Просмотр результатов моделирования.
Через вкладыш Recurent на панели General можно получить в виде графиков динамику дебитов нефти по скважинам (рис.4), накопленную добычу нефти (рис.5), текущие запасы нефти (рис.6).
Рисунок 4. Динамика дебитов нефти по скважинам
Рисунок 5. Накопленная добыча нефти
Рисунок 6. Текущие запасы нефти
10. Упражнения к выполнению практических работ по созданию геологической модели Упражнение 1
1. Время начала проектирования 1 января 2008 года
2. Время начала рестарта или начала проектирования 1 января 2008 года
3. Численная схема – полностью неявная
4. Фазы в фильтрации OIL GAS WATR /
5. Глубина залегания 1 объекта 1230м с соответствующим пластовым давлением - 128 бар.
2 объекта 1240 м с соответствующим пластовым давлением - 129 бар.
6. Сжимаемость породы 1*10-5 1/бар
7. Плотность воды в стандартных условиях 1 объекта – 1150 kг/м3
2 объекта – 1151 kг/м3
8. Плотность воды при приведенном давлении 1 атм 1 объекта – 1150 kг/м3
2 объекта – 1151 kг/м3
9. Сжимаемость воды 1*10-5 1/атм
10. Вязкость воды 1 объекта -- 1.66 спз
2 объекта – 1.56спз
11. Плотность нефти в стандартных условиях 1 объекта – 941.8 kг/м3
2 объекта – 940.0 kг/м3
12. Давление насыщения нефти 1 объекта 20.8 бар.
2 объекта 19.0 бар.
13. Молекулярный вес нефти 200 г/моль
14. Плотность газа 0.729 kг/м3
15. Температура пласта 1 объекта - 22 C°
2 объекта - 23 C°
16. PVT таблица для нефти одинаковые для 1 и 2 объектов
Давление, Объемный Вязкость, Газосодержание,
бар коэффициент, сп 103 м3/м3
м3/м3
1.0 1.10090 260.00 0.00200 /
5.0 1.10100 245.00 0.00300 /
9.3 1.10110 230.20 0.00377 /
20.8 1.10130 227.90 0.00403 /
52.0 1.10400 200.00 0.00580 /
78.0 1.10600 150.43 0.00920 /
191.0 1.10900 110.66 0.01860 /
285.0 1.11400 90.35 0.02350 /
349.0 1.11900 50.77 0.02710 /
400.0 0.12400 1.00 0.03070 /
17. PVT таблица для газа одинаковые для 1 и 2 объектов
Давление, Объемный Вязкость
бар коэффициент, сп
м3/103м3
1.0 137.48 0.0104 /
10.1 50.76 0.0115 /
20.8 35.76 0.0125 /
50.0 22.76 0.0130 /
100.0 10.53 0.0154 /
150.0 6.73 0.0198 /
200.0 5.10 0.0270 /
250.0 4.41 0.0372 /
300.0 3.94 0.0523 /
350.0 3.38 0.0675 /
400.0 2.96 0.0826 /
450.0 2.63 0.0978 /
500.0 2.36 0.1290 /
18. Таблица относительных фазовых проницаемостей, система нефть-вода
1 объект 2 объект
Водона- Кwat Koil Капилл. Водона- Кwat Koil Капилл.
сыщенность давление сыщенность давление
0.20 0.0 1.00 6.3 0.27 0.0 1.00 6.7
0.45 0.08 0.30 2.7 0.47 0.10 0.28 2.9
0.65 0.20 0.15 1.8 0.68 0.21 0.13 1.6
0.70 0.25 0.00 0.9 0.75 0.30 0.00 0.8
1.00 1.00 0.00 0.0 1.00 1.00 0.00 0.0
19. Таблица относительных фазовых проницаемостей система газ-нефть
1 объект 2объект
Газона- Кgas Koil Капилл. Газона- Кgas Koil Капилл.
сыщенность давление сыщенность давление
0.20 0.0 1.00 0.0 0.21 0.0 1.00 0.0
0.25 0.1 0.40 1.0 0.27 0.11 0.37 1.0
0.50 0.5 0.04 2.5 0.55 0.51 0.05 2.4
0.80 0.8 0.00 3.9 0.73 0.82 0.00 3.8
1.00 0.10 0.00 5.0 1.00 0.10 0.00 4.9
20. Моделируемый пласт представляется 10 слоями и разбит на 11 ячеек по Х направлению и на 13 в Y направлении.
1 объект состоит из 3 слоев 2 объект – из 7 слоев
Размеры ячеек по Х=100 м,по У=100 м, по Z=3 м.
21. Проницаемости по направлениям Х и У равны 196 мдарси, по Z - 19.6 мдарси.
22. Пористость постоянна и равна 0.1 д.е.
23.1. Горизонтальная скважина horPRO с координатами
X Y Z MD
550.0 550.0 0.0 0.0 /
550.0 550.0 1233.0 1233.0 /
450.0 650.0 1235.0 1235.0 /
350.0 750.0 1245.0 1245.0 /
23.2. Добывающая скважина WPR1 с координатами
X Y Z MD
750.0 850.0 0.0 0.0
750.0 850.0 500.0 500.0
750.0 850.0 1300.0 1300.0
23.3. Нагнетательная скважина WINJ1 с координатами
X Y Z MD
1050.0 50.0 0.0 0.0
1050.0 50.0 500.0 500.0
1050.0 50.0 1300.0 1300.0
23.4. Добывающая скважина WPR2 с координатами
Ячейка по Х=1 Ячейка по У=6
22.5. Нагнетательная скважина WINJ2 с координатами
X Y
50.0 1250.0
23.6. Добывающая скважина WPR3 с координатами
Ячейка по I=5 Ячейка по J=13
I=6 Ячейка по J=12
I=6 Ячейка по J=11
24. Технолого-промысловые данные скважин
Скважина Давление забойное Радиус Перфорация, м Скин фактор
Назначение атм скв, м начало конец
Добывающая 50.0 0.09 1239 1250 0
Добывающая 50.0 0.12 1230 1240 -1
Нагнетательная 200.0 0.10 1245 1255 -4
Добывающая 30.0 0.10 1,2.3 слои 0
Нагнетательная 200.0 0.12 6,7 слои -4
Добывающая 42.0 0.12 1,2.3 слои 0
Упражнение 2. Глубина залегания
1 объекта 1230м с соответствующим пластовым давлением -- 107 м;
2 объекта 1240м с соответствующим пластовым давлением – 108 м.
Упражнение 3. Плотность воды в стандартных условиях:1 объекта – 1150 kг/м3, 2 объекта – 1151 kг/м3.
Упражнение 4. Вязкость воды 1 объекта -- 1.57 спз;
2 объекта – 1.58 спз.
Упражнение 5. Плотность нефти в стандартных условиях:1 объекта – 913 kг/м3;
2 объекта – 910 kг/м3.
Упражнение 6. Давление насыщения нефти 1 объекта 9.6 бар.
2 объекта 9.8 бар.
Упражнение 7. В таблице относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-вода: связанная вода=0.15;
Мах. значение воды=0.22 при остаточной нефти равной =0.32.
Упражнение 8. Моделируемый пласт представляется 9 слоями и разбит на 11 ячеек по Х направлению и на 13 в Y направлении.
1 объект состоит из 4 слоев;
2 объект – из 5 слоев.
Упражнение 9. Размеры ячеек по Х=100 м, по У=100 м, по Z=3 м.
Упражнение 10. Проницаемости по направлениям Х и У равны 232 мдарси, по Z - 25 мдарси.
Упражнение 11. Добывающая скважина horPRO: Ограничение по забойному давлению 40 бар, ограничение по добыче жидкости 100000 м3/сут, скин фактор -1, радиус скважины 0.11 м.
Упражнение 12. Добывающая скважина WPR1: Ограничение по забойному давлению 20 бар, ограничение по добыче жидкости 100 м3/сут., скин фактор -3, радиус скважины 0.13 м.
Упражнение 13. Добывающая скважина WPR2: , скин фактор 1, радиус скважины 0.11 м.
Упражнение 14. Добывающая скважина WPR3: Ограничение по забойному давлению 40 бар, ограничение по добыче жидкости 100000 м3/сут, Забойное давление 40 бар, скин фактор -1, радиус скважины 0.11 м.
Упражнение 15. Нагнетательная скважина WINJ1: Ограничение по забойному давлению 203 бар, ограничение по добыче жидкости 100000 м3/сут, скин фактор -1, радиус скважины 0.12 м.
Упражнение 16. Нагнетательная скважинаWINJ2: Ограничение по забойному давлению 196 бар, ограничение по добыче жидкости 400 м3/сут, скин фактор -1, радиус скважины 0.12 м.
Упражнение 17. Добывающая скважина WPR2: с координатами в ячейках I=2, J=5, перфорация в 2,3.4 слоях.
Упражнение 18. Добывающая скважина WPR2: с координатами в ячейках I=7, J=11, перфорация в 1,2,3.4 слоях.
Упражнение 19. Нагнетательная скважина WINJ1: с координатами Х=1110.0 м, У=100.0м, перфорация в 6,7,8 слоях.
Упражнение 20. Нагнетательная скважина WINJ2: с координатами Х=100.0 м, У=1350.0м, перфорация в 5,7,8 слоях.