carboman пишет:

Имеется модель месторождения с плохой адаптацией по нефти. Что только не перепробовал , но ничего не помогло. Решил подключить фазовые (в которых вода почти не течёт, но зато нефть с единичной экспонентой) локально к ячейкам , содержащим те скважины в которых нефть не сидит. В принципе
не совсем корректный подход, но удалось добиться схождения по накопленной добычи нефти. Соответственно дебит более менее тоже сходится . Вообще, у кого какие мнения ?
З.Ы. Моделирую в Темпест 6.5.2 .

Стандартный подход к моделированию во многих подрядных организациях. Такие модели я, как представитель Заказчика, никогда не принимаю. И как показывает практика обычно находится более корректный и самое главное ФИЗИЧНЫЙ способ адаптации модели.
А вообще для того чтобы дать тебе какойто совет информации явно недостаточно. Адаптация модели - это комплексный анализ всей доступной геолого-технической информации по месторождению, а не просто правка исходников с целью сбить добычу.

carboman пишет:

Имеется модель месторождения с плохой адаптацией по нефти. Что только не перепробовал , но ничего не помогло. Решил подключить фазовые (в которых вода почти не течёт, но зато нефть с единичной экспонентой) локально к ячейкам , содержащим те скважины в которых нефть не сидит. В принципе
не совсем корректный подход, но удалось добиться схождения по накопленной добычи нефти. Соответственно дебит более менее тоже сходится . Вообще, у кого какие мнения ?
З.Ы. Моделирую в Темпест 6.5.2 .

Если эти скважины попадают в какой-то определенный район, а не для каждой скважины своя небольшая область с индивидуальными фазовыми, то это не самый плохой подход.
Я сталкивалась один раз с ситуацией ,когда совсем не самый плохой гидродинамик, дабы не пользоваться этим методом, увеличил в окрестности некоторых скважин поровый объем в n раз. Тут нужно еще подумать, какой подход физичнее.

ИМХО, вероятнее всего три варианта(по убыванию вероятности):
1. геологи напортачили - по уму надо отправлять обратно геологам с замечанием, что Ваша геология не сходится с данными по добычи (у геологов бывает скважины с чистой нефтью находятся за контуром). Сюда же отношу вариант что траектория скважины не правильная.
2. Добычу перекидывали с других скважин на эти, эту проблему физично не решить
3. реально такой удивительный пласт, в котором вода почти не течет.

какой регион то?

carboman пишет:

мля , у меня скважины с добычей нефти(СУЩЕСТВЕННОЙ по дебиту 30-40 м3/сут) по истории в воде сидят полностью, а геологию не я строил. и чё теперь делать ? по ходу геологи запасы подбивали что-ли...

Возвращай геологам. Интересно у людей вопросы не возникают, как может, скважина дающая нефть, оказаться за ВНК? (я геологов имею в виду).

Irina пишет:

Если эти скважины попадают в какой-то определенный район, а не для каждой скважины своя небольшая область с индивидуальными фазовыми, то это не самый плохой подход.
Я сталкивалась один раз с ситуацией ,когда совсем не самый плохой гидродинамик, дабы не пользоваться этим методом, увеличил в окрестности некоторых скважин поровый объем в n раз. Тут нужно еще подумать, какой подход физичнее.

Ни один не физичный. По уму геологическая+гидродинамическая модель должны в связке создаваться чтобы как раз таких ситуаций избежать. У нас же в стране (по крайней мере в работах для нашей организации), геологическая модель создается единственный раз, которая потом утверждается, и гидродинамики никак не могут изменить ее после этого. Вот они и вынуждены вводить по 3 набора ОФП, ставить множители на поровый объем около скважин, подключать несоседние соединения и т.д.

Юра Злой пишет:

Ни один не физичный. По уму геологическая+гидродинамическая модель должны в связке создаваться чтобы как раз таких ситуаций избежать. У нас же в стране (по крайней мере в работах для нашей организации), геологическая модель создается единственный раз, которая потом утверждается, и гидродинамики никак не могут изменить ее после этого. Вот они и вынуждены вводить по 3 набора ОФП, ставить множители на поровый объем около скважин, подключать несоседние соединения и т.д.

Полностью согласна, что геологи и гидродинамики должны работать в связке.
Но тем не менее, сам подход использования разных фазовых для разных районов в принципе может быть очень даже обоснован. Я говорю про подход вообще, а не применительно к какой-то конкретной ситуации. Районы бывают с разной геологией и характеристики течения там будут разные.

Использование различных ОФП очень физичен для различных фаций, которые могут преобладать в разных регионах.
Но тут проблема в выделении этих фаций в модели. Без геологов и петрофизиков тут не обойтись.