- •Раздел VII. МоделиРование и теоретические основы разработки н/г месторождений.
- •3. Моделирование процессов разработки. (Уравнения неразрывности, движения и состояния). Начальные и граничные условия.
- •4. Стационарное движение несжимаемой жидкости в пористой среде. Вывод дифференциального уравнения.
- •5. Одномерные фильтрационные потоки несжимаемой жидкости в однородных пластах. Плоскорадиальный фильтрационный поток.
- •6. Одномерные фильтрационные потоки несжимаемой жидкости в однородных пластах. Радиально-сферический установившийся фильтрационный поток.
- •7. Одномерные фильтрационные потоки несжимаемой жидкости при нелинейных законах фильтрации. Плоскорадиальный фильтрационный поток несжимаемой жидкости.
- •9. Интерференция скважин. Метод суперпозиции. Приток жидкости к группе скважин в пласте с удаленным контуром питания.
- •11. Приток к несовершенным скважинам.
- •14. Плоскорадиальный фильтрационный поток идеального газа по двучленному закону фильтрации.
- •13. Плоскорадиальный фильтрационный поток идеального газа по закону Дарси.
- •18. Плоскорадиальный фильтрационный поток упругой жидкости.
- •19. Основные этапы построения геологической модели
- •20. Перечислить и дать определение фильтрационно-емкостных свойств по скважинам, необходимым для создания геологической модели
- •21. Методы интерполяции, используемые при построении различных карт свойств в модели
- •22. Перечислить и дать описание основных секций, заполняемых при создании геологической модели (на примере Irap rms)
- •1. Horizont
- •23. Методика ремасштабирования геологической модели, дать описание используемых алгоритмов осреднения
- •24. Подсчет запасов объемным методом в трехмерной геологической модели:
- •25. Основные параметры, необходимые для создания гидродинамической модели
- •26. Определение трех видов проницаемости, задаваемых в модели. Использование кривых относительных фазовых проницаемостей при гидродинамических расчетах (в системе нефть-вода)
- •27. Физические свойства воды и нефти, определяемые в гидродинамической модели
- •28. Методика расчёта офп в условиях отсутствия лабораторных исследований (Брукс-Корей).
- •29. Методика расчета офп в условиях отсутствия лабораторных исследований (Бурдайн)
- •30. Основные секции гидродинамической модели на примере Tempest more
23. Методика ремасштабирования геологической модели, дать описание используемых алгоритмов осреднения
Ремасштабирование геол сетки проводится для уменьшения кол-ва ячеек (в среднем 5-10 раз) и осреднения параметров на грубую сетку. По сути, это необходимо, чтобы гидродинам модель считалась за реальное время, иначе расчеты будут слишком сложными и долгими.
Создание новой зоны ZonesCreate zone
Создание сетки с уменьшенным кол-вом слоев GridGrid Generation Create modelling grid /Create simulation grid
В Irap RMS сущ-ет 2 вида сеток:
Равномерная modelling grid (XY-regilar либо геометрия угловой точки corner point), в кот все ячейки имеют одинаковые размеры по X и по Y, используется и для геол, и, при отсутствии разломов, для гидрогеол мод-ния
Неравномерная simulation grid (только corner point), размеры по X и Y могут различаться, исп-ся только для гидродинам мод-ния
Осреднение знач. песчанистости, пористости, нефтенасыщенности, проницаемости из геологической модели на ремасштабированную сетку GridRescale parameters
Для осреднения песчанистости, пористости, нефтенасыщенности используется алгоритм вычисления средневзвешенного значения Arithmetic, где весовой параметр выбирается так, чтобы при “объединении” геол ячеек в гидродинамическую каждая ячейка вносила в ремасштабирование вклад пропорционально занимаемому объему. Для песчанистости весовой параметр – геометрический объем, для пористости – эффективный, для нефтенасыщенности - поровый
Для корректного расчета проницаемости по трем перпендикулярным направлениям X, Y, Z используется Diagonal tensor, кот рассчитывается по направлениям x,y,z
24. Подсчет запасов объемным методом в трехмерной геологической модели:
Начальные геологические запасы нефти подсчитываются по формуле:
Qн. =F*hэф.н.*kп*kн**, где Qн.- начальные геологические запасы нефти, тыс. т; F- площадь залежи, тыс. м2; hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; kп – коэффициент открытой пористости, доли ед.; kн – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; - пересчетный коэффициент, учитывает усадку нефти, доли ед.; - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3.
Подсчет начальных запасов газа залежи объемным методом проводится по следующей формуле: Qг = F*hэф.г.*kп*kг*(Pн*a – Pк)*b Где Qг - где начальные геологические запасы свободного газа, млн. м3; F- площадь в пределах продуктивного контура газоносности, км2; hэф.г. - эффективная газонасыщенная толщина, м; kп- коэффициент пористости газосодержащих пород, %; kг – коэффициент газонасыщенности коллекторов, %; Pн - начальное пластовое давление в залежи газа, кгс/см2; а – поправка на св-ва газа; Pк – среднее остаточное абсолютное давление (конечное) в залежи после извлечения промышленных запасов газа, кгс/см2; b – поправка на температуру.
В IRAP RMS для подсчетов запасов объемным методом используют инструмент Volumetrics. Для подсчета нужны кубы водонасыщенности, песчанистости и пористости, а также пересчетный коэффициент Bo factor, плотность нефти в поверхностных условиях Recovery factor и значение (поверхность) уровня ВНК. Возможно подсчитать геометр., общий объем залежи Bulk=@dx*@dy*@dz , эффективный объем (объем коллектора) Net=Bulk*NTG, поровый объем (объем, занимаемый порами) PORE=Net*PORO, величину запасов, выраж-ю в кг, Recoverable и др.