Include

'simple.init‘

-- INCLUDE

-- 'sw'

-- MODI 1 11 1 13 1 10 / well 1092

-- 0 0.736 /

-------------------------------------------------------------------------------

RECU

-------------------------------------------------------------------------------

Include

'simple.recu'

STOP

Ниже везде курсивом выделены пояснения к вводимым данным

Заголовок в выходных файлах TITL

• Печать данных секции INPUT PRINT NONE ALL

• Задание системы единиц измерения UNIT METR POFU

UNIT - метрическая система измерений

POFU - американская система измерений

• Дата начала моделирования

IDAT 1 JAN 1999 IDAT Jan, 1, 99

• Дата запуска модели (Рестарт)

SDAT 1 Jan 2009 SDAT 10 YEAR (DAYS MONT)

Выбор численной схемы: Полностью неявная численная схема (IMPL);

Неявная по давлению, явная по насыщенности (IMPES)

Солвер - Численная схема верхней поточечной релаксации LSOR

Действия над массивами

Изменение значений

МODI i1 i2 j1 j2 k1 k2 ZERO NINT

<+ * min max>

MODI 4*  2  2/

1* 0,4  /

Умножить все значения в слое 2 на 0.4)

MODI 6 * ZERO

0.02 /

(Любые значения меньше чем 0.02 приравниваются к 0.)

Замена значений

REPL i1 i2 j1 j2 k1 k2

<data>

REPL 1  3  4  5 2  2

12. 23  .20

.15  .18  .19

(Заменить первые три значения в строках (4 и 5) из второго слоя)

Замена или изменение порового объема

PVOL i1 i2 j1 j2 k1 k2 {REPL MODI} ZERO

1. <+ * min max>

2. <data>

5.4.Секция fluid

--* densSTP(kg/m3) densRef(kg/m3) comp(1/bar) pRef(bar) visc(cp)

WATR1

1150.00 1150.0 1e-05 1* 1.66 /

WATR2

1151.00 1151.0 0.9e-05 1* 1.56 /

--* Basic oil and gas properties

--* Surf.Oil.Dens(kg/m3) Oil Mw Gas gravity/Mw

BASIC1

941.8 200.00 0.729 /

BASIC2

940.0 200.00 0.729 / 31.98 /

--* Reservoir temperature

TEMP1 22.0 /

TEMP2 23.00

/

--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)

OPVT1 /

1.0 1.10090 260.00 0.00200 /

5.0 1.10100 245.00 0.00300 /

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 /

/ --* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)

OPVT2 /

1.0 1.10090 260.00 0.00200 /

5.0 1.10100 245.00 0.00300 /

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 /

/

/

--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)

GPVT1 /

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 /

/

--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar) dVisc(1/psi)

GPVT2 /

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 /

Название компонентов в модели

CNAM OIL GAS WATR

CNAM C02 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR

PVT свойства нефти

OPVT

P - давление насыщения,

Bo - объемный коэффициент ,

Visc - вязкость нефти,

Rs - газосодержание 10**3 м3/м3,

Comp- сжимаемость,

dVisc -градиент вязкости;

и газа GPVT

P - давление,

Visc - вязкость газа,

Bo - объемный коэффициент ,

Rs - газонефтяной фактор,

Изменение наклона зависимостей объемного коэффициента (Bo) и вязкости от P определяются данными сжимаемости нефти и градиентом вязкости

Co = -1/Bo(dBo/dP)

ms = 1/mo(dmo/dP)

Они могут быть рассчитаны из 2 последних строк в OPVT данных, или заданы явно.

Различные наклоны возможны для различных давлений насыщения.