- •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).
Пористость и емкостные свойства пласта. Источники информации. Способ задания.
Наиболее современные методы построения геометрической модели залежи основаны на обработке результатов трехмерной сейсмики. Эти данные увязываются с результатами бурения и геофизических исследований скважин. В результате определяется местоположение отдельных структурных образований, формирующих пласт, границ залежей, тектонических нарушений. В модель вводятся абсолютные отметки кровли и подошвы пласта и отдельных слоев, соответствующие общие и эффективные толщины, песчанистость - отношение эффективной толщины к общей толщине пласта. Эффективная толщина представляет собой толщину коллектора, содержащего и фильтрующего пластовые жидкости, в отличие от общей толщины, включающей в себя также глинистые прослои. При подсчете запасов вводится также эффективная нефтенасыщенная толщина.
Все эти данные задаются в виде числовых массивов. Размерность массивов определяется количеством сеточных блоков. Каждому блоку расчетной модели приписываются любые два из трех параметров: отметка кровли, отметка подошвы или толщина. Если моделируемые слои не разделены перемычками, то кровля нижележащего слоя может совпадать с подошвой вышележащего. Кроме того, для каждого блока задается значение коэффициента песчанистости. Этот параметр подобно пористости ограничивает поровый объем блока.
Данные о пористости. Для определения пористости используют, в основном, геофизические данные и результаты лабораторного исследования керна.
Для оценки пористости применяются такие геофизические методы, как метод сопротивлений, акустический и нейтронный. Методом сопротивлений пористость определяется по отношению удельного электрического сопротивления водонасыщенного пласта к удельному сопротивлению насыщающей его воды. При использовании акустического метода регистрируется время прохождения звука через породу, которое зависит от содержания флюидов в поровом пространстве.
При измерении пористости в лаборатории обычно определяют любые два из трех параметров: общий объем образца Vобр, объем пор образца Vпор и объем зерен породы Vзер. Полная пористость m = Vпор / Vобр = ( Vобр – Vзер )/ Vобр может быть на 5-6% выше открытой пористости, которая характеризует отношение суммарного объема открытых сообщающихся пор к общему объему образца. Открытая пористость коллекторов нефти и газа может достигать 35%, составляя по большинству залежей 12-25%.
Важным параметром для определения порового объема при моделировании динамических процессов является коэффициент сжимаемости породы, который характеризует изменение пористости в зависимости от давления m = mb ( 1 + cr ( p - pb )). Этот коэффициент обычно определяют при лабораторном исследовании керна или используют известные из литературы зависимости сжимаемости от пористости или от вертикального горного давления. Особенно актуальным учет сжимаемости породы становится при моделировании трещиноватых или трещиновато-поровых коллекторов, т.к. сжимаемость трещин может превышать сжимаемость пор на один-два порядка