
- •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).
4.Постановка задачи о притоке реального газа в круговом пласте к скважине. Уравнение, граничные и начальные условия.
(1.3.1)
Начальные и граничные условия:
t= 0 P= Pk = const (1.3.2)
r=
R0
(1.3.3a)
r=
R
k
(1.3.3б)
Далее пусть уравнение состояния для газа имеет вид:
,
(1.3.4a)
Если
газ идеальный, то имеем
,
если
газ реальный, то имеем
,
для
упругого пласта имеем
(1.3.4б)
Для получения универсального решения справедливого для любых рассматриваемых параметров представим дифференциальное уравнение и граничные условия в безразмерном виде, для чего введем безразмерные параметры и переменные:
;
|
(1.3.5) |
С учетом (1.3.5) уравнение (1.3.1) и граничные условия (1.3.2) и (1.3.3) имеют вид (для простоты в дальнейшем звездочки будем опускать.)
|
(1.3.) |
|
|
|
(1.3.3’a) |
|
(1.3.3’б) |
Уравнение (1.3.1) является общим нелинейным параболическим дифференциальным
уравнением.
Из него легко получить, например,
дифференциальные уравнения для течения
идеального газа. Для этого надо положить
,
а
=1.
Представим теперь задачу (1.3.1’)-(1.3.3’б) в конечно-разностной форме.
При
этом рассмотрим пространственно-временную
непрерывную область в виде сеточной
области.
;
j-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Будем использовать неявную разностную схему вида крест. Граница пласта и скважина расположены в середине интервалов, чтобы получить |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
0 1 2 I-1 I I+1 m-1 m Рис.1.1 |
лучшую
аппроксимацию, порядка
|
(1.3.6)
|
|
(1.3.7) |
Для
записи разностной схемы уравнения
(1.3.1’) поступим следующим образом.
Обозначим
тогда левая часть уравнения (1.3.1’)
записывается в виде
и далее, заменяя
на разности
,
получим
Правую
часть (1.3.1’) представим согласно
мнемонической схемы на рис.1.1 и, учитывая,
что пространственные разности берутся
на верхнем временном слое, имеем после
некоторых преобразований
|
(1.3.8)
|
|
систему (n+1) уравнения с (n+1) неизвестным. система линейна и имеет три диагонали.
|
|
5.Метод прогонки применительно к фильтрации реального газа в круговом пласте.(+4)
(1.3.6)
(1.3.7)
Перепишем в общем случае задачу (1.3.8), (1.3.6), (1.3.7) так
|
(1.3.9) |
|
(1.3.10) |
Пусть имеет место рекуррентное соотношение:
|
(1.3.11) |
Подставим
в (1.3.9) выражение
,
тогда
|
(1.3.12) |
Сопоставляя
(1.3.11) и (1.3.12), видим, что они совпадают
при любых значениях
|
(1.3.13) |
Если
коэффициенты в точке
известны, то при помощи формул (1.3.13)
можно просчитать коэффициенты
,
и т. д.
Затем,
зная значения
по формуле (1.3.11), можно определить
значения
для всех
.
Для
определения начальных значений
коэффициентов
и
воспользуемся условиями (1.3.10).Тогда
будем иметь
|
(1.3.14) |
В нашем конкретном случае имеем (см.1.3.6.)
|
|
Итак, для функций Ei и Fi имеем формулы прямой прогонки (1.3.13), (1.3.14)
Если En-1 и Fn-1 известны, то из граничного условия Pn = 2 P n-1+µ2
и P n-1=En-1 P n-1+ F n-1 можно получить значение Pn на границе. Т.е.
|
( 1.3.15) |
В
нашем случае с учётом (1.3.7) имеем
Итак, формулы (1.3.11) и (1.3.15) позволяют определить значения Pi для всех значений
i= n, n-1…0. (Это формулы обратной прогонки.)
6.Метод прогонки. Основные формулы. Доказательство устойчивости метода.(+4,5)
(1.3.6) (1.3.7)
Перепишем в общем случае задачу (1.3.8), (1.3.6), (1.3.7) так
|
(1.3.9) |
; - общий вид граничных условий. |
(1.3.10) |
Пусть имеет место рекуррентное соотношение:
, |
(1.3.11) |
Подставим в (1.3.9) выражение , тогда
|
(1.3.12) |
aa Сопоставляя (1.3.11) и (1.3.12), видим, что они совпадают при любых значениях , если: ; |
(1.3.13) |
Если коэффициенты в точке известны, то при помощи формул (1.3.13) можно просчитать коэффициенты , и т. д.
Затем, зная значения по формуле (1.3.11), можно определить значения для всех .
Для определения начальных значений коэффициентов и воспользуемся условиями (1.3.10).Тогда будем иметь
|
(1.3.14) |
В нашем конкретном случае имеем (см.1.3.6.)
|
|
Итак, для функций Ei и Fi имеем формулы прямой прогонки (1.3.13), (1.3.14)
Если En-1 и Fn-1 известны, то из граничного условия Pn = 2 P n-1+µ2
и P n-1=En-1 P n-1+ F n-1 можно получить значение Pn на границе. Т.е.
|
( 1.3.15)
|
В нашем случае с учётом (1.3.7) имеем
Итак, формулы (1.3.11) и (1.3.15) позволяют определить значения Pi для всех значений
i= n, n-1…0. (Это формулы обратной прогонки.)
Формулы прогонки (1.3.13), (1.3.14) и (1.3.15), (1.3.11) были нами получены формально. Мы делили на выражения (bi-ci Ei-1) и (1- 2En-1), предполагая, что они не равны нулю. Сейчас мы укажем достаточные условия, когда это можно делать.
Пусть
|
(1.3.16) |
Для
устойчивости метода прогонки достаточно
иметь
для всех i=1,2,..n-1
Это действительно так. Рассмотрим разность
,
при
.
Поскольку
,
то
,
т.е.
.
Отсюда,
видно, что
,
если
.
Тогда все
при
.
Рассмотрим теперь неравенство
,
т.к. или
,
или
,
т.е.
Таким образом, при выполнении условий (1.3.16) разностная задача, решаемая методом прогонки, имеет единственное решение.
1.3.4.
В силу того, что решение ведется на ЭВМ
приближенно, с конечным числом значащих
цифр, возникают ошибки округления. Из-за
них фактически находится не функция
-
решение задачи (1.3.9), (1.3.10), а
-
решение той же задачи с возмущенными
коэффициентами
и
правыми частями
.
При этом, если процесс вычислений
происходит с возрастанием ошибки
округления, то это может привести как
к потере точности, так и к невозможности
продолжить вычисления из-за роста
получаемых величин.
. Если учесть, что в ходе вычислений возмущающимися являются и коэффициенты и , то показывается, что ошибка в определении в задаче (1.3.9),(1.3.10) пропорциональна квадрату числа узлов
|
|
где
-
ошибка округления.
Первым приближением служат нелинейные коэффициенты, вычисленные по данным решения на j-ом временном слое. Затем определяется приближенное решение на (j+1)-ом временном слое. Во втором приближении для вычисления нелинейных членов используется решение на (j+1)-ом слое. Вновь определяется решение на (j+1)-ом временном слое и т. д., до тех пор, пока не будет выполнено неравенство
|
|