограничивает применение тестирования скважин несколькими стандартными моделями. Специалисты по тестированию скважин оценят также экономию времени, обеспеченную в программе Weltest 200 функциями автоматического построения сетки. В них использован инновационный метод построения сетки, основанный на перпендикулярной бисекции (PEBI) или сетках Вороного. Сетка составляется из многоугольных ячеек, что обеспечивает гибкость и простоту измельчения.

ECLIPSE Office Пакет ECLIPSE Office представляет собой интерактивную среду для создания и изменения модели нелетучей нефти и композиционной модели, запуска и контроля расчетов, анализа результатов и создания отчетов. Наборы данных могут формироваться с использованием модуля построения сеток PEBI, корреляций данных PVT и SCAL, панелей ключевых слов или путем импорта из других препроцессоров. Панели существуют для всех ключевых слов ECLIPSE. Пакет содержит инструменты для управления расчетными вариантами внутри проекта. Он содержит инструменты управления расчетом для мониторинга и контроля за процессом расчета. Для просмотра результатов разработаны новые интерактивные графические средства.

46

Введение Дополнительные программы

SimOpt Пакет SimOpt предназначен для уменьшения затрат рабочего времени на стадии согласования истории разработки при инженерном анализе пласта. Он предоставляет средства для получения чувствительности прогнозов ECLIPSE 100 по отношению к параметрам, задаваемым пользователем. Параметры, доступные в настоящее время, включают в себя поровые объемы, проницаемости, проницаемости разломов, мощность водоносных пластов и сигма-коэффициенты двойной пористости. Чувствительность можно просмотреть непосредственно или воспользоваться алгоритмом регрессионного анализа для улучшения качества согласования истории разработки.

PlanOpt Пакет PlanOpt представляет собой интерактивный инструмент, помогающий инженеру выбрать потенциальные места вертикальных добывающих скважин при разработке. Этот пакет использует заранее заданные критерии экранирования для каждого столбца блоков сетки в трехмерной модели, чтобы определить, какой из них подходит для добывающей скважины. Вертикальная скважина будет завершена в каждом столбце ячеек, удовлетворяющем критериям. Затем будет проведен модельный расчет, чтобы расположить скважины по эффективности, и наименее эффективные скважины будут отброшены. Этот цикл будет повторяться до тех пор, пока не будут найдены оптимальные положения скважин.

FrontSim Пакет FrontSim представляет собой средство моделирования трехмерного двухфазного течения жидкости, основанное на современной концепции линий тока. Этот пакет может производить расчеты для больших и сложных моделей пластов на несколько порядков быстрее, чем стандартные средства моделирования с конечно-разностными схемами, причем это достигается без эффектов ориентации сетки или численной дисперсии. Концепция линий тока основана на решении IMPES (явная насыщенность неявное давление). Вначале с помощью неявного метода рассчитывается давление, а затем явным методом разрешается уравнение насыщенности. Давление используется для расчета поля скоростей, которое, в свою очередь, используется для нахождения линий тока. Уравнения насыщенностей решаются на линиях тока с использованием метода отслеживания фронта. Кроме того, пакет GridSim может использоваться как средство создания сетки и данных моделирования для программы FrontSim. Этот пакет можно использоваться для редактирования и визуализации трехмерных графиков, линий тока и линейных графиков. Пакет GridSim может также работать как пре/постпроцессор для ECLIPSE.

Введение Дополнительные программы

47

Лицензии

ECLIPSE 100

48

Введение Лицензии

Для запуска программы ECLIPSE и любой дополнительной программы ECLIPSE Options необходимо приобрести соответствующую FLEX лицензию. Кроме того, имеется лицензия DATACHECK, которая позволяет ECLIPSE запускать набор данных в режиме NOSIM, чтобы проверять данные на отсутствие ошибок без приобретения полной лицензии. Лицензия DATACHECK позволяет также выполнять расчеты при моделировании поперечного сечения (NX=1 или NY=1). FLEX лицензия проверяет наличие соответствующих лицензий для ECLIPSE Options, когда ключевое слово активизирует соответствующую функцию. В большинстве случаев активизирующее ключевое слово находится в секции RUNSPEC и будет обработано в начале работы. Однако активизирующие ключевые слова для некоторых функций находятся в секции SCHEDULE, и могут встретиться позднее в процессе работы. Например, опция Network активизируется ключевым словом GRUPNET, а модель разработки газового месторождения не может быть активизирована до того, как будет прочитано ключевое слово SWINGFAC. В случае отсутствия соответствующей лицензии при активизации функции работа будет прервана. Чтобы избежать прерывания работы, можно зарезервировать все необходимые лицензии в начале работы с помощью ключевого слова LICENSES в секции RUNSPEC, чтобы идентифицировать функции, для которых необходимы лицензии.

API Трассировка Глава 2 Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

Функция API-трассировки позволяет ECLIPSE моделировать смесь разных типов нефти, имеющих различные поверхностные плотности и свойства PVT. Без этой трассировки наличие разных типов нефти в пласте можно было бы учесть с помощью номеров областей PVT. Нефть в области PVT 1 при этом имеет свойства, заданные таблицей PVT 1 и так далее. Однако этот метод не дает возможность моделировать смесь разных типов нефти. Нефть, перетекающая из области 1 в область 2, должна была бы приобрести свойства, соответствующие области 2. Метод API-трассировки эффективно заменяет концепцию PVT областей для нефти. Таблицы PVT, использующиеся для определения свойств нефти, выбираются на каждом шаге по времени в соответствии со средним API для нефти в каждом блоке сетки (более точно, в соответствии с его средней поверхностной плотностью). Уравнение сохранения массы решается в конце каждого шага по времени, чтобы обновить значение поверхностной плотности нефти в каждом блоке сетки для моделирования смеси разных типов нефти. Функция API-трассировки включается с помощью ключевого слова API в секции RUNSPEC. В моделях с дегазированной нефтью нельзя использовать ключевое слово RSCONSTT при API-трассировке, но можно использовать RSCONST (определяющее единое значение Rs для всего пласта).

Свойства PVT Необходимо сформировать два или более набора таблиц PVT, каждый из которых будет соответствовать некоторому значению API. Таблицы свойств нефти вводятся обычным образом (с помощью ключевого слова PVTO или PVCO для задач с нефти, содержащей газ, или PVDO для задач с дегазированной нефтью); при этом требуется, чтобы все таблицы PVTO или PVCO имели одни и те же верхние и нижние значения Rs. По этим таблицам ECLIPSE формирует набор внутренних таблиц, имеющих общий набор узлов Rs, включающий узлы Rs всех входных таблиц. Это позволяет ECLIPSE использовать эффективный метод интерполяции между таблицами для получения промежуточных значений API. Ограничение, заключающееся в равенстве верхних и нижних значений для

API Трассировка Введение

49

всех таблиц, предотвращает экстраполяцию входных данных, которая может привести к нефизическим результатам. Значения API, соответствующие каждой таблице PVT, задаются с помощью ключевого слова GRAVITY, которое указывает плотности нефти, воды и газа для каждого номера таблицы PVT. Значения API преобразуются в поверхностные плотности нефти с помощью формулы, приведенной в разделе «Коэффициенты преобразований» на стр. 921. Значения API для нефти должны монотонно уменьшаться с ростом номеров таблиц. Кроме того, поверхностные плотности, связанные с каждым номером таблицы, можно вводить непосредственно с помощью ключевого слова DENSITY. В этом случае поверхностные плотности нефти должны монотонно возрастать с ростом номеров таблиц. Опция API-трассировки не влияет на свойства PVT воды и газа. Такие же номера таблиц следует ввести во все ключевые слова данных PVT и в ключевое слово ROCK, но, как правило, только первая таблица действительно используется во всех данных PVT, кроме данных для нефти. Неиспользованные таблицы сжимаемостей PVT и породы можно сделать используемыми по умолчанию, напечатав одну обратную косую черту (/) на новой строке для каждой неиспользованной таблицы в ключевом слове.

Объединение таблиц в области PVT Метод API-трассировки заменяет концепцию PVT областей для нефти. Таблицы, использованные для определения PVT свойств нефти, выбираются в соответствии с поверхностной плотностью нефти в блоке сетки, а не с номером PVT области, в которой находится блок. Таким образом, ключевое слово PVTNUM в секции REGIONS, как правило, не требуется для работы API-трассировки. Тем не менее, если концепция PVT областей для различных типов нефти все-таки требуется для расчета с API-трассировкой, то таблицы PVT подразделяются на группы для использования в разных областях пласта. При этом необходимо ввести ключевое слово APIGROUP, чтобы указать максимальное количество групп таблиц PVT. После этого группы таблиц PVT определяются на основе порядка ввода таблиц. В каждой группе API плотности нефти должны монотонно убывать (или поверхностные плотности нефти должны возрастать) с ростом номеров таблиц. Разрыв в требуемой монотонности делается, чтобы указать, что последующие таблицы принадлежат следующей API группе. Если общее число API групп превосходит максимальное число, определенное в ключевом слове APIGROUP, следует сообщение об ошибке. Отдельные группы PVT-таблиц для нефти могут быть использованы на различных участках залежи. Ключевое слово PVTNUM в секции REGIONS применяется для определения, какая из API групп должна использоваться для каждого сеточного блока. Например, ячейка из области 2 PVTNUM будет использовать вторую API группу для получения свойств нефти. Для PVT-свойств воды и газа области PVTNUM соответствуют фактическим номерам таблиц, таким же, как и в расчетах без использования опции API-трассировки. Таким образом, ячейка из области 2 PVTNUM использует таблицу номер 2 для свойств воды и газа.

Задание начальных условий Начальное распределение API по пласту задается в секции SOLUTION. Если начальные условия определяются балансировкой, API может изменяться с глубиной независимо в каждой области равновесия. Ключевое слово APIVD дает таблицу значений API в зависимости от глубины для каждой области равновесия. При задании начальных условий посредством перечисления (ключевые слова PRESSURE, SWAT и т. д.) ключевое слово OILAPI используется для задания начальных значений API для каждого блока сетки.

50

API Трассировка Введение

Расчет API- трассировки Начальные значения API в блоках сетки немедленно преобразуются в поверхностную плотность нефти. При расчете градиента гидростатического давления учитывается изменение поверхностной плотности нефти. Изменение других PVT-свойств с поверхностной плотностью (давление насыщения, коэффициент пластового объема и вязкость) рассчитывается путем интерполяции между PVT-таблицами. Находятся две соседние PVT-таблицы, поверхностные плотности нефти в одной из которых больше, а в другой — меньше, чем в блоке сетки, и их свойства (1/Bo, 1/Boµo) линейно интерполируются по поверхностной плотности нефти. Для расчета точки насыщения ищутся две PVT-таблицы, поверхностные плотности нефти одной из которых больше, а другой — меньше значения API текущего блока сетки. Затем точка кипения определяется с помощью линейной интерполяции между точками кипения в этих PVT-таблицах при заданном отношении растворенного газа к нефти в данном блоке сетки. Поверхностная плотность нефти в каждом блоке сетки и скважины поддерживается постоянной на шаге по времени. После нахождения сходящегося решения для шага по времени и определения течений между блоками решается уравнение сохранения массы для расчета поверхностных плотностей нефти. Полученные плотности используются на следующем шаге. Поверхностные плотности нефти преобразуются в значения API для создания отчетов. Мнемоника OILAPI в ключевом слове RPTSCHED обеспечивает вывод значений API блока сетки, и отчеты по скважинам включают в себя значения API в скважинах.

API-трассировка в скважинах Поверхностная плотность нефти в каждой скважине рассчитывается в конце каждого шага по времени, чтобы отразить средневзвешенную по потоку поверхностную плотность втекающей нефти. Скважина с перетоком будет нагнетать нефть с этой средней поверхностной плотностью назад в породу. Однако расчет гидростатического напора для ствола скважины основывается на (более точном) средневзвешенном по потоку в направлении против течения, если элемент 12 ключевого слова WELSPECS имеет значение ‘SEG’, что позволяет учитывать изменение плотности нефти в стволе скважины. (Расчет гидростатического напора в стволе скважины по алгоритму до версии 98A, в котором используется средняя по скважине поверхностная плотность нефти, можно восстановить, установив переключатель 35 в ключевом слове OPTIONS.) Если для скважины для расчета потерь давления в трубопроводе применяются VFPтаблицы, то необходимо использовать соответствующее значение поверхностной плотности нефти. Однако можно учитывать изменение API добычи скважины путем введения пятой переменной, ALQ, представляющей собой поверхностную плотность добытой нефти (см. ключевое слово WALQCALC). Таблица VFP должна создаваться с использованием того же определения ALQ и охватывать предполагаемый диапазон значений поверхностной плотности нефти. Программа VFPi содержит функцию для подготовки таблиц с переменной поверхностной плотностью нефти.

Поведение моделей с жирным газом По умолчанию в моделях с жирным газом поверхностная плотность (API) нефти переносится и в нефтяную, и в газовую фазу, т. е. API интерпретируется скорее как свойство нефтяного компонента, нежели фазы жидкой нефти.

API Трассировка Введение

51

С помощью переключателя 58 в ключевом слове OPTIONS это можно изменить. Если задать значения этого переключателя больше нуля, то показатель API будет переноситься только в жидкой нефтяной фазе. В этом случае показатель API можно интерпретировать как тяжелый компонент, который не испаряется. При использовании этой возможности необходима осторожность, так как вся нефть в ячейку может испариться, что приведет к высоким поверхностным плотностям и отрицательным значениям API.

52

API Трассировка Введение

Возможности моделирования водоносных пластов

Глава 3

Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

В этой главе описываются модели водоносных пластов, имеющиеся как в ECLIPSE 100, так и в ECLIPSE 300. В оба симулятора включены две модели водоносных пластов. К ним относятся: • Численные модели водоносных пластов • Водоносные пласты Картера-Трэйси В ECLIPSE 100 включены две дополнительные модели: • Водоносные пласты Фетковича • Водоносные пласты с постоянным притоком Численные модели водоносных пластов представлены одномерным рядом ячеек всетке моделирования. Остальные три типа водоносных пластов, классифицируемые как «аналитические модели водоносных пластов», представлены вычисленными слагаемыми истока в ячейках сетки пласта, с которыми они связаны.

Возможности моделирования водоносных пластов Введение

53

Численная модель водоносного пласта

ECLIPSE 100

Численная модель водоносного пласта описывается одномерным рядом ячеек. Набор ячеек в сетке моделирования предназначен для отображения водоносного пласта, который затем может быть привязан к заданным граням пласта (с помощью ключевого слова AQUCON). Свойства блоков сетки водоносного пласта (длина, площадь поперечного сечения, проницаемость, начальное давление, глубина, табличные значения PVT и насыщенности) можно задать явно с помощью ключевого слова AQUNUM в секции GRID. В случае использования значений по умолчанию для параметров ячеек, они берутся из значений для блоков сетки на основе данных из секций GRID и EDIT. Это обеспечивает независимость свойств водоносного пласта от его фактического положения внутри сетки. Водоносный пласт должен быть привязан к грани пласта с помощью ключевого слова AQUCON. Первая ячейка водоносного пласта, указанная в AQUNUM, привязывается к указанной грани пласта посредством несоседних соединений. Ячейки, определяющие водоносный пласт, связаны друг с другом (возможно, посредством несоседних соединений) в порядке, указанном в AQUNUM. Ячейки водоносного пласта изолированы от сетки во всем, кроме этих соединений. Одномерные ряды ячеек имеют поперечное сечение, длину, глубину, но больше никакой информации об их форме нет. Значения проводимости рассчитываются с помощью блочно-центрированного методаOLDTRAN (см. раздел «Расчет проводимостей» на стр. 891). Следовательно, проводимость между двумя водоносными пластами задается таким образом: [3.1] с

ECLIPSE 100

54

где PERMXi

–

проницаемость i-й ячейки водоносного пласта

XSECTi

–

площадь ее поперечного сечения

LENGTHi

–

ее длина

Это выражение используется для проводимостей между ячейками водоносного пласта в радиальной и декартовой геометрии. Однако для соединения первой ячейки водоносного пласта с блоком сетки используется соответствующая радиальная или декартова проводимость от грани блока к его центру (см. ключевое слово AQUCON). При необходимости множитель проводимости можно применить к вычисленной проводимости между первым блоком водоносного пласта и указанной гранью пласта с помощью ключевого слова AQUCON, чтобы улучшить согласование с историей разработки.

Возможности моделирования водоносных пластов Численная модель водоносного пласта

ECLIPSE 100

ECLIPSE 300

Множитель не применяется к проводимости соединений между блоками внутри одномерного водоносного пласта. Значения множителей проводимости для сетки (MULTX и т. д.), заданные в секции GRID, не применяются к соединениями численной модели водоносного пласта. Если начальное давление в водоносном пласте не указано в ключевом слове AQUNUM, то начальное давление определяется из условия равновесия с пластом при использовании начальных давлений в соседних блоках сетки, полученных при решении уравнений равновесия. Обратите внимание, что при инициализации в численных блоках водоносного пласта ECLIPSE задает значение насыщенности воды равным единице, так что начальное состояние не будет состоянием покоя, если представленные ячейки не лежат полностью в водной зоне. В случае, если в ключевом слове AQUNUM начальное давление в водоносном пласте не задано или даже если задано отрицательное значение, то начальное давление будет рассчитано таким образом, чтобы как можно более точно обеспечить равновесие между водоносным слоем и пластом. Суммарные количества для численной модели водоносного пласта можно получить, определяя каждый водоносный пласт как отдельную область. Это позволит изучать приток водоносного пласта и давление, подаваемое в пласт. Для использования данной возможности необходимо указать в AQUCON максимальное количество блоков водоносного пласта с помощью ключевого слова AQUDIMS секции RUNSPEC.

Возможности моделирования водоносных пластов Численная модель водоносного пласта

55

Водоносные пласты Картера-Трэйси Модель водоносного пласта Картера-Трэйси представляет собой упрощенную апроксимацию полной модели неустановившейся фильтрации, в которой пренебрегается суперпозициями. Данный метод использует таблицу значений функции влияния постоянной конечной скорости. Хотя теория была создана для пластов с радиальной симметрией, окруженных кольцевым водоносным пластом, метод применим и к пластам произвольной формы. Два основных параметра, определяющих поведение водоносного пласта, — это константа времени (имеющая размерность времени): [3.2] где ka

–

проницаемость водоносного пласта

φ

–

пористость водоносного пласта

µw

–

вязкость воды в водоносном пласте.

Ct

–

полная (порода+вода) сжимаемость

ro

–

внешний радиус пласта (или внутренний радиус водоносного пласта).

c1

–

0,008527 (METRIC, PVT-M); 0,006328 (FIELD); 3,6 (LAB)

и константа притока водоносного пласта (имеющая размерность полного притока на единицу падения давления) [3.3] где h

–

толщина водоносного пласта

θ

–

угол, под которым граница водоносного пласта видна из центра залежи, в градусах, деленный на 360

c2

–

6,283 (METRIC, PVT-M); 1,1191 (FIELD); 6,283 (LAB).

Константа времени используется для преобразования времени в безразмерную форму с помощью соотношения [3.4] Модель Картера-Трэйси использует таблицы значений функции влияния безразмерного времени на безразмерное давление. Таблица по умолчанию соответствует бесконечному пласту с постоянной конечной скоростью по Эвердингену и Херсту, но можно задать другие таблицы с помощью ключевого слова AQUTAB в секции PROPS.

56

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты Картера-Трэйси

Модель Картера-Трэйси выражает падение давления на границе водоносного пласта через функцию влияния безразмерного давления следующим образом: [3.5] где Qa

–

скорость притока водоносного пласта

pa0

–

начальное давление воды в водоносном пласте

–

среднее давление воды на границе водоносного пласта/залежи

⎯p

Средняя скорость притока из водоносного слоя в блок сетки с номером i на временном шаге моделирования [t, t + ∆t] рассчитывается по формуле [3.6] где [3.7]

и [3.8] где ∆pai

–

падение давления

PID'

–

производная PID по tD

αi

–

часть области для каждого соединения.

Здесь часть области для каждого соединения дается следующим соотношением:

где Ai

–

площадь грани блока, соединяющегося с водоносным пластом

mi

–

множитель коэффициента притока водоносного пласта.

Скорости притока водоносного пласта, рассчитанные по [3.6], дают остаточный член для неявных уравнений, решаемых ECLIPSE в момент времени t. Накопленный приток водоносного пласта Wa(t), использованный в [3.7], явно пересчитывается в конце шага по времени.

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты Картера-Трэйси

57

ECLIPSE 100

ECLIPSE 100

Только ECLIPSE 100

58

Параметры водоносного пласта (сжимаемость, пористость, начальное давление глубина, радиус и т. п.) задаются с помощью ключевого слова AQUCT, а соединения водоносного пласта с одной или несколькими гранями пласта задаются с помощью ключевого слова AQUANCON. При использовании начального давления водяного пласта по умолчанию, оно рассчитывается из [3.11]. Таким образом, чтобы водоносный пласт в начальный момент времени пребывал в равновесии с залежью. Водяному пласту должен быть присвоен номер таблицы значений функции влияния, которую следует применять для него. Эти таблицы задаются через ключевое слово AQUTAB в секции PROPS. В ECLIPSE имеется встроенная таблица значений функции влияния (таблица номер 1) для случая постоянной конечной скорости для бесконечного водоносного слоя согласно ван Эвердингену и Херсту. Для расчетов с трассировкой индикаторов начальные концентрации индикаторов водяной фазы в водоносном слое можно задать с помощью ключевого слова AQANTRC в секции SOLUTION. Для опции трассировки минерализованной воды начальную концентрацию соли можно указать в ключевом слове AQUCT в секции SOLUTION. Параметры Summary файла для водоносного пласта будут генерироваться при использовании ключевых слов AAQR (скорость притока) и AAQT (накопленный приток) в секции SUMMARY. Для использования данной возможности необходимо указать в AQUCON максимальное количество аналитических водоносных пластов в ключевом слове AQUDIMS секции RUNSPEC. (Более подробную информацию см. в [2].)

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты Картера-Трэйси

Водоносные пласты Фетковича (ECLIPSE 100) Модель водоносных пластов Фетковича использует упрощенный подход, основанный на псевдоустановившемся индексе продуктивности и материальном балансе между давлением водоносного пласта и совокупным притоком. В модели предполагается, что отклик давления ощущается равномерно во всем водоносном пласте. Модель Фетковича наиболее подходит для небольших водоносных пластов, которые быстро приходят в псевдоустановившееся состояние. Приток водоносного пласта описывается уравнением: [3.9] где Qai

–

скорость притока из водоносного пласта в присоединенный блок сетки i

Wai

–

совокупный приток из водоносного пласта в присоединенный блок сетки i

J

–

заданный индекс продуктивности водоносного пласта

αi

–

часть области, соединяющаяся с блоком сетки i

pa

–

давление в водоносном пласте в момент времени t

pi

–

давление воды в присоединенном блоке сетки i

ρ

–

плотность воды в водоносном пласте

di

–

глубина блока сетки

da

–

заданная глубина водоносного пласта.

Если в ECLIPSE 100 используется модель полимерного заводнения, то для компонентов полимера и минерализованной воды применяются одинаковые уравнения. Часть области для каждого соединения с блоком сетки дается следующим соотношением: [3.10] где Ai

–

площадь грани блока, соединяющегося с водоносным пластом

mi

–

множитель коэффициента притока водоносного пласта.

Для вертикальных граней области Ai множатся на коэффициент песчанистости присоединенных блоков сетки. Можно указать множитель притока mi, чтобы облегчить процесс согласования истории добычи.

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты Фетковича (ECLIPSE 100)

59

Отклик давления в водоносном пласте определяется уравнением материального баланса [3.11] где Wa

–

совокупный приток из водоносного пласта

Ct

–

полная (порода + вода) сжимаемость водоносного пласта

Vw0

–

начальный объем воды в водоносном пласте

pa0

–

начальное давление воды в водоносном пласте.

При использовании трассировки минерализованной воды или опций пассивной трассировки ECLIPSE 100 будет также учитывать приток индикатора или минерализованной воды из водоносного пласта. Поведение водоносного пласта существенно зависит от двух параметров: постоянной времени водоносного пласта и индекса продуктивности. Постоянная времени водоносного пласта описывается выражением: [3.12] и имеет размерность времени. В предположении об однородности давления в залежи в присоединенных блоках сетки, при интегрировании уравнений [3.9] и [3.11] средняя скорость притока на интервале времени выражается следующей формулой:: [3.13] Она используется ECLIPSE 100 для расчета скоростей притока. В конце каждого шага по времени полный накопленный приток водоносного пласта увеличивается, а его давление пересчитывается с помощью [3.11]. За счет изменения объема водоносного пласта и индекса продуктивности модель Фетковича может описать поведение водоносных пластов от установившегося состояния до «чашеобразного» водоносного пласта. Если произведение CtVw0 велико, так что постоянная времени велика, то состояние водоносного пласта приближается к установившемуся состоянию, в котором давление на внешней границе не изменяется. Если же индекс продуктивности велик, постоянная времени мала, то поведение водоносного пласта приближается к поведению равновесного «чашеобразного» водоносного пласта, в котором давление во все моменты времени примерно равно давлению в залежи. Параметры водоносного пласта (сжимаемость, пористость, начальное давление глубина, индекс продуктивности и т. п.) задаются с помощью ключевого слова AQUFETP, а соединения водоносного пласта с одной или несколькими гранями пластазадаются с помощью ключевого слова AQUANCON. Кроме того, параметры водоносного пласта и данные о соединениях можно задать с помощью только ключевого слова AQUFET, но этот вариант менее гибкий, так как он позволяет связать водоносный пласт только с одной гранью залежи. При использовании начального давления водоносного пласта по умолчанию, то оно рассчитывается из [3.9]. Таким образом, чтобы водоносный пласт в начальный момент времени пребывал в равновесии с залежью.

60

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты Фетковича (ECLIPSE 100)

Для расчетов с трассировкой индикаторов начальные концентрации индикаторов водяной фазы в водоносном слое можно задать с помощью ключевого слова AQANTRC. Для опции трассировки минерализованной воды начальную концентрацию соли можно указать в ключевом слове AQUFET или AQUFETP. Параметры Summary файла для водоносного пласта будут генерироваться при использовании ключевых слов AAQR (скорость притока), AAQT (накопленный приток), AAQP (среднее давление водоносного пласта) в секции SUMMARY. Для использования данной возможности необходимо указать в AQUCON максимальное количество аналитических водоносных пластов в ключевом слове AQUDIMS секции RUNSPEC. (Более подробную информацию см. в [1].)

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты Фетковича (ECLIPSE 100)

61

Водоносные пласты с постоянным притоком (ECLIPSE 100) В случае водоносного пласта с постоянным притоком приток воды задается непосредственно пользователем, а не рассчитывается аналитической моделью водоносного пласта. Но для целей определения размеров и т. п. они рассматриваются вместе с другими аналитическими моделями. Один из вариантов использования водоносного пласта с постоянным притоком — моделирование осадконакопления в задачах о защите окружающей среды. Скорость потока воды в сеточный блок из водоносного пласта с постоянным потоком определяется выражением: [3.14] где Qai

–

скорость притока из водоносного пласта в присоединенный блок сетки i

Fa

–

поток водоносного пласта, определенный пользователем

Ai

–

область присоединенной грани блока сетки i, которая рассчитывается напрямую из геометрии ячейки

mi

–

множитель коэффициента притока водоносного пласта.

Параметры водоносного пласта задаются с помощью ключевого слова AQUFLUX в секции SOLUTION, а соединения водоносного пласта с одной или несколькими гранями пласта задаются с помощью ключевого слова AQUANCON. Для обеспечения зависимости от времени приток может быть модифицирован при расчете путем повторного ввода ключевого слова AQUFLUX в секции SCHEDULE для расчетов с трассировкой индикаторов. Концентрации индикаторов водной фазы в водоносном пласте можно указать в ключевом слове AQANTRC. Параметры Summary файла для водоносного пласта будут генерироваться при использовании ключевых слов AAQR (скорость притока) и AAQT (накопленный приток) в секции SUMMARY. Для использования данной возможности необходимо задать параметры NANAQU (максимальное количество аналитических водоносных пластов) и NCAMAX (максимальное количество блоков сетки, соединенных с одним аналитическим водоносным пластом) в ключевом слове AQUDIMS секции RUNSPEC.

62

Возможности моделирования водоносных пластов Водоносные пласты с постоянным притоком (ECLIPSE 100)

Трассировка минерализованной воды

Глава 4

Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

Функция трассировки минерализованной воды позволяет ECLIPSE моделировать смесь водных фаз с разными минерализациями. Концентрация соли в водной фазе может варьировать как плотность воды, так и ее вязкость. Например, при нагнетании слабосоленой воды в пласт со значительно большей естественной минерализацией, можно ожидать, что более легкая поступающая вода будет вытеснять первоначальную воду в водоносном пласте. Функция трассировки минерализованной воды включается с помощью ключевого слова BRINE в секции RUNSPEC.

PVT-Свойства PVT-свойства воды задаются с помощью ключевых слов PVTWSALT и BDENSITY. Ключевое слово PVTWSALT замещает PVTW и используется для задания свойств воды при разных значениях концентрации соли. Первая запись каждой таблицы содержит два элемента данных: базовое давление и базовую концентрацию соли. Базовая концентрация соли в воде определяет объемный коэффициент пласта в стандартных условиях. Базовая концентрация соли по умолчанию равна минимальной концентрации соли в таблице. Ключевое слово BDENSITY задает таблицу зависимости поверхностной плотности минерализованной воды от концентрации соли (которые определены PVTWSALT). Ключевое слово BDENSITY является необязательным; если оно не используется, то в качестве поверхностной плотности минерализованной воды берется поверхностная плотность воды (вводится с помощью ключевых слов DENSITY или GRAVITY) для всех концентраций соли.

Трассировка минерализованной воды Введение

63

Задание начальных условий Начальное распределение соли по пласту задается в секции SOLUTION. Если начальные условия определяются балансировкой, то концентрация соли может изменяться с глубиной независимо в каждой области равновесия. Ключевое слово SALTVD дает таблицу значений концентраций соли в зависимости от глубины для каждой области равновесия. При задании начальных условий посредством перечисления (ключевые слова PRESSURE, SWAT и т. д.) ключевое слово SALT используется для задания начальных значений концентрации соли для каждого блока сетки.

Скважины и водоносные пласты Минерализация нагнетаемой воды может задаваться независимо для каждой нагнетательной скважины с помощью ключевого слова WSALT. Концентрация соли по умолчанию равна нулю. Отчеты по группам скважин, отдельным скважинам и потокам через отдельные соединения можно создать с помощью мнемоники WELLS в ключевом слове RPTSCHED. Начальная минерализация любого аналитического водоносного пласта задается в ключевом слове, используемом для определения этого водоносного пласта (AQUFET, AQUFETP или AQUCT). Концентрация соли по умолчанию равна нулю.

Расчет с трассировкой минерализованной воды Расчет с трассировкой минерализованной воды производится после схождения решения на временном шаге и определения потоков между блоками. Для получения концентраций соли решается уравнение сохранения массы. Новые концентрации соли затем используются для вычисления параметров воды на следующем шаге по времени. Распределение соли можно просмотреть с помощью мнемоники SALT в ключевом слове RPTSCHED, а отчеты по месторождению, и для ECLIPSE 100 отчеты по распределению флюидов, можно создать с помощью мнемоники FIPSALT в ключевом слове RPTSCHED.

64

Трассировка минерализованной воды Введение

Раствор диоксида углерода в водной фазе

ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

Глава 5

Алгоритм решения CO2 позволяет диоксиду углерода растворяться в водной фазе. Он включается посредством ключевого слова CO2SOL в секции RUNSPEC. Базовой моделью является функция летучести для водного раствора CO2, которая строится таким образом, чтобы обеспечить соответствие с данными о растворяемости, и имеет следующий вид: [5.1] Фазовое равновесие между водным раствором CO2 и углеводородной фазой определяется условием равенства значений летучести. Можно также задать приток энергии по Гиббсу в водную фазу CO2. Данные о растворяемости можно ввести с помощью ключевого слова SOLUBILI. Кроме того, программа предоставляет набор данных по умолчанию. Чтобы получить подробную информацию о данных по растворяемости, используемых при расчете, можно указать с помощью ключевого слова RPTPROPS мнемонику SOLU. Функция φ(P) строится с учетом смеси чистый CO2/водный раствор — летучесть газовой фазы получается с помощью уравнения состояния. Свойства по умолчанию водной фазы вытекают из корреляций, данных Чангом, Коатсом и Ноленом [3]. Все или некоторые из этих свойств могут быть изменены; подробную информацию см. в описании ключевого слова SOLUBILI. Начальная растворимость растворенного CO2 как функцию глубины можно задать с помощью ключевого слова RSWVD. Решение учитывает это значение, если только оно не превосходит концентрацию насыщенности CO2; в этом случае используется значение насыщенности. Обратите внимание, что начальная концентрация CO2 не может быть в точном равновесии с углеводородными фазами, и в начальный момент входные значения слегка изменяются.

Раствор диоксида углерода в водной фазе

65

66

Раствор диоксида углерода в водной фазе

Химические реакции Глава 6 Введение ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

В настоящей главе описано, как химические реакции моделируются в ECLIPSE 300. Химические реакции можно использовать только в полностью неявных расчетах. Их можно применять в композиционных расчетах(Уравнение состояния, константы равновесия), но не в расчетах для дегазированной нефти. Ключевые слова для химических реакций можно использовать для моделирования большого количества других процессов, например:

Только для термальной опции

•

горение (следует отметить, что твердую фазу в настоящее время нельзя моделировать)

•

биохимическое разложение

•

распад радиоактивных индикаторов

•

неравновесные реакции.

Химические реакции Введение

67

Ключевые слова для химических реакций Описание секции RUNSPEC Количество реакций

REACTION

Ключевые слова секции PROPS Термальная опция

EQLDKVCR

Константы равновесия для реакций, вызывающих отклонение от равновесного состояния

Термальная опция

EQLDREAC

Скорости реакций, вызывающих отклонение от равновесного состояния

REACACT

Энергия активации реакции

REACENTH

Энтальпия реакции

REACCORD

Показатель степени для учета влияния концентрации компонента на скорость реакции

REACPHA

Фаза реагента

REACPORD

Показатель степени для учета влияния пористости на скорость реакции

REACRATE

Константа скорости реакции

STOPROD

Стехиометрические коэффициенты продуктов реакции

STOREAC

Стехиометрические коэффициенты реагентов

Термальная опция

Описание секции SUMMARY Таблица 6.1

Ключевые слова для химических реакций

Field (По месторождению)

Блок

Информация

FREAC FREAT

BREAC

Скорость реакции Общее время реакции

Ключевые слова секции SCHEDULE Термическая опция

68

REACCRIT

Критерии интерполяции реакции

Таблица 6.2

Управление выводом RPTRST и RPTSCHED

Мнемоника

Вывод

REAC

Скорость реакции для каждой ячейки

Химические реакции Ключевые слова для химических реакций

Формулировка Далее описана реализация химических реакций в ECLIPSE [52]. Количество химических реакций определяется ключевым словом REACTION. Каждая реакция определяется стехиометрическим уравнением и скоростью реакции.

Стехиометрическое уравнение Стехиометрическое уравнение для реакции r задается в виде [6.1]

где SRri

стехиометрический коэффициент для реагента Ci,

SPri

стехиометрический коэффициент для продукта реакции Ci,

Стехиометрические коэффициенты задаются ключевыми словами STOREAC и STOPROD. Количество реагентов можно указать в ключевом слове REACPHA.

Скорость реакции Скорость реакции Rr для реакции r в ячейке сетки задается соотношением [6.2]

где Vb

общий объем (объем породы плюс объем пор),

Ar

константа скорости реакции, заданная в REACRATE,

nri

энергия активации, заданная в REACACT,

Er

показатель степени для учета влияния концентрации компонента на скорость реакцииREACCORD.

Концентрация компонентов cri отражают концентрацию компонента в фазе, участвующей в реакции (REACPHA). Если реагент присутствует в нефтяной фазе: [6.3]

Если реагент присутствует в газовой фазе:

Химические реакции Формулировка

69

[6.4]

Если реагентом является вода в водной фазе: [6.5]

Если реагент присутствует во всех фазах: [6.6]

Здесь θ — пористость, bo, bg и bw — молярные плотности нефти, газа и воды; So, Sg и Sw — нефте-, газо- и водонасыщенности; xi, yi и mi — мольные доли в нефтяной и газовой фазах и молярная плотность компонента i. Для реагентов в газовой фазе можно задать зависимость скорости реакций от парциального давления. Вместо [6.4]: [6.7]

где P — давление. Только термальнаяопция

Если реагент находится в твердой фазе, то можно пользоваться уравнением [6.6], поскольку в настоящее время твердый компонент не может появиться ни в какой другой фазе.

Показатель степени для учета влияния концентрации компонента на скорость реакции Показатель степени nri для учета влияния концентрации компонента на скорость реакциив [6.2] должен быть неотрицательным для всех реагентов. Порядок для реагента можно задать равным нулю, и тогда скорость реакции не будет зависеть от концентрации компонента; однако делать это не рекомендуется, если только не используется ключевое слово EQLDREAC. Если порядок члена, зависящего от компонента, не равен нулю, и компонент не является реагентом, тогда он будет действовать как катализатор.

Показатель степени для учета влияния пористости на скорость реакции В уравнениях [6.3]-[6.6], значение cri для i-ого компонента представляет собой концентрацию в объеме ячейки. В ECLIPSE более естественно рассматривать концентрацию в объеме пор:

Тогда скорость реакции [6.2] будет выражаться соотношением [6.8]

где Vp

объем пор,

nrpиндекс или порядок члена, зависящего от пористости, заданный выражениемпоказатель степени дл

70

Химические реакции Формулировка

Здесь суммирование производится по всем компонентам реакции, кроме тех, скорость которых определяется парциальным давлением [6.7]. При необходимости порядок пористости можно изменить с помощью ключевого слова REACPORD.

Реакции, включающие твердые компоненты Только термальная опция

При моделировании систем с твердыми компонентами насыщенности флюидов изменяются, чтобы включить в них насыщенность твердого компонента :

Нормализованные насыщенности флюидов определяются следующими формулами

Уравнения [6.3]-[6.5] также изменяются, например, [6.3] принимает вид

Уравнение [6.8] при этом выглядит так:

где

а суммирование производится по всем компонентам реакции, кроме тех, скорость которых определяется парциальным давлением [6.7] или тех, в которых реагент присутствует во всех фазах.

Скорости реакций, вызывающих отклонение от равновесного состояния Только термальная опция

В моделировании с применением термической опции скорость реакции содержит дополнительный член, зависящий от отклонения от равновесного значения. Уравнение [6.2] заменяется следующим: [6.9]

Здесь члены отклонения от равновесия dnijk задаются одним из двух уравнений:

Химические реакции Формулировка

71

[6.10] [6.11]

Для задания значений n, i, j и k следует использовать ключевое слово EQLDREAC, где n

определяет, какое из уравнений [6.10]-[6.11] используется,

i

номер компонента, используемого для мольной доли нефти xi,

j

номер компонента, используемого для мольной доли газа yi, и

k

число констант равновесия, Kk, определенного ключевым словом EQLDKVCR.

Есть ряд специальных случаев, которые относятся к этим членам: •

Если dnijk является отрицательным, имеет место обратная реакция.

•

Если номер компонента i полагается равным нулю, то мольная доля нефти xi полагается равной 1.

•

Если номер компонента j полагается равным нулю, то мольная доля газа xi полагается равной 1.

Ключевое слово REACTION следует использовать для задания общего числа членов отклонения от равновесия, допустимых при моделировании, а также количества констант равновесия, которые определяются в ключевом слове EQLDKVCR. Члены отклонения от равновесия dnijk дополняют члены концентрации компонентов cri, но не заменяют их. Однако если порядкам компонентов nri присваиваются их значения по умолчанию, т. е. нули (REACCORD), то члены концентрации компонентов исчезают, и уравнение [6.9] принимает вид [6.12]

Уравнения сохранения компонентов Уравнения остатков изменяются путем добавления членов, связанных с источниками и стоками пропорциональных скоростям реакций Rr. Уравнение сохранения для жидкого компонента mfl (углеводород или вода) в каждом блоке сетки на каждом шаге по времени принимает вид: [6.13]

где члены, связанные с потоками между ячейками, а также с потоком в скважину и из нее, для простоты отброшены.

72

Химические реакции Формулировка

Уравнения сохранения энергии Только термальная опция

Уравнение сохранения энергии e изменяется аналогичным тому, как это делалось для уравнения сохранения компонентов. В каждом блоке сетки на каждом шаге по времени: [6.14]

где Vb

общий объем,

Hr

энтальпия реакции, заданная в REACENTH,

а члены, связанные с конвекцией, теплопроводностью и с оттоком в скважину отброшены.

Неоднозначность Стехиометрические коэффициенты SRri и SPri не являются единственными — одна и та же реакция может определяться путем умножения коэффициентов на константу N. Однако скорость реакции Rr должна при этом делиться на N, так как N реакций протекают в N раз дольше. Это обеспечивает неизменность уравнения баланса компонентов [6.13]. Как правило (хотя это непринципиально), стехиометрические коэффициенты выбирают так, что коэффициент для первого реагента равен 1. При этом скорость реакции Rr представляет собой скорость, с которой реагирует один моль первого компонента реакции. Только термальная опция

При использовании термической опции энтальпию реакции Hr также следует умножать на N, так как N реакций производят в N раз больше энергии. Это обеспечивает неизменность уравнения энергии [6.14]. Если стехиометрический коэффициент первого реагента равен 1, то Hr представляет собой количество энергии, освобождающейся при реакции одного моля первого компонента реакции.

Units (Единицы измерения) Единицы константы скорости реакции Ar не являются фиксированными, а выбираются так, чтобы обеспечить корректность единиц скорости реакции Rr. Поэтому они зависят от значений, указанных для порядков компонентных членов nri и могут отличаться для разных реакций.

Химические реакции Формулировка

73

Единицы скорости реакции таковы: кг-моль/день

(METRIC)

фунт-моль/день

(FIELD)

г-моль/день

(LAB)

кг-моль/день

(PVT-M)

Устойчивость термальных расчетов Только термальная опция

Для улучшения устойчивости при моделировании быстрых реакций, например, горения, может потребоваться интерполировать значения между текущим моментом времени и предыдущим моментом. Параметры интерполяции можно указать с помощью ключевого слова REACCRIT для температуры, используемой в сомножителе Аррениуса в [6.2]:

и для нефтенасыщенности, используемой в [6.3]:

74

Химические реакции Формулировка

Вывод Скорость реакции [6.2] можно вывести в итоговый файл или в файл RESTART для графического отображения или в print файл. Чтобы вывести скорость реакции в summary файл, следует воспользоваться мнемониками BREAC, FREAC и FREAT в секции SUMMARY. BREAC

будет выводить скорость реакций для указанных ячеек и указанных реакций.

FREAC

будет выводить скорость реакций для всего месторождения для указанных реакций.

FREAT

будет выводить общее время реакций с начала моделирования для всего месторождения для указанных реакций.

Если номер реакции задан по умолчанию в ключевых словах FREAC или FREAT, то данные будут выводиться для всех реакций. Например: BREAC -- I J 3 4 3 4 6 7 /

K 5 5 8

R 1 / 2 / 2 /

-- Скорость реакции 1 в ячейке (3,4,5) -- Скорость реакции 2 в ячейке (3,4,5) -- Скорость реакции 2 в ячейке (6,7,8)

FREAC 1 2/ -- Скорости реакций суммируются по всем ячейкам для реакций 1 и 2 FREAT /-- Общий объем реакций суммируется по всем ячейкам для всех реакций

Чтобы вывести скорость реакции в файл RESTART, следует воспользоваться мнемоникой REAC в ключевом слове RPTRST. При этом скорость реакции будет выводиться для каждой ячейки и каждой реакции. Например: RPTRST REAC/

Чтобы вывести скорость реакции в print файл, следует воспользоваться мнемоникой REAC в ключевом слове RPTSCHED. При этом скорость реакции будет выводиться для каждой ячейки и каждой реакции. Например: RPTSCHED REAC/

Химические реакции Вывод

75

Примеры Пример 1: Горение В [52] приведен термальный пример с 5 компонентами плюс вода: Таблица 6.3

Таблица 6.4

Name (Имя)

C1 C2 C3 C4 C5 W

C32+C47 C20 C6+C8+C12 O2 N2-COX H2O

Пример стехиометрии Стехиометрия

1 2 3

C1 + 45.17C4 ->37.46 C5 + 29.71 W C2+25.08 C4 -> 20.8 C5 + 16.5 W C3 + 11.66 C4 -> 9.65 C5 + 7.67 W

Реакция

2 3

Компонент

Реакция

Таблица 6.5

1

Примеры названий компонентов

Пример констант скорости реакций, значений энергии активации и энтальпии реакций Константа скорости 10

3.4054 × 10

10

0.28164 × 10 10 0.4035 × 10

Энергия активации (Btu/lbm)

Энтальпия реакции (Btu/lbm)

32785

16000

32785 32785

16000 16000

Скорость каждой реакции пропорциональна парциальному давлению кислорода и квадрату концентрации нефтяного компонента.

76

Химические реакции Примеры

В секцию RUNSPEC необходимо добавить следующее ключевое слово: REACTION 3 /

В секцию PROPS необходимо добавить следующие ключевые слова: STOREAC -- C1 1 1 0

C2 0 0 0

C3 0 0 1

C4 45.17 25.08 11.66

C5 0 0 0

STOPROD -- C1 0 0 0

C2 0 0 0

C3 0 0 0

C4 0 0 0

C5 37.46 20.80 9.670

REACRATE 3.4054E10

W 0 / реакция 1 0 / реакция 2 0 / реакция 3

W 29.71 / реакция 1 16.51 / реакция 2 7.67 / реакция 3

0.28164E10

0.4035E10

/ реакция 1,2,3

32785

32785

32785

/ реакция 1,2,3

REACENTH 16000

16000

16000

/ реакция 1,2,3

REACACT

REACPHA -- C1 OIL 1* 1*

C2 1* OIL 1*

C3 1* 1* OIL

C4 GPP GPP GPP

C5 1* 1* 1*

W 1* / реакция 1 1* / реакция 2 1* / реакция 3

REACCORD -- C1 2 0 0

C2 0 2 0

C3 0 0 2

C4 1 1 1

C5 0 0 0

W 0 0 0

/ реакция 1 / реакция 2 / реакция 3

Пример 2: Динамический подход к равновесию В этом примере два компонента используются для моделирования нефтяной фазы и газовой фазы углеводорода. Испарение заменяется реакцией отклонения от равновесия, отражающей испарение и конденсацию. В секцию RUNSPEC необходимо добавить следующее ключевое слово: REACTION 1 1 1 / одна реакция, один член отклонения, одно значение константы равновесия EQLD

Химические реакции Примеры

77

В секции PROPS CNAMES C_OIL C_GAS / CVTYPE DEAD GAS / отключить испарение для этих компонентов STOREAC -- C_OIL 1

C_GAS 0

W 0 / реакция 1: C_OIL <-> C_GAS

STOPROD -- C_OIL 0

C_GAS 1

W 0/реакция 1: C_OIL <-> C_GAS

EQLDREAC -- # N I J K 1 1 1 2 1 / реакция 1: (X1 — Y2/K1) EQLDKVCR 1.23E6 833.4E6 0 1.6E4 0

/ K1 = (A + B/P + C.P) . EXP (D / (T-E))

REACRATE 3.4054E10 / REACACT 32785 / REACENTH -1600 / LATENT HEAT(скрытая теплота)

78

Химические реакции Примеры

Модель метана в угольном пласте

Глава 7

Введение x ECLIPSE 100 ECLIPSE 300 x SPECIAL

Природное явление- метан в угольном пласте, может быть иногда представлен с использованием технологии разработки нефтяного месторождения. В таких проектах «метан в угольном пласте» скважины, пробуренные в угольном пласте, производят газ. Значительные запасы такого «нетрадиционного» природного газа можно встретить по всему миру. Угольные пласты представляют собой трещиноватые системы, содержащие газ, адсорбированный в ячейках матрицы угольного пласта. Первичная добыча газа происходит изначально при обезвоживании естественных трещин, которое приводит к уменьшению давления в системе трещин. При уменьшении давления начинается десорбция газа с поверхности угля в трещину. Газ диффундирует из массы угля в направлении поверхности трещины. Модель метана в угольном пласте использует модифицированную модель двойной пористости Уоррена и Рута для описания физических процессов, имеющих место в типичном проекте «Метан в угольном пласте». Внимание

Следует учитывать, что некоторые организации, корпорации или частные лица могут иметь патенты, касающиеся усовершенствования добычи газов из угольного пласта путем нагнетания инертных или неинертных газов. Рекомендуется проверить, не подпадают ли предложенные методы под действие этих патентов.

Модель метана в угольном пласте Введение

79

Модель двойной пористости Модель двойной пористости состоит из двух связанных систем, описывающих угольную матрицу и проницаемые трещины породы. Для моделирования таких систем с каждым блоком геометрической сетки связываются две ячейки моделирования, которые описывают угольную матрицу и объемы трещин. В ECLIPSE свойства этих блоков можно задавать независимо. В модели двойной пористости в ECLIPSE количество слоев в направлении Z необходимо удвоить. ECLIPSE связывает первую половину сетки (первые NDIVIZ/2 слоя) с блоками матрицы, а вторую половину — с трещинами. Поэтому при таких расчетах число NDIVIZ должно быть четным; ECLIPSE проверяет его четность. В отличие от модели двойной пористости нефтяного месторождения, в которой для матрицы учитывались и ассоциированное давление, и нефтенасыщенность, здесь отслеживается только концентрация газа в угле. В системе трещин, однако, решаются стандартные уравнения течения.

Модели адсорбции/диффузии Предполагается, что адсорбированная концентрация на поверхности угля является функцией только давления, описываемой изотермой Лангмюра. Изотерма Лангмюра вводится в виде таблицы значений давления при разных адсорбированных концентрациях. В разных областях месторождения можно использовать разные изотермы. Диффузионное течение газа из угольной матрицы задается уравнением: [7.1]

где Fg

поток газа

DIFFMF

диффузивность для системы матрица-трещина

Dc

коэффициент диффузии

GCb

концентрация газа в объеме

GCs

концентрация газа на поверности условиях.

GCs — функция давления в трещине, заданная таблицей LANGMUIR. Коэффициент диффузии Dc задается с помощью ключевого слова DIFFCOAL. Диффузивность описывается выражением: [7.2]

где DIFFMMF

множитель, введенный в ключевом слове DIFFMMF (по умолчанию = 1.0)

VOL

объем угля в ячейке

σ

множитель, учитывающий площадь поверхности раздела между матрицей и трещиной на единицу объема.

Каземи [4] предложил следующую формулу σ:

80

Модель метана в угольном пласте Введение

[7.3]

где lx, ly и lz — обычно размеры по осям X, Y и Z блоков вещества, составляющих объем матрицы. (Таким образом, lx, ly и lz не связаны с размерами сетки моделирования). Поскольку σ играет роль множителя для взаимодействия матрица-трещина, его можно рассматривать как просто параметр, учитывающий предысторию. σ можно задать (либо как единую величину для всего месторождения, либо для каждой ячейки) с помощью ключевого слова SIGMAV. При задании по ячейкам используются значения, соответствующие первым NDIVIZ/2 слоям. Если концентрация газа на поверхности превышает концентрацию газа в объеме, то газ может реадсорбироваться в уголь. В этом случае течение газа рассматривается несколько иначе, как показано ниже. Можно также контролировать скорость реадсорбции и, в предельном случае, предотвратить реадсорбцию. [7.4]

где Sg

газонасыщенность в трещине

RF

множитель реадсорбции, вводимый с помощью ключевого слова DIFFCOAL (по умолчанию равен 1.0).

Газ в трещине не будет контактировать со всей площадью поверхности угля, если в трещине находится вода. Поэтому проникание газа в уголь уменьшается на Sg, чтобы описать уменьшение поверхности контакта. Коэффициент RF можно использовать для управления скоростью реадсорбции. Если положить RF = 0, то реадсорбция будет отсутствовать.

Модель метана в угольном пласте Введение

81

Моделирование композиционных эффектов Введение Увеличить добычу метана из угольного пласта можно с помощью схемы вторичного извлечения, включающей в себя нагнетание другого газа, обычно азота или углекислого газа. Имеются два основных механизма, способствующих добыче метана из угольного пласта: Во-первых, уменьшение парциального давления метана в трещине приводит к увеличению дифундирования из угля. Второй механизм представляет собой конкурирующую адсорбцию углекислого газа в угольную матрицу. Молекулы CO2 абсорбируются на области абсорбции, замещая метан. ECLIPSE позволяет смоделировать набор процессов вторичного извлечения путем использования другого газа, называемого растворителем, что позволяет описывать нагнетание как азота, так и CO2. Для описания процесса адсорбции можно применять две модели:

Модель адсорбции 1: Ключевое слово COALADS Модель адсорбции растворителя/газа основывается на трех входных таблицах: 1

Изотерма Лангмюра для чистого газа, обычно метана. Эта таблица описывает зависимость концентрации газа на поверхности от давления.

2

Изотерма Лангмюра для чистого растворителя, например, CO2. Эта таблица описывает зависимость концентрации растворителя на поверхности от давления.

3

Таблица относительно адсорбции газа и растворителя как функции состава газа в трещине.

Тогда: Концентрация газа на поверхности= Cg (P) ⋅ Fg (fg) Концентрация растворителя на поверхности= Cs (P) ⋅ Fg (fg) Где

82

Cg (P)

адсорбция чистого газа при давлении P (ключевое слово LANGMUIR)

Cs (P)

адсорбция чистого растворителя при давлении P (ключевое слово LANGSOLV)

Fg

относительная адсорбция газа (ключевое слово COALADS)

Fs

относительная адсорбция растворителя

fg

доля газа в трещине = Sg/(Sg + Ssolv)

Модель метана в угольном пласте Моделирование композиционных эффектов

Модель адсорбции 2: Ключевое слово COALPP Вторая модель адсорбции основана на парциальных давлениях газов, входящих в смесь. Снова требуются три входных таблицы: 1

Изотерма Лангмюра для чистого газа, обычно метана. Эта таблица описывает зависимость концентрации газа на поверхности от давления.

2

Изотерма Лангмюра для чистого растворителя, например, CO2. Эта таблица описывает зависимость концентрации растворителя на поверхностиот давления.

3

Таблица относительно адсорбции газа и растворителя как функции состава газа в трещине.

Тогда: Концентрация газа на поверхности Концентрация растворителя на поверхности Где Cg (P′)

адсорбция газа при парциальном давлении P′ (ключевое слово LANGMUIR)

Cs (P′)

адсорбция растворителя при парциальном давлении P′ (ключевое слово LANGSOLV)

Fg

относительная адсорбция газа (ключевое слово COALPP)

Fs

относительная адсорбция растворителя

fg

доля газа в трещине

Модель метана в угольном пласте Моделирование композиционных эффектов

83

Использование модели метана в угольном пласте Режим одного газа Модель активизируется с помощью ключевого слова COAL в секции RUNSPEC. Модель двойной пористости также следует активизировать, воспользовавшись ключевым словом DUALPORO в секции RUNSPEC, и программа должна работать в режиме «только газ» или «газ-вода» (нельзя указать OIL в секции RUNSPEC).

Данные сетки Первые NDIVIZ/2 слоев модели представляют угольную матрицу, а вторые NDIVIZ/2 слоев представляют систему трещин. Активные ячейки трещин могут не иметь соответствующей ячейки матрицы; однако все активные ячейки матрицы требуют соответствующей активной ячейки трещины. Данные, необходимые для угольной матрицы, включают в себя: 1

Геометрию Либо DX/DY/DZ, либо ZCORN/COORD

2

Пористость Эти данные используются для расчета объема угля и описывают часть объема, занятую углем. (Можно принять значение пористости по умолчанию, в этом случае будет использоваться значение 1 — пористость трещины.)

3

Коэффициент песчанистости Опционально, по умолчанию — 1.0.

Объемы угля в блоке сетки можно вывести с помощью мнемоники 'PORV' ключевого слова RPTGRID. Обратите внимание, что объемы угля в области и в месторождении выводятся при помощи FIP баланса (мнемоники 'FIP' в ключевых словах RPTSOL и RPTSCHED). Коэффициент связи матрица-трещина, SIGMA, следует задавать с помощью либо ключевого слова SIGMA, либо ключевого слова SIGMAV.

Данные о свойствах PVT свойства газа и воды, а также относительную проницаемость, следует задавать обычным способом. Кроме того, необходимо указать следующие ключевые слова: LANGMUIR Вводит таблицы зависимости концентрации газа на поверхности от давления. DIFFCOAL Вводит коэффициент диффузии и коэффициент реадсорбции. Можно масштабировать таблицы зависимости концентрации газа на поверхности от давления по ячейкам с помощью ключевого слова MLANG. Это ключевое слово является необязательным, и при его отсутствии используются исходные табличные данные.

84

Модель метана в угольном пласте Использование модели метана в угольном пласте

Уравновешивание Если модель уравновешена с помощью ключевого слова EQUIL, то никаких дополнительных данных не требуется. В этом случае начальная концентрация каменноугольного газа будет положена равной равновесной концентрации для преобладающего давления в трещинах. Для задания начальной концентрации газа вручную имеются два дополнительных ключевых слова: GASCONC

концентрация газа вводится по блокам

GCVD

концентрация газа вводится как функция глубины.

При использовании неравновесных начальных условий требуется осторожность. ECLIPSE выдает предупреждение, если начальная концентрация каменноугольного газа превосходит равновесное значение в каком-либо блоке сетки. При использовании перечисления одно из двух приведенных выше ключевых слов должно присутствовать.

Отчетные данные Для вывода концентрации каменноугольного газа для месторождения, области или блока имеются три дополнительных ключевых слова в секции SUMMARY: FCGC

концентрация каменноугольного газа в месторождении

RCGC

концентрация каменноугольного газа в области

BCGC

концентрация каменноугольного газа в блоке

Двухгазовый режим — композиционные эффекты Второй газовый компонент активизируется с помощью ключевого слова SOLVENT в секции RUNSPEC.

Свойства растворителя и данные о его адсорбции Свойства газа-растворителя задаются так же, как и для газовой фазы — с помощью следующих ключевых слов: SDENSITY

поверхностная плотность растворителя

PVDS

PVT-таблицы растворителя:

SSFN

данные относительной проницаемости газа/растворителя для течения в трещинах.

Процесс адсорбции описывается двумя дополнительными ключевыми словами: LANGSOLV

Изотерма Лангмюра для чистого растворителя

COALADS или COALPP данные относительной адсорбции для газа и растворителя. Данные LANGSOLV можно масштабировать с помощью ключевого слова MLANGSLV аналогично тому, как это делалось с помощью ключевого слова MLANG. Для задания данных относительной адсорбции используются ключевые слова COALADS или COALPP. При использовании ключевого слова COALADS относительная адсорбция задается в виде таблице коэффициентов относительной адсорбции. Ключевое слово COALPP вводит таблицу коэффициентов давления для модели парциального давления.

Модель метана в угольном пласте Использование модели метана в угольном пласте

85

Уравновешивание По умолчанию начальная доля растворителя принимается равной нулю. Однако можно указать другую начальную долю растворителя с помощью одного из следующих ключевых слов: SOLVFRAC

вводит начальную долю растворителя в системе трещин. Это ключевое слово следует использовать, если начальные условия определяются балансировкой

SSOL

вводит начальную насыщенность растворителя для случая перечисления.

Начальные концентрации газа и растворителя в угле будут рассчитываться на основе данных LANGMUIR, LANGSOLV и COALADS. Для задания начальной концентрации растворителя вручную имеются два дополнительных ключевых слова: SOLVCONC

концентрация растворителя вводится поблочно

SCVD

концентрация растворителя вводится как функция глубины.

Примечания 1

Если в модели имеется начальный подвижный газ, то начальные условия не будут точно равновесными, так как газ и растворитель имеют разные плотности. Расчет равновесия производится на основе только свойств газа (метана).

2

Начальная газонасыщенность в пласте можно смоделировать, положив насыщенность природного газа большей нуля. Это дает то преимущество, что в начальный момент имеет место равновесие, что позволяет ECLIPSE вычислять начальную концентрацию газа, используя только данные SOLVFRAC.

3

Чтобы задать насыщенность природного газа, следует начать таблицу газонасыщенности (SGFN) с Sgco и закончить таблицу водонасыщенности (SWFN) на 1.0 – Sgco.

Нагнетание растворителя Растворитель может нагнетаться с помощью газонагнетательной скважины. При этом для задания доли потока газа, приходящейся на растворитель, следует воспользоваться специальным ключевым словом WSOLVENT. Можно также проинициализировать модель путем перечисления и включить насыщенность растворителя. Для этого служит ключевое слово SSOL в секции SOLUTION.

Отчетные данные Для вывода концентрации растворителя для месторождения, области или блока имеются три дополнительных ключевых слова в секции SUMMARY:

86

FCSC

концентрация растворителя в месторождении

RCSC

концентрация растворителя в области

BCSC

концентрация растворителя в блоке

Модель метана в угольном пласте Использование модели метана в угольном пласте

Объем газа (метана) можно выделить из общего производства газа с помощью следующих ключевых слов месторождения/группы/скважины: FMPR GMPR WMPR

дебит метана

FMPT GMPT WMPT

общая добыча метана

FMIR GMIR WMIR

темп закачки метана

FMIT GMIT WMIT

общий объем нагнетаемого метана.

Модель метана в угольном пласте Использование модели метана в угольном пласте

87

Ключевые слова Секция RUNSPEC COAL

Указывает, что должна использоваться опция Метан в угольном пласте.

DUALPORO

Это ключевое слово обязательно для модели метана в угольном пласте; оно указывает на расчет по модели двойной пористости. Нельзя использовать DUALPERM.

SOLVENT

Это ключевое слово следует использовать для активации модели растворителя при работе с двухгазовым режимом.

Секция GRID DIFFMMF

Определяет диффузивность для системы матрица-трещина

SIGMA

Ввод коэффициента двойной пористости SIGMA.

SIGMAV

Ввод коэффициента SIGMA по ячейкам.

Секция PROPS

88

COALADS

Ввод данных относительной адсорбции газа/растворителя.

COALPP

Ввод данных парциальных давлений газа/растворителя.

DIFFCOAL

Ввод данных диффузии газа.

LANGMUIR

Таблицы концентрации каменоугольного газа на поверхности.

LANGSOLV

Таблицы концентрации растворителя на поверхности.

MLANG

Максимальная концентрация газа на поверхности.

MLANGSLV

Максимальная концентрация растворителя на поверхности.

PVDS

PVT-свойства растворителя.

RPTPROPS

Управление выходными данными секции PROPS: DIFFC и DIFFCOAL выводят данные диффузии, ENDPTS выводит данные масштабирования MLANG и MLANGSLV, LANGMUIR, LANGSOLV или COALADS выводят данные изотермы Лангмюра и относительной адсорбции.

SDENSITY

Данные о плотности растворителя.

SSFN

Данные относительной проницаемости газа/растворителя.

Модель метана в угольном пласте Ключевые слова

Секция SOLUTION GASCONC

Начальная концентрация каменноугольного газа.

GCVD

Зависимость начальной концентрации каменноугольного газа от глубины.

RPTSOL

Управляет выходными данными из секции SOLUTION: FIPSOL выводит отчетов о количестве растворителя в области GASCONC выводит концентрацию газа и растворителя в блоках сетки матрицы SSOL выводит текущую насыщенность растворителя.

SCVD

Зависимость начальной концентрации растворителя от глубины.

SOLVCONC

Начальная концентрация растворителя.

SOLVFRAC

Начальная доля растворителя в газовой фазе.

SSOL

Начальная насыщенность растворителя.

Секция SUMMARY Следующие ключевые слова управляют выводом данных, специфичных для модели метана в угольном пласте: Таблица 7.1

Ключевые слова секции SUMMARY для управления выводом данных о метане в угольном пласте

Field (По Group Скважина Область Блок месторождению) (Группа) FMPR FMPT FMIR FMIT

GMPR GMPT GMIR GMIT

WMPR WMPT WMIR WMIT

FCGC

RCGC

FCSC

RCSC

Примечание

Информация

Дебит метана Общая добыча метана Темп закачки метана Общий объем нагнетаемого метана BCGC Концентрация каменноугольного газа BCSC Концентрация растворителя

Примите во внимание, что добыча метана (FMPR и пр.) идентична добыче газа (FGPR и пр.), если опция растворителя неактивна. В этом случае дебит газа (FGPR) равен общей добыче газа + добыча растворителя.

Секция SCHEDULE RPTSCHED

Управляет выходными данными из секции SCHEDULE: FIPSOL выводит отчеты о количестве растворителя в области GASCONC выводит концентрации газа и растворителя в блоках сетки матрицы SSOL выводит текущую насыщенность растворителя.

WSOLVENT

Задает долю растворителя в газонагнетательных скважинах.

Модель метана в угольном пласте Ключевые слова

89

Примеры Базовый тест RUNSPEC RUNSPEC TITLE

======================================

Метан в угольном пласте — базовый тест DIMENS 8 8 2 / DUALPORO WATER GAS FIELD COAL EQLDIMS 1 100 2 1 20 / TABDIMS 1 1 20 20 3 5 / REGDIMS 3 1 0 0 0 1 / WELLDIMS 2 13 1 2 / NUPCOL 4 / START 26 'JAN' 1983 / NSTACK 20 / FMTOUT FMTIN

90

Модель метана в угольном пласте Примеры

GRID GRID ============================================================ EQUALS 'DX' 75 / ОБЩИЕ СВОЙСТВА МАТРИЦЫ И ТРЕЩИН 'DY' 75 / 'DZ' 30 / 'TOPS' 4000 / 'PERMZ' 0 / 'DIFFMMF' 1.0 / 'PORO' 0.01 4* 2 2/ СВОЙСТВА ТРЕЩИНЫ (СЛОЙ ДВА) 'PERMX' 500000 / ПОРИСТОСТЬ МАТРИЦЫ ПО УМОЛЧАНИЮ 'PERMY' 500000 / 1 — PORO(ТРЕЩИНА) -- НЕАКТИВНЫЕ ЯЧЕЙКИ МАТРИЦЫ OK 'NTG' 0.0 3 3 3 3 1 1 / 'NTG' 1.0 3 3 3 3 2 2 / / RPTGRID 'DX' 'DY' 'DZ' 'PERMX' 'PERMY' 'PERMZ' 'MULTX' 'MULTY' 'MULTZ' 'PORO' 'NTG' 'TOPS' 'PORV' 'DEPTH' 'TRANX' 'TRANY' 'TRANZ' 'KOVERD' / --SIGMA FOR 10 BY 10 BY 30 FT BLOCKS SIGMA 0.08 /

PROPS PROPS ============================================================ -- КОЭФФИЦИЕНТ ДИФФУЗИИ ГАЗА DIFFCOAL 0.2 / LANGMUIR 0.0 0.0 1000.0 0.05 2000.0 0.065 3000.0 0.083 4000.0 0.10 6000.0 0.11 / SWFN 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 1.0 1.0 0.0 / SGFN 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 1.0 1.0 0.0 / PVTW .0000000 1.00000 3.03E-06 .50000 0.00E-01 /

Модель метана в угольном пласте Примеры

91

-- PGAS BGAS VISGAS PVDG 400 5.9 0.013 800 2.95 0.0135 1200 1.96 0.014 1600 1.47 0.0145 2000 1.18 0.015 2400 0.98 0.0155 2800 0.84 0.016 3200 0.74 0.0165 3600 0.65 0.017 4000 0.59 0.0175 4400 0.54 0.018 4800 0.49 0.0185 5200 0.45 0.019 5600 0.42 0.0195 / ROCK 4000.00 .30E-05 / DENSITY 52.0000 64.0000 .04400 / RPTPROPS 'SOF2' 'SWFN' 'SGFN' 'PVTW' 'PVTG' 'DENSITY' 'LANGMUIR' /

92

Модель метана в угольном пласте Примеры

'PVTO' 'ROCK'

'DIFFC'

REGIONS REGIONS =========================================================== EQUALS 'FIPNUM' 1 1 8 1 8 1 1 / 'FIPNUM' 2 1 8 1 8 2 2 / 'FIPNUM' 3 2 2 2 2 2 2 / /

SOLUTION SOLUTION ========================================================== EQUIL 4000 3959 4000 0 0 0 0 0 0 / RPTSOL 'PRES' 'SWAT' 'SGAS' 'FIP=2' 'EQUIL' 'GASCONC' /

SUMMARY SUMMARY ========================================================== FPR FGPR FWPR FCGC RCGC 1 2 3 / BCGC 2 2 1 / / RUNSUM SEPARATE

Модель метана в угольном пласте Примеры

93

SCHEDULE SCHEDULE ========================================================= RPTSCHED 'PRES' 'SWAT' 'SGAS' 'RESTART=2' 'FIP=2' 'WELLS=2' 'CPU=2' 'NEWTON=2' / WELSPECS 'P' 'G' 8 8 4000 'GAS' / / COMPDAT 'P' 8 8 2 2 'OPEN' 0 .000000 .5000 .00000 .0000 0.000E-01/ / WCONPROD 'P' 'OPEN' 'WRAT' 1* 100.0 100000.00000 1* 1* 200.000 0.000000 1* 0.00000000/ / TSTEP 1.0 9.0 90.0 9*100 6*1000 / END

94

Модель метана в угольном пласте Примеры

Пример нагнетания CO2 RUNSPEC RUNSPEC TITLE

======================================

Пример нагнетания CO2 DIMENS 8 8 2 / DUALPORO WATER GAS SOLVENT FIELD COAL EQLDIMS 1 100 2 1 20 / TABDIMS 1 1 20 20 2 5 / REGDIMS 2 1 0 0 0 1 / WELLDIMS 2 13 1 2 / NUPCOL 4/ START 26 'JAN' 1983 / NSTACK 20/

Модель метана в угольном пласте Примеры

95

GRID GRID ============================================================ EQUALS 'DX' 75 / ОБЩИЕ СВОЙСТВА МАТРИЦЫ И ТРЕЩИН 'DY' 75 / 'DIFFMMF' 1.0 / 'DZ' 30 / 'PERMZ' 0 / 'PORO' 0.005 1 8 1 8 2 2 / СВОЙСТВА ТРЕЩИНЫ 'PERMX' 500000 / 'PERMY' 500000 / 'NTG' 0.0 3 3 3 3 1 1 / 'NTG' 1.0 3 3 3 3 2 2 / -- 10 процентный уклон в направлении X. 'TOPS' 4000 1 1 1 8 1 2 / 'TOPS' 4007.5 2 2 1 8 1 2 / 'TOPS' 4015 3 3 1 8 1 2 / 'TOPS' 4022.5 4 4 1 8 1 2 / 'TOPS' 4030 5 5 1 8 1 2 / 'TOPS' 4037.5 6 6 1 8 1 2 / 'TOPS' 4045 7 7 1 8 1 2 / 'TOPS' 4052.5 8 8 1 8 1 2 / / SIGMA 0.08 /

PROPS PROPS ============================================================ DIFFCOAL 20.0 1.0 / LANGMUIR 0.0 0.0 257. 0.092 528. 0.14 1000. 0.20 / --- Качество угля улучшается в направлении Y -EQUALS 'MLANG' 5 1 8 1 1 1 1 / 'MLANG' 7 1 8 2 2 1 1 / 'MLANG' 9 1 8 3 3 1 1 / 'MLANG' 12 1 8 4 4 1 1 / 'MLANG' 15 1 8 5 5 1 1 / 'MLANG' 20 1 8 6 6 1 1 / 'MLANG' 30 1 8 7 7 1 1 / 'MLANG' 35 1 8 8 8 1 1 / /

96

Модель метана в угольном пласте Примеры

--- Та же тенденция на изотерме CO2. -COPY 'MLANG' 'MLANGSLV' / / MULTIPLY 'MLANGSLV' 1.4 / / LANGSOLV 0.0 0.080 279. 0.092 661. 0.227 1000. 0.260 / COALADS 0.0 0.0 1.0 0.5 0.5 0.2 1.0 1.0 0.0 / --- Насыщенность природного газа 10 процентов -SWFN 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.9 1.0 0.0 / SGFN 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 1.0 1.0 0.0 / SSFN 0 0 0 0.01 0 0 1 1 1 / PVTW .0000000 1.00000 3.03E-06 .50000 0.00E-01 /

Модель метана в угольном пласте Примеры

97

-- PGAS BGAS VISGAS PVDG 400 5.9 0.013 800 2.95 0.0135 1200 1.96 0.014 1600 1.47 0.0145 2000 1.18 0.015 2400 0.98 0.0155 2800 0.84 0.016 3200 0.74 0.0165 3600 0.65 0.017 4000 0.59 0.0175 4400 0.54 0.018 4800 0.49 0.0185 5200 0.45 0.019 5600 0.42 0.0195 / -- PGAS BGAS VISGAS PVDS 400 5.9 0.013 800 2.95 0.0135 1200 1.96 0.014 1600 1.47 0.0145 2000 1.18 0.015 2400 0.98 0.0155 2800 0.84 0.016 3200 0.74 0.0165 3600 0.65 0.017 4000 0.59 0.0175 4400 0.54 0.018 4800 0.49 0.0185 5200 0.45 0.019 5600 0.42 0.0195 / ROCK 4000.00 .30E-05 / DENSITY 52.0000 64.0000 .04400 / SDENSITY 0.3 / RPTPROPS 'SOF2' 'SWFN' 'SGFN' 'PVTO' 'PVTW' 'PVTG' 'DENSITY' 'ROCK' 'LANGMUIR' / REGIONS EQUALS 'FIPNUM' 1 1 8 1 8 1 1 / 'FIPNUM' 2 1 8 1 8 2 2/ /

98

Модель метана в угольном пласте Примеры

'DIFFC'

SOLUTION SOLUTION ========================================================== EQUIL 4015 528 3000 0 / --- Вначале 40 процентов газа в трещинах — CO2 -SOLVFRAC 128*0.4 / RPTSOL 'PRES' 'SWAT' 'SGAS' 'FIP=2' 'EQUIL' 'SSOL' 'FIPSOL' 'GASCONC' /

Модель метана в угольном пласте Примеры

99

SUMMARY SUMMARY ========================================================== FPR FWGR FGPR FWPR FNPR FNIR FCGC FCSC RGIP / RCGC / RCSC / RNIP / BCGC 1 1 1 / / BCSC 1 1 1 / / WBHP / WWGR / WGPR / WNPR / RUNSUM SEPARATE

100

Модель метана в угольном пласте Примеры

SCHEDULE SCHEDULE ========================================================== RPTSCHED 'PRES' 'SWAT' 'SGAS' 'RESTART=2' 'FIP=2' 'WELLS=2' 'CPU=2' 'NEWTON=2' 'SSOL' 'FIPSOL' 'GASCONC' / --- Начальный период без добычи -TSTEP 1 9 90 / WELSPECS 'P' 'G' 8 8 4000 'GAS' / 'I' 'G' 1 1 4000 'GAS' / / COMPDAT 'P' 2* 2 2 'OPEN' 0 .000000 .5000 .00000 .0000 0.000E-01 / 'I' 2* 2 2 'OPEN' 0 .000000 .5000 .00000 .0000 0.000E-01 / / WCONPROD 'P' 'OPEN' 'WRAT' 1* 1000.0 100000.00000 1* 1* 50.000 0.000000 1* 0.00000000/ / WCONINJ 'I' 'GAS' 'SHUT' 'RATE' 1000.0 / / --- Начальная добыча -NEXTSTEP 0.1 / TSTEP 1.0 9.0 90.0 900.0 1000.0 / --- Нагнетается Co2 -WCONINJ 'I' 'GAS' 'OPEN' 'RATE' 100000.0 / /

Модель метана в угольном пласте Примеры

101

WSOLVENT 'I' 1.0 / / NEXTSTEP 0.1 / TSTEP 1.0 9.0 90.0 900.00 3*1000 / --- Падение -WCONPROD 'P' 'OPEN' 'GRAT' 1* 1000.0 100000.00000 1* 1* 50.000 0.000000 1* 0.00000000/ / WCONINJ 'I' 'GAS' 'SHUT' 'RATE' 100000.0 / / NEXTSTEP 0.1 / TSTEP 1.0 9.0 90.0 900.00 3*1000 / END

102

Модель метана в угольном пласте Примеры

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100 Глава 8

x ECLIPSE 100 ECLIPSE 300 x SPECIAL

Введение ECLIPSE 100 содержит набор профессиональных опций. Многие из них, как правило, используются отдельно, для их работы не требуются другие опции. Однако часто желательно скомбинировать две или более специальных опций в одном расчете, например, при использовании модели разработки газового месторождения с наземными сетями. Некоторые комбинации опций являются существенно несовместимыми (например, модель метана в угольном пласте и модель пены), а другие комбинации пока не работают вместе, так как им был присвоен низкий приоритет при разработке. В данной главе приведены комбинации специальных опций ECLIPSE 100, которые в настоящее время являются несовместимыми. Более подробная информация об ограничениях на использование каждой из опций содержится в соответствующей главе настоящего руководства.

Метан в угольном пласте Следующие опции не требуются для проведения расчетов в комбинации с моделью метана в угольном пласте и являются существенно несовместимыми с ней: •

Модель пены

•

Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель)

•

Модель полимерного заводнения

•

Модель растворителя

•

Модель ПАВ

Трассировка примесей Опция трассировки примесей несовместима с: •

Потоком на границе

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100

103

•

Локальным измельчением сетки (если примеси являются диффундирующими).

Приток на границе При использовании опции притока на границе файл FLUX содержит только потоки нефти/газа/воды, и поэтому данная опция несовместима со всеми опциями, включающими другой флюид или уравнение сохранения. Однако данная опция может быть полезна в ряде случаев, когда другой флюид содержится в области USEFLUX. Если используются граничные условия давления, то файл FLUX также содержит данные решения для API или трассировки минерализованной воды, пены и ПАВ. Граничные условия притока несовместимы с: •

Трассировкой примесей

•

Моделью пены

•

Моделью разработки газового месторождения

•

Оптимизацией газлифта

•

Псевдокомпозиционной моделью нагнетания газа (Gi-модель)

•

Моделью полимерного заводнения

•

Моделью растворителя

•

Моделью ПАВ

•

Опцией параллельных вычислений (при расчетах USEFLUX)

Модель пены Модель пены несовместима с: •

Моделью метана в угольном пласте

•

Притоком на границе.

Кроме того, она не является полностью интегрированной с моделью ПАВ.

Опция управления тепловым эквивалентом газа Существуют ограничения при расчете для опции объединения резервуаров.

Модель разработки газового месторождения Модель разработки газового месторождения несовместима с: •

Притоком на границе

•

Параллельными вычислениями

Кроме того, существуют ограничения при расчете для опции объединения резервуаров.

104

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100

Оптимизация газлифта Оптимизация газлифта несовместима с: •

Граничными условиями притока

•

Объединением резервуаров

Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа (Gi-модель) Псевдокомпозиционная модель нагнетания газа несовместима с: •

Моделью метана в угольном пласте

•

Притоком на границе

•

Опцией локального измельчения и укрупнения сетки

•

Многосегментными скважинами

•

Опцией трения в стволе скважины.

Опция градиента Опция градиента несовместима с: •

Параллельными вычислениями

•

Объединением резервуаров

При расчете с локальным измельчением сетки допускаются только местные измельчения.

Локальное измельчение и укрупнение сетки Опция локального измельчения и укрупнения сетки несовместима с: •

Трассировкой примесей (если примеси являются диффундирующими).

•

Псевдокомпозиционной моделью нагнетания газа

Кроме того, опцию автоматического измельчения нельзя использовать с: •

Многосегментными скважинами

•

Опцией трения в стволе скважины.

Многосегментные скважины Многосегментные скважины несовместимы с: •

Псевдокомпозиционной моделью нагнетания газа

•

Опцией автоматического измельчения сетки при локальном измельчении сетки

•

Моделью полимерного заводнения

•

Моделью растворителя

•

Опцией трения в стволе скважины.

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100

105

Обратите внимание, что многосегментные скважины в ECLIPSE 100 нельзя использовать вместе с опцией трассировки минерализованной воды и температурной опцией.

106

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100

Опция наземной сети Опция наземной сети не имеет ограничений по использованию с другими опциями.

Параллельные вычисления Опция параллельных вычислений не может использоваться с: •

Моделью разработки газового месторождения

•

Опцией градиента

•

Расчетами USEFLUX (использование притока на границе).

Модель полимерного заводнения Модель полимерного заводнения несовместима с: •

Моделью метана в угольном пласте

•

Притоком на границе

•

Многосегментными скважинами

•

Опцией трения в стволе скважины.

Обратите внимание, что при применении этой модели перетоки для скважин нельзя использовать.

Объединение резервуаров Опция объединения резервуаров несовместима с: •

Оптимизацией газлифта

•

Опцией градиента

Она также имеет ограниченные возможности при использовании с: •

Теплотворной способностью газа

•

Моделью разработки газового месторождения.

Модель растворителя Модель растворителя несовместима с: •

Моделью метана в угольном пласте

•

Притоком на границе

•

Многосегментными скважинами

•

Опцией трения в стволе скважины.

Обратите внимание, что при применении этой модели перетоки для скважин нельзя использовать.

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100

107

Модель ПАВ Модель ПАВ несовместима с: •

Притоком на границе.

Опция трения в стволе скважины Опция трения в стволе скважины несовместима с: •

Псевдокомпозиционной моделью нагнетания газа

•

Опцией автоматического измельчения сетки при локальном измельчении сетки

•

Многосегментными скважинами

•

Моделью полимерного заводнения

•

Моделью растворителя

Обратите внимание, что опцию трения в стволе скважины в ECLIPSE 100 нельзя использовать вместе с опцией трассировки минерализованной воды и опцией смешивающегося вытеснения.

108

Совместимость специальных опций ECLIPSE 100

Отчеты о сходимости Глава 9 Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

Как ECLIPSE 100, так и ECLIPSE 300 можно настроить так, чтобы они создавали отчеты, показывающие выполнение линейных и нелинейных итераций и методы выбора шагов по времени. Формы вывода в этих двух системах существенно различаются и подробно описаны ниже.

ECLIPSE 100 Мнемоники SUMMARY и NEWTON в ключевом слове RPTSCHED управляют выводом отчетов, показывающих сходимость нелинейных итераций и содержащих краткую сводку данных о состоянии пласта после каждого шага (в том числе, и для моментов времени, в которые отчет не создается). Пример выводимых данных приведен ниже. Отчет копируется в отладочный файл, если переключатель 1 в DEBUG больше нуля. IT= 0 CNV CELL OIL .04562( 6, 10, WAT .00000( 10, 10, GAS .04780( 1, 1, LINIT=11 NSCHP= 7 67 IT= 1 CNV CELL OIL -.09866( 10, 10, WAT -.00011( 10, 9, GAS 3.80303( 10, 10, LINIT= 8 NSCHP= 0 85

MAT BAL DPRESS 1) 1.0-002 .00 1) 1.6-010 .00 1) 6.6-003 .00 NCHOP= 0 NSTAT1,2,3=

DSWAT DSGAS .00000 .00000 .00000 .00000 .00000 .00000 0 219 81 NTRAN=

MAT BAL DPRESS 2) 1.4-004 -170.43 3) -2.5-006 -233.55 1) -6.8-004 -170.60 NCHOP= 0 NSTAT1,2,3=

DSWAT DSGAS .00013 .01945 .00006 .00000 .00013 .01982 0 236 64 NTRAN=

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

109

IT= 2 CNV CELL MAT BAL DPRESS DSWAT DSGAS OIL -.00744( 10, 10, 2) -7.4-008 -160.91 .00012 .01986 WAT .00000( 10, 9, 1) 6.2-011 -222.30 .00016 .02714 GAS -1.28249( 10, 10, 1) -1.3-008 -162.22 .00012 .03981 LINIT= 6 NSCHP= 0 NCHOP= 0 NSTAT1,2,3= 0 243 57 NTRAN= 51 IT= 3 CNV CELL MAT BAL DPRESS DSWAT DSGAS OIL -.00011( 1, 6, 1) 3.8-007 -323.90 .00024 .00579 WAT -.00000( 10, 10, 1) -5.2-013 -161.05 .00012 .04081 GAS .00658( 10, 10, 1) -7.5-007 -161.05 .00012 .04081 LINIT= 4 NSCHP= 0 NCHOP= 0 NSTAT1,2,3= 0 261 39 NTRAN= 74 IT= 4 CNV CELL MAT BAL DPRESS DSWAT DSGAS OIL .00001( 8, 2, 1) 2.0-008 -322.26 .00024 .00981 WAT -.00000( 10, 10, 1) -1.2-016 -161.03 .00012 .04079 GAS .00004( 2, 4, 1) -4.1-008 -324.95 .00024 .00508 STEP 19 TIME= 1277.50 DAYS (+182.5 DAYS MAXS 4 ITS) PAV= 5468.8 PSIA WCT= .000 GOR= 7.53 MSCF/STB WGR= .0000 STB/MSCF PR.RATE PR.TOTAL IN.RATE IN.TOTAL MAX SATURN CHANGE MAX TIME TRNC ERR OIL 15870. 24540186. 0. 0. -.041( 10, 10, 1) .016( 9, 9, 1) WAT 0. 0. 0. 0. .000( 1, 1, 3) -.000( 10, 10, 3) GAS 119569. 81159402. 100000.127750000. .041( 10, 10, 1) -.016( 9, 9, 1) MAX DP = -330.24( 1, 1, 3) MAX DRS= -.0000( 5, 2, 3)

Строки, начинающиеся с ‘IT=’, показывают ход процесса нелинейных итераций. Погрешности сходимости для каждой фазы (в CNV) нормализуются и выдаются в виде погрешностей насыщенности. Приведенное значение является максимальным по пласту, причем указывается и блок сетки, в котором оно достигается. Погрешности материального баланса для каждой фазы (в MAT BAL) приводятся как часть общего объема пор пласта. Изменения давления и насыщенности на шаге по времени также выводятся для ячейки с наибольшей погрешностью сходимости. По умолчанию программа продолжает расчет до тех пор, пока наибольшая погрешность сходимости для всех фаз в каждом блоке сетки не превышает 0.001, а наибольшая погрешность материального баланса вещества меньше 1E-7. Эти значения можно изменить с помощью ключевого слова TUNING. Однако это не рекомендуется, так как может привести к неверным результатам. Например, ослабление критериев сходимости вполне может привести к увеличению времени расчета. Точное описание CNV и MAT BAL см. в разделе «Выражения для уравнений», стр. 225.

110

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

Строки, начинающиеся с ‘LINIT=’, содержат дополнительную информацию о ходе процесса итераций. LINIT — это количество итераций с гнездовой факторизацией, необходимое для решения линеаризованных уравнений для текущей нелинейной итерации. NSCHP — количество изменений насыщенности, которые были произведены для подавления возможных колебаний. NCHOP — количество коррекций P, Rs или Rv (уменьшения их значений с целью повышения устойчивости). Любое ненулевое значение NSCHP или NCHOP имеет определенное влияние на погрешности материального баланса при последующих нелинейных итерациях. NSTAT1, 2 и 3 — количество блоков сетки при состояниях 1, 2 и 3, а NTRAN — количество переходов между состояниями. Состояния имеют следующий смысл: Состояние 1 отсутствует жидкая углеводородная фаза. Rv, нефтегазовый фактор в газовой фазе, является переменным. Состояние 2 присутствуют и жидкая, и газовая углеводородные фазы. Sgas, насыщенность газовой фазы, является переменной. Состояние 3 отсутствует газовая углеводородная фаза. Rs, нефтегазовый фактор в жидкой фазе, является переменным. После решения нелинейных уравнений ECLIPSE выдает краткую сводку состояний пласта в конце шага по времени. В первой строке (начинающейся со STEP) указан номер шага, текущее время, длина только что завершенного шага по времени и мнемоника, указывающая причину выбора данной длины шага. Возможные значения этой мнемоники: INIT Либо 1-й шаг в расчете, либо максимальное значение для следующего шага было задано с помощью ключевых слов TUNING или NEXTSTEP. TRNC Шаг по времени был задан, чтобы удержать оценку погрешности округления времени в заданных границах. MINF Шаг по времени был определен по минимальному допустимому отношению длин шага и следующего за ним шага (по умолчанию 0.3 — см. TUNING). MAXF Шаг по времени был определен по максимальному допустимому отношению длин шага и следующего за ним шага (по умолчанию 3.0 — см. TUNING). MINS Шаг по времени имеет минимальную допустимую длину (по умолчанию 0.1 DAYS, см. TUNING). MAXS Шаг по времени имеет максимальную допустимую длину (по умолчанию 365 DAYS, см. TUNING). REPT Шаг по времени задан таким образом, чтобы он закончился к моменту создания следующего отчета. HALF Шаг по времени равен половине интервала времени до момента создания очередного отчета (если шаг, определяемый обычным образом, получается длиннее это величины, но недостаточно длинным, чтобы достичь момента создания отчета, ECLIPSE уменьшает длину шага, делая ее равной половине остающегося интервала). CHOP Если нелинейные уравнения не сходятся, то делается попытка произвести расчет с новым шагом по времени, длина которого в 10 раз меньше (см. TUNING), причем лимиты MINS или MINF не принимаются во внимание. DIFF После CHOP длина шага по времени аккуратно увеличивается, чтобы избежать ее последовательных дроблений при прохождении сложного участка расчета. См. TUNING (TFDIFF по умолчанию = 1.25). THRP Шаг по времени определяется максимальным коэффициентом рециркуляции THRUPT (см. TUNING). SATM Шаг по времени выбирается так, чтобы максимальное ожидаемое изменение насыщенности в любой ячейке было равно величине DSTARG, заданной в ключевом слове IMPES (по умолчанию = 0.05). Это действует только при использовании метода решения IMPES.

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

111

MAXP

Шаг по времени выбирается так, чтобы максимальное ожидаемое изменение давления в любой ячейке было равно величине TRGDPR, заданной в ключевом слове TUNING.

PCHP

Шаг по времени дробится, т. к. изменение давления превышает значение DPMAX, заданное в ключевом слове IMPES (по умолчанию = 200 psi). Это действует только при использовании метода решения IMPES. Шаг по времени определяется управлением погрешностью баланса наземной сети, заданным в пунктах 6-8 ключевого слова NETBALAN. Это действует только при использовании опции наземных сетей. Шаг по времени задан таким образом, чтобы он закончился к концу месяца. Это действует только при использовании опции GOR Penalty (см. ключевое слово WGORPEN) и модели разработки газового месторождения. Шаг по времени задается так, чтобы удержать погрешность флюидов в рамках значения TRGFIP, заданного в ключевом слове TUNING. Это действует только при использовании опции локального измельчения сетки. Шаг по времени задается так, чтобы удержать изменение концентрации ПАВ в рамках целевого значения TRGSFT, заданного в ключевом слове TUNING. Это действует только при использовании опции ПАВ.

NETW

EMTH

LGRC

SURF

WCYC

Шаг по времени задан так, чтобы он совпал с моментом включения/ выключения рециркуляции скважины, или был ограничен, когда была включена рециркуляция скважины (см. ключевое слово WCYCLE).

Шаг по времени при расчете основного запуска при использовании опции объединения резервуаров (Reservoir Coupling) ограничен датой создания отчета в подчиненном запуске. SLVC Шаг по времени при расчете основного запуска при использовании опции объединения резервуаров (Reservoir Coupling) допустимым изменением расходом в подчиненном запуске. MAST Шаг по времени при расчете подчиненного запуска ограничен моментом конца шага по времени для главного запуска, или же шаг по времени для основного или подчиненного запуска ограничен величиной основного шага по времени в файле, где используется объединение резервуаров (Reservoir Coupling) . NLTR Шаг по времени был уменьшен из-за проблем со сходимостью уравнений нелинейных индикаторов. Например, при использовании адсорбции. EFF+ Шаг по времени выбран по соображениям эффективности. EFFШаг по времени выбран по соображениям эффективности, но затем был немного изменен, чтобы предоставить новые данные для оптимизации алгоритма. Шаг по времени выбран по соображениям эффективности, но выбор EFFT определялся нелинейным индикатором. В оставшейся части строки приведено количество итераций метода Ньютона, потребовавшихся для решения нелинейных уравнений, объем пор углеводорода, средне взвешенное давление месторождения, общую обводненность, газонефтяной фактор и водогазовый фактор для разработки месторождения. За первой строкой следует таблица, показывающая дебит добычи, темп нагнетания и общие объемы для каждой фазы, а также максимальные изменения насыщенности и местонахождение блоков сетки, в которых они имеют место. Кроме того, указаны также максимальные значения погрешностей округления времени и местонахождение блоков сетки, в которые они возникли. Погрешности округления времени нормализуются и выводятся в виде погрешностей насыщенности. Побочным эффектом этого является придание им гораздо большего значения, чем они имеют на самом деле. На практике погрешности округления времени, которые возникают на ранних стадиях расчета, имеют маленькое и быстро уменьшающееся влияние на последующие результаты. SLVR

112

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

За таблицей следует отдельная строка, в которой приведены максимальные изменения давления, Rs и Rv, а также местонахождение блоков сетки, в которых они имели место. Погрешности округления времени рассчитываются по следующей формуле:

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

113

[9.1]

где dS

изменение насыщенности на текущем шаге по времени, dt, и

dSp

изменение насыщенности на предыдущем шаге по времени, dtp.

Максимальное значение берется по всем ячейкам пласта. Большие погрешности округления времени возникают в случае, если изменение насыщенности значительно отличается от ожидаемого.

ECLIPSE 300 Симулятор выводит информацию о сходимости и шагах по времени в log файл (а также в PRINT файл). Пример его фрагмента может выглядеть так: ----Init; SCT ; SCT ; SCT ; SCT ; SCT ; SCT ; SCT ; SCT ; Max ; HRep; Rep ;

114

Time ---10.0 25.0 41.0 59.0 80.0 105.0 136.0 175.0 225.0 285.0 325.0 365.0

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

Step ---10.0 15.0 16.0 18.0 21.0 25.0 31.0 39.0 50.0 60.0 40.0 40.0

GOR ---6.46 6.48 6.51 6.54 6.57 6.61 6.65 6.70 6.76 6.83 6.92 6.97

WCT ---.026 .027 .027 .027 .028 .028 .029 .030 .031 .032 .032 .033

OPR ----959.3 955.7 950.9 946.8 942.5 937.6 932.0 925.2 917.0 907.0 895.8 888.3

WPR ----26.57 26.76 26.98 27.23 27.51 27.79 28.19 28.73 29.42 30.18 30.25 30.40

GPR FPR WIR GIR ---- ------ ----- ----6200 3530.3 340.0 4700 6200 3524.1 340.0 4700 6200 3518.1 340.0 4700 6200 3511.7 340.0 4700 6200 3504.4 340.0 4700 6200 3495.8 340.0 4700 6200 3485.1 340.0 4700 6200 3471.9 340.0 4700 6200 3455.2 340.0 4700 6200 3435.6 340.0 4700 6200 3422.9 340.0 4700 6200 3410.1 340.0 4700

It -2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Коды шагов слева от каждой строки содержат причину выбора данного шага. Полный набор их таков: Init Spec SCT TPT PCT MIF TTE TEC EnC SAC CFL NIte MDF Max Min MaxW WAG Rep HRep Redu

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

Начальный шаг Заданный следующий шаг Целевое изменение решения Целевое значение расхода Целевое изменение давления Максимальный фактор роста Погрешность округления времени Изменение температуры (термальн.) Изменение энергии (термальн.) Изменение насыщенности (термальн.) Определяется устойчивостью Количество итераций Максимальный фактор уменьшения Максимальный шаг Минимальный шаг Максимальный шаг после изменения скважины Шаг до изменения WAG Шаг до момент создания отчета Половинный шаг до момент создания отчета Уменьшенный шаг

Целевое изменение решения (SCT) Поскольку исходные переменные решения представляют собой молярные плотности, естественно использовать их для контроля сходимости. Однако при весьма малых изменениях состава, возникающих при состояниях, близких к критическим, которые упомянуты в разделе «Функции насыщенности» (стр. 703), могут произойти значительные изменения насыщенности. Поэтому предпочтительным является использование эффективной насыщенности. Рассмотрим выражение: [9.2]

где [9.3]

uT

объем флюида на единицу объема пор

∆S'

изменение объема флюида на единице объема пор для заданного изменения молярной плотности, т. е. изменение эффективной насыщенности, соответствующее изменению молярной плотности.

В любом случае максимальное изменение решения на шаге по времени отслеживается и сравнивается с заданным целевым значением. В режимах IMPES и AIM это делается и для целевых значений расхода. Система моделирования пытается увеличить шаг по времени до тех пор, пока не превышаются целевые значения, вплоть до максимальной длины шага. Все эти элементы алгоритма выбора шага по времени можно настраивать с помощью ключевого слова TSCRIT, а некоторые из них — с помощью ключевого слова TUNING.

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

115

Целевое значение расхода (TPT) Полный объем оттока флюида (или компонента) из блока на шаге по времени, деленный на количество флюида (или компонента) в блоке сетки в начале шага, определяет отношение расхода. Отношения расхода обычно используются для управления выбором шага по времени в режимах IMPES и AIM. (Отношения расхода тесно связаны с возникновением неустойчивости в явных алгоритмах.) Шаги по времени увеличиваются или уменьшаются, чтобы обеспечить целевое отношение расхода. Это — максимум по всем ячейкам и флюидам (или компонентам), который является вполне консервативным. Максимальное изменение решения и отношения расхода имеют лимиты. Система моделирования выбирает шаг по времени так, чтобы по возможности обеспечить достижение целевого значения. Если фактическое значение больше, то длина шага будет все-таки принята, если только не будет превышено целевое значение; в таком случае шаг будет уменьшен.

Погрешность округления времени (TTE) Дополнительный контроль шага по времени обеспечивает контроль погрешности округления времени (TTE). Производится сравнение изменения решения на шаге, [9.4]

с оценкой изменения, определенной по скорости изменения на предыдущем шаге: [9.5]

где

изменение на единицу времени для предыдущего шага.

Погрешность округления времени (TTE) затем определяется из соотношения [9.6]

где

используется для нормализации в безразмерные единицы, имеющие порядок 1.

Обратите внимание, что если решение изменяется с постоянной скоростью, то ∆Xe будет

равно ∆Xa, и не будет ограничения TTE.

116

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

Коды минимального шага Коды минимального шага могут начинаться двумя буквами Mn, за которыми следует сокращенное название одной из приведенных выше версий, например, MnTP, где вторая часть указывает, какое ограничение следует использовать, если минимальный шаг не был применен. MnNC MnSC MnTP MnPC MnTT MnTE

: : : : : :

Минимальный Минимальный Минимальный Минимальный Минимальный Минимальный (термальн.) MnEn : Минимальный MnSA : Минимальный (термальн.)

коэффициент, нет сходимости шаг, обусловленный изменением решения шаг, обусловленный изменением расхода шаг, обусловленный изменением давления шаг, обусловленный погрешностью округления времени шаг, обусловленный изменением температуры шаг, обусловленный изменением энергии (термальн.) шаг, обусловленный изменением насыщенности

Максимальные факторы уменьшения Аналогично, длина шага по времени может уменьшаться на максимальную величину, допустимую данным целевым значением. MdSC MdTP MdPC MdTT

: : : :

Максимальное Максимальное Максимальное Максимальное времени MdTE : Максимальное (термальн.) MdEn : Максимальное (термальн.) MdSA : Максимальное (термальн.)

уменьшение в соответствии уменьшение в соответствии уменьшение, обусловленное уменьшение, обусловленное

с изменением решения с изменением расхода изменением давления погрешностью округления

уменьшение, обусловленное изменением температуры уменьшение, обусловленное изменением энергии уменьшение, обусловленное изменением насыщенности

Только строки, содержащие коды шагов, содержат символ «;». Это обстоятельство можно использовать для поиска таких строк или извлечения их из файла PRT с помощью утилиты наподобие grep в UNIX-системах. Уменьшение шага по времени может потребоваться при возникновении проблем со сходимостью. Фрагмент выходного файла, соответствующий такому уменьшению шага, приведен ниже: @--Message at 250.0000 Days 8 Sep 1990 @ Reducing SCT time step to 15.5000 @ Throughput 1.66718 > limit 1.00000

Здесь указано, что текущий шаг по времени, величина которого была задана так, чтобы обеспечить целевое значение изменения решения, был уменьшен, т. к. расход для ячейки превысил заданный лимит. Уменьшение шага по времени позволяет системе моделирования точно рассчитывать события, происходящие на масштабах времени, меньших исходного шага, определенного на основе целевого значения изменения решения. Если аргумент 9 ключевого слова RPTPRINT положен равным 1, то выводится также информация о количестве ячеек в каждой фазе/неявном состоянии. Каждой нелинейной итерации соответствует строка, например: 3/OW/GW/W 253 0 63 0 3/OW/GW/W/OG/O/G 5 0 3 0 0 0 0 3/OW/GW/W 240 0 76 0 3/OW/GW/W/OG/O/G 5 0 3 0 0 0 0

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

117

Первый набор чисел соответствует явным мобильным ячейкам в трехфазном состоянии, двухфазных состояниях нефть-вода, нефть-газ и в водонасыщенных состояниях. Второй набор чисел соответствует неявным мобильным ячейкам в аналогичных фазовых состояниях.

Вывод ячеек с проблемами со сходимостью Пользователь может выводить в файл RESTART подробную информацию о ячейках, в которых возникли проблемы со сходимостью. На каждой нелинейной итерации и для уравнения остатка баланса объема и при обновлении давления счетчики наихудших ячеек увеличиваются на единицу. Это осуществляется с помощью мнемоники ‘CONV=integer’ в ключевом слове RPTRST. По умолчанию это «целое» значение равно 10, так что при расчете учитываются 10 наихудших ячеек. Изменяя это значение, можно изменить число наихудших ячеек. Это полезно при работе с внешней программой, например, с FloViz. Загрузка в файлах RESTART и анимация расчета могут позволить подробно рассмотреть проблемные ячейки расчета.

Пример При использовании ‘CONV=40’ с ключевым словом RPTRST в форматированные файлы RESTART записываются две отдельные записи (для t > 0): Здесь ‘CONV_VBR’ учитывает 40 наихудших ячеек, соответствующих уравнению баланса объема, а CONV_PRU’ учитывает 40 наихудших ячеек, соответствующих обновлениям давления. ‘CONV_VBR’ ..... ‘CONV_PRU’ .....

118

Отчеты о сходимости ECLIPSE 100

40

‘REAL’

40

‘REAL’

Диффузия Глава 10 Коэффициенты диффузии x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

Использование ECLIPSE 100 ECLIPSE 100 допускает диффузию как газового, так и нефтяного компонента в нефтяной и газовой фазах. Например, в модели газоконденсата в отсутствие нефтяной фазы газ будет диффундировать из области с низким Rv в область с высоким Rv, а пары нефти будут перетекать в обратном направлении — от областей высоких Rv к областям низких Rv. Рассмотрим газовый компонент в газовой фазе. Коэффициент диффузии задан соотношением диффузионного потока (более подробную информацию см. в [6]). [10.1]

Тогда диффузионное течение газа при поверхностных условиях задается соотношением: [10.2]

Диффузия Коэффициенты диффузии

119

где Jg

молярный приток газа через единицу площади

c

полная молярная концентрация газовой фазы

Dgg

коэффициент диффузии газа в газе градиент мольной доли газа

MWg

молекулярный вес газа

A

площадь течения

φ

пористость

ρg

поверхностная плотность газа.

Моли газа и нефти в газовой фазе задаются формулой: [10.3]

Таким образом: [10.4]

[10.5]

с [10.6]

где

120

Sg

газонасыщенность

Bg

объемный коэффициент газа

ρg

поверхностная плотность газа

ρo

поверхностная плотность нефти

MWg

молекулярный вес газа

MWo

молекулярный вес нефти

Rv

коэффициент растворенной нефти в газе.

Диффузия Коэффициенты диффузии

Подставляя уравнения [10.1], [10.5], [10.6] в уравнение [10.2], получим диффузионное течение газа: [10.7]

В системе моделирования диффузионное течение газа из ячейки i в ячейку j таково: [10.8]

где Td

диффузивность = Aφ/d

d

расстояние между центрами ячеек

Rvi

коэффициент растворенной нефти в газедля i-й ячейки

Rvj

коэффициент растворенной нефти в газе для j-й ячейки

Sg

полагается равным

Bg

полагается равным

Rv

полагается равным

Dgg

коэффициент диффузии газа в газе

В следующем разделе расчет диффузии описан более подробно. Аналогичные выражения можно вывести для диффузионных течений нефти в газе, газа в нефти и нефти в нефти:

[10.9]

Использование ECLIPSE 300 Определение коэффициент диффузии для i-го компонента смеси задается соотношением диффузионного потока (см. в [6]). [10.10]

Диффузия Коэффициенты диффузии

121

где: c

общая молярная концентрация, задаваемая соотношением c = 1/vm

vm

молярный объем смеси

Ji

молярный приток i-го компонента через единицу площади

Di

коэффициент диффузии i-го компонента градиент мольной доли i-го компонента.

Приведенное выше выражение записано в терминах концентраций, что не является оптимальным для диффузии в жидкостях и газах при высоком давлении. Истинное равновесие достигается скорее при равенстве химических потенциалов компонентов, чем при равенстве концентраций компонентов. Химический потенциал может учитывать силу тяжести и описывается следующей формулой: [10.11]

где: µ

опорный химический потенциал

fi

летучесть компонента

Mi

молярный вес компонента

G

гравитационная постоянная

(h, h0)

высота и опорная высота, соответственно.

Для изотермических систем следует использовать µ/RT для сохранения исходных размерностей; для горизонтального течения предположим, что определяется формулой: [10.12]

Раскрывая

, можно произвести идентификацию коэффициента

: [10.13]

Таким образом, [10.14]

Сравнивая [10.10] и [10.14], получим, что

122

Диффузия Коэффициенты диффузии

задается выражением:

[10.15]

Следовательно, представляет собой коэффициент диффузии, скорректированный с учетом активности [см. 6]. Соответственно, имеются две возможности: •

использовать в качестве вынуждающей силы диффузии нормальные коэффициенты диффузии и мольные доли. Нормальные коэффициенты диффузии вводятся с помощью ключевых слов DIFFCOIL и DIFFCGAS.

•

использовать в качестве вынуждающей силы диффузии коэффициенты диффузии, скорректированные с учетом активности, и химические потенциалы. Коэффициенты диффузии, скорректированные с учетом активности, вводятся с помощью ключевых слов DIFFAOIL и DIFFAGAS.

При низких давлениях оба коэффициента равны, т. к. оказываются одинаковыми, т. к.

, и рассчитанные течения .

В пористой среде, где присутствуют и нефть, и газ, молярная концентрация включает в себя насыщенность S, и пористость φ, так что [10.16]

с [10.17]

в терминах коэффициентов, скорректированных учетом активности, или [10.18]

в терминах нормальных коэффициентов диффузии. Обратите внимание, что коэффициенты диффузии нефти и газа, Dio и Dig, можно задать отдельно. Для любой пары ячеек диффузионное течение пропорционально площади поперечного сечения между ячейками и обратно пропорционально расстоянию между ними. Проинтегрировав приток и аппроксимировав градиенты между двумя блоками сетки с использованием разностей, получим диффузионное течение между блоками в виде: [10.19]

где: [10.20]

[10.21]

где (xi, yi)

мольные доли жидкости и паров i-го компонента, соответственно.

В терминах нормальных коэффициентов диффузии:

Диффузия Коэффициенты диффузии

123

[10.22] [10.23]

Комбинации вида определяются на границе ячейки и обрабатываются в программе с использованием направления, обратного основному потоку, что обозначается верхним индексом ‘u’. В этом простом случае, TD задается соотношением: [10.24]

где

124

A

площадь поперечного сечения

φ

пористость

d

расстояние между центрами ячеек.

TD

является диффузионным аналогом проводимости, диффузивностью, где пористости заменяют проницаемости. В следующем разделе рассмотрены диффузивности в более сложных случаях.

Диффузия Коэффициенты диффузии

Опция межфазной диффузии (ECLIPSE 100) Наряду с диффузией нефтяного и газового компонентов в нефтяной и газовой фазах, может оказаться важной и диффузия компонентов непосредственно из газовой в нефтяную фазу. Например, если в системе с двойной пористостью трещина содержит газ, а матрица — главным образом, нефть, то следует ожидать, что газ будет диффундировать из трещины в матрицу, а нефть — из матрицы в трещину. Этот процесс можно смоделировать с помощью опции межфазной диффузии. Предполагается, что процесс межфазной диффузии ограничен более медленной диффузией в нефти. Следовательно, диффузионное течение принимает форму диффузии газа в нефть или нефти в газ:

[10.25]

где ячейка j

в основном, содержит нефть

ячейка i

в основном, содержит газ газосодержание в нефти Rs, соответствующее давлению в i-й ячейке

Rsj

Rs j-й ячейки

Sc

контактная насыщенность

Dgx

коэффициент диффузии газа

и Dox

коэффициент диффузии нефти.

Диффузия Опция межфазной диффузии (ECLIPSE 100)

125

Расчет диффузивности Расчет диффузивности аналогичен расчету проводимости, при котором проницаемость заменяется пористостью. ECLIPSE 100

Метод расчета диффузивности зависит от типа модели и может модифицироваться в соответствии с расчетом проводимости с помощью ключевых слов OLDTRAN или NEWTRAN.

Расчет диффузивности в блочноцентрированной геометрии В этом случае значения диффузивности в направлении X и Y получаются с помощью центральных сечений ячейки и площадей поперечных сечений, определенных из Dx, Dy и Dz с коррекцией наклона. ECLIPSE 100

Этот тип расчета называется также OLDTRAN. Выражения для декартовых координат приведены ниже:

Диффузивность в направлении X [10.26]

где: диффузивность между i-й ячейкой и j-й ячейкой, соседней с ней в положительном направлении X множитель диффузивности для i-й ячейки A

площадь поверхности раздела между i-й и j-й ячейками

Fdip

коррекция наклона.

A, Fdip и B задаются выражениями: [10.27]

[10.28]

126

Диффузия Расчет диффузивности

[10.29]

где: [10.30]

(где обозначает глубину)

[10.31]

и Rntg

отношение эффективной толщины к общей толщине.

Диффузивность в направлении Y Выражение для диффузивности в направлении Y полностью аналогично выражению, приведенному выше, с соответствующими перестановками X, Y и Z.

Диффузивность в направлении Z Выражение для диффузивности в направлении Z аналогично выражению, приведенному выше, с соответствующими перестановками X, Y и Z, но имеет следующие отличия: •

Rntg не входит в это выражение

•

Коррекция наклона отсутствует.

Расчет диффузивности в геометрии угловой точки В этом случае значения диффузивности рассчитываются на основе проекций площади общей поверхности раздела двух ячеек на оси X, Y и Z. Затем вектор этих проекций скалярно умножается на вектор расстояния между центром ячейки и центром грани ячейки, так что коррекция наклона присутствует автоматически. ECLIPSE 100

Этот тип расчета называется также NEWTRAN.

Диффузивность в направлении X Диффузивность в направлении X описывается выражением:

[10.32]

где:

Диффузия Расчет диффузивности

127

[10.33]

где [10.34]

и [10.35]

Ax, Ay и Az

проекции общей площади поверхности раздела i-й и j-й ячеек на оси X, Y и Z (эти ячейки не обязательно являются соседними в декартовой и — компоненты по осям X, Y и Z индексной сетке), а вектора расстояния между центром i-й ячейки и центром соответствующей грани этой ячейки, причем эти центры получаются путем усреднения. Выражение для for TJ записывается аналогично.

Диффузивность в направлениях Y и Z Выражения для диффузивности в направлениях Y и Z аналогичны приведенной выше, но в формуле диффузивности в направлении Z отсутствует отношение эффективной толщины к общей толщине.

Расчет радиальной диффузивности В этом случае выражения базируются на истинном радиальном диффузионном течении между радиусами равного давления с коррекцией наклона.

Радиальная диффузивность Радиальная диффузивность описывается формулой:

[10.36]

где: [10.37]

[10.38]

и

128

Диффузия Расчет диффузивности

[10.39]

[10.40]

где R1 — внутренний радиус i-й ячейки, R2 — внешний радиус i-й ячейки, а R3 — внешний радиус j-й ячейки.

Азимутальные диффузивности Диффузивности в направлении theta описывается выражением:

где:

где R1 — внутренний радиус, а R2 — внешний радиус. Выражение для Tj записывается аналогично. Под ln() везде понимается натуральный логарифм. Это выражение также используется для замыкания круга в радиальной геометрии. Вертикальная диффузивность Диффузивность в направлении Z описывается выражением:

где:

где R1 — внутренний радиус, а R2 — внешний радиус. Выражение для Tj записывается аналогично.

Диффузия Расчет диффузивности

129

Расчет диффузивности для системы матрица-трещина Диффузивность для системы матрица-трещина пропорциональна полному объему ячейки и объему породы в ячейке матрицы: [10.41]

где φm

пористость ячейки матрицы

V

общий объем ячейки матрицы

и σ — множитель, учитывающий площадь поверхности раздела между матрицей и трещиной на единицу объема породы. Каземи [4] предложил следующую формулу для σ: [10.42]

где lx, ly и lz

типичные размеры по осям X, Y и Z блоков вещества, составляющих объем матрицы.

Таким образом, в приведенном выше уравнении lx, ly и lz не связаны с размерами сетки моделирования. Поскольку σ играет роль множителя для взаимодействия матрицатрещина, его можно рассматривать просто как параметр, учитывающий предысторию. σ можно задать (либо как единую величину для всего месторождения, либо для каждой ячейки) с помощью ключевого слова SIGMAV. При задании по ячейкам используются значения, соответствующие первым NDIVIZ/2 слоям.

130

Диффузия Расчет диффузивности

Использование опции молекулярной диффузии Опция молекулярной диффузии включается с помощью ключевого слова DIFFUSE в секции RUNSPEC. Диффузивность вычисляется автоматически, как описано выше. Значения диффузивности по умолчанию можно изменить двумя способами: либо •

путем умножения рассчитанного значения на введенное число

либо •

путем непосредственного ввода диффузивностей.

Множители вводятся с помощью ключевых слов DIFFMX, DIFFMY, DIFFMZ аналогично тому, как это делалось для MULTX, MULTY, MULTZ в секции GRID; а диффузивности можно изменить в секции EDIT с помощью ключевых слов DIFFX, DIFFY, DIFFZ (по аналогии с TRANX, TRANY, TRANZ). Диффузивности, связанные с NNC, которые описывают потоки из матрицы в трещину при расчете двойной пористости, можно изменить с помощью ключевого слова DIFFMMF. ECLIPSE 100

Кроме того, множители диффузивности между областями задаются с помощью ключевых слов MULTREGD и MULTNUM в секции GRID.

ECLIPSE 100

Коэффициенты диффузии и средние молярные веса фаз необходимо задать в ключевом слове DIFFC в секции PROPS. Для модели межфазовой диффузии следует указывать отдельные коэффициенты диффузии для газа в нефти и нефти в нефти. При их отсутствии межфазовая диффузия не будет иметь место.

ECLIPSE 100

В расчетах с двойной пористостью расчет диффузии из трещины в трещину можно отключить, воспользовавшись ключевым словом DIFFDP.

Диффузия Использование опции молекулярной диффузии

131

132

Диффузия Использование опции молекулярной диффузии

Модель двойной пористости Глава 11 Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

В пласте с двойной пористостью флюиды существуют в двух связанных между собой системах: •

матрице породы, которая занимает основную часть объема пласта

•

Трещины в породе, обладающие высокой проницаемостью.

Если блоки матрицы связаны только посредством системы трещин, то такая ситуация обычно рассматривается как система с двойной пористостью с одинарной проницаемостью, поскольку течение флюида в пласте происходит только по сети трещин, причем блоки матрицы играют роль источников. Если же возможно перетекание непосредственно между соседними блоками матрицы, то такая ситуация обычно называется системой с двойной пористостью с двойной проницаемостью. Расчеты с двойной пористостью определяются посредством ключевого слова DUALPORO в секции RUNSPEC, а для двойной проницаемости необходимо ключевое слово DUALPERM. Необходимо отметить, что расчеты с двойной пористостью и двойной проницаемостью требуют большего объема вычислений, нежели расчеты с двойной пористостью и простой проницаемостью. Для моделирования таких систем с каждым блоком геометрической сетки связываются две ячейки моделирования, которые описывают матрицу и объемы трещин. В ECLIPSE пористость, проницаемость, глубину и т. д. этих блоков можно задавать независимо. Проводимость системы матрица-трещина определяется ECLIPSE автоматически, чтобы смоделировать течение между двумя системами, обусловленное расширением флюида, гравитационным дренированием, капиллярным давлением и т. д. В модели двойной пористости в ECLIPSE количество слоев в направлении Z необходимо удвоить. ECLIPSE связывает первую половину сетки (первые NDIVIZ/2 слоя) с блоками матрицы, а вторую половину — с трещинами. Поэтому при таких расчетах число NDIVIZ должно быть четным; ECLIPSE проверяет его четность.

Модель двойной пористости Введение

133

Расчет проводимости Коэффициенты проводимости системы матрица-трещина, существующей между каждой ячейкой матрицы и соответствующей ячейкой трещины, пропорциональны объему породы в ячейке и имеют вид: [11.1]

где по умолчанию принято: K

проницаемость блоков матрицы в направлении X,

V

объем породы в ячейке матрицы (обратите внимание, что это не объем пор, не имеющий коэффициента пористости) и

σ

коэффициент, имеющий размерность LENGTH–2, учитывающий площадь границы раздела матрица/трещина на единицу объема, т. е. размер блоков в объеме матрицы.

Каземи [4] предложил следующую формулу для σ: [11.2]

где lx, ly и lz —размеры матрицы по осям X, Y и Z. (Таким образом, lx, ly и lz не связаны с размерами сетки моделирования). Поскольку σ играет роль множителя для взаимодействия матрица-трещина, его можно рассматривать просто как параметр, для настройки истории. σ можно задать (либо как единую величину для всего месторождения, либо для каждой ячейки) с помощью ключевого слова SIGMAV. При задании по ячейкам σ используются значения, соответствующие первым NDIVIZ/2 слоям. При выводе σ (ключевое слово RPTGRID) значения в первых NDIVIZ/2 слоях копируются в нижние NDIVIZ/2 слои. Истинные проницаемости ячеек в системе трещин равны заданным величинам, умноженным на пористость трещин, что в итоге дает эффективные проницаемости трещин. При использовании ключевого слова NODPPM используется истинная проницаемость, а не эффективная. Это означает, что если NODPPM не задано, то внутри ячеек трещины входные значения PERMX, PERMY и PERMZ корректируются по формуле PERMX(fr) = PERMX(fr) × PORO(fr). ECLIPSE 100

Проводимость можно задать и другим способом — с помощью ключевого слова LTOSIGMA, если размеры блока матрица явно указаны в ключевых словах LX, LY и LZ. В этом случае проводимость описывается выражением: [11.3]

134

Модель двойной пористости Расчет проводимости

где: fx fy fz

вводятся в LTOSIGMA

Kx Ky Kz

значения проницаемости для матрицы

lx ly lz

размеры блока матрицы, заданные с помощью LX, LY и LZ.

Если выбрана опция двойной пористости, но не опция двойной проницаемости, то блоки матрицы не имеют взаимных проводимостей. Если выбрана опция двойной пористости вместе с опцией двойной проницаемости, то блоки матрицы имеют свои нормальные проводимости.

Ячейки трещины

Ячейки матрицы

Простая система с двойной пористостью и двойной проницаемостью

NNC матрица-трещина

Рис. 11.1

Модель двойной пористости Расчет проводимости

135

Способы добычи В системе с двойной пористостью большая часть нефти содержится в системе матрицы, но добыча нефти в скважинах осуществляется через систему трещин с высокой проницаемостью. В такой системе нагнетаемый флюид не будет вымывать нефть из блока матрицы. Добыча из блоков матрицы может производиться с помощью различных физических механизмов, в том числе: •

расширение нефти

•

пропитка

•

гравитационная пропитка/дренирование

•

диффузия

•

вязкостное вытеснение.

Расширение нефти При падении давления в системе трещин нефть будет течь из матрицы, чтобы уравновесить давление в матрице с давлением в близлежащей трещине. Этот механизм добычи можно представлять себе как расширение нефти внутри блока матрицы, либо выше точки насыщения, либо в режиме растворенного газа ниже точки насыщения.

Пропитка В типичной системе, смачиваемой водой, порода матрицы имеет положительное капиллярное давление вода-нефть. Если ввести воду в трещину, то она под действием капиллярных сил проникнет в систему матрицы, замещая нефть. Обратите внимание, что если модель гравитационного дренирования (см. ниже) неактивна, то добыча будет продолжаться до тех пор, пока насыщенность нефти в матрице не достигнет уровня остаточной нефти. Процесс пропитки водой моделируется в ECLIPSE путем задания разных номеров таблиц насыщенности для ячеек матрицы и трещин. Как правило, ячейки матрицы имеют капиллярное давление нефть-вода, в то время как капиллярное давление в ячейках трещины равно нулю. В системах газ-нефть нефть будет являться смачивающей фазой и будет пытаться впитаться в матрицу. На практике это означает, что если модель гравитационного дренирования не включена, то добыча нефти из блока матрицы не будет происходить, если соответствующая трещина заполнена газом.

Гравитационная пропитка/дренирование Для моделирования обмена флюидами между трещиной и матрицей, обусловленного гравитацией, следует воспользоваться ключевыми словами GRAVDR или GRAVDRM (описано в следующем разделе) в секции RUNSPEC и задать ненулевое значение DZMTRX в секции GRID. На иллюстрации показан типичный блокс двойной пористостью, содержащего нефть и воду. Относительная высота уровня воды в трещине равна XW, а относительная высота фронта перемещения воды в блоке матрицы вещества равна Xw.

136

Модель двойной пористости Способы добычи

Рис. 11.2

Типичный блок матрицы, содержащий нефть и воду

Нефть в матрице

Вода в матрице

Нефть в трещине

Вода в трещине

Разница давлений, обусловленная только гравитацией, задается формулой [11.12]

где ρw

плотность воды и

ρo

плотность нефти при пластовых условиях.

DZmat

то же, что lz в формуле Каземи.

Интегрирование ∆P по всем блокам матрицы в ячейке моделирования приводит к такой же формуле для ∆P, но теперь она описывает гравитационную разность давления между ячейками матрицы и трещины, а XW и Xw — парциальный объем подвижной воды в ячейках моделирования матрицы и трещины. В ECLIPSE данный эффект моделируется путем введения дополнительных псевдокапиллярных давлений, PS (ячейки трещины) (ячейки трещины) (ячейки трещины) (ячейки матрицы) (ячейки трещины) (ячейки матрицы) Таким образом, течение нефти и газа из трещины в ячейку матрицы в системе нефть-газ рассчитывается по формуле

Модель двойной пористости Способы добычи

137

[11.13]

[11.14]

где TR

проводимость между ячейками трещины и матрицы,

GMOB

подвижность газа в ячейке трещины (вверх по потоку),

OMOB

подвижность нефти в ячейке трещины (вверх по потоку),

Pof

давлениенефтяной фазы в ячейке трещины,

Pom

давлениенефтяной фазы в ячейке матрицы,

dfm

разность глубин между ячейками трещины и матрицы (обычно ноль),

ρg

плотность газа при в пластовых условиях,

ρo

плотность нефти при в пластовых условиях,

g

ускорение, обусловленное гравитацией,

Pcogf

капиллярное давление газа в ячейке трещины (обычно ноль)

Pcogm

капиллярное давление газа в ячейке матрицы

Обратите внимание, что напор гравитационного дренирования имеет разрыв между двумя фазами. В моделях двойной пористости/двойной проницаемости, в которых задействован механизм гравитационной пропитки/дренирования, расчет начального состояния пласта (см. «Инициализация расчета» на стр. 425) производится независимо от значения DZmat, т. е. пласт инициализируется без учета сил гравитационной пропитки/дренирования, действующих между ячейками матрицы и трещины. При начале моделирования силы гравитационной пропитки/дренирования могут привести к движению флюидов между ячейками матрицы и соответствующими ячейками трещины из-за наличия разности уровней флюидов в ячейках матрицы/трещины. Если перераспределение флюидов приводит к значительным переходным процессам в начале расчета, то это можно преодолеть, активизировав 11-й аргумент ключевого слова OPTIONS. Установка этого переключателя приводит к изменению фазовых давлений таким образом, чтобы начальное решение стало истинным состоянием равновесия. Эти изменения фазовых давлений будут выполняться в течение всего расчета. ECLIPSE 300

138

Другое значение σ для гравитационного дренирования можно указать с помощью ключевого слова SIGMAGD. Если значения, введенные в ключевых словах SIGMA и SIGMAGD, [обозначаются через σ и σgb соответственно] отличаются, то программа использует для каждой фазы значение, полученное интерполяцией, которое зависит от относительных сил капиллярного давления и коэффициентов гравитационного дренирования:

Модель двойной пористости Способы добычи

[11.15]

где p = нефть, газ, вода и [11.16]

∆Ppij — обычный коэффициент разности потенциалов между i-й и j-й ячейками: [11.17]

где (Ppi, Ppj) — давления в ячейках, (Ppci, Ppcj) — капиллярные давления в ячейках,

∆d — разность высот между ячейками, G — гравитационная постоянная, а взвешенная по насыщенности средняя плотность фазы p.

—

∆Pgd — коэффициент гравитационного дренирования, который зависит от фазы: [11.18]

[11.19]

[11.20] [11.21] [11.22]

где Xg и Xw — доли ячейки, содержащие подвижный газ и воду соответственно. Они оцениваются на основе насыщенности в ячейке с помощью модели вертикального равновесия. Если коэффициент гравитационного дренирования является доминирующим, то fp → 0 и σeff → σgd.

Альтернативная модель гравитационного дренирования Альтернативная модель гравитационного дренирования основывается на схеме, предложенной Куэндаллом и Сабатье [см. 7]. Течение из матрицы в трещину представляется в виде суммы трех потоков из центра матрицы в систему трещин: первый — горизонтальный, второй направлен вертикально вверх, а третий — вертикально вниз. Это предположение позволяет использовать разные протоки и, следовательно, проницаемости, в вертикальном и горизонтальном направлениях. В некоторых ситуациях, как правило, в системах со смешанной смачиваемостью, применение двух этих проницаемостей дает лучшее соответствие с конечной моделью матрицы с мелкой сеткой. Поток из матрицы в трещину описывается выражением:

Модель двойной пористости Способы добычи

139

[11.23]

Где горизонтальный поток задан формулой: [11.24]

TRsigma

проницаемость в соответствии с ключевым словом SIGMA

MOBh

фазовая подвижность (вверх по потоку)

Pf, Pm

давления нефтяной фазы в ячейках трещины и матрицы

Pcf, Pcm

капиллярные давления.

Вертикальные потоки заданы формулой: [11.25]

TRsigmagd – проницаемость в соответствии с ключевым словом SIGMAGD MOBv – фазовая подвижность (вверх по потоку), основанная на разности потенциалов, включая коэффициент гравитации DZmat – высота блока матрицы, заданная в ключевом слове DZMATRIX g

– ускорение, свободного падения,

ρm – фазовая плотность в матрице задается соотношением Один из недостатков этого подхода заключается в том, что итоговая добыча из блока может стать функцией проницаемости в случае, если итоговая добыча определяется соотношением F = 0, когда вертикальные потоки уравновешивают горизонтальные . Этого эффекта можно избежать (для нефти) путем активизации опции, позволяющей предотвратить реинфильтрацию нефти; см. описание ключевого слова GRAVDRM в секции RUNSPEC. ECLIPSE 100

Обратите внимание, что значения SIGMA и SIGMAGD можно рассчитать на основе размеров блока с помощью ключевого слова LTOSIGMA вместе с ключевыми словами LX, LY и LZ.

Диффузия Молекулярная диффузия газа и нефти между матрицей и трещиной может представлять собой важный механизм добычи из матрицы. Опция диффузии в ECLIPSE описана в главе «Диффузия» на стр. 119.

140

Модель двойной пористости Способы добычи

Вязкостное вытеснение (ECLIPSE 100) Вязкостное вытеснение флюида — это просто движение флюида под действием приложенного перепада давления. В системах с двойной пористостью в трещиноватой системе существует градиент давления, двигающий флюид из матрицы через трещину в направлении эксплуатационных скважин. Во многих случаях этот градиент давления мал, т. к. система трещин обладает очень высокой эффективной проницаемостью. В этих ситуациях представляется разумным пренебрегать вязкостным вытеснением флюидов из матрицы под действием градиента давления в трещине. Однако, если система трещин имеет меньшее значение проницаемости, то поток в матрицу и из нее, обусловленный градиентом давления в трещине, может стать существенным механизмом добычи. Опция вязкостного вытеснениям, которая моделирует описанный эффект, активизируется с помощью ключевого слова VISCD в секции RUNSPEC. Размеры типичного блока матрицы задаются в ключевых словах LX, LY и LZ в секции GRID. Предполагая, что размеры матричного блока введены в ключевых словах LX, LY и LZ, можно рассчитать коэффициент SIGMA, используя эти размеры и ключевое слово LTOSIGMA. Обратите внимание, что если SIGMA рассчитывается таким образом, то любые введенные данные для SIGMA игнорируются. Модель вязкого перемещения ECLIPSE основана на технологии, описанной ДЖ.Р. Гилманом и Г. Каземи (см. [8]). Рис. 11.3

Пример блока матрицы в потенциальном градиенте трещины

Рассмотрим типичный блок матрицы в потенциальном градиенте трещины. Средний потенциал трещины задается величиной Pf, причем эффективное падение давления на блоке равно P1 – P2. Если давление в матрице равно величине Pm1, которая больше и P1, и P2, то ясно, что будет существовать течение из матрицы в трещину, [11.12]

где: T

проницаемость между матрицейи трещиной

Mm

подвижность флюида в матрице.

Таким образом: [11.13]

что представляет собой обычное течение матрица-трещина, т. к.

Модель двойной пористости Способы добычи

.

141

Если давление в матрице меньше и P1, и P2 (например, Pm3), то будет существовать течение из трещины в матрицу, которое описывается выражением [11.14]

где: Mf

подвижность флюида в трещине.

Но в случае, если давление в матрице равно Pm2, причем P1 > Pm2 > P2, то на одной стороне будет иметь место течение из трещины в матрицу, а на другой — из матрицы в трещину [11.15]

Это можно также записать в следующей форме: [11.16]

P1 и P2 симулятору не известны непосредственно, но можно оценить градиент потенциала в трещине на основе давления в прилегающих ячейках. Тогда где: G

градиент давления в трещине.

L

размер блока матрицы в соответствующем направлении, заданный в ключевых словах LX, LY и LZ.

Уравнение [11.16] можно записать как стандартный поток между матрицей и трещиной с модифицированным движением в обратном направлении и дополнительным коэффициентом, связанным с вязкостным вытеснением [11.17]

Потоки между матрицей и трещиной модифицируются аналогичным образом для всех трех направлений. Градиент потенциала трещины, G, оценивается на основе разности потенциалов относительно соседних ячеек. Рис. 11.4

Оценка разности потенциалов относительно соседних ячеек

[11.12]

где: и

абсолютные величины разностей потенциалов относительно соседних ячеек

Dl и Dr

142

Модель двойной пористости Способы добычи

расстояние между центрами ячеек.

В данной версии ECLIPSE потенциальные градиенты трещин рассчитываются на основе разностей потенциалов на предыдущем шаге по времени.

Модель двойной пористости Способы добычи

143

Специальные функции расчетов двойной пористости Проницаемости трещин Необходимо прояснить вопрос о том, что описывают вводимые проницаемости трещин. По умолчанию, ECLIPSE умножает введенные значения проницаемостей трещин на пористость трещин, чтобы получить эффективную проницаемость. Если введенные значения проницаемостей трещин сами являются эффективными, то следует воспользоваться ключевым словом NODPPM в секции GRID.

Относительные проницаемости для системы матрица-трещина Обычно задаются два набора функций насыщенности (относительные проницаемости и капиллярные давления) — один для ячеек матрицы, другой — для ячеек трещины. Ключевое слово SATNUM в секции REGIONS используется для привязки таблиц к соответствующим блокам сетки. Поскольку ECLIPSE «обращает» потоки, для фазового потока из матрицы в трещину используется относительная проницаемость, вычисленная на основе фазовой насыщенности в матрице с помощью таблицы матрицы. Поток из трещины в матрицу использует насыщенность и таблицы трещины. ECLIPSE 100

Если для потока матрица/трещина требуется отдельная таблица относительных проницаемостей, то ее можно задать с помощью ключевого слова KRNUMMF в секции REGIONS. Если активна опция Гистерезис, то для задания таблицы относительной проницаемости для пропитки следует воспользоваться ключевым словом IMBNUMMF. Если имеет место поток из трещины в матрицу, то может оказаться разумным рассматривать максимальную относительную проницаемость как относительную проницаемость матрицы при остаточной насыщенности вытесняющей фазы. Этого эффекта можно легко достигнуть, не задавая отдельных таблиц для матрицы/трещины (KRNUMMF), а масштабируя относительную проницаемость трещины. Такое масштабирование можно активировать с помощью третьей позиции данных в ключевом слове DPKRMOD.

Упрощенный ввод сетки Ключевое слово DPGRID, можно использовать для упрощения построения сетки для расчетов с двойной пористостью. Оно позволяет ввести сеточные данные только для ячеек матрицы (первые NDIVIZ/2 слоев), недостающие значения для остающихся трещинных слоев получаются из значений соответствующей матричной ячейки.

Частично трещеноватые пласты ECLIPSE 100

144

При расчетах с двойной пористостью и одинарной проницаемостью можно задать двойную пористость только в части пласта (с помощью ключевого слова DPNUM). Тогда ECLIPSE будет рассматривать остальную часть пласта как обычную систему с одинарной пористостью. В этом случае ячейки с одинарной пористостью считаются ячейками матрицы, а любые данные, указанные для ячеек трещин в области с простой пористостью, игнорируются.

Модель двойной пористости Специальные функции расчетов двойной пористости

Диффузия ECLIPSE 100

Опцию молекулярной диффузии можно ограничить с помощью ключевого слова DIFFDP, чтобы рассчитывать только коэффициенты диффузии матрицы/трещины. Здесь сделано предположение, что диффузия в системе трещин пренебрежимо мала по сравнению с потоками в трещине. Коэффициент диффузии матрицы/трещины можно изменить с помощью ключевого слова DIFFMMF в секции GRID.

Изменение зависимости добычи от времени ECLIPSE 100

Форму зависимости добычи от временной характеристики можно изменить путем изменения кривых относительной проницаемости матрицы. ECLIPSE предоставляет упрощенный метод изменения введенных относительных проницаемостей с использованием только одного параметра. Обычно это полезно, при приведении ячейки с двойной пористостью в соответствие с моделью одинарной пористости с мелкой сеткой. Данная функция более подробно описана в следующем разделе; она активируется посредством ключевого слова DPKRMOD.

Интегрированная опция капиллярного давления Данная опция автоматически генерирует модифицированную функцию капиллярного давления, чтобы улучшить прогноз итоговой добычи из ячейки матрицы. Данная опция более подробно описана в следующем разделе; она активируется посредством ключевого слова INTPC.

Расчет SIGMA на основе размеров матрицы ECLIPSE 100

При использовании опции вязкостного вытеснения размеры типичного блока матрицы следует вводить с помощью ключевых слов LX, LY и LZ. Можно рассчитывать значение SIGMA на основе этих размеров блоков, воспользовавшись ключевым словом LTOSIGMA. Обратите внимание, что при использовании этого ключевого слова любые введенные данные для SIGMA игнорируются.

Модель двойной пористости Специальные функции расчетов двойной пористости

145

Ограничения расчетов с двойной пористостью Данные ограничения действуют для расчетов с двойной пористостью (DUALPORO), кроме областей с одинарной пористостью, указанных с помощью DPNUM, но не для расчетов с двойной пористостью и двойной проницаемостью (DUALPERM). •

Скважины присоединяются только к ячейкам трещин, но не к ячейкам матрицы.

•

Несоседние соединения (ключевое слово NNC) нельзя использовать для ячеек матрицы. Для внутренних соединений каждой ячейки матрицы с соответствующей ячейкой трещины устанавливается ECLIPSE автоматически.

•

Каждая активная ячейка матрицы должна быть соединена с активной ячейкой трещины.

В областях с одинарной пористостью нет активных ячеек трещин. В таких областях необходимы только данные для ячеек матрицы; любые данные для ячеек трещин игнорируются. В областях с одинарной пористостью скважины могут быть соединены только с матричными блоками.

146

Модель двойной пористости Ограничения расчетов с двойной пористостью

Ключевые слова Таблица 11.1 показывает сводку ключевых слов для двойной пористости Таблица 11.1 Ключевые слова для модели двойной пористости Ключевое слово DUALPORO DUALPERM GRAVDR GRAVDRM NMATRIX SIGMA

SIGMAV

DZMTRX

DZMTRXV

LX

LY

LZ

DIFFDP

DPGRID

DPNUM

IMBNUMMF

Статус Переключатель в RUNSPEC

Краткое описание данных

Включает модель двойной пористости. Переключатель в Включает модель двойной RUNSPEC проницаемости. Переключатель в Включает модель гравитационного RUNSPEC дренирования. Переключатель в Включает альтернативную модель RUNSPEC гравитационного дренирования. Ключевое слово секции Включает модель RUNSPEC дискретизированной матрицы. Коэффициент взаимосвязи Требуется SIGMA или матрицы и трещины для всей SIGMAV сетки. Коэффициент взаимосвязи Требуется SIGMA или матрицы и трещины для текущего SIGMAV бокса. Требуется DZMTRX или Указывает высоту типичного блока DZMTRXV, если активен матрицы для гравитационного дренирования для всей сетки. гравитационное дренирование Требуется DZMTRX или Указывает высоту типичного блока DZMTRXV, если активен матрицы для гравитационного дренирования для текущего бокса. гравитационное дренирование Необязательно, если Указывает типичный размер X для активна опция вязкого блока матрицы. перемещения Необязательно, если Указывает типичный размер Y для активна опция вязкого блока матрицы. перемещения Необязательно, если Указывает типичный размер Z для активна опция вязкого блока матрицы. перемещения Необязательно, если Ограничивает вычисление опция диффузии молекулярной диффузии в активна расчетах с двойной пористостью только потоками между матрицей и трещиной. Необязательный Позволяет пользователю вводить сеточные данные только для ячеек матрицы. Необязательный Определяет области, в которых может использоваться модель одинарной пористости в расчетах с двойной пористостью. Необязательно, если Таблица пропитки для потоков опция диффузии между матрицей и трещиной. активна

Доступность Оба симулятора Оба симулятора Оба симулятора Оба симулятора Только E100 Оба симулятора Оба симулятора Оба симулятора

Оба симулятора

Только E100

Только E100

Только E100

Только E100

Оба симулятора Только E100

Только E100

Модель двойной пористости Ключевые слова

147

Таблица 11.1 Ключевые слова модели двойной пористости (продолжение) Ключевое слово KRNUMMF

Необязательный

NODPPM

Необязательный

SATNUM

Рекомендуемый

SIGMAGD

Необязательный

SIGMAGDV

Необязательный

INTPC

Необязательный

DPKRMOD

Необязательный

LTOSIGMA

PERMMF

Необязательно, если активна опция вязкостного вытеснения Необязательно, если опция дискретизированной матрицы активна Необязательный

MULTMF

Необязательный

DIFFMMF

Необязательный

NMATOPTS

148

Статус

Модель двойной пористости Ключевые слова

Краткое описание данных

Доступность

Область Kr для потоков между матрицей и трещиной. Определяет, что проницаемости в ячейках трещин не умножаются на пористость трещин. Для задания разной области насыщенности для ячеек матрицы и трещин. Коэффициент взаимосвязи матрицы и трещины для гравитационного дренирования в системе нефть-газ для всей сетки. Коэффициент взаимосвязи матрицы и трещины для гравитационного дренирования в системе нефть-газ для текущего бокса. Вызывает интегрированную опцию капиллярного давления Изменяет кривую Kr для нефти, чтобы обеспечить соответствие с зависимостью добычи от времени для системы с одинарной пористостью с мелкой сеткой и позволяет масштабировать относительную проницаемость трещины. Требует, чтобы значение SIGMA рассчитывалось на основе LX, LY и LZ.

Только E100

Задает тип геометрии матрицы и размер внешней ячейки матрицы.

Только E100

Проницаемость для взаимосвязи матрицы и трещины Множитель для проницаемости матрицы и трещины Множитель для коэффициентов диффузии матрицы и трещины

Только E300

Оба симулятора Оба симулятора Оба симулятора

Оба симулятора

Оба симулятора Только E100

Только E100

Только E300 Оба симулятора

Функции переноса Функции переноса представляют собой кривые, описывающие зависимость нефти, вытесненной из элемента матрицы, от времени. Для моделирования функции переноса газа/нефти следует настроить сетку пласта, как показано ниже. Сделайте нижние ячейки матрицы неактивными с помощью ключевого слова ACTNUM. Заполните ячейки трещины, F1 и F2, газом, а ячейку M1 матрицы — нефтью и связанной водой, используя соответствующие ключевые слова в секции SOLUTION. Включите в секцию RUNSPEC ключевое слово GRAVDR. Запишите нефтенасыщенность в ячейке F2 с помощью BOSAT в секции SUMMARY. Запустите процесс моделирования на срок в несколько лет. Просмотрите функцию переноса с помощью GRAF. Настройте DZMTRX и/или Pcogm, чтобы достичь согласия с наблюдаемыми данными или с моделью одинарной пористости с мелкой сеткой. Рис. 11.12

Простая сетка, используемая для моделирования функции переноса газа/нефти

M1

F1

M2

F2

Модель двойной пористости Функции переноса

149

Изменение зависимости добычи от времени (ECLIPSE 100) Конечная добыча нефти из блока матрицы управляется конечным балансом между гравитационным напором и капиллярным давлением. Начальная скорость дренирования зависит от проводимости между матрицей и трещиной, которая, в свою очередь, зависит от коэффициента формы SIGMA. «Форму» кривой добычи между конечными точками можно изменить путем изменения функции относительной проницаемости для потока между матрицей и трещиной. Это можно сделать путем непосредственного изменения кривых относительной проницаемости. Однако при достижении согласия с моделью одинарной пористости с мелкой сеткой или экспериментальными данными часто бывает проще изменить один параметр, чтобы изменить «форму» кривой зависимости добычи от времени. Ключевое слово DPKRMOD использует для достижения этой цели квадратичное изменение относительной проницаемости нефти. Параметр модификации не является физической величиной и должен рассматриваться в качестве параметра настройки для подгонки блока с двойной пористостью с помощью модели одинарной пористости, использующей более мелкую сетку. Масштабирование для относительной проницаемости для нефти в системе с водой в случае, когда mw больше 0.0, следующее (параметр модификации задан в DPKRMOD): [11.12]

где относительная проницаемость при s = (SOWCR + 1.0 — SWCO)/2 Kr(s)

входная таблица относительной проницаемости

SOWCR

критическая насыщенность нефть/вода

SWCO

насыщенность связанной воды

M

модифицирующая функция, которая задается выражением

Если mw меньше 0.0, используется то же масштабирование, но с обращенными осями X и Y (s, Kr(s)): Для заданной насыщенности s вычисляется такая новая насыщенность , что: [11.13]

где величина (SOWCR + 1.0 – SWCO)/2

150

M

модифицирующая функция, которая задается выражением

Kr

затем берется в виде

.

Модель двойной пористости Изменение зависимости добычи от времени (ECLIPSE 100)

Масштабирование относительной проницаемости трещин (ECLIPSE 100) По умолчанию потоки между трещинами и между трещиной и матрицей используют таблицу относительной проницаемости для трещин. Как правило, при этом максимальная относительная проницаемость воды равна 1,0, в то время как относительная проницаемость воды в матрице при остаточной нефтенасыщенности, по-видимому, меньше 1,0. В некоторых случаях относительная проницаемость матрицы может дать лучшее описание потока между трещиной и матрицей. Опция масштабирования в ключевом слове DPKRMOD модифицирует относительную проницаемость трещины для потока между трещиной и матрицей, оставляя относительную проницаемость для потока между трещинами без изменений. Для водной фазы относительная проницаемость трещины масштабируется следующим образом: [11.14]

где относительная проницаемость трещины, просматриваемая с помощью введенных таблиц Krmmax

относительная проницаемость матрицы при

Krfmax

максимальная относительная проницаемость трещины

Socrw

критическая насыщенность нефть/вода.

Остальные фазы рассматриваются аналогичным образом. В случае газа относительная проницаемость масштабируется для матричного значения при ,ав случае нефти при

Модель двойной пористости Масштабирование относительной проницаемости трещин (ECLIPSE 100)

151

Решение линейных уравнений Линейные уравнения, связанные с системой с двойной пористостью/двойной проницаемостью можно записать в следующей форме:

где A

обычная ленточная матрица для ячеек матрицы

B

–ленточная матрица для ячеек трещины

Rm

остаток для ячеек матрицы

Rf

остаток для ячеек трещины.

L and U

диагональные матрицы, связывающие системы матрицы и трещин

x and y

решения (изменения давления и насыщенности) в ячейках матрицы и трещины, соответственно.

В случае двойной пористости/одинарной проницаемости непосредственная связь между соседними ячейками матрицы отсутствует, и матрица А является диагональной. Это существенно увеличивает эффективность процедуры решения, используемой ECLIPSE, т. к. тогда уравнения можно представить в упрощенной форме [11.15] [11.16]

где A–1

обратная матрица для матрицы A.

Поскольку матрица L·A–1U является диагональной, она не изменяет ленточную структуру матрицы B. Объем задачи уменьшился наполовину, т. к. в уравнение для y входят только ячейки трещины. Уравнения решаются последовательно, вначале находится решение для трещины, y, затем — для матрицы, x. В более трудоемком случае двойной пористости/двойной проницаемости подобное упрощение невозможно, и уравнения необходимо решать совместно. Данные для областей с одинарной пористостью при расчете системы с двойной пористостью копируются в ячейки трещин, так что описанный способ упрощения остается применимым. ECLIPSE 100

При моделировании системы с двойной проницаемостью линейные уравнения можно решать более эффективно, объединяя соответствующие ячейки матрицы и трещин в пары. При учете 3 фаз диагональные элементы матрицы Якоби представляют собой матрицы 6 × 6 вида [11.17]

152

Модель двойной пористости Решение линейных уравнений

где Dm и Df — диагональные коэффициенты матриц Якоби для матрицы и трещин. Для учета дополнительных измерений в предварительной обработке данных алгоритма гнездовой факторизации используется четвертое вложение (см. «Решение линейных уравнений, стр. 747). В обозначениях, принятых в данной главе, для полной матрицы Якоби строится аппроксимация B [11.18]

где ленточные элементы L1 и U2 т. д. описывают потоки между ячейками матрицы или трещин. Используется следующая вложенная последовательность факторизаций: [11.19]

где Г ECLIPSE 100

диагональная матрица (элементы которой являются матрицами 3 × 3 в случае 3 фаз), а G имеет такую же структуру, что и D.

Если 60-й переключатель в ключевом слове OPTIONS больше нуля, то применяется менее эффективный алгоритм решения задач с двойной проницаемостью из версий ECLIPSE до 97А.

Модель двойной пористости Решение линейных уравнений

153

Вычисление объемов фракций для гравитационного дренирования Начальный объем Xwi части воды ниже поверхности контакта описывается выражением

[11.20] Рис. 11.13

Начальный объем части воды ниже поверхности контакта

где Swi

начальная водонасыщенность

Swcr

критическая водонасыщенность

Swco

насыщенность связанной воды

Scohy

насыщенность связанного углеводорода = Socow (системы нефть/вода) = Socow + Sgco (системы нефть/вода/газ) = Sgco (системы газ/вода) Scrhy критическая насыщенность связанного углеводорода

Если

, то , если

если Если

, то , если если

154

Модель двойной пористости Вычисление объемов фракций для гравитационного дренирования

Начальный объем Xgi части газа выше поверхности контакта описывается выражением

[11.12] Рис. 11.14

Начальный объем части газа выше поверхности контакта

где Sgi

начальная газонасыщенность

Sgco

насыщенность связанного газа

Sgcr

насыщенность связанного газа

Slco

насыщенность связанной жидкости = Socow (системы нефть/газ) = Socog + Swco (системы нефть/вода/газ) = Swco (системы газ/вода)

Slcr

критическая насыщенность связанного углеводорода , то

Если если

если Если

, то если если

Модель двойной пористости Вычисление объемов фракций для гравитационного дренирования

155

Изменение коэффициента сигма в процессе дренирования В типичной смачиваемой водой системе добычей нефти из матрицы будут управлять два различных процесса в разных областях пласта, зависящих от вытесняющей жидкости. В зоне, в которую проникает вода, добыча определяется впитыванием воды (которому способствует гравитационное дренирование). В зоне же, в которую проникает газ, добыча определяется гравитационным дренированием (который замедляется капиллярными эффектами). Один коэффициент sigma не может быть достаточным для описания обоих этих случаев. Как правило, процесс гравитационного дренирования протекает медленнее, чем процесс пропитки, т. к. вытесняющий флюид течет, главным образом, в одном направлении (по вертикали). ECLIPSE 100

156

Ключевое слово SIGMAGD позволяет ввести второе значение sigma для процессов добычи газа/нефти при расчетах систем с двойной пористостью для 3 фаз. Проводимость между матрицей и трещиной, базирующаяся на SIGMAGD, будет использована для расчета потока нефти, когда удовлетворяются следующие условия: •

Активна модель гравитационного дренирования,

•

Поток нефти направлен из матрицы в трещины,

•

Напор гравитационного дренирования, связанный с газом в трещинах, больше напора, связанного с водой.

Модель двойной пористости Изменение коэффициента сигма в процессе дренирования

Интегрированная опция капиллярного давления При использовании опции гравитационного дренирования конечная добыча из матрицы определяется балансом между капиллярным давлением и гравитационными силами. Итоговое распределение насыщенности в блоке матрицы можно понимать как переходную зону, где на каждом уровне высоты капиллярное давление равно . В рамках подхода, использующего матрицу двойной пористости, желательно, чтобы конечная добыча была равна конечной добыче для матрицы непрерывной среды. Этого можно добиться путем изменения кривых капиллярного давления в матрице так, чтобы учесть, что кривые Pc породы необходимо интегрировать по высоте блока матрицы для вычисления средней насыщенности. Интегрированная опция Pc активируется с помощью ключевого слова INTPC в секции PROPS. Соответствующим образом модифицированные кривые капиллярного давления записываются в файл PRINT для контроля, если в ключевом слове RPTPROPS используются мнемоники SWFN или SGFN. Процедура интегрирования для капиллярного давления газ-нефть выглядит так: Начинаем с кусочно-заданной линейной таблицы

где

обратная функция для капиллярного давления.

Рассмотрим теперь блок матрицы высоты h с контактом (pc = 0) на нижней границе блока и капиллярным давлением P на верхней границе. Рис. 11.15

Интегрированное капиллярное давление

Газ

Нефть Давление Средняя газонасыщенность задается выражением

в блоке матрицы до высоты h, эквивалентная pc = P,

Модель двойной пористости Интегрированная опция капиллярного давления

157

[11.12]

Теперь можно задать модифицированную функцию капиллярного давления так, чтобы было равно напору гравитационного капиллярное давление при насыщенности дренирования для блока высоты h и насыщенности

.

Модель гравитационного дренирования учитывает гравитационный напор в блоке сетки в предположении о существовании вертикального равновесия. (Обратите внимание, что если опция гравитационного дренирования не используется, то гравитационный напор в блоке сетки игнорируется.) Гравитационный напор Pgdr пропорционален насыщенности мобильной нефти в предположении, что трещина заполнена газом: [11.13]

Где St

равно 1 — SWCO — SOCRG

SWCO

насыщенность связанной воды

SOCRG

критическая водонасыщенность

∆ρ

разность плотностей газа и нефти

g

гравитационная постоянная

h

высота блока.

Тогда давление на верхней границе блока матрицы дается соотношением Таким образом, можно задать новую функцию капиллярного давления так, чтобы было в точности равно Pgdr и, капиллярное давление при насыщенности следовательно, равновесная насыщенность достигалась при (и только при)

.

Для построенной функции капиллярного давления Pc должно выполняться условие , следовательно [11.14]

где P — истинное капиллярное давление на верхней границе блока, если равновесная от P, насыщенность равна . Его можно вычислить на основе таблицы зависимости заданной уравнением [11.12], которое хранится в ECLIPSE в виде таблицы.

158

Модель двойной пористости Интегрированная опция капиллярного давления

Примечания 1

По построению, для любой высоты блока h «корректная» конечная насыщенность будет достигнута при достижении симулятором устойчивого состояния. напор гравитационного дренирования для данной высоты блока.

2

При других значениях насыщенности обычный поток из блока и в него.

3

При уравновешивании учитывается модифицированное капиллярное давление. Обратите внимание, что равновесная насыщенность не будет такой же, как и в эквивалентном дренированном блоке, т. к. предполагается, что флюиды над поверхностью контакта — только связанные вода + газ, в то время как дренированный блок содержит остаточную нефть.

разность потенциалов будет создавать

Модель двойной пористости Интегрированная опция капиллярного давления

159

Модель дискретизированной матрицы (ECLIPSE 100) Традиционные модели двойной пористости предполагают, что поток из матрицы в трещину находится в устойчивом состоянии, и, следовательно, что матрицу можно рассматривать как одну ячейку. Однако в некоторых случаях, например, при испытании скважины в системе с двойной пористостью, переходная природа потока из матрицы в трещину может оказаться важной. Для моделирования таких систем применяется модель дискретизированной матрицы, которая подразделяет каждую ячейку матрицы на серию вложенных подъячеек, что позволяет симулятору описывать переходные процессы. Ячейки матрицы соединяются с соответствующими ячейками трещины, но поток к поверхности матрицы определяется по одномерной сетке. Каждую ячейку сетки матрицы можно рассматривать как «матрешку», состоящую из вложенных подъячеек матрицы.

Подсетка матрицы Дополнительное разбиение матрицы производится ECLIPSE автоматически, если задать количество подъячеек, на которые следует разбить каждую ячейку матрицы (для этого служит ключевое слово NMATRIX в секции RUNSPEC). Различие свойств по месторождению задается обычным способом с помощью ключевых слов стандартной секции GRID, в том числе SIGMAV, позволяющего задать проводимость между матрицей и трещиной. Созданная сетка является логарифмической вдали от стенки трещины и может иметь линейную (1D), цилиндрическую (2D) или сферическую (3D) геометрию. Размер внешних подъячеек матрицы (как части соответствующей ячейки трещины) и тип геометрии можно контролировать с помощью ключевого слова NMATOPTS. Если размер внешней подъячейки и количество подъячеек заданы, то можно вычислить фактор роста для отдельной ячейки матрицы. Максимальный и минимальный факторы роста по месторождению указываются в файле PRINT.

Линейная геометрия Если предполагается, что геометрия должна быть одномерной (1D), то коэффициент SIGMA и, следовательно, проводимости между матрицей и трещиной, описывают одномерное течение. Рис. 11.16

Вложенные подъячейки матрицы в линейной геометрии

Область А Матрица

Трещина

Предполагается, что проводимость между матрицей и трещиной является проводимостью, связанной с потоком на расстоянии d через площадь А. Тогда проводимости подъячеек рассчитываются по одномерной логарифмической сетке на том же объеме матрицы.

160

Модель двойной пористости Модель дискретизированной матрицы (ECLIPSE 100)

Цилиндрическая и сферическая геометрии В опциях двумерного (цилиндрического) и трехмерного (сферического) потока геометрия полагается декартовой, что упрощает отображение вводимой проводимости между матрицей и трещиной. Рис. 11.17

Вложенные подъячейки матрицы в цилиндрической и сферической геометрии

Область А

Матрица Трещина В двумерном случае на рисунке изображен квадратный цилиндр с проводимостью между матрицей и трещиной, который показаны 4 потока на расстоянии d через площадь А. В трехмерном случае на рисунке изображен куб, а проводимость берется как сумма шести потоков через шесть граней. В любом случае, проводимости подъячеек рассчитываются в предположении о логарифмическом распределении размеров подъячеек вдали от стенок трещины.

Метод решения и эффективность Подсетка матрицы образует серию отдельных систем с одномерными потоками, связанными через внешние подъячейки только с соответствующими ячейками трещин. В структуре матрицы решения эти потоки ведут к образованию набора трех диагоналей, соединенных с системой трещин. Эта структура используется на шаге предусловий, когда три диагонали удаляются до начала решения системы трещин, что сводит задачу к набору уравнений потока только для трещин. После решения уравнения для трещин, обратная подстановка дает решение для подсетки матрицы. Ясно, что дискретизация матрицы увеличивает общее количество ячеек в модели. Однако эффективность описанной процедуры такова, что увеличение количество подъячеек матрицы оказывает существенно меньшее влияние на процесс расчета, чем аналогичное увеличение количество блоков сетки моделирования.

Вывод матрицы решения Решение для отдельных подъячеек (или колец) матрицы можно вывести в виде массивов по сетке моделирования, положив первые пять позиций данных в ключевом слове RPTSCHED равными 2. Если решение для отдельной подъячейки требуется как функция времени, то следует пользоваться следующими ключевыми словами: BPR, BRS, BRV, BOSAT и BWSAT.

Модель двойной пористости Модель дискретизированной матрицы (ECLIPSE 100)

161

Подъячейка матрицы указывается путем добавления ее кольцевого номера в конец ключевого слова, например: BOSAT7 1 1 2 / /

Кольцевой номер начинается с 1 для внешней подбъячейки и возрастает в направлении центра ячейки матрицы. Обратите внимание, что кольцо 1 эквивалентно ключевому слову без кольцевого номера и описывает подъячейку, смежную с трещиной.

Ограничения Данная опция в настоящее время не может использоваться с моделями гравитационного дренирования (GRAVDR, GRAVDRM) или опцией локального измельчения сетки.

162

Модель двойной пористости Модель дискретизированной матрицы (ECLIPSE 100)

Трассировка примесей Глава 12 Введение x ECLIPSE 100 ECLIPSE 300 x SPECIAL

Опция трассировки примесей является расширением модели трассировки пассивных индикаторов ECLIPSE 100; она недоступна в ECLIPSE 300. Эта опция позволяет моделировать течение примесей и прочих субстанций в водной, нефтяной или газовой фазе. Модель трассировки пассивных индикаторов позволяет отслеживать до 50 индикаторов в одной модели. Опция трассировки примесей дает возможность учитывать адсорбцию индикатора на поверхность породы, распад индикатора со временем и молекулярную диффузию индикатора. Адсорбцию, распад и диффузию можно моделировать в рамках одного индикатора.

Учет адсорбции Адсорбция рассматривается в модели как мгновенный эффект. Адсорбция индикатора приводит к удалению индикатора с переднего фронта распространения индикатора. При уменьшении концентрации индикатора могут иметь место эффекты десорбции. Модель адсорбции может учитывать эффекты абсорбции и десорбции. Можно указать изотерму адсорбции, в которой затабулирована зависимость концентрации иникатора, адсорбированного на поверхности породы от локальной концентрации индикатора в решении. В настоящее время можно выбрать одну из двух моделей адсорбции. В первой модели каждая ячейка сетки отслеживает изотерму адсорбции при увеличении и уменьшении концентрации индикатора в ячейке. Во второй модели предполагается, что концентрация адсорбированного индикатора на поверхности породы не может уменьшаться со временем, т. е. что десорбция невозможна. При необходимости можно ввести более сложные модели процесса десорбции. Начальные концентрации индикаторов либо распределены между жидкой и твердой фазой, либо учитываются путем введения дополнительного адсорбированного индикатора, с которым должно поддерживаться равновесие.

Трассировка примесей Введение

163

Учет распада Распад индикатора моделируется как простой процесс полураспада. Следует указать период полураспада для каждого индикатора, и тогда распад индикатора начнется сразу при его попадании в пласт.

Учет диффузии Диффузионный поток индикатора из i-й ячейки в соединенную с ней j-ю ячейку задается соотношением: [12.1]

где Ft

поток индикатора

DIFF

диффузивность

Dc

коэффициент диффузии

Sh

водонасыщенность главной фазы

Tci

концентрация индикатора в i-й ячейке

Tcj

концентрация индикатора в j-й ячейке

Диффузность (DIFF) аналогична проводимости и имеет форму: [12.2]

где A

площадь поверхности раздела между двумя ячейками

φ

пористость

d

расстояние между центрами ячеек.

Подробности о расчете диффузивности можно найти в разделе «Диффузия» на стр. 119. В системе со значительной конвекцией индикатора влияние молекулярной диффузии, повидимому, мало. Численная дисперсия, связанная с дискретной аппроксимацией уравнения течения, превышает молекулярную дисперсию. Тем не менее, модель диффузии может быть полезна в случае, если конвекция мала. В предельном случае нулевой проницаемости диффузия оказывается единственным механизмом течения; это может иметь место при моделировании примеси, изначально находящейся в цементном растворе.

164

Трассировка примесей Введение

Использование опции трассировки примесей Пассивный индикатор определяется обычным образом; данные задаются с помощью следующих ключевых слов ECLIPSE 100: Таблица 12.1 Ключевые слова, использующиеся для указания данных для индикаторов примесей Ключевое слово

Раздел

Назначение

TRACERS

RUNSPEC

TRACER

PROPS SOLUTION

Задает количество индикаторов в каждой фазе (NOTRAC, NWTRAC, NGTRAC) и количество примесей (NETRAC). Задает главную фазу для каждого индикатора. Задает начальную концентрацию индикатора.

SCHEDULE

Нагнетать индикатор через скважины.

TBLK или TVDP/TNUM WTRACER

Для активизации опции трассировки примесей параметр NETRAC в ключевом слове TRACERS секции RUNSPEC должен быть больше нуля. NETRAC должен быть равен (или больше) количеству индикаторов в модели, которые адсорбируются, распадаются или диффундируют; его необязательно полагать равным общему количеству индикаторов, если не все они абсорбируются, распадаются или диффундируют. Данные об адсорбции, распаде или диффузии задаются в ключевых словах TRADS, TRDCY и TRDIF соответственно. При использовании этих ключевых слов необходимо добавлять название индикатора к имени ключевого слова, чтобы указать, к какому индикатору относятся данные. Если необходимо применять модель абсорбции, то плотность массы породы следует задать с помощью ключевого слова TRROCK. Массы блоков сетки можно вывести с помощью мнемоники ROCKMASS' ключевого слова RPTSOL. Ключевое слово TRROCK также используется для задания модели адсорбции и указания начального распределения адсорбированного индикатора. Пассивный индикатор можно представлять себе как безразмерный маркер базовой жидкости. Однако в случае трассировки примесей может потребоваться приписать индикатору размерность. Название единицы размерности для индикатора можно указать в ключевом слове TRACER. Обратите внимание, что данные об адсорбции (ключевое слово TRADS) должны основываться на этой единице. Данные о диффузивности могут быть выведены с помощью мнемоник 'DIFFX', 'DIFFY' и 'DIFFZ' в ключевом слове RPTGRID. Обратите внимание, что диффузивность, связанная с несоседними соединениями, находится в списке несоседних соединений, генерируемом мнемоникой 'ALLNNC' ключевого слова RPTGRID. Количество индикатора, которое распалось или было адсорбировано, можно вывести в PRINT файл с помощью мнемоник 'TRADS’ или 'TRDCY' ключевого слова RPTSCHED. Для вывода адсорбции и распада доступны два новых семейства мнемоник SUMMARY: FTADS, RTADS, BTADS и FTDCY, RTDCY, BTDCY. Как для других мнемоник индикаторов секции SUMMARY, название индикатора следует приписывать к названию ключевого слова.

Ограничения В настоящее время опции адсорбции, распада и диффузии доступны только для индикаторов одной фазы. В частности, это означает, что нельзя описать распадающийся индикатор в газовой фазе в модели, в которой газ может растворяться в нефти.

Трассировка примесей Использование опции трассировки примесей

165

При трассировке примесей с учетом адсорбции и распада можно использовать либо стандартный метод решения индикаторов, либо каскадный алгоритм, который ограничивает численную диффузию (для активизации последнего следует указать 'DIFF'в позиции 5 ключевого слова TRACERS секции RUNSPEC). Однако если индикатор использует модель диффузии, то задействовать каскадный алгоритм нельзя. И даже если в TRACERS указано 'DIFF', то для всех индикаторов с активной опцией диффузии будет применен стандартный метод решения. Если опция адсорбции активна, то уравнения индикаторов являются нелинейными. Из-за этого каскадный метод работает быстрее, чем стандартный, если только индикаторы не используют опцию диффузии.

166

Трассировка примесей Использование опции трассировки примесей

Разделенные индикаторы Разделенные индикаторы позволяют ECLIPSE 100 решать целый ряд задач, которые нельзя решить другими методами. Например, если маркированный газ нагнетается в пласт, то маркер может растворяться в воде; опция разделенных индикаторов может смоделировать это явление. Для случая индикатора в одной газовой фазе, ECLIPSE решает уравнение сохранения для полного количества индикатора, cgMg, в блоке сетки, учитывая приток и отток газа. Фактически ECLIPSE работает не со всем объемом газа, а с поверхностным объемом; при этом поверхностная плотность сокращается. Это станет важным позднее. Разделенный индикатор позволяет выбрать вторую фазу (в ключевом слове TRACER), в которой индикатор может растворяться. Обратите внимание, что для разделенной ПАВ это необходимо сделать для индикатора ‘SUR’, который ECLIPSE распознает как ПАВ. Для ввода и вывода эти две фазы можно рассматривать как «свободную» фазу и фазу «раствора» и использовать соответствующие ключевые слова ECLIPSE для двухфазных индикаторов. Теперь предположим, что в качестве фазы «раствора» выбрана вода; тогда оставшееся количество будет равно cgVgρg + cwVwρw, где необходимо учесть приток и отток газа и воды. Однако концентрация индикатора в водной фазе (раствор) зависит от концентрации в газовой фазе (свободной); эта зависимость описывается соотношением

.

Функции P от K(P) вводятся в табличной форме в ключевом слове TRACERKP и требуются для каждого блока сетки. При этом конкретная таблица для использования указывается в ключевом слове TRKPFxxx в секции REGIONS. И вновь в случае, если разделенный индикатор является примесью, то добавленный индикатор должен называться ‘SUR’. Необходимо также указать номер таблицы, которую следует использовать в стволе скважины; это делается в позиции 5 ключевого слова TRACER. Для трассировки примесей адсорбция, распад и диффузия рассчитываются для индикатора в фазе «раствора». Для загрязняющей примеси адсорбция учитывается для водной, т. е. свободной, фазы. Опция разделенного индикатора активизируется путем ввода ключевого слова PARTTRAC в секцию RUNSPEC.

Трассировка примесей Разделенные индикаторы

167

Ключевые слова Секция RUNSPEC TRACERS

Указывает размерности и опции для индикаторов.

EQLDIMS

Указывает размерности для концентрации индикаторов для таблиц глубины, используемых для уравновешивания.

PARTTRAC

Активизирует и инициализирует опцию разделенных индикаторов.

Секция PROPS RPTPROPS

Управление выходными данными секции PROPS:

TRACER

выводит имена пассивных индикаторов TRADSxxx, TRROCK и TRDCYxxx выводят свойства индикатора примесей.

TRACER

Определяет индикаторы.

TRACERKP

Определяет функция К(Р) для разделенных индикаторов.

TRADS

Задает данные адсорбции.

TRDCY

Задает данные распада.

TRDIF

Задает данные диффузии.

TRROCK

Задает данные о породе для адсорбции.

Секция REGIONS RPTREGS

Управление выходными данными секции REGIONS:

TNUM

выводит зависимость индикатора от номеров областей глубин.

TNUM

Указывает области концентрации индикатора

TRKPFxxx

Указывает области функции разделения для индикатора xxx.

Секция SOLUTION

168

RPTSOL

Управление выходными данными секции SOLUTION: FIPTR выводит отчеты о количестве индикатора во флюиде ROCKMASS выводит массу породы TBLK выводит начальные концентрации индикатора в блоке сетки TVDP выводит зависимость начальной концентрации индикатора от глубины.

TBLK

Задает начальные концентрации индикатора.

TVDP

Задает зависимость начальной концентрации индикатора от глубины.

Трассировка примесей Ключевые слова

Секция SUMMARY Следующие ключевые слова управляют выводом специфичных для индикаторов данных: Таблица 12.2 Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных трассировки примесей Field (По Group месторож(Группа) дению)

Скважина

СоедиОбласть нение

Блок

CTFR FTPR FTPT FTPC

GTPR GTPT GTPC

WTPR WTPT WTPC

FTIR FTIT

GTIR GTIT

WTIR WTIT

FTIC

GTIC

WTIC

CTPT

CTIT

FTIPT

RTIPT RTFTS RTADS RTDCY

FTADS FTDCY

BTCNF BTIPT BTADS BTDCY

Информация Расход индикатора (+ или –) Дебит индикатора Общая добыча индикатора Концентрация добываемого индикатора Темп закачки индикатора Общий объем закачиваемого индикатора Концентрация закачиваемого индикатора Концентрация индикатора Индикатор в растворе Общий поток индикатора Адсорбция индикатора Распавшийся индикатор

Перечисленные выше ключевые слова должны комбинироваться с именем индикатора, к которому они относятся. Например, если в файлах Summary требуется дебит индикатора OL1 для месторождения, то в секции SUMMARY следует использовать ключевое слово FTPROL1.

Секция SCHEDULE RPTSCHED

Управление выходными данными секции SCHEDULE: FIPTR выводит отчеты о количестве индикатора во флюиде TBLK выводит начальные концентрации индикатора в блоке сетки TRADS или TRDCY выводят адсорбцию и распад индикатора.

WTRACER

Задает концентрацию индикаторов в нагнетательных скважинах.

Трассировка примесей Ключевые слова

169

Пример задачи Названия индикаторов: BBB

индикатор воды без распада или адсорбции

XXX

индикатор воды, который адсорбируется и распадается

YYY

индикатор воды, который только распадается

ZZZ

индикатор воды, который диффундирует

RUNSPEC RUNSPEC ================================ TITLE ТЕСТ ОПЦИИ ТРАССИРОВКИ ПРИМЕСЕЙ DIMENS 100 3 1 / NONNC OIL WATER METRIC TRACERS 0 4 0 2 'NODIFF' / TABDIMS 2 1 20 20 6 20 / REGDIMS 6 1 0 0 0 1 / WELLDIMS 2 3 1 2 / START 1 'MAY' 1990 /

170

Трассировка примесей Пример задачи

GRID GRID ============================================================== EQUALS 'DX' 10 / 'DY' 100 / 'DZ' 10 / 'PERMX' 1000 / 'PERMY' 1000 / 'PORO' 0.25 / 'TOPS' 2000 1 10 / 'TOPS' 2005 11 20 / 'TOPS' 2010 21 30 / 'TOPS' 2015 31 40 / 'TOPS' 2020 41 50 / 'TOPS' 2025 51 60 / 'TOPS' 2030 61 70 / 'TOPS' 2035 71 80 / 'TOPS' 2040 81 90 / 'TOPS' 2055 91 100 / --- Нулевая проницаемость для индикатора ZZZ -'PERMX' 0.0 41 50 2 2 1 1 / 'PERMY' 0.0 41 50 2 2 1 1 / /

PROPS PROPS ============================================================ SWFN .145 .0000 .75 .220 .0001 .05 .270 .0004 1* .320 .009 1* .365 .018 1* .438 .043 1* .510 .082 1* .558 .118 1* .631 .187 -.05 .703 .270 -.25 .752 .310 -.50 .795 .370 -1.50 / 0.0 0.0 0.0 1.0 1.0 0.0 /

Трассировка примесей Пример задачи

171

SOF2 .205 .000 .250 .00006 .300 .0009 .370 .008 .440 .027 .490 .052 .560 .120 .635 .228 .683 .334 .730 .470 .780 .644 .855 1.00 / 0.0 0.0 1.0 1.0 / PVTW 270 1.030 4.6E-5 0.34 0.0 / PVDO 200 1.0 0.47 280 0.999 0.47 300 0.998 0.47 / ROCK 270 .3E-5 / DENSITY 850. 1000. 10. / --- Определение индикаторов -TRACER 'BBB' 'WAT' / 'XXX' 'WAT' / 'YYY' 'WAT' / 'ZZZ' 'WAT' / / --- Данные адсорбции для индикатора XXX -TRADSXXX 0.0 0.0000 1.0 0.0005 30.0 0.0005 / 0.0 0.0000 1.0 0.0005 30.0 0.0005 / --- Данные распада для индикатора XXX -TRDCYXXX 10.0 /

172

Трассировка примесей Пример задачи

--- Данные распада для индикатора YYY -TRDCYYYY 15.0 / --- Данные диффузии для индикатора ZZZ -TRDIFZZZ 0.3 / --- Данные о породе, необходимые для адсорбции индикаторов -TRROCK 1 2650 / 2 2650 / --- Вывод данных индикаторов примесей --RPTPROPS 'TRROCK' /

Трассировка примесей Пример задачи

173

REGIONS REGIONS =========================================================== FIPNUM 3*1 2 3 4 94*5 3*1 2 3 4 34*5 10*6 50*5 3*1 2 3 4 94*5 / EQUALS 'SATNUM' 1 / / RPTREGS /

SOLUTION SOLUTION ========================================================== EQUIL 2600 270 2025 / TBLKFBBB 300*0.0 / TBLKFXXX 300*0.0 / TBLKFYYY 300*0.0 / TBLKFZZZ 100*0.0 40*0.0 10*1.0 50*0.0 100*0.0 / RPTSOL 'PRES' 'SOIL' 'SWAT' 'RESTART=2' 'FIP=2' 'OILAPI' 'FIPTR=2' 'TBLK' 'FIPPLY=2' 'SURFBLK' 'FIPSURF=2' 'TRADS' /

SUMMARY SUMMARY =========================================================== WBHP / FWIR FOPR FOPT

174

Трассировка примесей Пример задачи

FTPRBBB FTPTBBB FTIRBBB FTITBBB FTICBBB BTCNFBBB 1 1 1 / / FTPRXXX FTPTXXX FTIRXXX FTITXXX FTIPTXXX BTCNFXXX 1 1 1 / / FTADSXXX RTADSXXX 2 / BTADSXXX 2 1 1 / / FTPRYYY FTPTYYY FTIRYYY FTITYYY --- Построить график log(FTIPTYYY) :от: времени, чтобы увидеть чистый -- распад. FTIPTYYY BTCNFYYY 1 1 1 / / FTADSYYY FTDCYYYY RTADSYYY 2 / BTADSYYY 2 1 1 / / BTDCYYYY 2 1 1 / / BOSAT 1 1 1 / / WTPRBBB 'OP' /

Трассировка примесей Пример задачи

175

WTPRXXX 'OP' / WTPRYYY 'OP' / WTPRZZZ 'OP' / RUNSUM

SCHEDULE SCHEDULE ========================================================== RPTSCHED 'PRES' 'SOIL' 'SWAT' 'RESTART=2' 'FIP=2' 'WELLS=2' 'SUMMARY=2' 'CPU=2' 'NEWTON=2' 'OILAPI' 'FIPTR=2' 'TBLK' 'FIPSALT=2' 'TUNING' 'SURFBLK' 'SURFADS' 'FIPSURF=2' 'TRADS' / WELSPECS 'OP' 'G' 100 2 2600 'OIL' / 'INJ' 'G' 1 2 2600 'WAT' / / COMPDAT 'OP ' 2* 1 1 'OPEN' 0 .0 157E-3 / 'INJ ' 2* 1 1 'OPEN' 0 .0 157E-3 / / WCONPROD 'OP' 'OPEN' 'RESV' 4* 250 0.0 4* / / WCONINJ 'INJ' 'WAT' 'OPEN' 'RESV' 1* 250 0.0 'NONE' 4* / / --- Нагнетать индикатор в течение 40 дней. -WTRACER 'INJ' 'BBB' 30.0 / / WTRACER 'INJ' 'XXX' 30.0 / / WTRACER 'INJ' 'YYY' 30.0 / / TSTEP 1 9 30

176

Трассировка примесей Пример задачи

--- Завершить нагнетание индикатора -WTRACER 'INJ' 'BBB' 0.0 / / WTRACER 'INJ' 'XXX' 0.0 / / WTRACER 'INJ' 'YYY' 0.0 / / TSTEP 1 9 90 9*100 / END

Трассировка примесей Пример задачи

177

178

Трассировка примесей Пример задачи

Уравнения состояния Глава 13 Двухпараметрические уравнения состояния ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

ECLIPSE 300 включает в себя четыре уравнения состояния и два дополнительных варианта уравнения Пенга-Робинсона. При выборе уравнения состояния оно используется для нахождения Z-факторов и летучести фаз, которые необходимы для определения равновесия между фазами и плотностей жидкостей. Уравнения состояния таковы: •

PR

Пенга-Робинсона (Peng-Robinson)

•

RK

Редлиха-Квонга (Redlich-Kwong)

•

SRK

Соаве-Редлиха-Квонга (Soave-Redlich-Kwong)

•

ZJ

Зудкевича-Иоффе-Редлиха-Квонга (Zudkevitch-Joffe-Redlich-Kwong).

Эти уравнения состояния введены в обобщенной форме с помощью уравнения Мартина, см. [9] и [10]. Обобщенная форма уравнения состояния выглядит следующим образом: [13.1]

где: [13.2]

[13.3]

Уравнения состояния Двухпараметрические уравнения состояния

179

Коэффициенты m1 и m2 зависят от используемого уравнения состояния Подробная информация приведена в таблице 13.1. Таблица 13.1 Коэффициенты, m1 и m2, зависимость от уравнения состояния Уравнение состояния Редлиха-Квонга Соаве-Редлиха-Квонга Зудкевича-Иоффе Пенга-Робинсона

m1 0 0 0

m2 1 1 1

Кубическое уравнение для Z-фактора можно решить, чтобы получить Z-факторы для жидкой и газовой фазы. Как правило, получаются три решения. Для введения различия между жидкой и газовой фазами наименьший из корней назначается Z-фактором для жидкой фазы, а наибольший из корней — для газовой фазы. Коэффициенты летучести рассчитываются с помощью:

[13.4]

где: [13.5]

[13.6]

[13.7]

[13.8]

и δjk — коэффициенты бинарного взаимодействия, как правило, между углеводородами и не углеводородами. Эти четыре уравнения выражают законы смешивания, используемые во всех уравнениях состояния. Эти переменные определяются из следующих уравнений: [13.9]

180

Уравнения состояния Двухпараметрические уравнения состояния

[13.10]

Ωa(T, j) и Ωb(T, j) — функции ацентрического фактора wj и приведенной температуры Trj. •

Для Редлиха-Квонга:

•

Для Соаве-Редлиха-Квонга:

•

Для Зудкевича-Иоффе:

•

Для Пенга-Робинсона:

Поскольку Tr = T/Tc, формы SRK и PR для Ωa и Ωb можно представить в виде многочленов по 1/T1/2, например, [13.11]

Это представление используется, если задано TEMPVD, так что каждая ячейка и скважина имеет свою собственную температуру. Нормальную форму PR при необходимости можно изменить для большого ацентрического фактора, используя для коэффициент , а не . Эта коррекция вызывается с помощью ключевого слова PRCORR.

Уравнения состояния Двухпараметрические уравнения состояния

181

и

— константы, зависящие от уравнения состояния, как показано в

таблице 13.2. и

Таблица 13.2 Зависимость

от уравнений состояния

Уравнение состояния RK, SRK, ZJ PR

0.4274802 0.457235529

0.08664035 0.07796074

В программе эти значения по умолчанию при необходимости можно изменить с помощью ключевых слов OMEGAA и OMEGAB. Уравнение Зудкевича-Иоффе содержит дополнительные температурные коэффициенты, обозначаемые Faj(T) и Fbj(T), на которые множится обычная температурная зависимость уравнения RK. Эти множители задаются так, чтобы достичь соответствия со значениями летучести для чистых компонентов на линии давления пара и обеспечить правильную плотность жидкого компонента. В программе требуемое изменение давления насыщенности компонента и плотности жидкости при изменении температуры получается с помощью корреляций Рейделя, Гунна и Ямады. Для применения этих корреляций требуется задать нормальную точку кипения и опорную плотность жидкости при указанной опорной температуре.

182

Уравнения состояния Двухпараметрические уравнения состояния

Расчет параметров парожидкостного равновесия(flash расчет) Чтобы термодинамическая система пребывала в равновесии, необходимо, чтобы летучести в жидкой и газовой фазах были равны для каждого компонента. [13.12]

Как описано выше, летучести являются функциями температуры, давления и состава: [13.13]

Их можно рассчитать непосредственно из уравнения состояния. Константы равновесия (называемые еще K-значениями) для каждого компонента можно определить так: [13.14]

Мольные доли каждого компонента в жидкой и газовой фазе задаются соотношениями: [13.15]

[13.16]

Если константы равновесия используются для определения равновесия между фазами, то эти два уравнения непосредственно задают смесь жидкости и паров, а константы равновесия находятся из таблицы как функции давления.

Расчет вязкости В композиционном режиме значения фазовой вязкости определяются либо по методу Лоренца-Брэя-Кларка, либо по методу Педерсена и др. По умолчанию используется метод Лоренце-Брэя-Кларка. Подробная информация о нем приведена в [11]. Если для расчета вязкости требуется вместо метода по умолчанию применить метод Педерсена, то в секции PROPS следует указать ключевое слово PEDERSEN. Подробная информация приведена в [79].

Уравнения состояния Расчет параметров парожидкостного равновесия(flash расчет)

183

Трехпараметрические уравнения состояния Традиционная слабость двухпараметрических уравнений состояния типа ПенгаРобинсона, Редлиха-Квонга и др. заключается в их малой пригодности для описания свойств жидкости, особенно ее плотности и насыщенности. Критические сжимаемости, получающиеся из уравнений состояния Ван-дер-Ваальса, Редлиха-Квонга и Пенга-Робинсона, равны соответственно . и Но известно, что для углеводородов Zc < 0.29. Пенелу и др. (Peneloux et al.) предложил метод коррекции молярного объема, называемый методом объемного сдвига, который добавляет в уравнения состояния третий параметр и позволяет существенно улучшить оценку свойств жидкостей. Для смеси N компонентов фазовый молярный объем Vmol, p задается формулой:

[13.17]

где p = (жидкость-пар) фазовое состояние системы молярный объем фазы, определяемый из традиционного 2-параметрического уравнения состояния молярные составы жидкости и пара ci

задает набор коррекций объемов.

Коррекции компонентов, как правило, связаны с безразмерными параметрами сдвига si соотношением [13.18]

где: [13.19]

Параметры сдвига вводятся в безразмерной форме с помощью ключевого слова SSHIFT.

184

Уравнения состояния Трехпараметрические уравнения состояния

Использование уравнения состояния для углеводородных смесей Типичная нефть состоит из многих миллионов компонентов. Уравнение состояния включает значение А и значение В для описания фазового поведения этой смеси. Например, уравнение состояния PR имеет вид: [13.20]

В типичной модели пласта для определения смеси используются 4-8 компонентов и псевдокомпонентов. Каждый компонент имеет значение Tc, Pc, Vc or Zc, ω, Ωa, Ωb и коэффициенты бинарного взаимодействия δij (которые увеличивают или уменьшают силы взаимодействия между парами компонентов), которые необходимо задать при задании параметров флюида. Для чистых компонентов, например, метана или азота, эти параметры, как правило, считаются фиксированными. Таким образом, инженер должен изменить остающиеся параметры компонентов так, чтобы в итоге рассчитанное поведение фаз соответствовало экспериментальным данным. Этот процесс подгонки фазового поведения выполняется с помощью программы PVTi.

Расчет количества жидкости и пара, присутствующих в блоке сетки, и фазового состава в состоянии равновесия Итерационный процесс решения в ECLIPSE 300 состоит из линейных, нелинейных (ньютоновых) итераций и итерацийдля flash расчета. Итоговое решение в конце шага по времени для каждого блока сетки состоит из; давления; насыщенностей воды, газа и нефти; мольных долей жидкости и газа; мольных долей каждого компонента в жидкой и газовой фазе. В настоящем разделе описан итерационный процесс flash расчета в каждом блоке сетки для определения молярных объемов и состава в равновесии. После схождения линейной задачи мы получаем новое давление. Плотность воды и молярную плотность для каждого блока сетки. Проверка устойчивости покажет, имеются ли одна или две углеводородные фазы. Если присутствуют две углеводородные фазы, то константы равновесия Ki, присваиваются каждому компоненту, i, из предыдущей итерации, а если их нет, то из формулы Вильсона, приведенной ниже:

[13.21]

Затем, с данными zi и Ki, ECLIPSE 300 решает Flash уравнение для мольной доли пара, V. Подробная информация об этом Flash уравнении приведена ниже.

[13.22]

Уравнения состояния Использование уравнения состояния для углеводородных смесей

185

Затем ECLIPSE 300 решает эти уравнения относительно мольных долей каждого компонента в жидкой и газовой фазе, [13.23] [13.24]

Коэффициент сверхсжимаемости определяется как

. В итоге уравнение состояния

Пенга-Робинсона можно переформулировать в терминах Z: [13.25]

где [13.26]

[13.27]

Решение этого кубического уравнения дает в двухфазной области три действительных корня. Наибольший из них — коэффициент сжимаемости газовой фазы, наименьший положительный корень — коэффициент сжимаемости жидкой фазы. На основе этой информации ECLIPSE 300 рассчитывает летучесть каждого компонента в жидкой и газовой фазе. Если блок сетки находится в равновесии при данном давлении и температуре, то летучести всех компонентов должны быть одинаковыми в газе и жидкости. Другими словами,

Затем применяется критерий сходимости, чтобы определить, находится ли блок сетки в равновесии (если ε очень мал),

[13.28]

Если равновесие не достигается, то производится новая оценка констант равновесия, и итерационный процесс продолжается с новым решением уравнения парожидкостного уравнения(Flash уравнения) и т. д. С использованием последовательной подстановки новую оценку константы равновесия можно записать так: [13.29]

После достижения равновесия ECLIPSE 300 начинает следующую нелинейную итерацию.

186

Уравнения состояния Использование уравнения состояния для углеводородных смесей

Расчет фазовых состояний При композиционном расчете ячейка может быть заполнена водой или находиться в одно- или двухфазовом углеводородном состоянии. Однофазовые состояния могут обладать давлением насыщения, как правило, меньшим, чем текущее давление, при котором появится вторая углеводородная фаза. Однако для температур выше крикондотерма такое давление не существует, и состав ячейки будет стремиться к одной углеводородной фазе при всех давлениях. Появление двухфазного состояния определяется путем применения теста устойчивости Михельсена [12]. Он выполняется заново на каждом шаге и не использует предположения о состоянии ячейки на предыдущих шагах. По умолчанию ECLIPSE 300 использует тест устойчивости для всех ячеек, полностью избегая отслеживания давления насыщенности. Тест устойчивости Михельсена включает минимизацию функции G* как функции пробной фазовой композиции Y, начинающейся с начальных оценок жидкости и пара. Если удается найти нетривиальный минимум при G* < 0, то углеводородная смесь неустойчива, и для определения разделения фаз можно выполнить расчет парожидкостного равновесия(flash расчет). Можно записать тест устойчивости Михельсена в остаточной форме и воспользоваться методом Ньютона, но это не вполне надежно, т. к.: •

Как правило, функция G* имеет два минимума, и метод Ньютона может сойтись к локальному максимуму, а не к минимуму.

•

Метод Ньютона использует на итерации порядка N 3, поскольку выполняются операции с матрицами. Поскольку для каждого начального Y требуется выполнить ряд итераций, это оказывается весьма затратным.

Более подходящий метод, который также имеет квадратичную сходимость к решению, — итерация BFGS [13]. Это — метод минимизации, использующий аппроксимационный гессиан, который должен быть симметричным и положительно определенным. На ранних этапах итерации эффективен метод ускоренной последовательной подстановки, использующий двухточечную схему GDEM [14].

Опция ускорения расчета параметров парожидкостного равновесия(fast flash опция) Иногда строгий тест на устойчивость необязателен. В fast flash опции система моделирования проверяет отдельные ячейки в середине однофазных областей. Для этих ячеек расчет устойчивости не производится. Вместо этого предполагается, что их состояние остается прежним, пока состояние соседних ячеек не изменится. Это ведет к значительному увеличению скорости моделирования — в зависимости от пропорции однофазных ячеек в расчете. Fast flash опцию можно вызвать с помощью ключевого слова SKIPSTAB. Ее можно включать и отключать с помощью позиции 60 ключевого слова OPTIONS3. Позицию 109 ключевого слова DEBUG3 можно использовать для измерения эффективности и точности метода для конкретного набора данных.

Уравнения состояния Расчет фазовых состояний

187

188

Уравнения состояния Расчет фазовых состояний

Области уравнений состояния Глава 14 Введение ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

Можно задать несколько уравнений состояния и связать их с наборами ячеек с помощью ключевого слова EOSNUM в секции REGIONS. Это чаще всего бывает полезно при изучении двух или более несвязанных пластов, объединенных системой добычи. Обозначим через NR номер уравнений состояния для пласта, а через NS — номер поверхностных уравнений состояния. Эти величины задаются в TABDIMS, и обе по умолчанию равны 1. Если вводится значение для NR, то оно принимается в качестве значения по умолчанию для NS. Значения обоих этих параметров не могут превышать 10.

Области уравнений состояния Введение

189

Уравнение состояния для пласта Для каждого уравнения состояния пласта программе необходима информация, соответствующая следующим ключевым словам: • • • •

RTEMP EOS TCRIT PCRIT

или TEMPVD

•

VCRIT

или ZCRIT

•

VCRITVIS

или ZCRITVIS

•

MW

•

ACF

• •

OMEGAA OMEGAB

(опционально, по умолчанию — VCRIT или ZCRIT)

•

SSHIFT

(опционально, по умолчанию — 0)

•

TBOIL

(только уравнение ZJ)

•

TREF

(уравнение ZJ или термическая опция)

•

DREF

•

CREF

(только для термической опции)

•

PREF

(только для термической опции)

или GREF

(уравнение ZJ или термическая опция)

•

THERMEX1

(только для термической опции)

• •

PARACHOR BIC

(опционально, только для смесимости)

•

OILVISCC

(только для термической опции)

•

OILVISCF

(только для термической опции)

•

GASVISCF

(только для термической опции)

•

HEATVAP

(только для термической опции)

•

HEATVAPE

(только для термической опции)

•

SPECHA

(только для термической опции)

•

SPECHG

(только для термической опции)

•

KVCR

(только для термической опции)

•

ZFACTOR

(только для термической опции)

Для этого требуется ввести необходимые данные NR раз. Например, для NR = 2: TCRIT 548.4 227.16 343.0 549.7 665.64 806.54 838.1 1058.0 1291.8 / 548.4 227.16 343.0 549.7 665.64 808.3 860.6 1107.5 1402.0 /

190

Области уравнений состояния Уравнение состояния для пласта

Во всех областях уравнений состояния должно быть одинаковое количество компонентов, и все они должны иметь одинаковые имена. Как правило, приходится изменять свойства тяжелых компонентов, например, при выполнении регрессии по числу флюидов в пласте. После задания свойств уравнений состояния для областей уравнений состояния, они оказываются связанными с ячейками посредством ключевого слова EOSNUM, которое действует аналогично SATNUM. Например, в случае 35 × 14 × 12, если 4 верхних слоя используют уравнение состояния 1, а 8 нижних слоев — уравнение состояния 2, имеем: EOSNUM 490*1 490*1 490*1 490*1 490*2 490*2 490*2 490*2 490*2 490*2 490*2 490*2 /

Кроме того, можно воспользоваться ключевым словом EQUALS. EQUALS EOSNUM 1 4* 1 4 / EOSNUM 2 4* 5 12 / /

Если ячейки с разными номерами областей уравнения состояния находятся в одной области уравновешивания, то начальное состояние, как правило, не будет состоянием гидростатического равновесия, т. к. фазовые плотности определяются уравнением состояния. Поэтому в такой ситуации программа выдаст предупреждение.

Области уравнений состояния Уравнение состояния для пласта

191

Уравнение состояния для поверхности Для поверхностей значение по умолчанию параметра NS равно NR, т. е., количество уравнений состояния для поверхности равно количеству уравнений состояния для пласта. Свойства каждого уравнения состояния для поверхности по умолчанию полагаются равными соответствующим свойствам уравнения состояния для пласта, но при необходимости их можно изменить с помощью следующих ключевых слов: •

EOSS

•

•

TCRITS

•

•

PCRITS

•

•

VCRITS

•

•

MWS

•

•

ACFS

•

•

OMEGAAS

•

•

OMEGABS

•

•

SSHIFTS

•

(опционально, по умолчанию — 0)

•

TBOILS

•

(только уравнение ZJ)

•

TREFS

•

•

DREFS

•

•

PREFS

•

•

BICS

•

или ZCRITS

(уравнение ZJ или термическая опция) или GREFS

(уравнение ZJ или термическая опция) (только для термической опции)

RTEMP, parachors и значения вязкости в уравнениях состояния для поверхности не применяются. Позиции в этих ключевых словах по умолчанию равны соответствующим значениям для уравнения состояния пласта. Например, для изменения только двух последних значений TCRIT при NS = 2 можно ввести: TCRITS 7* 1078.0 1345.0 / 7* 1067.0 1356.0 /

Если NR меньше NS, то параметры для последних (NS-NR) уравнений состояния для поверхности будут взяты из последнего (NR-го) уравнения состояния для пласта. При выполнении отдельных вычислений необходимо выбирать уравнение состояния для поверхности. По умолчанию, в расчетах параметров парожидкостного равновесия для скважин используются уравнения состояния с номером, соответствующим ячейкам, в которых скважина перфорируется. Например, для скважины, перфорируемой во 2-й области уравнения состояния пласта, будет использоваться 2-е уравнение состояния для поверхности. Если скважина завершается в ячейках, расположенных в нескольких областях уравнений состояния пласта, будет выдано предупреждающее сообщение, и программа применит первое из встреченных значений. Можно изменить этот выбор уравнения состояния для поверхности, воспользовавшись ключевыми словами FIELDSEP и SEPCOND. Восьмой аргумент FIELDSEP и десятый аргумент SEPCOND указывают номер уравнения состояния, который следует использовать при расчетах запасов флюида и дебита в поверхностных условиях, соответственно. По умолчанию, согласно FIELDSEP определяются объемы флюидадля целого месторожденияи для областей с раздельным подсчетом запасовиспользуются уравнения состояния, заданные для ячеек, как указано в EOSNUM.

192

Области уравнений состояния Уравнение состояния для поверхности

Описание файлов в ECLIPSE Глава 15 Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

В процессе моделирования ECLIPSE может создавать целый ряд файлов. К ним относятся: PRINT

основной файл вывода

(ключевые слова RPT...)

DEBUG

файл вывода отладочной информации

(ключевое слово DEBUG)

GRID

файл геометрии сетки

(ключевые слова NOGGF и GRIDFILE)

SAVE

файл нерекуррентных данных для быстрых перезапусков

(ключевое слово SAVE)

INITIAL файл инициализации для GRAF/Pseudo (ключевые слова PSEUDOS и INIT) INSPEC

файл начальных индексов

(ключевое слово INSPEC в секции RUNSPEC)

RESTART файл полного описания месторождения (ключевое слово RPTSCHED) на момент, когда он был записан SMSPEC

ECLIPSE 100

Опция градиента ECLIPSE 100

Опция градиента

файл описание Summary файла

(секция SUMMARY)

SUMMARY файл линейной графики

(секция SUMMARY)

RSM

Файл итоговой информации о расчете

(ключевые слова SEPARATE/LOTUS)

RFT

файл графики RFT и PLT

(ключевое слово WRFTPLT)

RSSPEC

файл индексов перезапуска

(ключевое слово RSSPEC в секции RUNSPEC)

HMD

файл градиентов для SimOpt

(HMDIMS в секции RUNSPEC)

GRFT

файл градиентов RFT для SimOpt

(GRADRFT в секции SCHEDULE)

Описание файлов в ECLIPSE Введение

193

Создание всех этих файлов, кроме основного файла вывода, пользователь может контролировать с помощью перечисленных ключевых слов. Для управления содержимым, а следовательно, и размером файла вывода, используются ключевые слова RPTGRID, RPTPROPS, RPTREGS, RPTSCHED, RPTSMRY, RPTSOL, OUTSOL и RPTRST. Кроме того, пользователь может выбрать, должны ли быть входные и выходные файлы форматированными или нет (см. ключевые слова FMTIN и FMTOUT секции RUNSPEC), и следует ли унифицировать файлы RESTART и SUMMARY (см. ключевые слова UNIFIN и UNIFOUT секции RUNSPEC). Следует учитывать, какие типы файлов более подходят для использования на вашей системе. Некоторые указания приведены ниже. Форматированные файлы представляют собой стандартные 80-символьные файлы, которые можно непосредственно передавать на разные компьютеры. Все файлы, создаваемые программами ECLIPSE, можно конвертировать из форматированного состояния в неформатированное и обратно с помощью утилиты Convert. Как правило, следует использовать неформатированные неунифицированные файлы, т. к. они обеспечивают эффективное использовать дисковое пространство и позволяют пользователю просматривать выводимые данные в процессе моделирования. Однако использовать форматированные файлы необходимо в случае, если моделирование производится на одном типе компьютера, а перезапуски, вывод графики или псевдофункции осуществляются на компьютере другого типа. Унифицированные файлы следует использовать, если возникают проблемы с количеством создаваемых файлов. Кроме того, унифицированные файлы позволяют значительно уменьшить размер рабочей директории пользователя (но не объем используемого дискового пространства). При чтении входного файла с помощью любого из ключевых слов INCLUDE, IMPORT, RESTART or GDFILE, можно указать псевдонимы для корней имен путей, чтобы облегчить обмен между рабочими директориями и избежать излишне длинных имен путей. ECLIPSE 100

194

Набор псевдонимов для имен путей, начинающихся с символа $, можно определить в ключевом слове PATHS секции RUNSPEC.

Описание файлов в ECLIPSE Введение

Внутренний формат файлов Файлы ECLIPSE состоят из серий блоков данных, каждый из которых начинается с записи-дескриптора. Запись-дескриптор блока состоит из: •

8-символьного ключевого слова, которое идентифицирует данные в блоке.

•

Целого числа (4 байта), содержащего количество NEL элементов в блоке.

•

4-символьного поля, которое указывает тип данных в блоке. Допустимые значения: ‘INTE’

стандартный

(4 байта) целое

‘REAL’

одинарная точность

(4 байта) действительное число с плавающей точкой

‘LOGI’

стандартный

(4 байта) логическое

‘DOUB’

двойная точность

(8 байтов) действительное число с плавающей точкой

‘CHAR’

символы

Обратите внимание, что если тип данных — ‘CHAR’, то NEL — это полное количество элементов CHARACTER*8. Содержимое блока следует за дескриптором (для новой записи). Оно может быть форматированным или неформатированным. В первом случае используемую форму вывода можно считать с помощью списка ввода FORTRAN. Во втором случае каждый блок данных следует считывать в такую же структуру блока, в которой он был записан. Структура заголовок/запись позволяет конвертировать файлы из форматированного вида в неформатированный или осуществлять в них поиск. Например, файл содержит заголовок с идентификатором ‘PRESSURE‘, типом ‘REAL’ и количеством элементов, равным количеству активных ячеек в модели. В форматированном виде фактические форматы, используемые для блоков данных, будут такими: Целые числа

6(1X,I11)

Действительные числа

4(1X,E16.8)

Действительные числа с двойной точностью

3(1X,D22.14)

Логические

25(1X,L2)

Строки символов

7(1X,A1,A8,A1)

Описание файлов в ECLIPSE Внутренний формат файлов

195

Строка заголовка будет записана с использованием формата (1X, A1, A8, A1, 1X, I11, 1X, A1, A4, A1). Поля A1 служат для вывода кавычек, так что данные можно считывать с помощью спискового ввода. ’LOGIHEAD’ 20 ’LOGI’ F F F T F T F F T F F F ’ZGRP ’ 1 ’CHAR’ ’G ’ ’IWEL ’ 72 ’INTE’ 1 1 3 3 2 2 1 2 0 0 0 0 0 0 0 0 7 0 5 1 1 1 4 4 1 2 0 0 0 0 -1 0 0 0 7 0 ’PRESSURE’ 15 ’REAL’ .39684106+004 .39684106+004 .39684106+004 .39872349+004 .39872349+004 .39872349+004 .40060627+004 .40060627+004

F

F

F

F

F

3 0 2 0 0 0 1 0 1 0 0 0 .39684106+004 .39872349+004 .40060627+004 .40060627+004

F

F

F

1 1 0 1 0 0 1 1 0 1 0 0

.39684106+004 .39872349+004 .40060627+004

Для получения более подробной информации о формате специальных файлов, обращайтесь в нашу службу поддержки.

196

Описание файлов в ECLIPSE Внутренний формат файлов

1 0 -100 1 0 0 1 0 -100 1 0 0

Файлы GRAF Следующие файлы, создаваемые ECLIPSE, можно использовать в программе GRAF: •

Файлы SUMMARY и SPEC — для создания линейных графиков. Данные в эти файлы записываются при моделировании на каждом шаге по времени. Позиции, которые следует записывать, выбираются с помощью ключевых слов секции SUMMARY входного набора данных.

•

Файл GRID Файл GRID, содержащий положения угловых точек ячеек. Этот файл создается ECLIPSE всегда, если только в секцию GRID не добавляется ключевое слово NOGGF. Файл GRID содержит информацию, необходимую для отображения расположения ячеек; он требуется также для графического представления данных решения моделирования.

•

файл описания месторождения или RESTART файл Этот файл содержит полное описание месторождения (давления, насыщенности и т. д.) для всех ячеек на каждом отчетном шаге.

ECLIPSE 100

Содержимое файла и частоту создания отчетов можно задавать с помощью ключевого слова RPTRST.

ECLIPSE 300

Решения моделирования, которые следует записывать, следует выбрать с помощью ключевого слова OUTSOL в секциях SOLUTION или SCHEDULE; в противном случае файл будет пустым.

Описание файлов в ECLIPSE Файлы GRAF

197

198

Описание файлов в ECLIPSE Файлы GRAF

Условия притока на границе Глава 16 Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 x SPECIAL

Условия притока на границе(Flux boundary условия) позволяют производить расчет для малой части месторождения(в некоторой flux области), используя граничные условия, определенные на основе расчета для всего месторождения. Приток на границе участка месторождения записываются в FLUX файл на каждом мини-шаге по времени при расчете для всего месторождения. FLUX файл считывается во время расчета по участку месторождения, чтобы определить соответствующие граничные условия. Шаги по времени для локального расчета могут отличаться от шагов для расчета по всему месторождению(глобального расчета). Для преобразования расчета по всему месторождению, который генерирует FLUX файл, в один или два локальных расчета с соответствующими притоками на границах, считываемыми из FLUX файла, требуется внесение некоторых изменений. В следующих разделах описано использование Flux опции в некоторых простых случаях.

Условия притока на границе Введение

199

Использование условий притока на границе Одна flux область Создание FLUX файла Чтобы создать FLUX файл, требуется: ECLIPSE 100

1

Указать NTFREG, количество flux областей, равное 1 (позиция 4 ключевого слова REGDIMS в секции RUNSPEC).

REGDIMS -- NTFIP NMFIPR NRFREG NTFREG MHISTM NMHSTR 1* 1* 1* 1 1* 1* /

2

Добавить в секцию GRID ключевое слово DUMPFLUX, чтобы указать, что это — расчет для всего месторождения, и необходимо создать FLUX файл.

3

С помощью ключевого слова FLUXNUM в секции GRID задать ячейки для локального расчета. Например, чтобы задать условия притока на границе для локального расчета 2*2*2 из расчета 4*4*3 для всего месторождения, следует задать следующие значения:

DUMPFLUX FLUXNUM 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 /

4

Файл притока имеет имя ROOT.FLUX (неформатированный) или ROOT.FFLUX (форматированный), где ‘ROOT’ — корневое имя расчета. Файл будет форматированным, если в секции RUNSPEC указано ключевое слово FMTOUT.

Использование FLUX файла в локальных расчетах Локальный расчет основан на исходном наборе данных, используемых при расчете по всему месторождению (DUMPFLUX). Он должен использовать те же размеры сетки и то же определение flux области, что и полный расчет.

200

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

Пользователь должен указать, какие flux области являются активными в локальном расчете. Тогда ECLIPSE будет производить расчет только внутри этой активной flux области. Поддержка локальной flux области со стороны модели всего месторождения обеспечивается за счет набора притоков между flux областями, заданными в FLUX файле, созданном при выполнении полного расчета. Чтобы использовать FLUX файл в локальном расчете: ECLIPSE 100

1

Укажите NTFREG, количество flux областей, равное 1 (позиция 4 ключевого слова REGDIMS в секции RUNSPEC).

2

Воспользуйтесь ключевыми словами USEFLUX и FLUXNUM в секции GRID, например,

USEFLUX 'ROOT'/ FLUXNUM 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 /

ECLIPSE 100

3

Если FLUX файл является форматированным, укажите в секции RUNSPEC указано ключевое слово FMTIN.

4

Если заданные пользователем несоседние соединения определены в секции GRID, то ключевое слово NNC необходимо поместить после ключевых слов USEFLUX и FLUXNUM.

5

Массив можно вывести в PRINT файл с помощью мнемоники FLUXNUM в ключевом слове RPTGRID.

И для полного, и для локального расчета следует после ключевого слова DUMPFLUX или USEFLUX вставить ключевое слово FLUXNUM.

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

201

Несколько flux областей Создание FLUX файла ECLIPSE позволяет определить несколько flux областей, все соответствующие притоки будут храниться в FLUX файле. Например, задав в ключевом слове REGDIMS секции RUNSPEC NTFREG = 9 и воспользовавшись ключевыми словами DUMPFLUX и FLUXNUM секции GRID, можно задать 9 отдельных областей. DUMPFLUX FLUXNUM 1 1 2 2 1 1 2 2 3 3 3 3 4 4 4 4 5 5 5 5 6 7 8 8 6 7 8 8 6 7 8 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 /

Использование FLUX файла в локальных расчетах Чтобы выполнить локальный расчет на части месторождения, определенной 3 областями — 2, 3 и 5, следует выполнить следующие действия: ECLIPSE 100

202

1

Указать NTFREG = 3 в позиции 4 ключевого слова REGDIMS в секции RUNSPEC.

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

2

Вставить ключевые слова USEFLUX, FLUXNUM и FLUXREG в секцию GRID. Ключевое слово FLUXREG указывает ECLIPSE, какие flux области являются активными в локальном расчете. Ключевое слово FLUXNUM должно быть в точности таким же, как и для расчета по всему месторождению. Ключевые слова FLUXREG и FLUXNUM должны следовать за ключевым словом USEFLUX.

USEFLUX 'ROOT' / FLUXREG 2 3 5 / FLUXNUM 1 1 2 2 1 1 2 2 3 3 3 3 4 4 4 4 5 5 5 5 6 7 8 8 6 7 8 8 6 7 8 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 /

Обработка скважин В ECLIPSE 100 при расчете по всему месторождению дебит нефти, воды, газа и флюидов в пластовых условиях каждой скважины записываются в FLUX файл на каждом шаге по времени. В ECLIPSE 300 на каждом шаге по времени в FLUX файл записываются дебит скважины для нефти, воды, газа, общий дебит флюида, дебит жирного газа и компонентов. При локальном расчете скважины подразделяются на две категории: скважины, перфорированные внутри границы, и скважины, перфорированные вне нее. Если скважина имеет перфорациию на обеих сторонах границы притока, то будет выдано сообщение об ошибке. Скважины за границами при моделировании в целом игнорируются, но их расходы считываются из FLUX файла и прибавляются к итоговым значениям для группы и месторождения. В отчетах по скважинам эти скважины не учитываются. Поскольку скважины за границами flux области не являются частью модели, возможности их влияния на поведение скважин внутри границы весьма ограничены. Если группа содержит скважины по обеим сторонам границы (что может иметь место для FIELD), то единственная возможность группового управления или ограничения — управление групповым дебитом. Скважины вне границы рассматриваются как недоступные для группового контроля, и их дебиты считываются из FLUX файла и суммируются. Тогда скважины внутри границы дают остающуюся часть целевого дебита группы. Другие групповые ограничения (например, экономические лимиты, лимиты добычи, связанные с капитальным ремонтом, наличие установок для капитального ремонта, искусственный лифт, ограничения на количество открытых скважин) неприменимы для групп, содержащих скважины по обеим сторонам границы, т. к. события, происходящие вне flux области, не учитываются. Если в очередь на бурение входят скважины и внутри, и вне границы, то события бурения вне этой границы будут видимы только по дополнительному вкладу новых скважин в файле в конце соответствующего шага по времени расчета по всему месторождению. Если группа не достигает целевой добычи, а полный вклад вновь пробуренных скважин, расположенных вне области, еще не виден, то при расчете USEFLUX может быть инициировано досрочное бурение скважин внутри области. Поэтому в такой ситуации лучше избегать использования очереди.

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

203

Области дренирования ECLIPSE 100

Под областями дренированияпонимаются области месторождения, в которых дренированиепроисходит независимо друг от друга. Они записываются в отладочном файле, если опция 25 ключевого слова OPTIONS больше 0. Поскольку потоки между разными областями дренированияминимальны, то это дает хороший метод разбиения месторождения на отдельные flux области. Если значение опции 25 больше 1, то положение основной добывающей скважины в каждой области дренированияопределяется отрицательным номером области. FLUXNUM рассматривает отрицательные числа так, как если бы они были положительными.

Водоносные пласты Все данные для водоносного пласта обрабатываются обычным образом. Численные модели водоносных пластов, объявленные вне области USEFLUX, при локальном расчете игнорируются (водоносные пласты учитываются с помощью притоков на границе, сгенерированных при расчете DUMPFLUX). При определении соединений водоносных пластов при локальном расчете дополнительные соединения, проходящие через границу flux области, не будут создаваться, если эта граница заключена внутри бокса, заданного в AQUCON, AQUFET или AQUANCON. Следовательно, при локальном расчете не создаются новые соединения водоносных пластов, которых не было бы в основном расчете, а соединения водоносных пластов вне локальной области учитываются с помощью притоков при локальном расчете.

Перезапуски Локальный расчет может использовать информацию о потоке расчета по всему месторождению, которая состоит из последовательности перезапусков. Ключевое слово USEFLUX в локальном расчете должно указывать корневое имя последнего расчета в последовательности рестартов по всему месторождению. FLUX файлы для всех перезапусков должны существовать, причем все они должны быть либо форматированными, либо неформатированными. Если файлы форматированные, то в секции RUNSPEC следует указать ключевое слово FMTIN. Рис. 16.1

Последовательность перезапусков, дающих вместе полный расчет пласта

RUN1 RUN2 RUN3 Time

204

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

SMALL.DATA для сокращенного расчета включает в себя ключевое слово USEFLUX следующим образом: USEFLUX 'RUN3' /

Этот расчет использует файлы RUN1.FLUX, RUN2.FLUX и RUN3.FLUX для чтения информации о притоке для временной последовательности, определенной *’s. Количество перезапусков в последовательности ограничено 20. Можно перезапустить локальный расчет из соответствующего расчета по всему месторождению, указав обычным образом в ключевом слове RESTART корневое имя всего месторождения.

Граничные условия по давлению (ECLIPSE 100) Вместо того, чтобы использовать притоки каждой фазы, определенные при расчете по всему месторождению, в качестве граничных условий для локального расчета, имеется другая возможность — использование давлений и насыщенностей (см. ключевое слово FLUXTYPE). Давления, насыщенности, значения Rs и Rv в ячейках «гало», окружающих каждую flux область, хранятся в FLUX файле расчета по всему месторождению. В локальном расчете ECLIPSE 100 вычисляет притоки на границе с помощью давлений и насыщенностей в ячейках гало, окружающих локальную flux область. Если полный приток на границе локальной flux области изменяется незначительно, то граничное условие притока по умолчанию адекватно. В частности, это имеет место в случае, когда опция притока используется для рассмотрения эффекта изменения данных скважины в локальной области, причем граница целиком является границей притока или целиком является границей оттока, и распределение флюидов на границе притока изменяется при локальном расчете незначительно. Если режим притока и распределение флюидов изменяются более существенно, то следует использовать давление в качестве граничного условия, чтобы позволить фазам перераспределиться вдоль границы и сделать возможным переключение с притока/оттока в расчете по всему месторождению на отток/приток в локальном расчете. В этом случае ECLIPSE 100 определит, направлен ли поток внутрь локальной области или наружу, путем подъема по потоку, что в целом улучшает устойчивость.

Условия отсутствия притока на границе(ECLIPSE 100) В качестве альтернативы к условиям притока на границе или использования давления, расчет USEFLUX можно осуществлять с условием отсутствия притока на границе. Для этого следует ввести в секцию GRID ключевое слово USENOFLO. В этом случае FLUX файл не требуется. Данная опция дает простой способ смоделировать просто изолированную часть пласта (если условия отсутствия притока являются пригодным приближением), не производя расчет DUMPFLUX.

Локальное измельчение сетки ECLIPSE 100

В ECLIPSE 100 измельченные сетки при расчетах DUMPFLUX нельзя помещать на границе притока. При расчете USEFLUX flux области локальные сетки не могут охватывать границы flux области (определенного FLUXREG) или быть помещенными на них.

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

205

Однако их можно помещать внутри flux областей при условии, что между измельченными ячейками и границей есть, по крайней мере, одна ячейка. Измельченные сетки вне flux области при локальном расчете игнорируются. Таким образом, как и в случае скважин, при локальном расчете необязательно редактировать локальные измельчения сетки в неактивном регионе. Индивидуальный LGR не может принадлежать к разным flux областям в рамках одного LGR объединения. ECLIPSE 300

В ECLIPSE 300 отсутствуют ограничения на положение LGR относительно границы притока.

Чтение Flux-файлов ECLIPSE 100 из ECLIPSE 300 Flux расчеты, как правило, производятся в ECLIPSE 300, и при этом используются FLUX файлы, сгенерированные этим же симулятором. Но можно считать и FLUX файл, созданный ECLIPSE 100. FLUX файл ECLIPSE 100 содержит притоки в терминах объемов товарной нефти и газа, и необходимо также ввести XSTC и YSTC, смеси товарной нефти и газа, чтобы программа могла вычислить потоки компонентов.

Текущие ограничения Ключевые слова DUMPFLUX и USEFLUX нельзя использовать в одном и том же расчете. ECLIPSE 100

При использовании условий притока на границе файлы содержат только притоки нефти, воды, газа и компонентов (или давления, насыщенности, значения Rs и Rv, если в ECLIPSE 100 выбраны граничные условия по давлению). Таким образом, при использовании условий притока на границе опцию Flux Boundary нельзя применять с полимерами, индикаторами, API, моделью растворителя и другими специальными функциями, в которых возникают дополнительные уравнения состояния.

ECLIPSE 100

Граничные условия по давлению учитывают растворитель, API и трассировку минерализованной воды.

Модель разработки газового месторождения

Опцию притока на границе нельзя применять вместе с автоматической настройкой DCQ в модели разработки газового месторождения.

206

Условия притока на границе Использование условий притока на границе

Ключевые слова Секция RUNSPEC REGDIMS

Позиция 4 указывает максимальное количество flux областей при расчете.

Секция GRID ADDREG

Добавляет константу к элементам заданных массивов в выделенных flux областях.

COPY

Копирует данные одного массива в другой.

DUMPFLUX

Создает при расчете по всему месторождению FLUX-файл.

EQUALREG

Присваивает элементам массива постоянные значения в flux области .

FLUXNUM

Задает протяженность каждой flux области

FLUXREG

Указывает, какие из flux областей являются активными.

FLUXTYPE

Указывает тип граничного условия.

MULTIREG

Умножает массив на константу в данной области потока.

RPTGRID

Управляет выходными данными из секции GRID: FLUXNUM выводит номера flux областей.

USEFLUX

Указывает FLUX-файл, используемый в локальном расчете.

Только ECLIPSE 100

USENOFLO

Позволяет производить расчет с данными USEFLUX без FLUX-файла.

Только ECLIPSE 300

XSTC

Определяет состав нефти в стандартных условиях.

Только ECLIPSE 300

YSTC

Определяет состав газа в стандартных условиях.

Только ECLIPSE 100

Ключевые слова Options Только ECLIPSE 100

OPTIONS

Активирует специальные опции программы 25: Области дренирования записываются в файл DEBUG. 65: Удаляет некоторые сообщения об ошибках, касающиеся скважин, проходящих через несколько flux областей, или локальных сеток, прилегающих к границам flux областей при расчете DUMPFLUX.

Только ECLIPSE 300

OPTIONS3

Активирует специальные опции программы 69: Удаляет некоторые сообщения об ошибках, касающиеся скважин, проходящих через несколько flux областей, при расчете DUMPFLUX.

Условия притока на границе Ключевые слова

207

208

Условия притока на границе Ключевые слова

Модель пены Глава 17 Введение x ECLIPSE 100 ECLIPSE 300 x SPECIAL

Пену можно использовать разными способами, чтобы увеличить добычу нефти из пласта. Пена уменьшает подвижность газа; этот эффект позволяет замедлить прорыв нагнетаемого газа или уменьшить добычу газовой шапки. Пена создается путем добавления ПАВ в водную фазу и пропускания газа через ПАВ, чтобы обеспечить стабильную дисперсию пузырьков газа в жидкости. Пена может переноситься в пласт вместе с потоком газа. Главным полезным эффектом применения пены является уменьшение подвижности газа. Обратите внимание, что при нагнетании в пласт пены уменьшение значения межфазного натяжения (между водой и нефтью) несущественно. Уменьшение подвижности газа, как правило, зависит от ряда факторов, в том числе давления и скорости сдвига. Стабильность пены в значительной мере определяет эффект от нагнетания пены. Обычно негативное влияние на пену оказывают адсорбция в матрицу породы, распад со временем, ускоренный распад в присутствии воды. Физика процесса нагнетания пены в пласт весьма сложна. В частности, когда пузырьки пены образуются в пористой среде, их размер, как правило, соответствует размеру пор матрицы породы. Эти пузырьки имеют тенденцию оставаться неподвижными, пока внешнее давление не начнет их сжимать (тем самым, уменьшая их размер). При новом, более высоком давлении образуется больше пузырьков, но с прежним размером. Модель пены ECLIPSE не пытается смоделировать детали образования пены, ее течения и распада. В этой модели предполагается, что пена переносится вместе с газовой фазой, т. е. пена моделируется индикатором в газовой фазе, который учитывает адсорбцию на породу и распад со временем.

Модель пены Введение

209

Имитационная модель Уравнения сохранения пены Хотя пена, в целом, представляет собой смесь газа, воды и ПАВ, ECLIPSE моделирует ее как эффективную концентрацию ПАВ, переносимого в газовой фазе. Следовательно, концентрацию пены можно представлять себе как концентрацию ПАВ, существующего в форме пены. Уравнения сохранения пены решаются полностью неявно в конце каждого шага по времени, после определения перетоков нефти, воды и газа. Предполагается, что пена существует только в газовой фазе. Учитывается адсорбция и распад пены. Изменение подвижности газа рассчитывается явно и учитывается на последующем шаге по времени.

Адсорбция Считается, что адсорбция пены является мгновенной, и количество адсорбированной пены представляет собой функцию концентрации активной пены. Необходимо задать изотерму адсорбции как функцию концентрации пены (см. ключевое слово FOAMADS). Количество пены, адсорбированной породой, дается соотношением: Масса адсорбированной пены

[17.1]

где V

поровый объем ячейки

φ

пористость

ρr

массовая плотность породы (см. ключевое слово FOAMROCK)

CA(Cfoam)

изотерма адсорбции как функция локальной концентрации пены в растворе.

Имеются две модели адсорбции. В первой модели каждый блок сетки отслеживает изотерму адсорбции при увеличении и уменьшении концентрации пены в ячейке. Во второй модели предполагается, что концентрация адсорбированной пены на поверхности породы не может уменьшаться со временем, т. е. что десорбция невозможна.

Распад пены Как правило, эффективность пены уменьшается со временем, даже при условиях, весьма благоприятных для устойчивости пены. Скорость этого снижения эффективности может увеличиться в присутствии воды или нефти. Это явление моделируется путем учета распада пены со временем; период полураспада может быть функцией нефтенасыщенности и водонасыщенности. Если он является функцией обеих этих величин, то предполагается, что пена распадается с минимальным периодом полураспада.

210

Модель пены Имитационная модель

Снижение подвижности газа Пена изменяет подвижность газа путем ввода простого множителя, являющегося функцией концентрации пены (т. е. эффективной концентрацией ПАВ). Изменение подвижности применяется явно; изменение, связанное с условиями в конце каждого шага по времени, применяются на последующем шаге. Не модифицированный поток газа:

[17.2]

Модифицированный поток:

[17.3]

где Krg

относительная проницаемость газа

µg

вязкость газа

Bg

объемный коэффициент газа

T

проводимость

DР

разность потенциалов

M(Cfoam)

введенный коэффициент снижения подвижности газа

Cfoam

концентрация пены.

На коэффициент M(Cfoam) снижения подвижности газа могут влиять два разных фактора, каждый из которых стремится увеличить M (т. е. увеличить подвижность газа). M(Cfoam) может рассматриваться как функция давления и скорости сдвига. Коэффициент снижения подвижности с учетом влияния давления имеет вид: [17.4]

где MP

коэффициент снижения подвижности с учетом влияния давления

M(Cfoam)

исходный коэффициент снижения как функция концентрации пены

Mp(P)

функция, зависящая от давления

p

давление в нефтяной фазе.

Коэффициент снижения подвижности с учетом влияния сдвига имеет вид: [17.5]

Модель пены Имитационная модель

211

где MF

итоговый коэффициент снижения подвижности газа

MP

коэффициент снижения подвижности газа после учета влияния давления

Ms(v)

функция, зависящая от сдвига

v

скорость газа.

Скорость газовой фазы вычисляется следующим образом: [17.6]

где

212

Fg

скорость течения газа через единицу поверхности

Bg

объемный коэффициент газа

φ

средняя пористость двух ячеек

A

площадь сечения потока между двумя ячейками.

Модель пены Имитационная модель

Использование модели пены Модель пены активизируется с помощью ключевого слова FOAM в секции RUNSPEC. Есть возможность вывода геометрических данных, используемых для расчета эффекта уменьшения сдвига с помощью мнемоники FOAM в ключевом слове RPTGRID. При этом выводится карта 1/(poro*area) значений, применяемых для расчета скорости газа. Есть обязательное ключевое слово в секции PROPS, которое описывает снижение подвижности газа как функцию концентрации пены. Кроме того, имеются 5 дополнительных ключевых слов, которые могут активировать опции адсорбции, распада и дополнительные функции подвижности. FOAMMOB

таблицы фактора снижения подвижности газовой фазы как функции концентрации пены (обязательное)

FOAMADS

данные адсорбции пены. (необязательное)

FOAMDCYW

данные по распаду пены (как функции водонасыщенности). (необязательное)

FOAMDCYO

данные по распаду пены (как функции нефтенасыщенности). (необязательное)

FOAMMOBP

коэффициент снижения подвижности газа как функция давления. (необязательное)

FOAMMOBS

коэффициент снижения подвижности газа как функция сдвига. (необязательное)

Данные секции PROPS модели пены можно вывести в файл PRINT с помощью мнемоники FOAM в ключевом слове RPTPROPS. Концентрация нагнетаемой пены для скважины с закачкой воды задается с помощью ключевого слова WFOAM в секции SCHEDULE.

Управление выводом Выводом в файл PRINT можно управлять с помощью следующих мнемоник ключевых слов RPTSCHED и RPTSOL: FOAM

концентрация пены в каждом блоке сетки.

FIPFOAM

баланс пены для месторождения и каждой области.

FOAMADS

пена, адсорбированная породой.

FOAMDCY

период полураспада и время полного распада пены.

FOAMMOB

коэффициент снижения подвижности газа. Обратите внимание, что снижение подвижности газа учитывает эффект давления, но не сдвиговый эффект, т. к. сдвиговый эффект вычисляется отдельно для каждого потока.

WELLS=2

Создает сводку данных о нагнетании и добыче пены для месторождения/группы скважин/скважины/соединений.

Список ключевых слов секции SUMMARY расширен, чтобы включить в него данные, относящиеся к пене. Эти ключевые слова используют формат пассивного индикатора: имя ключевого слова объединяется с названием индикатора. Здесь пена идентифицируется именем индикатора FOA. Например, ключевое слово для добычи пены по всему месторождению будет иметь вид FTPRFOA. Модель пены Использование модели пены

213

Ключевые слова Секция RUNSPEC Активирует модель пены

FOAM

Секция GRID RPTGRID

Управляет выходными данными секции GRID. Мнемоника FOAM выводит карту 1/(poro*area) значений, применяемых для расчета скорости газа.

Секция PROPS FOAMADS

данные адсорбции пены.

FOAMDCYO

данные по распаду пены (как функции нефтенасыщенности).

FOAMDCYW

данные по распаду пены (как функции водонасыщенности).

FOAMMOB

таблицы фактора снижения подвижности газовой фазы как функции концентрации пены.

FOAMMOBP

коэффициент снижения подвижности газа как функция давления.

FOAMMOBS

коэффициент снижения подвижности газа как функция сдвига.

FOAMROCK

свойства породы для пены.

RPTPROPS

управление выходными данными секции PROPS Мнемоника FOAM выводит свойства пены.

Секция SUMMARY Ключевые слова, приведенные в таблице 17.1, управляют выводом данных, определенных для модели пены. Таблица 17.1 Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных для опции пены Field (По месторождению)

Group (Группа)

Скважина

Соединение

Область

Блок

CTFRFOA FTPRFOA

GTPRFOA

WTPRFOA

FTPTFOA FTIRFOA FTITFOA

GTPTFOA GTIRFOA GTITFOA

WTPTFOA WTIRFOA WTITFOA

FTIPTFOA

214

CTPTFOA CTITFOA RTIPTFOA

Модель пены Ключевые слова

BTCNFFOA BTIPTFOA

Информация Расход (+ или -) Production Rate (Дебит добычи) Общая добыча Темп закачки Общий объем закачки Концентрация В растворе

Таблица 17.1 Ключевые слова секции SUMMARY, управляющие выводом данных для опции пены (продолжение) Field (По месторождению)

Group (Группа)

Скважина

Соединение

Область RTFTTFOA RTADSFOA RTDCYFOA RTMOBFOA

FTADSFOA FTDCYFOA FTMOBFOA

Блок

BTADSFOA BTDCYFOA BTMOBFOA

BTHLFFOA

Информация Общий поток Общая адсорбция Распавшийся индикатор Коэффициент подвижности газа (кроме сдвига) Период полураспада

Секция SOLUTION RPTSOL

Управление выходными данными секции SOLUTION. Мнемоника FIPFOAM выводит отчеты о содержании пены в пласте. Мнемоника FOAM выводит концентрацию пены в блоке сетки. Мнемоника FOAMADS выводит адсорбцию пены в блоке сетки. Мнемоника FOAMDCY выводит распад пены в блоке сетки. Мнемоника FOAMMOB выводит коэффициент снижения подвижности газа. Обратите внимание, что снижение подвижности газа учитывает эффект давления (FOAMMOBP), но не сдвиговый эффект (FOAMMOBS), т. к. сдвиговый эффект вычисляется отдельно для каждого потока.

Секция SCHEDULE RPTSCHED

Управление выходными данными секции SCHEDULE. Мнемоника FIPFOAM выводит отчеты о содержании пены в пласте. Мнемоника FOAM выводит концентрацию пены в блоке сетки. Мнемоника FOAMADS выводит адсорбцию пены в блоке сетки. Мнемоника FOAMDCY выводит распад пены в блоке сетки. Мнемоника FOAMMOB выводит коэффициент снижения подвижности газа. Обратите внимание, что снижение подвижности газа учитывает эффект давления (FOAMMOBP), но не сдвиговый эффект (FOAMMOBS), т. к. сдвиговый эффект вычисляется отдельно для каждого потока.

WFOAM

Задает концентрацию пены для нагнетательных скважин.

Модель пены Ключевые слова

215

Пример набора данных RUNSPEC RUNSPEC TITLE Простой пример модели пены DIMENS 10 10 3 / OIL WATER GAS DISGAS FOAM FIELD EQLDIMS 1 100 10 1 1 / TABDIMS 2 1 16 12 2 12 1 REGDIMS 2 1 0 0 0 1 / WELLDIMS 2 1 1 2 / NUPCOL 4 / START 19 'APR' 1994 / NSTACK 24 / FMTOUT

1 /

GRID В этом разделе определяется геометрия сетки моделирования, а также проницаемости и пористости породы.

216

Модель пены Пример набора данных

Размеры (DX, DY) ячеек вдоль направлений x и y и пористости являются постоянными для всей сетки. Они задаются в первых трех строках после ключевого слова EQUALS. Толщина (DZ) ячеек и проницаемости указываются для каждого слоя. Глубины верхних граней ячеек (TOPS) требуются только для верхнего слоя (хотя их можно задать и для всех ячеек сетки). Заданные значения MULTZ используются в качестве коэффициентов, на которые умножаются проводимости между текущим слоем и слоем, расположенным ниже него. GRID -МАССИВ ЗНАЧЕНИЕ ----- БОКС ----EQUALS 'DX' 1000 / 'DY' 1000 / 'PORO' 0.3 / 'DZ' 20 1 10 1 10 1 1 'PERMX' 500 / 'MULTZ' 0.64 / 'TOPS' 8325 / 'DZ' 30 1 10 1 10 2 2 'PERMX' 50 / 'MULTZ' 0.265625 / 'DZ' 50 1 10 1 10 3 3 'PERMX' 200 / / EQUALS ЗАВЕРШАЕТСЯ ПУСТОЙ ЗАПИСЬЮ

/

/

/

-- ПРОНИЦАЕМОСТИ В НАПРАВЛЕНИЯХ Y И Z КОПИРУЮТСЯ ИЗ PERMX -- ИСТОЧНИК НАЗНАЧЕНИЕ ----- БОКС ----COPY 'PERMX' 'PERMY' 1 10 1 10 1 3 / 'PERMX' 'PERMZ' / / -- ТРЕБУЕТСЯ ВЫВОДИТЬ ДАННЫЕ DX, DY, DZ, PERMX, PERMY, PERMZ, MULTZ, -- PORO И TOPS РАССЧИТАННЫЕ ОБЪЕМЫ ПОР, А ТАКЖЕ -- ПРОВОДИМОСТИ ПО НАПРАВЛЕНИЯМ X, Y И Z RPTGRID 'DX' 'DY' 'DZ' 'PERMX' 'PERMY' 'PERMZ' 'MULTZ' 'PORO' 'TOPS' 'PORV' 'TRANX' 'TRANY' 'TRANZ' /

Модель пены Пример набора данных

217

PROPS PROPS ============================================================ --- SWAT KRW PCOW -SWFN 0.12 0 0 1.0 0.1 0 / / --- SGAS KRG PCOG -SGFN 0 0 0 0.02 0 0 0.05 0.005 0 0.12 0.025 0 0.2 0.075 0 0.25 0.125 0 0.3 0.19 0 0.4 0.41 0 0.45 0.6 0 0.5 0.72 0 0.6 0.87 0 0.7 0.94 0 0.85 0.98 0 1.0 1.0 0 / / -- ЗАВИСИМОСТЬ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТИ ОТ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ -- ЗАНЕСЕНА В ТАБЛИЦУ ДЛЯ СЛУЧАЕВ НЕФТЬ-ВОДА и НЕФТЬ-ГАЗ-СВЯЗАННАЯ ВОДА --- SOIL KROW KROG SOF3 0 0 0 0.18 0 0 0.28 0.0001 0.0001 0.38 0.001 0.001 0.43 0.01 0.01 0.48 0.021 0.021 0.58 0.09 0.09 0.63 0.2 0.2 0.68 0.35 0.35 0.76 0.7 0.7 0.83 0.98 0.98 0.86 0.997 0.997 0.879 1 1 0.88 1 1 / /

218

Модель пены Пример набора данных

--REF. PRES. REF. FVF COMPRESSIBILITY REF VISCOSITY -PVTW 4014.7 1.029 3.13D-6 0.31 --REF. PRES COMPRESSIBILITY -ROCK 14.7 3.0D-6 / --- ПОВЕРХНОСТНЫЕ ПЛОТНОСТИ ФЛЮИДОВ В ПЛАСТЕ --НЕФТЬ ВОДА ГАЗ DENSITY 49.1 64.79 0.06054 / --PGAS BGAS VISGAS PVDG 14.7 166.666 0.008 264.7 12.093 0.0096 514.7 6.274 0.0112 1014.7 3.197 0.014 2014.7 1.614 0.0189 2514.7 1.294 0.0208 3014.7 1.080 0.0228 4014.7 0.811 0.0268 5014.7 0.649 0.0309 9014.7 0.386 0.047 / --RS POIL FVFO VISO PVTO 0.001 14.7 1.062 1.04 / 0.0905 264.7 1.15 0.975 / 0.18 514.7 1.207 0.91 / 0.371 1014.7 1.295 0.83 / 0.636 2014.7 1.435 0.695 / 0.775 2514.7 1.5 0.641 / 0.93 3014.7 1.565 0.594 / 1.270 4014.7 1.695 0.51 5014.7 1.671 0.549 9014.7 1.579 0.74 / 1.618 5014.7 1.827 0.449 9014.7 1.726 0.605 / /

VISCOSIBILITY

Модель пены Пример набора данных

0 /

219

--- ИЗОТЕРМЫ АДСОРБЦИИ ПЕНЫ -FOAMADS 0.0 0.00000 1.0 0.00005 30.0 0.00005 / 0.0 0.00000 1.0 0.00002 30.0 0.00002 / --- ПЛОТНОСТЬ ПОРОДЫ И МОДЕЛЬ АДСОРБЦИИ -FOAMROCK 1 2650 / 2 2650 / --- РАСПАД ПЕНЫ КАК ФУНКЦИЯ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ -FOAMDCYW 0.0 3000 1.0 2000 / 0.0 3000 1.0 2000 / --- РАСПАД ПЕНЫ КАК ФУНКЦИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ -FOAMDCYO 0.0 3000.0 1.0 2500.0 / 0.0 3000.0 1.0 2500.0 / --- СНИЖЕНИЕ МОБИЛЬНОСТИ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ПЕНЫ -FOAMMOB 0 1 0.001 0.4 0.1 0.1 1.2 0.05 / --- ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА СНИЖЕНИЕ МОБИЛЬНОСТИ ГАЗА -- В ЭТОМ СЛУЧАЕ ПОВЫШЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ УМЕНЬШАЕТ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПЕНЫ -FOAMMOBP 3000 0 6000 0.2 /

220

Модель пены Пример набора данных

--- ВЛИЯНИЕ СКОРОСТИ СДВИГА НА СНИЖЕНИЕ МОБИЛЬНОСТИ ГАЗА -- В ЭТОМ СЛУЧАЕ УВЕЛИЧЕНИЕ СДВИГА УМЕНЬШАЕТ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПЕНЫ -FOAMMOBS 0.0 0 4.0 0.1 / --- УПРАВЛЕНИЕ ВЫВОДОМ ДЛЯ ДАННЫХ СЕКЦИИ PROPS -RPTPROPS 'FOAM' /

REGIONS REGIONS EQUALS 'SATNUM' 'FIPNUM' 'SATNUM' 'FIPNUM' /

1 / 1 / 2 1 3 2 1 3

1 3 1 3

1 3 / 1 3 /

SOLUTION В секции SOLUTION задается начальное состояние переменных (фазовые давления, насыщенности, газонефтяные факторы). SOLUTION -- ДАННЫЕ ДЛЯ ИНИЦИАЛИЗАЦИИ ФЛЮИДОВ ДЛЯ РАВНОВЕСИЯ ПОТЕНЦИАЛОВ --DATUM DATUM OWC OWC GOC GOC RSVD RVVD SOLN -DEPTH PRESS DEPTH PCOW DEPTH PCOG TABLE TABLE METH EQUIL 8400 4800 8500 0 8200 0 1 0 0 -- ИЗМЕНЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО RS С ГЛУБИНОЙ --- ГЛУБИНА RS RSVD 8200 1.270 8500 1.270 / --- УПРАВЛЕНИЕ ВЫВОДОМ -RPTSOL 'PRESSURE' 'SWAT' 'SGAS' 'FOAM' /

Модель пены Пример набора данных

/

221

SUMMARY В этом разделе задаются данные, которые следует записывать в файлы SUMMARY, и которые позднее могут быть использованы в графическом пакете ECLIPSE. SUMMARY --ЗАПРОС ВЫВОДА НА ПЕЧАТЬ ДАННЫХ ФАЙЛА SUMMARY RUNSUM SEPARATE -- ДОБЫЧА НЕФТИ С МЕСТОРОЖДЕНИЯ FOPR -- ГАЗОНЕФТЯНОЙ ФАКТОР СКВАЖИНЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЯ WGOR 'PRODUCER' / -- ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ WBHP 'PRODUCER' / -- НАСЫЩЕННОСТИ В НАГНЕТАЮЩЕЙ И ДОБЫВАЮЩЕЙ ЯЧЕЙКЕ BGSAT 10 10 3 1 1 1 / BOSAT 10 10 3 1 1 1 / BWSAT 10 10 3 1 1 1 / -- ДАВЛЕНИЯ В НАГНЕТАЮЩЕЙ И ДОБЫВАЮЩЕЙ ЯЧЕЙКЕ BPR 10 10 3 1 1 1 / FTPRFOA FTPTFOA FTIRFOA FTITFOA FTIPTFOA FTADSFOA FTDCYFOA BTCNFFOA 1 1 1 / 2 2 1 / /

222

Модель пены Пример набора данных

WTPRFOA 'OP' / RTIPTFOA 1 / BTADSFOA 1 1 1 / / BTDCYFOA 1 1 1 / / BTHLFFOA 1 1 1 / / RTADSFOA 1 / RTDCYFOA 1 /

SCHEDULE В секции SCHEDULE определены операции, которые подлежат моделированию. SCHEDULE -- УПРАВЛЕНИЕ ВЫВОДОМ В КАЖДЫЙ ОТЧЕТНЫЙ МОМЕНТ ВРЕМЕНИ RPTSCHED 'PRESSURE' 'SWAT' 'SGAS' 'SOIL' 'FOAM' 'WELLS=2' 'NEWTON=2' 'FIPFOAM=2' 'TRADS' 'FOAMADS' 'FOAMDCY' 'FOAMMOB' / RPTRST 'BASIC=3' 'FIP' 'FREQ=2' / -- УСТАНАВЛИВАЕТСЯ ОПЦИЯ 'NO RESOLUTION' DRSDT 0 / -- ОПРЕДЕЛЕНИЕСКВАЖИН --WELL GRUP LOCATION BHP PI -NAME NAME I J DEPTH DEFN WELSPECS 'PRODUCER' 'G' 10 10 8400 'OIL' / 'INJECTOR' 'G' 1 1 8335 'GAS' / / -- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРФОРАЦИЙ --WELL -LOCATION- OPEN/ SAT CONN WELL -NAME I J K1 K2 SHUT TAB FACT DIAM COMPDAT 'PRODUCER' 10 10 3 3 'OPEN' 0 -1 0.5 / 'INJECTOR' 1 1 1 1 'OPEN' 1 -1 0.5 / /

Модель пены Пример набора данных

223

--- УПРАВЛЕНИЕ ДОБЫЧЕЙ СКВАЖИНЫ --WELL OPEN/ CNTL OIL WATER GAS -NAME SHUT MODE RATE RATE RATE WCONPROD 'PRODUCER' 'OPEN' 'ORAT' 20000 4* / --- УПРАВЛЕНИЕ ЗАКАЧКОЙ СКВАЖИНЫ --WELL INJ OPEN/ CNTL FLOW -NAME TYPE SHUT MODE RATE WCONINJ 'INJECTOR' 'GAS' 'OPEN' 'RATE' 100000 / / TSTEP 1 9 / --- ЗАДАНИЕ СКВАЖИНЫ С ЗАКАЧКОЙ ПЕНЫ -WFOAM 'INJECTOR' 1.1 / / TSTEP 1 9 90 20*100 5*1000 / END

224

Модель пены Пример набора данных

LIQU RATE

RES RATE

BHP

1000 /

Формулировка уравнений Глава 18 Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 SPECIAL

ECLIPSE 100 и ECLIPSE 300 включают опции полностью неявных методов решения, IMPES (IMplicit Pressure Explicit Saturation) и AIM (Adaptive Implicit Method). Полностью неявный метод абсолютно устойчив и может быть использован для решения «сложных» задач, например, задач об образовании конуса. Хотя метод IMPES потенциально нестабилен, он менее диспергирующий и иногда работает быстрее, чем полностью неявный метод, и может быть использован для решения «простых» задач, таких как настройка на историю, в которых шаги по времени обычно малы. Метод AIM для композиционных задач является компромиссом между полностью неявным методом и методом IMPES; он позволяет оставлять ячейки в «сложных» областях полностью неявными, а в «простых» ячейках использовать преимущества алгоритма IMPES.

ECLIPSE 100 Метод решения по умолчанию является полностью неявным для всех расчетов с нелетучей нефтью. Он устойчив и эффективен для задач нелетучей нефти и позволяет использовать при моделировании большие шаги по времени. Чтобы использовать в одном и том же расчете и полностью неявный метод, и метод IMPES, следует добавить в соответствующие места секции SCHEDULE ключевые слова DIMPES или DIMPLICT.

ECLIPSE 300 По умолчанию для всех композиционных расчетов используется метод решения AIM, а для всех расчетов нелетучей нефти — IMPLICIT. Метод решения по умолчанию можно изменить, воспользовавшись одним из ключевых слов AIM, IMPLICIT или IMPES в секции RUNSPEC. Расчеты с термической опцией всегда являются полностью неявными.

Формулировка уравнений Введение

225

Описание уравнений Нелинейный остаток, Rfl, для каждого компонента флюида в каждом блоке сетки на каждом шаге по времени задается формулой: [18.1]

где dM

масса на единицу поверхностной плотности, накопленная за текущий шаг по времени, dt

F

скорость чистого потока в соседние блоки сетки

Q

скорость чистого потока в скважины на шаге по времени

Rfl

задается при расчете для каждой ячейки и каждого флюида.

В задачах нелетучей нефти флюидами являются нефть, вода и газ; в композиционном случае ими могут быть углеводородные компоненты и вода. ECLIPSE 300

В композиционном случае для двух углеводородных ячеек добавляется требование, чтобы энергия Гиббса системы была минимальна. Из условий первого порядка для этого получается условие равной летучести компонентов: [18.2]

Чтобы решить полную систему, потребуем выполнения соотношений Rf → 0 и Rfu → 0 в пределах требуемой точности.

226

Формулировка уравнений Описание уравнений

Наборы переменных Чтобы решить остаточные уравнения, необходим набор переменных. Количество независимых переменных должно быть равно количеству остаточных уравнений; эти уравнения могут решаться методом Ньютона. Фактические наборы переменных в ECLIPSE 100 и ECLIPSE 300 различаются, и они будут рассмотрены отдельно

ECLIPSE 100 — нелетучая нефть Первичные переменные X являются давление P и две насыщенности для задачи трехфазной нелетучей нефти. Водонасыщенность Sw и одна из величин Sg, Rs или Rv выбираются для дополнения набора. Для 3-компонентной системы нелетучей нефти (нефть, вода, газ) остаток R и решение X являются в каждом блоке сетки трехмерными векторами. По умолчанию процедура решения является полностью неявной.

[18.3]

и якобиан

, принимает вид

[18.4]

Изменение массы на шаге по времени dt дается формулой [18.5]

где:

Формулировка уравнений Наборы переменных

227

[18.6]

где PV

поровый бъем ячейки

Bo

объемный коэффициент нефти

Bw

объемный коэффициент воды

Bg

объемный коэффициент газа

Rs

газосодержание

Rv

содержание нефти в газе.

Если Sg=0, то решением уравнения становится Rs (недонасыщенная нефть), а если So=0, то решением уравнения становится Rv (недонасыщенный газ). Элементы якобиана изменяются в соответствии с изменением переменных. При расчете якобиана в ECLIPSE 100 аппроксимации не осуществляются. Большое внимание уделяется вычислению всех производных, чтобы обеспечить квадратическую сходимость метода Ньютона. Возможны следующие состояния углеводородов: Состояние 1

Только газ Переменными являются:

Состояние 2

Газ и нефть, Переменными являются:

Состояние 3

Только нефть, Переменными являются:

Количество ячеек в каждом состоянии вместе с количеством ячеек, изменяющих состояние во время итерации в методе Ньютона (NTRAN) выводится в файл SUMMARY на каждой итерации.

ECLIPSE 300 — композиционная задача Первичными переменными, используемыми в ячейках во всех фазовых состояниях, являются

228

Формулировка уравнений Наборы переменных

где m1, …, mN

молярные плотности каждого компонента и

mw

молярная плотность воды.

В режиме IMPSAT добавляем три дополнительных первичных переменных решения: Xo, Xg, Xw, которые описывают насыщенности фаз. Для нормализации остаточных уравнений, необходимо дополнительное остаточное уравнение, которое обычно называют условием сохранения объема. Это условие требует, чтобы насыщенности в сумме давали единицу, и имеет вид: [18.7]

где PV — объем ячейки, а FV — объем флюида, даваемый соотношением [18.8]

причем общая молярная плотность углеводорода задана формулой [18.9]

где L и V — жидкая и газовая мольные доли, а and

— молярные плотности нефти, газа и воды.

Матрица Якоби в композиционном случае принимает вид:

которое можно переписать в терминах первичных переменных (P, Sw, mc для каждого углеводородного компонента) и остаточных уравнений (Rw, Rc и Rm) для полностью неявного метода следующим образом:

[18.10]

остаточное уравнение R(X) = 0 решается относительно X с помощью метода Ньютона.

Формулировка уравнений Наборы переменных

229

В двухфазовых блоках необходимы вторичные переменные. Это — значения Ji = log(Ki) для каждого компонента, а также мольные доли газа V. В терминах этих переменных условие равной летучести для остатка можно записать так: [18.11]

где [18.12]

[18.13]

В композиционном случае существует дополнительный нормализованный остаток (уравнение Рэчфорда-Райса): [18.14]

где zi иKi — мольные доли компонентов и константы равновесия, соответственно. Эти переменные для расчета параметров паражидкостного равновесия — . Параметры равновесия Xf находится на каждой итерации путем решения уравнения равновесия [18.15]

В режиме IMPSAT имеем три дополнительных остатка для определения переменных насыщенности [18.16]

где Sp(P, m) — частичный объем, занятый фазой p.

Полностью неявный метод Полностью неявный метод используется по умолчанию для расчетов нелетучей нефти как в ECLIPSE 100, так и в ECLISPE 300. Он не рекомендуется для композиционных расчетов, т. к. в них часто присутствует слишком много компонентов, чтобы полностью неявный метод был эффективен. Метод Ньютона применяется для решения нелинейных остаточных уравнений R(X) = 0. Для уменьшения остатков до «достаточно малых величин» может потребоваться несколько итераций. В ECLIPSE 100 для определения значения понятия «достаточно малый» служат две величины. Это — погрешность материального баланса и максимальный нормализованный остаток насыщенности.

230

Формулировка уравнений Наборы переменных

Методы IMPES и AIM IMPES Остаток IMPES (IMplicit Pressures Explicit Saturations или Неявное Давление Явная Насыщенность) аналогичен полностью неявному остатку, за исключением того, что все слагаемые, связанные с перетоком между ячейками и в скважину, в задачах для нелетучей нефти рассчитываются с использованием насыщенностей (или Rs, Rv), а в композиционных задачах — на основе молярных плотностей в начале каждого шага по времени. [18.17]

Массовые слагаемые Mt+dt вычисляются на основе давлений и насыщенностей в конце шага по времени. В результате этого решать уравнения остатка, R = 0, существенно проще, т. к. в него не входят нелинейности, возникающие из-за относительных проницаемостей, которые остаются неизменными на всем шаге по времени. Однако для корректного решения уравнений IMPES необходимо производить итерации до тех пор, пока все остатки не станут достаточно малы. Линейные уравнения, появляющиеся в методе Ньютона, также гораздо легче поддаются решению в случае IMPES, поскольку производные потоков по насыщенностям равны нулю. Линейные уравнения решаются последовательно, вначале — для давления, затем для насыщенностей. Это отличается от полностью неявного метода, в котором линейные уравнения приходится решать совместно. ECLIPSE 100

Шаги по времени выбираются автоматически, так, чтобы ограничить изменения насыщенности до 5%. Однако в случае, если для данного шага по времени максимальное изменение насыщенности меньше 10%, а максимальное изменение давления меньше 200 psi, то такой шаг принимается. Эти предельные значения можно изменить с помощью ключевого слова DIMPES.

ECLIPSE 300

Шаги по времени выбираются автоматически, так, чтобы ограничить изменения насыщенности до 5%. Условия по умолчанию для выбора шага по времени можно изменить с помощью ключевого слова TSCRIT.

ECLIPSE 300

В ECLIPSE 300 алгоритм IMPES является, строго говоря, методом IMPEM (IMplicit Pressure Explicit Mobility — неявное давление/явная подвижность). Массовые слагаемые Mt+dt вычисляются на основе давлений и молярных плотностей в конце шага по времени. Слагаемые, описывающие перетоки между ячейками, рассчитываются в предположении, что насыщенности, обобщенные подвижности и плотности пласта фиксированы на предыдущем шаге.

ECLIPSE 300

AIM Адаптивный неявный метод (AIM) представляет собой компромисс между полностью неявным методом и методом IMPES. Ячейки с высоким расходом полагаются неявными для обеспечения устойчивости и большой длины шага по времени, а большинство ячеек рассматриваются как IMPES, т. к. предполагается, что решение в них слабо меняется. Для всех перфораций скважин используется неявный метод. Целевая доля неявных ячеек в композиционных расчетах равна 1%, но это значение можно изменить с помощью ключевого слова AIMFRAC.

Формулировка уравнений Методы IMPES и AIM

231

ECLIPSE 300

Опция CFLLIMIT для расчетов AIM и IMPES Данная опция основана на статье «Устойчивость IMPES: устойчивый шаг» (К.Х. Коатс, [86]). За информацией о технических деталях обращайтесь к этой работе. По умолчанию, расчеты AIM и IMPES выбирают неявные ячейки/шаг по времени, учитывая расход и/или изменение решения. Хотя такой метод обычно работает, он не является абсолютно точным, и в некоторых ситуациях, в частности при наличии значительных капиллярных сил, может привести к неверному выбору. Опция CFLLIMIT ставит выбор шага по времени и выбор неявных ячеек на гораздо более точную основу, базирующуюся на максимальном устойчивом шаге по времени, допустимом для явных ячеек. Этот шаг по времени можно вычислить по условиям, приведенным в вышеупомянутой статье. Из-за устойчивости данного подхода, при его использовании ограничение на максимальную скорость изменения капиллярного давления не накладывается. Обратитесь к описанию ключевого слова DPCDT и сравните его с обычными расчетами AIM или IMPES. В тех расчетах, где данная опция приводит к возникновению отличий: Помимо давлений, обусловленных строгим учетом скорости изменения капиллярного давления, пользователь может отметить следующее:

Расчеты IMPES Расчет займет большее времени, т. к. шаги по времени выбираются меньшими, в некоторых случаях даже существенно меньшими. Преимущество заключается в том, что разброс результатов практически исчезнет.

Расчеты AIM Время может увеличится, т. к. теперь «правильные» ячейки рассматриваются как неявные, что ведет к меньшим проблемам со сходимостью. В некоторых случаях благодаря неявной обработке «корректных» ячеек и выбору устойчивого шага по времени для остальных, явных ячеек, можно достичь значительного улучшения производительности и результатов. Бывают также случаи, когда производительность существенно ухудшается, хотя это не касается результатов. Это происходит в случае, если расчет может производиться без заметных нежелательных эффектов с гораздо большим шагом по времени, чем это требуется по соображениям устойчивости. Как правило, можно достичь некоторого выигрыша при внимательном анализе результатов, но если этот выигрыш не оправдывает увеличения машинного времени или же это увеличение делает расчет задачи экономически невыгодным, есть две возможности.

232

1

позиции 2-4 ключевого слова CFLLIMIT можно изменить, чтобы разрешить использовать шаги, которые теоретически являются неустойчивыми.

2

можно не использовать это ключевое слово, а применить настройки AIM по умолчанию и при необходимости воспользоваться TUNING, чтобы не позволить AIM выбрать слишком большие шаги по времени.

Формулировка уравнений Методы IMPES и AIM

Неустойчивость в методе IMPES В большинстве случаев неустойчивость при использовании метода IMPES возникает, когда фаза проходит критическую насыщенность и становится подвижной. На рис. 18.1 вода перетекает из ячейки А в ячейку В. Уровни воды во время t показаны темным цветом. Поскольку насыщенность в ячейке В ниже Swcr в момент t, вода не может вытекать из ячейки В. На шаге по времени, dt, водонасыщенность в ячейке В может существенно превысить значение Swcr, достигнув величины, большей, чем водонасыщенность в ячейке А. На следующем шаге вода может перетекать из ячейки В с высокой скоростью, особенно если krw быстро растет, с повышением Swcr; а значение насыщенности может опуститься ниже Swcr, в результате чего вода в ячейке В снова станет неподвижной на следующем шаге по времени. Таким образом, при использовании IMPES насыщенности могут колебаться около критических значений. Эти трудности не возникают при использовании полностью неявного метода, т. к. он допускает поток из ячейки B как только Sw превысит Swcr. Рис. 18.1

Нестабильность при использовании IMPES метода

Sw при t+dt Swcr Sw при t Ячейка А

Ячейка В

Данный тип неустойчивости может ограничить эффективность применения метода IMPES. Эта проблема во многих симуляторах (но не в ECLIPSE) уменьшается путем автоматического масштабирования входных кривых относительной проницаемости для получения равномерных интервалов насыщенности. В ECLIPSE это не делается по следующим соображениям: •

пользователь может хотеть, чтобы данные учитывались точно

•

резкие различия относительной проницаемости эффективно обрабатываются полностью неявным методом

•

эффективность поиска по таблице в обоих случаях одинакова (в отличие от распространенного мнения)

•

пользователь имеет возможность вводить «сглаженные» кривые kr.

Формулировка уравнений Методы IMPES и AIM

233

Критерии сходимости для уравнений остатка Алгоритм Ньютона направлен на уменьшение остатков R(X) до нуля. В ECLIPSE 100 критерии сходимости в основан на ошибке материального балансе и проверке максимального остатка R. В ECLIPSE 300 критерии сходимости основаны на изменении решения ∆x, которое должно быть «достаточно малым» при ньютоновских итерациях.

ECLIPSE 100 Ошибка материального баланса Если остатки суммируются по всем ячейкам пласта, то слагаемые перетока будут взаимно уничтожаться, т. к. переток из ячейки всегда равен и противоположен по знаку соответствующему перетоку из соседней ячейки. Таким образом, сумма остатков для каждой фазы или компонента соответствует чистому накоплению массы в пласте за вычетом перетока в скважины. Это — погрешность материального баланса. Для трехкомпонентной системы имеем

[18.18]

где обозначает сумму по всем ячейкам пласта, а (Ro)i

остаток нефти в i-й ячейке и т. д.

В ECLIPSE 100 ошибки материального баланса конвертируются в независимые от проблемы значения:

234

Формулировка уравнений Критерии сходимости для уравнений остатка

[18.19]

где

— средний объемный коэффициент нефти и т. д.

Численные значения MBo, MBw и MBg вычисляются после каждой итерации метода Ньютона, а ошибка материального баланса считается достаточно малой, если все значения меньше 1,0E-7. Значения MB могут быть выведены в файл по каждой итерации. На каждом отчетном шаге можно вывести в файл отчеты по материальному балансу в соответствующих единицах.

Нормализованные остатки Хотя обеспечению малости погрешностей материального баланса вещества в ECLIPSE 100 уделяется большое значение, она не всегда является достаточно точным показателем сходимости. Вторая проверка выполняется путем расчета максимального нормализованного остатка насыщенности

[18.20]

где MAXi — максимальное значение по всем ячейкам пласта. При преобразовании каждой погрешности сходимости в эквивалентное значение насыщенности можно определить разумные ограничения на числа CNV, которые полагаются сходящимися, если они не превышают 0,001. Критерии сходимости можно изменить с помощью ключевого слова TUNING. Однако значения по умолчанию в большинстве случаев эффективны, и их не рекомендуется изменять. Ослабление допустимой сходимости при сложном расчете часто приводит к возрастанию времени расчета.

Формулировка уравнений Критерии сходимости для уравнений остатка

235

ECLIPSE 300 Критерии сходимости в ECLIPSE 300 базируются на целевом изменении решения. Поскольку исходные переменные представляют собой молярные плотности, естественно использовать их для контроля сходимости. Однако значительные изменения насыщенности могут происходить при весьма малых изменениях состава, так что предпочтительно использование эффективной насыщенности. Рассмотрим выражение: [18.21]

где [18.22]

uT

объем флюида на единицу порового объема изменение объема флюида на единицу порового объема для заданного изменения молярной плотности, т. е. изменение эффективной насыщенности, соответствующее изменению молярной плотности.

В любом случае максимальное изменение решения на шаге по времени отслеживается и сравнивается с заданным целевым значением. Сходимость основана на «достаточно малом» изменении давления и насыщенности, ∆p и ∆S'. Целевые значения SCONVP и SCONVS в ключевом слове CVCRIT можно использовать для ужесточения критериев сходимости.

236

Формулировка уравнений Критерии сходимости для уравнений остатка

Перетоки ECLIPSE 100 — нелетучая нефть Скорость потока в i-ю ячейку из соседней ячейки n, Fni, задается соотношением:

[18.23]

где

Tni

проводимость между n-й и i-й ячейками,

kr

относительная проницаемость (kro — относительная проницаемость нефти и т. д.),

µ

вязкость (µw — вязкость воды и т. д.),

dP

разность потенциалов (dPgni — разность потенциалов газа между ячейками n и i),

ρ

плотность флюида (ρoni — плотность нефти на поверхности раздела между ячейками n и i),

G

ускорение, обусловленное гравитацией (0,0000981 в метрических единицах, 0,00694 в промысловых единицах и 0,000968 в лабораторных единицах),

D

глубина центра ячейки

Нижний индекс u указывает, что подвижности флюидов должны рассчитываться в ячейке, расположенной выше по потоку (в ячейке n, если величина dPni положительна, или в ячейке i, если dPni отрицательна). Расчет вверх по потоку производится отдельно для каждого уравнения (нефть, вода, газ), так что, например, нефть может течь из ячейки i в ячейку n, а вода — из ячейки n в ячейку i.

Формулировка уравнений Перетоки

237

Скорость перетока из ячейки i в соседние ячейки получается путем суммирования по . соседним ячейкам, Скорость перетока в добывающую скважину из i-й ячейки равна

[18.24]

где Twi

коэффициент проводимости соединения скважины

H

коррекция гидростатического напора

Pbh

забойное давление скважины

Слагаемые, связанные с притоком в скважину, подробно обсуждаются в отдельной главе: см. «Параметры притока в скважину» на стр. 963.

ECLIPSE 300 — композиционная модель Скорость перетока компонента c, включенного в фазу p (p=o,w,g) в i-ю ячейку из соседней ячейки n, , задается соотношением: [18.25]

где обобщенная подвижность компонента с в фазе p, которая вычисляется по следующей формуле: [18.26]

238

Формулировка уравнений Перетоки

где мольная доля компонента в фазе p

krp

относительная проницаемость фазы p

Sp

насыщенность фазы p молярная плотность фазы p

µp

вязкость фазы p

dPpni

разность потенциалов фазы p между i-й и n-й ячейками, задаваемая формулой [18.27]

либо [18.28]

где

Pcp

капиллярное давление для фазы p

ρp

массовая плотность фазы p

G

ускорение, обусловленное гравитацией (0,0000981 в метрических единицах, 0,00694 в промысловых единицах и 0,000968 в лабораторных единицах)

D

глубина центра ячейки

и

Tni

проводимость между i-й и j-й ячейками.

Подвижности флюидов рассчитываются в ячейке, расположенной вверх по потоку, отдельно для каждой фазы (в ячейке n, если величина dPpni положительна, или в ячейке i, если dPpni отрицательна). Расчет вверх по потоку производится отдельно для каждой фазы (нефть, вода, газ), так что, например, нефть может течь из ячейки i в ячейку n, а вода — из ячейки n в ячейку i. Скорость перетока из ячейки i в соседние ячейки получается путем суммирования по всем фазам по соседним ячейкам, . Для компонента с, который существует и в нефтяной, и в газовой фазе и имеет мольные доли жидкости и пара xc и yc, подвижности компонента в нефти и газе можно записать в виде: [18.29]

и

Формулировка уравнений Перетоки

239

[18.30]

Скорость потока компонента, включенного в фазу, в добывающую скважину из i-й ячейки равна [18.31]

где Twi

коэффициент проводимости соединения скважины

H

коррекция гидростатического напора

Pbh

забойное давление скважины обобщенная подвижность компонента с в фазе p

Более подробную информацию см. в разделе «Параметры притока в скважину» на стр. 963.

240

Формулировка уравнений Перетоки

Пластовые плотности ECLIPSE 100 В задаче для нелетучей нефти пластовые плотности (ρ) для нефти и газа рассчитываются на основе поверхностных плотностей (ρs), с использованием соотношений [18.32]

где C = 1 для метрических и лабораторных единиц и C = 178,1076 в промысловых единицах. Пластовая плотность на границе раздела между n-й и i-й ячейками рассчитывается как среднее между пластовыми плотностями в этих ячейках [18.33]

ECLIPSE 300 При композиционном расчете пластовые плотности рассчитываются по формуле [18.34]

где MWp

средний молекулярный вес фазы p.

Пластовая плотность на границе раздела между n-й и i-й ячейками рассчитывается как среднее, взвешенное по насыщенности, между пластовыми плотностями в этих ячейках [18.35]

Формулировка уравнений Пластовые плотности

241

Метод Ньютона для нелинейного остатка Задавшись нелинейным остатком R = Rfl и переменными решениями X, мы хотим решить нелинейное уравнение R(X) = 0. На каждой итерации для нелинейных уравнений последовательность действий такова: 1

По текущему решению X получить R(X), затем найти коррекцию ∆x, такую, что , где J — якобиан

2

.

Для этого следует решить линейные уравнения [18.36]

либо [18.37]

3

Скорректировать вектор решения, X → X + ∆x. Если некоторая мера сходимости достигнута, выход. Если нет, повтор.

В полностью неявном случае эти уравнения можно решать относительно X, используя линейный алгоритм решения для получения [18.38]

В случае IMPES, матрица J–1 имеет специальную структуру, в которой ленточные элементы появляются только для производных давления. ECLIPSE 300

Для композиционного случая в ECLIPSE 300 с переменными, описанными выше, диагональные и ленточные элементы J–1 имеют вид:

[18.39]

[18.40]

242

Формулировка уравнений Метод Ньютона для нелинейного остатка

Таким образом, в диагональном случае имеется один столбец, диагональ и нижний ряд, а ленточном случае — только один столбец. Вычитая из последней строки поочередно все остальные строки, умноженные на некоторые числа, можно сделать нулевыми все члены уравнений Rc = 0 молярного баланса, кроме первого,

. Это — ленточное уравнение давления, которое можно

решить с помощью линейного метода гнездовой факторизации (см. «Решение линейных уравнений» на стр. 747). Оставшиеся элементы X можно затем найти путем обратной подстановки. ECLIPSE 300

В адаптивно-неявном методе (AIM) молярные плотности можно исключить из явных ячеек, как и в случае IMPES. Однако, имеются уравнения, в которых присутствуют изменения давления и молярных плотностей для всех неявных ячеек. Тем не менее, результирующий якобиан можно решить с помощью линейной гнездовой факторизации. Оставшиеся элементы X можно затем найти путем обратной подстановки только в ячные ячейки.

ECLIPSE 100

Как и в случае нелетучей нефти в ECLIPSE 100, диагональные и ленточные элементы J–1 для трехфазной системы нефть-вода-газ имеют вид:

[18.41]

[18.42]

Формулировка уравнений Метод Ньютона для нелинейного остатка

243

244

Формулировка уравнений Метод Ньютона для нелинейного остатка

Модель разработки газового месторождения

Глава 19

Введение x ECLIPSE 100 x ECLIPSE 300 x SPECIAL

Модель разработки газового месторождения представляет собой специальное расширение ECLIPSE 100 и ECLIPSE 300. Она содержит набор средств, предназначенных для задания условий и ограничений добычи газа. Основные функции таковы: •

Профиль сезонности. Требуемый объем добычи газа не постоянен в течение года, а изменяется от месяца к месяцу, что отражает сезонные колебания спроса. Чтобы создать изменяющуюся добычу, инженер вводит годовой профиль, состоящий из месячных множителей на средний объем или DCQ (Daily Contracted Quantity — суточный контрактный объем добычи газа). Целевая добыча газа с месторождения для каждого месяца при этом полагается равной суточному контрактному объему, умноженному на профильный коэффициент для данного месяца.

•

Настройка суточного контрактного объема для обеспечения колебаний добычи. Типичный контракт на продажу газа требует, чтобы месторождение могло добывать объем, являющийся заданным кратным от суточного контрактного объема. Это заданное кратное называют фактором колебаний, который может, например, быть равным 1,67. При этом должно рассчитываться соответствующее значение суточного контрактного объема, действительное на период каждого контракта и зависящее от возможностей добычи месторождения в данный период. Суточные контрактные объемы добычи газа могут пересматриваться каждый год (контрактные годы) или более часто (контрактные кварталы, например). ECLIPSE может определить подходящее значение суточного объема добычи для каждого контракта, решая задачу на соответствующем периоде в два прохода. При первом проходе ECLIPSE проверяет, может ли месторождение обеспечить добычу в объеме Суточный контрактный объем × Фактор колебаний при заданной величине суточного контрактного объема добычи газа. В случае отрицательного ответа ECLIPSE определяет, на сколько следует уменьшить DCQ, чтобы достичь цели. При необходимости ECLIPSE может осуществить ряд итераций первого прохода с разными значениями суточного контрактного объема, чтобы определить наибольший суточный контрактный объем добычи газа, который будет удовлетворять условиям колебаний на периоде с заданной точностью. При втором проходе добыча с месторождения ведется с дебитом, равным суточному контрактному объему добычи газа (при необходимости уменьшенному) × профильный множитель, чтобы смоделировать фактический профиль добычи на контрактном периоде. Обратите внимание, что, поскольку каждый контрактный период необходимо моделировать, по крайней мере, дважды, использование опции настройки суточного контрактного объема добычи газа потребует соответствующего увеличения машинного времени.

Модель разработки газового месторождения Введение

245

ECLIPSE 100

246

•

Управление количеством добываемого газа с учетом необходимости расходования его части. Газ на продажу — это то, что остается после учета расхода газа каждой группой (называемое в ECLIPSE 300 использованием газового топлива). В ECLIPSE 100 объем газа на продажу может также включать указанные объемы газа, импортируемые из источников за пределами месторождения. ECLIPSE обычно применяет целевой дебит газа для группы или месторождения в качестве валового дебита добычи (т. е. дебит газа, добываемого с месторождения). Но при использовании модели разработки газового месторождения целевые значения применяются также для дебита газа для продажи (т. е. газа, отправляемого на берег). Дебиты газа для продажи и общая добыча включаются в отчеты добычи и могут быть выведены в SUMMARY файл.

•

Оценка максимальной производительности по газу Наряду с фактической производительностью месторождения при требуемом дебите, полезно также иметь представление о его максимальной производительности по газу. Мы определяем ее как дебит добычи газа для продажи, который получится сразу после удаления всех целевых дебитов для групп и всего месторождения при текущих условиях в блоке сетки. Пользователь может указать, должны ли учитываться какиелибо из групповых лимитов для других фаз и прочих лимитов дебита для скважин. Максимальная производительность по газу рассчитывается в начале каждого шага по времени и может выводиться в SUMMARY файл.

•

Автоматическая работа компрессора При использовании модели разработки газового месторождения совместно с опцией наземных сетей, газовые компрессоры в трубопроводах можно при необходимости автоматически включать и отключать. Эти компрессоры могут потреблять определенные объемы газа, которые при работе компрессоров будут включаться в потребление газа. Самая простая опция имеет два состояния: «компрессия включена» или «компрессия отключена». Более универсальная опция переключает последовательность компрессоров в заранее определенной последовательности, причем каждый из компрессоров может иметь до пяти уровней компрессии.

Модель разработки газового месторождения Введение

Описание функций Создание профиля сезонности Инженер вводит 12 профильных коэффициентов, по одному для каждого месяца, начиная с января, с помощью ключевого слова SWINGFAC. Затем моделирование продвигается за один раз на один контрактный период, причем следует использовать ключевые слова GASYEAR или GASPERIO вместо TSTEP или DATES. Предполагается, что контрактный период начинается с даты, когда производится считывание GASYEAR или GASPERIO. ECLIPSE выдаст сообщение об ошибке, если это не будет первым днем месяца. В течение контрактного периода целевой дебит газа для продажи с месторождения для каждого месяца полагается равным суточному контрактному объему добычи газа, умноженному на профильный коэффициент для данного месяца. В конце контрактного периода ECLIPSE создаст выходной отчет и при необходимости запишет файл RESTART. Если профильный коэффициент, а, следовательно, и дебит добычи, изменяется от месяца к месяцу, то ECLIPSE автоматически ограничит шаг по времени концом месяца. Таким образом, ECLIPSE будет моделировать отдельно разные периоды добычи, вместо того, чтобы использовать более длинные шаги по времени со средним дебитом. Имеется опция для ограничения шага по времени концом месяца, вне зависимости от того, изменяется ли дебит добычи. Это обеспечивает наличие в файле SUMMARY по крайней мере одной записи для каждого месяца. В ECLIPSE 100 шаги по времени, ограниченные концом месяца, можно идентифицировать с помощью мнемоники 'EMTH' в файле PRINT. Дебит добычи месторождения ограничен необходимость соответствовать целевому значению для данного месяца, для чего применяются два стандартных метода — управление направляющими дебитами или назначение приоритетов. По умолчанию ECLIPSE при чтении ключевых слов GASYEAR или GASPERIO автоматически включает для месторождения контроль по направляющим дебитам, и задает целевой дебит для каждого месяца на основе суточного контрактного объема добычи газа и профильных коэффициентов или фактора колебаний. Ключевое слово GCONPROD требуется, только если месторождение имеет лимиты для остальных фаз или если какие-либо группы имеют лимиты добычи или направляющие дебиты. Если, с другой стороны, для обеспечения целевого дебита месторождения желательно применять метод назначения приоритетов, а не управление направляющими дебитами, то следует воспользоваться ключевым словом GCONPRI. Используйте для месторождения назначение приоритетов и задайте целевой дебит газа. Можно указать любой действительный дебит, если будут использоваться GASYEAR или GASPERIO, т. к. каждый месяц периода договора целевой дебит будет пересчитываться как суточный контрактный объем добычи газа, умноженный на профильный коэффициент или фактор колебаний для данного месяца. Коэффициенты приоритетов по умолчанию задается с помощью ключевого слова PRIORITY. Если впоследствии возникнет потребность перейти к управлению направляющими дебитами, то поместите месторождение (FIELD) под управление 'GRAT' в ключевом слове GCONPROD, задав номинальный целевой дебит газа. Профильные коэффициенты можно при необходимости изменить в начале каждого контрактного периода, заново введя ключевое слово SWINGFAC.

Нормализация профильных коэффициентов Годовой контрактный объем (ACQ) связан с суточным контрактным объемом соотношением: [19.1]

Число 365,25

среднее число дней в году, с учетом того, что каждый четвертый год — високосный.

Модель разработки газового месторождения Описание функций

247

Чтобы обеспечить требуемый ACQ для данного суточного контрактного объема добычи газа, профильные коэффициенты необходимо нормализовать таким образом, чтобы сумма по всем месяцам {профильный коэффициент x число дней в месяце} = 365,25, считая, что в феврале 28,25 дней. При выполнения этого «требования нормализации» средняя годовая добыча при постоянной DCQ с учетом високосных лет будет равна DCQ × 365,25, что соответствует определению годичного контрактного объема, данному выше. При использовании ключевого слова SWINGFAC ECLIPSE будет проверять, что профильные коэффициенты подчиняются этому требованию нормализации и выдавать сообщение в случае их несоответствия этому требованию.

Операции и отчеты в течение контрактного периода Ключевые слова GASYEAR или GASPERIO продвигают моделирование на одном или нескольких полных контрактных периодах. Операции со скважинами можно выполнять обычным образом в конце контрактного периода, а отчет будет создаваться в конце каждого контрактного периода в зависимости от переключателей RPTSCHED или RPTPRINT. Но для выполнения операций со скважинами или создания отчетов во время контрактного периода необходимо настроить «Annual Scheduling File» (годовой файл планирования). Для этого следует добавить ключевые слова, определяющие необходимые операции, перед ключевыми словами GASYEAR или GASPERIO в файле входных данных, поместив их между ключевыми словами GASBEGIN или GASEND. Когда в ходе моделирования ECLIPSE прочитает ключевое слово GASBEGIN, она скопирует последующие ключевые слова до GASEND в отдельный файл, который будет настроен автоматически. Моменты времени в каждом годе, в которые должны производиться операции, задаются в ключевом слове GASMONTH. В каждом последующем контрактном периоде ECLIPSE считывает ключевые слова из этого файла и выполняет в соответствующие моменты времени требуемые операции. Такие же операции будут производиться каждый год, пока инженер не настроит новый файл Annual Scheduling File. Детальное описание этой опции см. в ключевом слове GASBEGIN.

Фактор колебаний и настройка суточного контрактного объема добычи газа В ключевом слове GASYEAR или GASPERIO можно установить индикатор, чтобы позволить автоматически настраивать суточный контрактный объем добычи газа в начале каждого контрактного периода так, чтобы обеспечить соответствие с фактором колебаний, т. е. месторождение могло производить газ с дебитом, равным суточному контрактному объему, умноженному на фактор колебаний. Если месторождение не может обеспечить нужный дебит, то суточный контрактный объем уменьшается настолько, чтобы обеспечить выполнение требования. При автоматической настройке суточного контрактного объема каждый контрактный период решается в два прохода.

248

•

Первый расчет представляет собой тестовый расчет, который должен определить, насколько следует уменьшить суточный контрактный объем для обеспечения условия колебаний для текущего контрактного периода. При необходимости ECLIPSE может осуществить ряд итераций первого расчета с разными значениями суточного контрактного объема, чтобы определить наибольший суточный контрактный объем добычи газа, который будет удовлетворять условиям колебаний на периоде с заданной точностью.

•

На втором расчете моделируется фактическая производительность месторождения, причем целевой дебит газа для продажи для каждого месяца задается равным новому значению суточного контрактного объема, умноженному на фактор колебаний для данного месяца. При этом проходе по требованию записываются SUMMARY и RESTART файлы.

Модель разработки газового месторождения Описание функций

Для обеспечения гибкости фактор колебаний задается отдельно для каждого месяца. Факторы колебаний для месяцев вводятся вместе с профильными коэффициентами с помощью ключевого слова SWINGFAC. Например, ежемесячные факторы колебаний можно положить равными профильными коэффициентам; тогда условие фактора колебаний приведет к тому, что суточные контрактные объемы в каждый период будут настраиваться так, чтобы профиль сезонности соответствовал кривой падения максимальной производительности. Кроме того, факторы колебаний можно положить равными для всех месяцев. Производится проверка, чтобы удостовериться, что профильный коэффициент для любого месяца не превышает фактор колебаний; в противном случае выполнение условия фактора колебаний может не гарантировать, что месторождение будет в состоянии обеспечить целевой профиль добычи. Текущее значение суточного контрактного объема можно вывести в файл summary с помощью мнемоники FGDCQ (которая означает суточный контрактный объем добычи газа с месторождения). ECLIPSE 100

По умолчанию ECLIPSE 100 настраивает суточные контрактные объемы только снижая их значение. Если месторождение имеет большую производительность, чем необходимо для выполнения условия фактора колебаний с текущим значением суточного контрактного объема, то ECLIPSE 100 не будет автоматически увеличивать суточный объем. Увеличить суточный контрактный объем в ходе моделирования можно вручную путем изменения начального суточного контрактного объема в позиции 2 ключевого слова GASYEAR (или позиции 3 GASPERIO) в соответствующий момент времени. Кроме того, можно воспользоваться ускоренной итерационной схемой с помощью позиции 2 ключевого слова GASFIELD. Это позволит системе увеличивать при необходимости суточный контрактный объем вплоть до его начального значения.

ECLIPSE 300

В ECLIPSE 300 ускоренная схема активирована по умолчанию, и после любого начального уменьшения суточный контрактный объем может вновь увеличиться до своего исходного значения, если максимальная производительность месторождения по газу позволяет это. В ECLIPSE 300 отключить эту опцию нельзя.

Интерпретации условия колебаний Для обеспечения гибкости при работе с разными формами контрактов существует набор интерпретаций условия колебаний. Выбранная интерпретация указывается путем ввода соответствующей мнемоники в позиции 3 ключевого слова GASYEAR или позиции 4 ключевого слова GASPERIO. Если контрактный период меньше одного года, следует использовать ключевое слово GASPERIO. Варианты для контрактного года в рамках ключевого слова GASYEAR таковы: •

YEAR или YES «Месторождение должно быть в состоянии производить газ в течение всего контрактного года в объеме суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний для данного месяца». При первом проходе месторождение производит газ с целевым дебитом, равным суточному контрактному объему, умноженному на фактор колебаний, в течение всего контрактного года. Если обеспечить это не удается, то ECLIPSE определяет, насколько необходимо уменьшить суточный контрактный объем, чтобы выполнить данное требование. Эта интерпретация подходит для случаев, когда месячные факторы колебаний такие же, как и профильные коэффициенты, т. к. это гарантирует, что профиль добычи будет лежать ниже кривой падения максимальной производительности. Но в случаях, когда факторы колебаний превосходят профильные коэффициенты, такая интерпретация может оказаться слишком строгой, т. к. она требует, чтобы месторождение могло произвести больше годового контрактного объема.

•

PRO «Месторождение должно быть в состоянии на некоторое время поднять дебит добычи с величины суточного контрактного объема, умноженного на профильный коэффициент до суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний в любое время в течение контрактного года».

Модель разработки газового месторождения Описание функций

249

При первом проходе месторождение производит газ с целевым дебитом, равным суточному контрактному объему, умноженному на профильный коэффициент, в течение целого контрактного года. Кроме того, максимальная производительность рассчитывается и сравнивается с величиной суточного контрактного объема, умноженной на фактор колебаний. Если обеспечить выполнение одной из целей не удается, то ECLIPSE определяет, насколько необходимо уменьшить суточный контрактный объем, чтобы выполнить оба эти требования. (Максимальная производительность вычисляется с помощью условий в блоке сетки в начале шага по времени, т. е. в конце предыдущего шага. Поэтому она сравнивается с величиной суточного контрактного объема, умноженной на фактор колебаний, для предыдущего шага.) Эта интерпретация гарантирует, что месторождение может произвести свой годичный контрактный объем (т. е. суточный контрактный объем × профильный коэффициент для каждого месяца) и имеет потенциал для увеличения дебита добычи на короткий период до суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний. Но при этом не проверяется, может ли увеличенный дебит добычи поддерживаться сколько-нибудь длительное время. • ACQ «Месторождение должно быть в состоянии непрерывно производить газ в объеме суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний для данного месяца, до тех пор, пока не будет произведено годовой контрактный объем». При первом проходе месторождение производит газ с целевым дебитом, равным суточному контрактному объему, умноженному на фактор колебаний, но только пока не будет произведен годичный контрактный объем (= 365,25 × суточный контрактный объем). ECLIPSE выполняет моделирование контрактного года, пока накопленная сумма {фактор колебаний для месяца × количество дней в месяце} не станет равной 365,25. При накоплении этой суммы февраль считается состоящим из 28,25 дней. Если обеспечить необходимую добычу не удается, то ECLIPSE определяет, насколько необходимо уменьшить суточный контрактный объем, чтобы выполнить данное требование. Эта интерпретация гарантирует, что месторождение может произвести свой годичный контрактный объем т может работать при увеличенном суточном контрактном объеме до тех пор, пока не будет произведен годовой контрактный объем. • ('JAN' — январь, 'FEB' — февраль, 'MAR' — март, 'APR' — апрель, 'MAY' — май, 'JUN' — июнь, 'JUL' — июль, 'AUG' — август, 'SEP' — сентябрь, 'OCT' — октябрь, 'NOV' — ноябрь, 'DEC' — декабрь). «Месторождение должно быть в состоянии непрерывно производить газ в объеме суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний для данного месяца, до тех пор, пока не будет произведена заданная часть годового контрактного объема». Это аналогично описанной выше опции ACQ, но при первом проходе расчет производится до тех пор, пока не будет произведена заданная часть годового контрактного объема. Эта часть определяется как ACQ × сумму величин {профильный коэффициент × число дней в месяце} по месяцам с начала контрактного года до конца заданного месяца ÷ сумму величин {профильный коэффициент × число дней в месяце} по месяцам контрактного года. При накоплении этих сумм февраль считается состоящим из 28,25 дней. • NO Автоматическая настройка суточного контрактного объема отсутствует. Этот объем поддерживается постоянным. При этом первый проход контрактного года опускается, и ECLIPSE переходит непосредственно ко второму проходу. Во всех опциях второй проход контрактного года рассчитывается в предположении, что месторождение производит в объеме суточного контрактного объема (возможно, уменьшенного) × профильный коэффициент. Варианты для общих контрактных периодов в рамках ключевого слова GASPERIO таковы: • PER или YES «Месторождение должно быть в состоянии производить газ в течение всего контрактного периода в объеме суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний для данного месяца».

250

Модель разработки газового месторождения Описание функций

•

PRO «Месторождение должно быть в состоянии на некоторое время поднять дебит добычи с величины суточного контрактного объема, умноженного на профильный коэффициент до суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний в любое время в течение контрактного периода».

•

PCQ «Месторождение должно быть в состоянии непрерывно производить газ в объеме суточного контрактного объема, умноженного на фактор колебаний для данного месяца, до тех пор, пока не будет произведена контрактный объем за период (= числу дней в периоде × суточный контрактный объем)». В этой опции в феврале считается 28 или 29 дней, в зависимости от того, является ли од високосным.

•

NO Автоматическая настройка суточного контрактного объема отсутствует.

Расчет значения DCQ Величина DCQ рассчитывается при первом проходе каждого контрактного периода. По мере истощения месторождения DCQ необходимо уменьшать, чтобы обеспечить выполнение условия колебаний. Могут потребоваться несколько итераций первого прохода для контрактного периода, чтобы определить точное значение наибольшего суточного контрактного объема, способного выполнить условие колебаний, если DCQ существенно уменьшился по сравнению с предыдущим периодом. Причина следующая. Если первоначальная оценка DCQ слишком высокая, то при первом проходе будет добыто слишком много газа, и максимальная производительность будет убывать быстрее, чем следует. Рассчитанная величина DCQ, которая соответствует этой более крутой кривой падения, будет поэтому заниженной. Дополнительные итерации позволят найти более точный ответ. Имеется «ускоренная итерационная схема» для определения DCQ с заданной точностью. Первоначальная оценка получается на основе снижения DCQ за предыдущий период. Осуществляется первый проход моделирования контрактного периода и вычисляется новое значение DCQ. Затем выполняются последовательные итерации первого прохода до тех пор, пока изменение DCQ на итерации не окажется в пределах точности, заданной пользователем. Для ускорения сходимости используется метод секущей. Можно указать максимальное число итераций (позиция 7 в ключевом слове GASYEAR или позиций 8 в ключевом слове GASPERIO), и если сходимость не будет достигнута за это число итераций, будет выдано предупреждающее сообщение.

Модель разработки газового месторождения Описание функций

251

В ECLIPSE 300 доступна только ускоренная итерационная схема. В ECLIPSE 100 ее следует активировать, задав 'YES' во второй позиции ключевого слова GASFIELD секции RUNSPEC. Это — рекомендуемый метод, хотя для сохранения обратной совместимости с расчетами ECLIPSE 100 версий, меньших 96-A, по умолчанию ускоренная схема не активирована. ECLIPSE 100

Если ускоренная итерационная схема не выбрана, используется схема pre-96a. В этой схеме DCQ может только уменьшаться от итерации к итерации, и заниженную оценку исправить нельзя. Таким образом, для получения точного ответа следует ограничить величину, на которую DCQ может уменьшаться от итерации к итерации. Пользователь может задать коэффициент предельного уменьшения (позиция 5 ключевого слова GASYEAR, позиция 6 ключевого слова GASPERIO). Если в конце первого прохода DCQ должен уменьшиться на величину, большую коэффициента предельного уменьшения, то он уменьшается только на этот коэффициент, и первый проход повторяется снова. Процесс повторяется до тех пор, пока либо уменьшение DCQ остается в пределах предельного коэффициента, либо не будет выполнено максимально число итераций (позиция 7 GASYEAR, позиция 8 GASPERIO), после которого уменьшение DCQ уже не будет ограничиваться. Чем ближе коэффициент предельного уменьшения к 1,0, тем более точным будет результат, но тем больше итераций потребуется для его получения. Задание «коэффициента упреждающего уменьшения» (позиций 6 GASYEAR, позиций 7 GASPERIO) может помочь уменьшить число итераций, необходимых для схождения DCQ, путем переноса начального значения ближе к конечному. Пока пологий участок кривой не сменится спадом, этот коэффициент будет игнорироваться. Но после того, как DCQ будет автоматически уменьшен по сравнению с исходным значением, коэффициент упреждающего уменьшения будет применяться к DCQ в начале каждого контрактного периода. Разумеется, при использовании этой опции инженер должен иметь представление о скорости уменьшения DCQ. Слишком быстрое упреждающее уменьшение приведет к излишне пессимистическим оценкам DCQ, т. к. система ELCLIPSE не увеличивает DCQ автоматически. В случае, если DCQ к концу контрактного периода не будет уменьшен на величину, превышающую упреждающее уменьшение, будет выдано предупреждающее сообщение, т. к. это свидетельствует о том, что упреждающее уменьшение слишком велико.

Управление количеством добываемого газа с учетом необходимости расходования его части ECLIPSE 100

В ECLIPSE 100 дебит газа на продажу определяется как валовая добыча газа минус расход газа плюс импортированный газ минус нагнетаемый газ. Газ может потребляться или импортироваться любой группой в указанном объеме, что задается в ключевом слове GCONSUMP. Газ может также потребляться автоматическим компрессором, когда тот работает (см. «Автоматические компрессоры», стр. 254).

ECLIPSE 300

В ECLIPSE 300 дебит газа на продажу определяется как валовая добыча газа минус расход газа минус нагнетаемый газ. Потребление газа как топлива можно определить в ключевом слове GRUPFUEL. Газ может быть импортирован только через газодобывающую группу- спутник (см. ключевое слово GSATPROD). Обратите внимание, что для повторного нагнетания доступны только дополнительный(импортированный) и добытый газ (см. ключевые слова GADVANCE и GINJGAS), поэтому оно не влияет на дебит газа для продажи. Обычно для валового дебита добычи с месторождения применяется целевой дебит газа для группы или месторождения. Но при использовании модели разработки газового месторождения (включается ключевым словом SWINGFAC) эти целевые значения автоматически изменяются, чтобы разрешить указанное потребление и (в ECLIPSE 100) импорт. (Предполагается, что нагнетание газа не происходит, так что для него настройка не производится.) Таким образом, к дебиту газа для продажи применяются целевые значения, будь то заданные вручную с помощью ключевого слова GCONPROD или GCONPRI, автоматически в соответствии с DCQ.

252

Модель разработки газового месторождения Описание функций

ECLIPSE переводит целевой дебит газа для продажи для группы в валовый дебит газа путем добавления дебита потребления газа группой или входящими в нее скважинами и (в ECLIPSE 100) вычитания дебита импорта газа группой или входящими в нее скважинами. В ECLIPSE 100 дебит потребления газа может зависеть от того, работают ли автоматические компрессоры. Дебит потребления газа (с компрессией или без нее) должен быть известной фиксированной величиной. Таким образом, опция, позволяющая сделать скорость потребления заданной долей дебита добычи (отрицательная величина в позиции 2 ключевого слова GCONSUMP или ненулевое значение позиции 3 ключевого слова GRUPFUEL) не допускается при использовании модели разработки газового месторождения. Отчеты по добыче показывают дебит газа для продажи, а также валовый дебит газа и потребление/импорт для любой группы, потребляющей/импортирующей газ. Дебиты газа для продажи и общая добыча могут быть выведены в файл SUMMARY с помощью мнемоник FGSR GGSR FGST GGST

Дебит газа для продажи по месторождению Дебит газа для продажи по группе Полная добыча газа для продажи по месторождению (накопленная) Полная добыча газа для продажи по группе (накопленная)

Мнемоники FGPR, GGPR, FGPT, GGPT сохраняют свои исходные значения как дебит и полная добыча газа из пласта брутто. Нельзя использовать ключевые слова GCONSALE или GRUPSALE. Они относятся к управлению добычей газа из нефтяного месторождения путем нагнетания избыточного газа. Это не следует делать, когда используется модель разработки газового месторождения.

Оценка максимальной производительности по газу В начале каждого шага по времени ECLIPSE рассчитывает максимальную производительность месторождения по газу. Она определяется как дебит добычи газа для продажи, который получится сразу после удаления всех целевых дебитов для групп и всего месторождения при текущих условиях в блоке сетки. Пользователь может указать (с помощью ключевого слова GASFDELC), должны ли учитываться какие-либо из лимитов дебита нефти или воды для группы или месторождения и прочих лимитов дебита скважин. Максимальная производительность рассчитывается на каждом шаге по времени после первого появления ключевого слова SWINGFAC (которое включает эту функцию), независимо от того, используются ли для ускорения моделирования ключевые слова GASYEAR, GASPERIO, DATES или TSTEP. При использовании опции автоматической настройки DCQ (см. «Фактор колебаний и настройка суточного контрактного объема», стр. 248) максимальная производительность рассчитывается при втором проходе контрактного периода. В ECLIPSE 100 максимальные производительности месторождения и каждой группы выводятся в отчеты по добыче в правом столбце. Максимальная производительность скважины в ECLIPSE 100 также выводится, если ее радиусы дренирования заданы отрицательными в позиции 7 ключевого слова WELSPECS (иначе вместо нее выводятся индексы продуктивности). Максимальные производительности группы и скважины — это, соответственно, дебит газа для продажи каждой группы и дебит добычи газа для каждой скважины в случае, когда месторождение функционирует с его максимальной производительностью. Максимальные производительности месторождения, группы и скважины можно также вывести в SUMMARY файл с помощью мнемоник FGDC, GGDC и WGDC. Максимальная производительность, рассчитываемая на каждом шаге, не будет точной, она на самом деле является несколько завышенной. Есть две причины этого. Во-первых, она рассчитывается в начале шага по времени на основе условий в блоках сетки, имеющихся на тот момент времени. Она не учитывает изменения давления и насыщенности в блоке сетки, которые происходят в течение шага по времени. Следовательно, в конце каждого шага по времени (когда фактически сообщается максимальная производительность) она на самом деле будет меньше величины, рассчитанной в начале шага по времени. Модель разработки газового месторождения Описание функций

253

Во-вторых, при расчете используются условия в блоке сетки, которые существует, когда месторождение производит газ в требуемом объеме, а не при полной производительности. Если бы объем выкачивания был увеличен до максимума, то давления в блоках сетки уменьшились бы, и максимальная производительность также упала бы. На самом деле, при уменьшении объема выкачивания весной и летом можно заметить небольшой рост максимальной производительности. Это обусловлено повышением давления в блоках сетки, которое возникает вследствие снижения дебита добычи. Зависимость максимальной производительности от дебита более выражена при низких проницаемостях, или если блоки сетки, содержащие соединения скважин, малы. Поэтому максимальную производительность следует рассматривать скорее как мгновенное переходное значение, нежели как нечто постоянное. ECLIPSE 100

При использовании модели разработки газового месторождения вместе с опцией наземных сетей при расчете максимальной производительности учитываются более высокие потоки через ветви сети при полной загрузке месторождения. Таким образом, сеть дважды уравновешивается в начале каждого шага по времени: вначале для месторождения, работающего с максимальной производительностью, затем — для месторождения, работающего с требуемым дебитом выкачивания. Если в ключевом слове NETBALAN указан интервал уравновешивания > 0,0, то он будет игнорироваться, т. к. сеть должна уравновешиваться на каждом шаге по времени. Максимальную производительность не следует путать с потенциальным дебитом. Потенциал добывающей скважины определяется как скорость потока, которая была бы при текущих условиях в блоке сетки, если бы единственными ограничениями были лимиты THP и BHP. Потенциалы месторождения и группы представляют собой просто сумму потенциалов скважин, умноженных на их коэффициенты эффективности. Основные отличия между максимальной производительностью и потенциалом: •

Потенциал добычи скважины зависит только от ее ограничений на BHP и THP. Максимальная производительность зависит от всех ограничений дебита скважины, если только они не деактивированы с помощью ключевого слова GASFDELC.

•

Потенциал добычи группы не учитывает никакие лимиты дебита группы. Максимальная производительность зависит от всех ограничений дебита группы и месторождения, если только они не деактивированы с помощью ключевого слова GASFDELC.• Максимальная производительность настраивается так, чтобы обеспечить потребление газа и (в ECLIPSE 100) импорт газа, а потенциал — нет.

ECLIPSE 100

•

При использовании опции наземных сетей максимальная производительность рассчитывается с уравновешиванием сети при соответствующем дебите. Потенциал рассчитывается с использованием лимитов THP, определенных из узловых давлений сети, уравновешенной при требуемом дебите выкачивания. Таким образом, потенциалы не учитывают увеличения давления в устье скважины, которое имеет место при возрастании дебита до максимального уровня.

ECLIPSE 100

Автоматические компрессоры Опцию наземных сетей можно использовать вместе с моделью разработки газового месторождения, чтобы учесть потери давления в трубопроводе в системе сбора (см. «Опция наземных сетей», стр. 543). Максимальная производительность определяется необходимостью поставлять газ при заданном береговом давлении.

254

Модель разработки газового месторождения Описание функций

В трубопроводы можно поместить компрессоры, чтобы поддерживать поток газа. В опции наземных сетей эффект от включения компрессора можно смоделировать либо переходом к альтернативной VFP-таблице для расчета потерь давления в трубопроводе, либо изменением значения величины искусственного лифта, используемой для интерполяции таблицы. В каждой ветви сети допускается один компрессор. При совместном использовании опции наземных сетей и модели разработки газового месторождения можно объявить класс компрессоров, называемых «автоматическими компрессорами». Базовая функция компрессоров, доступная в стандартной модели сети (ключевое слово GNETPUMP) недостаточно гибка для требований модели разработки газового месторождения, и в этой ситуации следует использовать ключевое слово GASFCOMP. Оно определяет более гибкую функцию компрессоров, разработанную специально для модели разработки газового месторождения. Однако функции автоматических компрессоров, связанные с «Расширенной моделью сети» (ключевое слово NETCOMPA) являются пригодными для использования с моделью разработки газового месторождения. Таким образом, при использовании расширенной модели сети автоматические компрессоры следует определять с помощью ключевого слова NETCOMPA, а не GASFCOMP. В любом случае ECLIPSE будет при необходимости включать компрессию, чтобы обеспечить целевой дебит месторождения. Компрессия отключается в случае отсутствия потребности в ней (например, при летнем спаде в профиле сезонности). Каждый компрессор при работе может потреблять указанный объем газа. Скорость потребления газа автоматических процессоров задается в ключевом слове данных компрессоров (GASFCOMP или NETCOMPA). Если работают автоматические компрессоры, то их скорость потребления газа будет при определении дебита газа для продажи прибавляться к фиксированной скорости расхода (если он есть), указанной в ключевом слове GCONSUMP, и вычитаться из валовой добычи.

Простые и расширенные опции компре