- •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).
10. Схематизация пласта и выбор расчетной модели.
Одной из наиболее простых и достаточно распространенных схем неоднородного пласта является слоистый пласт. Если слои не сообщаются, то каждый из них может моделироваться по отдельности. Слои необходимо моделировать совместно, даже если они отделены один от другого в следующих случаях: при совместной разработке, если слои сообщаются через скважины или если невозможно разделить продукцию и закачку скважин по слоям; если имеется общая законтурная область. Во всех этих ситуациях реализуются схемы послойного течения, а взаимодействие слоев учитывается через граничные условия. Попытка осреднить течение по вертикали и свести задачу к двумерной приводит к изменению вида исходных уравнений. В частности, оказывается, что эффективные фазовые проницаемости в такой системе являются нелокальными характеристиками и зависят не только от средней насыщенности, но и от граничных условий и времени. Если слои сообщаются, то в общем случае необходимо использовать трехмерное моделирование. Упрощение допускается лишь в случае, когда толщина пласта намного меньше характерного продольного размера, а капиллярные и гравитационные силы, способствующие перераспределению флюидов по вертикали, несущественны по сравнению с действием внешнего перепада давления, обуславливающего течение между скважинами. Тогда трехмерное течение можно описывать при помощи осредненных по вертикали двумерных моделей с использованием осредненных или так называемых модифицированных (псевдофункций) относительных фазовых про-шщаемостей и капиллярного давления. Модифицированные фазовые проницаемости и капиллярное давление учитываются в моделях пониженной размерности вместо исходных зависимостей. Основное предположение при введении модифицированных фазовых проницаемостей слоистого пласта состоит в постоянстве по вертикали продольной составляющей градиента давления. Наиболее простой вид модифицированные фазовые проницаемости слоистого пласта имеют в случае поршневого вытеснения нефти водой в каждом слое. Пусть водонасы-щенность перед фронтом вытеснения равна SWC, позади фронта вытеснения-( 1 – SOC), пористость слоев одинаковая. Предполагается, что более проницаемые слои заполняются водой быстрее, чем менее проницаемые, рис. Если известна функция распределения проницаемости F(K) (KMIN к KMAX , F(KMIN) = 0, F(KMAX) = 1).
Кроме слоистого пласта, существует еще одна модель трехмерного коллектора, в рамках которой допускается осреднение по вертикали и сведение задачи к двумерной. Это так называемая модель вертикального равновесия.
Согласно этой схеме предполагается, что флюиды в пласте мгновенно перераспределяются по вертикали в соответствии с условием капиллярно-гравитационного равновесия. Эта гипотеза справедлива в пластах с высокой проницаемостью в вертикальном направлении и толщиной, незначительной по сравнению с характерным продольным размером. Причем скорость фильтрационного переноса в продольном направлении, обусловленная действием внешнего перепада давления, должна быть небольшой по сравнению со скоростью перераспределения флюидов по вертикали под действием капиллярных и гравитационных сил. В условиях капиллярно-гравитационного равновесия значение средней насыщенности однозначно определяет распределение насыщенности по вертикали. Кроме того, поскольку продольная составляющая градиента давления не зависит от вертикальной координаты, допустимо осреднение закона Дарси и введение модифицированных фазовых проницаемостей. Вычисление псевдофункщш для каждого значения средней насыщенности осуществляется с учетом известного распределения насыщенности по вертикали и вида исходных фазовых проницаемостей. Выбор^, расчетной модели, используемой для описания течения флюидов в пласте, представляет собой комплексную проблему, решение которой является залогом успеха при прогнозировании поведения пласта или исследовании фильтрационных процессов. В основе должно лежать понимание цели исследования и степени достоверности ожидаемых результатов с учетом всех доступных данных о пласте и насыщающих его флюидах. Исходя из этого основными аспектами выбора модели являются:
• схематизация строения пласта с учетом определяющих факторов и механизмов, влияющих на процесс фильтрации;
• определение числа фаз и компонентов, учитываемых в модели фильтрации;
• определение размерности модели;
• определение начальных и граничных условий;
• определение геометрических размеров расчетных блоков;
• при необходимости - учет специальных процессов физико-химической и неизотермической гидродинамики;
• выбор метода решения уравнений и параметров численного метода.
