More6.4_rus_UG(руководство)
.pdf
SCMP - Описание стандартных составов
Расположение: секция INPUT или RECUrrent
Максимум: 50
Синтаксис:
SCMP |
|
name |
|
|
|
|
x1 |
x2 |
x3 ... xn |
Default: |
0.0 .... |
|||
Minimum: |
0.0 .... |
|||
Maximum: |
must sum to 1.0 |
|||
Определения: |
|
|
|
|
name |
Имя состава |
|
|
|
xi |
Мольная доля i-го компонента в составе |
|||
Пример: |
|
|
|
|
CNAME |
C1 |
C2 |
C3 |
C4 ... |
SCMP |
rich |
|
|
|
|
.6 |
.3 |
.1 / |
|
Флюид rich имеет мольные доли 0.6, 0.3 и 0.1 для компонентов C1, C2 и C3 соответственно. Доля других компонентов по умолчанию приравнивается к нулю.
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-9
LUMP - Объединение компонентов в группу
Расположение: после CNAM в секции INPUT
Максимум: 10
Синтаксис:
LUMP |
name comp1 [comp2] |
[comp3] ... |
Определения:
name Имя группы компонентов
compi Имена компонентов, которые будут включены в группу. Они могут быть в любом порядке.
Пример:
CNAME CO2 |
C1 |
C2 C3 C4 |
C5 |
C7P1 C7P2 |
WATR |
LUMP C7+ |
C7P1 C7P2 |
|
|
|
|
Объединенный |
компонент |
C7+ |
состоит из |
компонентов C7P1 и C7P2. |
|
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-10
SPLIts - Выделение дополнительных потоков
Максимально: 2 - для добычи, 3 - для закачки Расположение: Секция INPUt
Синтаксис: SPLIt
strmname {INJE PROD BOTH} {OIL GAS} {VAPO LIQU SAME}
fstrm1 fstrm2 fstrm3 ... fstrmn
По умолчанию: 0.0 ....
Определения:
strmname - имя нового задаваемого скважинного потока
INJE |
- задает выделение нагнетательного потока INJEction |
|
PROD |
- задает выделение добывающего потока PRODuction |
|
BOTH |
- выделяет и нагнетательный, и добывающий потоки |
|
OIL |
- |
поток выделен из нефтяного скважинного потока (только для |
|
|
добывающих скважин (PROD) ) |
GAS |
- поток выделен из газового скважинного потока |
|
LIQU |
- |
рассматривает новый поток как жидкость: идеальное смешивание для |
|
|
вычисления плотности |
VAPO |
- |
рассматривает новый поток как газ: идеальные объемы газа для |
|
|
плотности |
SAME |
- подсчет плотности потока соответствует нефти или газу |
|
fstrmi |
- |
разделяющий множитель для i-гокомпонента. Мольный дебит для |
выделенного потока: q=Σ fstrmiqi, |
||
где qi - количество i-го компонента в новом потоке, являющимся частью нефтяного
или газового потока. Пересчет в объемные единицы происходит с использованием пластовой плотности жидкости или объемов газа в стандартных условиях.
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-11
Примеры:
Во всех примерах предполагается следующее определение компонентов:
CNAME N2 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR
SPLIT N2 для обоих
1.0/
Азот выделен как специальный поток для нагнетания и добычи.
SPLIT DRYG GAS PROD
1 1 .8 .4 .1 /
Этот пример определяет поток сухого газа, который является частью потока газа сепарации. Поток сухого газа содержит 100% компонента N2 и C1, 80% компонента C2, 40% компонента C3 и 10% компонента C4 из потока газа сепарации.
SPLIT NGL LIQU GAS PROD 0 0 0 .2 .5 .8 1 1 /
Этот пример определяет выделение жидкостного потока NGL из газа сепарации. Поток NGL содержит 20% компонента C3, 50% компонента C4, 80% компонента C5 и 100% компонента C7P1 и C7P2 от потока газа сепарации. Для подсчета плотности потока в резервуаре NGL, используются удельный вес компонентов и идеальное смешивание.
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-12
TENSOR - Использование тензоров проницаемости
Расположение: Секция Input
TENSOR [XYTRUE] [ZTRUE]
Определения:
XYTRUE Конпоненты тензора задаются относительно географических осей x и y
ZTRUE Конпоненты тензора задаются относительно географической оси z
Пример:
TENSOR / Использует тензорные проницаемости, K_X..KZX
/ введенные относительно локальных координат сетки
Примечание:
Если используется ввод истинных направлений xy или z, MORE автоматически приведет проницаемости к координатной системе сетки.
Если используется TENSOR, возможно задавать проницаемости двумя способами:
a) Использовать K_X, K_Y, K_Z, DEVX, DEVY, AXES для определения проницаемостей по главным осям и ориентации этих осей в географической системе координат.
b) Использовать K_X, K_Y, K_Z, KXY, KYZ, KZX для задания шести независимых компонент тензора проницаемости в локальной или географической системе координат.
Заметьте, что если DEVX, DEVY и AXES используются для задания тензорных проницаемостей, XYTRUE и ZTRUE не будут действовать.
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-13
DPSS - Использование модели двойной пористости источник/сток
Расположение: Секция Input DPSS [FRAC n] [GRAV] [NET]
Определения:
FRAC Использовать n частей объема матрицы
GRAV Использовать гравитационную пропитку
Принимать проницаемоть трещин как общую (не умножать на пористость NET трещин)
Пример:
DPSS NET / Использовать двойную пористость, ввод одинарной сетки, общая проницаемость для трещин.
Замечание:
DPSS использует одинарную сетку, таким образом свойства трещины должны задаваться соответствующими ключевыми словами, приведенными ниже. Для полного описания опции DPSS, см. главу 15 Технического справочника пользователя.
Ключевое |
Значение |
Описание (все кл. слова |
Необходимо для |
Слово |
по умолч. |
относятся только к трещинам) |
|
fpor |
Нет |
Пористость трещин |
|
fkx, fk-x, fk_x, |
Нет |
Проницаемость трещин по x |
|
fpermx |
|
|
|
fky, fk-y, fk_y, |
fkx*kykx |
Проницаемость трещин по y |
|
fpermy |
|
|
|
fkz, fk-z, fk_z, |
fkx*kzkx |
Проницаемость трещин по z |
|
fpermz |
|
|
|
fkxy |
0 |
Проницаемость по xy |
Опция тензора |
fkyz |
0 |
Проницаемость по yz |
Опция тензора |
fkzx |
0 |
Проницаемость по zx |
Опция тензора |
fmlx |
1 |
Множитель сообщаемоси по x |
|
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-14
fmly |
1 |
Множитель сообщаемоси по y |
|
fmlz |
1 |
Множитель сообщаемоси по z |
|
fcro |
croc |
Сжимаемость трещин |
|
fref |
refe |
Опорное давление |
|
fsat |
satn |
Регионы ОФП |
|
fpvt |
pvtn |
Регионы PVT |
|
feql |
eqln |
Регионы инициализации |
|
fkpt |
kpta |
Регионы KVSP |
KVSP |
fprg |
preg |
Регионы полимеров |
Полимер опция |
kpta |
treg |
Регионы температуры |
Термальная опция |
fkrx |
krdx |
Регионы фазовых по x |
Напр. ОФП |
|
|
направлению |
|
fkry |
krdy |
Регионы фазовых по y |
Напр. ОФП |
|
|
направлению |
|
fkrz |
krdz |
Регионы фазовых по z |
Напр. ОФП |
|
|
направлению |
|
fkmx |
krmx |
Регионы фазовых по x |
Напр. IRRV ОФП |
|
|
направлению |
|
fkmy |
krmy |
Регионы фазовых по y |
Напр. IRRV ОФП |
|
|
направлению |
|
fkmz |
krmz |
Регионы фазовых по z |
Напр. IRRV ОФП |
|
|
направлению |
|
fogc |
sogc |
Критическая нефтенасыщенность Масшт. конц. точек |
|
|
|
в газе |
|
fowc |
sowc |
Критическая нефтенасыщенность Масшт. конц. точек |
|
|
|
в воде |
|
fsgl |
sgl |
Остаточная газонасыщенность |
Масшт. конц. точек |
fsgc |
sgcr |
Критическая газонасыщенность |
Масшт. конц. точек |
fsgu |
sgu |
Максимальная газонасыщенность |
Масшт. конц. точек |
fwl |
swl |
Остаточная водонасыщенность |
Масшт. конц. точек |
fwcr |
swcr |
Критическая водонасыщенность |
Масшт. конц. точек |
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-15
fwu |
swu |
Максимальная |
Масшт. конц. точек |
|
|
водонасыщенность |
|
fxko |
xkro |
Масштабирующий фактор Kro |
Верт. масшт. |
fxkg |
xkrg |
Масштабирующий фактор Krg |
Верт. масшт. |
fxkw |
xkrw |
Масштабирующий фактор Krw |
Верт. масшт. |
fxpg |
xpcg |
Масштабирующий фактор Pcg |
Верт. масшт. |
fxpw |
xpcw |
Масштабирующий фактор Pvw |
Верт. масшт. |
Когда модель DPSS запускается с неравновесной инициализацией (INIT NONE), насыщенности для трещины и марицы могут быть различными. Поэтому существуют отдельные ключевые слова для задания насыщенностей трещиной части:
Ключевое слово Значение по умолчанию |
Описание |
|
fsoi |
Нет |
Нефтенасыщенность |
fsga |
Нет |
Газонасыщенность |
fswa |
Нет |
Водонасыщенность |
EPS – опция масштабирования концевых точек
Расположение: Секция INPUt
EPS [3POINT 4POINT]
По умолчанию опция 3POINT масштабирует кривую относительной фазовой проницаемости по связанной, критической и максимальной насыщенностям.
Опция 4POINT масштабирует кривую относительной фазовой проницаемости по связанной, критической, остаточной для второй фазы и максимальной насыщенностям.
По умолчанию кривая капиллярного давления масштабируется также при помощи этой опции вслед за кривой относительной фазовой проницаемости. В качестве альтернативы можно использовать ключевое слово EPSP для задания другой опции масштабирования концевых точек для капиллярных кривых.
Примечание: Достаточно первого символа необходимой опции.
Пример:
EPS 4
EPSP 2
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-16
EPSP – опция масштабирования концевых точек капиллярных давлений
Расположение: Секция INPUt
EPSP [NO,OFF,0POINT,2POINT,3POINT,4POINT]
Опции NO,OFF и 0POINT отключают масштабирование капиллярных давлений - будут масштабироваться только относительные проницаемости.
Опция 2POINT масштабирует кривую капилярного давления в точках связанной и максимальной насыщенности.
Опция 3POINT масштабирует кривую капилярного давления в точках связанной, критической и максимальной насыщенности.
Опция 4POINT масштабирует кривую капилярного давления в точках связанной, критической, остаточной и максимальной насыщенности.
По умолчанию, масштабирование капиллярного давления настроено также, как и опция относительных проницаемостей в EPS. Если ключевое слово EPS не использовалось, опция, заданная по умолчанию будет, 3POINT.
Примечание: Достаточно ввести первый символ необходимой опции
Пример:
EPS 4
EPSP 2
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Input
4-17
5 Описание Секции Fluid
В этой секции приведено детальное описание ключевых слов секции FLUId. Эти ключевые слова используются для задания в симуляторе свойств флюидов. Ключевые слова секции FLUId должны располагаться перед заголовком секции
RELAtive.
FLUI - Открытие секции FLUId............................................................................... |
5-3 |
PRIN - Определение параметров печати для модели Black Oil ........................... |
5-3 |
WATR - Свойства воды................................................................................................ |
5-4 |
PVTW - Свойства воды................................................................................................ |
5-5 |
BASIc - Основные параметры флюидов ................................................................... |
5-6 |
SDEN - Поверхностные плотности Нефти и Газа для Black Oil ....................... |
5-7 |
TEMP - Температура для модели Black Oil.............................................................. |
5-8 |
OPVT - Таблица PVT для нефти. Модель Black Oil. ............................................... |
5-9 |
GPVT - Таблица PVT для газа. Модель Black Oil ................................................... |
5-12 |
SOLVENT - Плотность солвента в нормальных условиях................................. |
5-13 |
OSPVT - Задание PVT таблицы для системы Нефть-Солвент ........................ |
5-14 |
SPVT - Задание PVT Свойств Солвента................................................................. |
5-15 |
TODD - Использование правила смешивания вязкости Тодда-Лонгстаффа... |
5-16 |
POLY - Включает полимерную модель................................................................... |
5-16 |
PPRO - Изменение вязкости воды в зависимости от концентрации полимера....... |
5-17 |
PABS - Контроль адсорбции полимера породой................................................... |
5-17 |
PSHEar - Уменьшение вязкости полимера в зависимости от скорости течения... |
5-18 |
PMIS - Дополнительные данные о свойствах полимера..................................... |
5-18 |
THERmal - Включает термальную опцию ............................................................ |
5-19 |
OVVT - Изменение вязкости нефти от температуры....................................... |
5-19 |
HLOS - Модель потери тепла.................................................................................. |
5-20 |
UOIL,UGAS,UWAT,UROC - Коэффициенты удельной теплоемкости............. |
5-21 |
UOIL - Коэффициенты удельной теплоемкости нефти............................................ |
5-21 |
UGAS - Коэффициенты удельной теплоемкости газа ................................................ |
5-21 |
UWAT - Коэффициент удельной теплоемкости воды................................................. |
5-21 |
UROC - Коэффициент удельной теплоемкости породы............................................. |
5-22 |
THCO, THCG, THCW, THCR - Коэффициенты теплопроводности................. |
5-22 |
THCO - Коэффициенты теплопроводности нефти.................................................... |
5-22 |
THCG - Коэффициенты теплопроводности газа......................................................... |
5-23 |
THCW - Коэффициенты теплопроводности воды....................................................... |
5-23 |
THCR - Коэффициенты теплопроводности породы ................................................... |
5-23 |
THXO, THXW, THXR - Коэффициенты температурного расширения............ |
5-24 |
THXO - Коэффициенты температурного расширения нефти.................................. |
5-24 |
THXW - Коэффициенты температурного расширения воды..................................... |
5-24 |
THXR - Коэффициенты температурного расширения породы................................. |
5-24 |
STEA - Запрос на моделирование пара.................................................................... |
5-25 |
UPSI - Подвижность закачиваемого пара............................................................. |
5-25 |
KVSP - Множители зависимости проницаемости и порового объёма от давления 5-26 |
|
CBM - Включение модели добычи метана из угольных пластов.................. |
5-28 |
PMEX - Экспонента изменения проницаемости в модели Palmer-Mansoori .. |
5-28 |
MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid
5-1