
- •1.Представление дифференциальных уравнений параболического типа в разностной форме
- •Рассмотрим представление в конечно – разностной форме одномерного дифференциального уравнения параболического типа
- •2.Понятие устойчивости и сходимости разностных уравнений. Условие устойчивости явной и неявной разностной схемы.
- •4.Постановка задачи о притоке реального газа в круговом пласте к скважине. Уравнение, граничные и начальные условия.
- •7. Особенности постановки задач двумерной однофазной фильтрации.
- •9.Метод переменных направлений.
- •10. Локально-одномерная схема Самарского а.А.
- •11.Схематизация залежи в случае однофазной фильтрации. Способ задания реальных скважин на модели.
- •13.Правило фаз Гиббса. Сведение многокомпонентных смесей к системе бинарных и тройных смесей.
- •16.Примеры решения площадных и профильных задач двухфазной фильтрации.
- •17.Об активном воздействии на водонапорный режим при разработке газовых месторождений
- •18. Методика решения задачи в случае трехмерной, трехфазной фильтрации (sip-метод)
- •19. Особенности задания начальных и граничных условий в случае пространственных задач фильтрации
- •20.Задание начальных и граничных условий в двумерном случае.
- •21. Результаты решения трехмерных трехфазных задач фильтрации применительно к разным технологиям разработки.
- •22. Влияние отдельных факторов на характер поведения кривых давления и насыщенности при решении задач фильтрации трёхфазных смесей.
- •23. Результаты прогнозирования показателей разработки реальной залежи.
- •24. Моделирование залежи. Получение замыкающих соотношений для решения трехфазных задач. Моделирование залежи: схематизация, размещение скважин по площади.
- •Получение замыкающих соотношений для решения трехфазных задач. Изменение плотности газа рассчитывалось по уравнению состояния для реального газа
- •25. Выбор исходных геолого-промысловых параметров при моделировании залежи.
- •Оценка запасов газа, конденсата и нефти по третьему объекту
- •26. Оценка снижения коэффициентов нефтеотдачи оторочек подстилающего типа за счет опережающей разработки газовой части пласта.
- •27. Расчет начальных и граничных условий при моделировании реальной залежи.
- •28. Разработка математической модели.
- •29. Модельные исследования.
- •Часть 2!!!!!!!!!!!!!!
- •Понятие о моделировании.
- •2. Моделирование фильтрации на макро и микро уровне
- •3. Геологические и гидродинамические модели
- •4. Разномасштабные модели фильтрации.
- •5. Существующие лицензированные программные пакеты. Понятие программного продукта.
- •6. Структура типового программного пакета для реализации задач моделирования нефтегазовых месторождений.
- •7. Возможности пре- и пост - процессора лицензированных программ.
- •8. Программное обеспечение для построения геологической модели (Petrel)
- •9. Исходные данные для гидродинамического моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений
- •10. Схематизация пласта и выбор расчетной модели.
- •11. Выбор модели фильтрации.
- •12. Постоянно- действующие модели. Методы и цель создания.
- •13. Основные этапы создания гидродинамической модели месторождения.
- •Воспроизведение истории разработки. Основные методы.
- •Уравнение сохранения массы при многофазной многокомпонентной фильтрации.
- •Абсолютная проницаемость. Методы получения. Способ задания.
- •Относительные фазовые проницаемости при двухфазной фильтрации. Методы получения. Способ задания.
- •Относительные фазовые проницаемости при трехфазной фильтрации. Методы получения. Способ задания.
- •Модель трехфазной фильтрации (Black oil).
- •Свойства флюидов и породы, учитываемые в модели трехфазной фильтрации (Black oil). Характерный вид зависимости.
- •Пористость и емкостные свойства пласта. Источники информации. Способ задания.
- •22. Моделирование трещиновато-порового пласта.
- •23. Данные о насыщенности и капиллярном давлении. Источники информации и способ задания.
- •24. Факторы, влияющие на определение размеров расчетных блоков.
- •26. Переход от геологической модели к гидродинамической. Процедура масштабирования (upscaling).
1.Представление дифференциальных уравнений параболического типа в разностной форме
Известно,
что любую функцию
,
непрерывную и имеющую все необходимые
производные при x=a,
можно представить в виде ряда Тейлора:
|
(1.1.1) |
Отсюда видно, что по известным значениям функции и её производных можно определять значения функции в близлежайшей точке.
Пусть
на оси OX
имеется отрезок MN,
разбитый на n
равных частей. Тогда расстояние (шаг)
между соседними точками
0 1 i-1 i i+1…..n-1 n
O M N Х
Выберем произвольные точки на линии MN: (i-1), i, (i+1) и при помощи (1.1.1) запишем значения функции в точках (i-1) и (i+1) через значения функции и её производных в точке i. Для точки (i-1): (x-a) = - h, а для точки (i+1): (x-a) = h.
|
(1.1.2) |
|
(1.1.3) |
Здесь
- значение производных в точке i.
Первая производная из уравнений (1.1.2) и (1.1.3) будет выражаться так:
-
(1.1.5)
–
сумма
соответствующих остаточных членов ряда
(1.1.2) или (1.1.3), поделённых на h
.
Можно получить более точное выражение для первой производной по x в точке i, если вычесть (1.1.3) из (1.1.2)
|
(1.1.6) |
|
||
|
Разобьём
интервал времени [O,T]
на k-
равных интервалов, тогда шаг по времени
|
(1.1.8) |
Где
j
– соответствует временному слою
,
а j+1
временному слою (j+1)Δt
Можно
получить боле точное выражение первой
производной
по времени через конечные разности.
Запишем
значение функции
и
через её значения в точке j+1
с использованием (1.1.1).
|
|
(а) |
---|---|---|
|
|
(б) |
У |
|
Т.е.
с точностью до
,
если отбросим остаточные члены о
(
)
в выражении (1.1.9).
Рассмотрим представление в конечно – разностной форме одномерного дифференциального уравнения параболического типа
|
(1.2.1) |
которое
описывает фильтрацию сжимаемой жидкости
(аналогично уравнению теплопроводности)
Используя уравнения (1.1.5) и (1.1.7) предыдущего раздела имеем выражение
|
(1.2.2) |
Здесь
- погрешность аппроксимации исходного
дифференциального уравнения (1.2.1) конечно
– разностным уравнением. Принимается,
что
В уравнении (1.2.2) левую часть можно рассматривать на различных временных уровнях: либо на слое jt и тогда имеем уравнение
|
(1.2.3) |
либо на временном слое (j+1) t и тогда уравнение (1.2.2) имеет вид
|
(1.2.4) |
При
записи этих уравнений пренебрегается
величиной
В
уравнении (1.2.3) имеется лишь одна
неизвестная величина
(Считается, что все величины на временном
слое
известны). Такое уравнение называется
явным
сеточным
уравнением.
Уравнение
(1.2.4), где имеются три неизвестные
величины
,
,
называется неявным.
Применяя
последовательно уравнение (1.2.3) к каждой
точке i
сеточной области (с учетом граничных
условий), можно получить искомое решение
на временном слое
и т.д. Таким образом, оно позволяет явным
образом
находить решение задачи в каждый момент
времени
.
Записывая
неявное уравнение (1.2.4) для точек
,
получаем систему из (n-1)
уравнения с (n+1)
неизвестным. Граничные условия в точках
i=0
и i=n
дают еще два условия. Следовательно,
чтобы решить задачу на временном слое
,
требуется решить систему (n+1)
уравнения с (n+1)
неизвестным.
Таким образом, использование численных методов сводит интегрирование дифференциального уравнения в частных производных (1.2.1) и соответствующих краевых условий к чисто алгебраической задаче.