History Matching Workflow in ECLIPSE

Последнее сообщение
intangible 96 10
Ноя 09

Как заматчить статическое забойное давление?

У меня тут у группы скважин статическое давление выше чем история, а у другой наоборот - ниже.

Какой параметр нужно настроить чтоб давление в зоне этих скважин уменьшить? или увеличить? при этом не меняя параметры в EQUIL keyword (это вроде 100пудово верные данные)
проницаемости в этой зоне? - они влияют на долгосрочное стат забойное давление?

может пористость?

кто как с этим справляется?

lemon 132 10
Ноя 09 #1

intangible пишет:

Как заматчить статическое забойное давление?

У меня тут у группы скважин статическое давление выше чем история, а у другой наоборот - ниже.

Какой параметр нужно настроить чтоб давление в зоне этих скважин уменьшить? или увеличить? при этом не меняя параметры в EQUIL keyword (это вроде 100пудово верные данные)
проницаемости в этой зоне? - они влияют на долгосрочное стат забойное давление?

может пористость?

кто как с этим справляется?


Можно за счет порового объема залежи. При условии, конечно, если объемы добычи нефти, газа и воды известны достоверно. Как изменять поровой объем - либо немного поднимая (опуская) ГВК-ГНК, либо играя множителем для пористости. Если объемы добычи сомнительны, то лучше играться WEFACом. Еще один совет - обратить внимание на глубину замера статического давления (указывется в WELSPECе как "reference depth"), если параметры в EQUIL указаны верно.

Dorzhi 903 13
Ноя 09 #2

менять поровый объем некошерно, это читерство, без веской причины делать не следует. проанализируй закачку, влияние аквифера, проверь отборы. давления должны быть приведены к определенной глубине, datum depth для пласта. также оцени влияние разломов, проницаемые непроницаемые. проверь тесты на интерференцию, карту трейсеров если есть. разбей модель на блоки построй для каждого модель материального баланса. проверь историю перфораций для каждой скважины, PLT и т.д.

lemon 132 10
Дек 09 #3

Dorzhi пишет:

менять поровый объем некошерно, это читерство, без веской причины делать не следует. проанализируй закачку, влияние аквифера, проверь отборы. давления должны быть приведены к определенной глубине, datum depth для пласта. также оцени влияние разломов, проницаемые непроницаемые. проверь тесты на интерференцию, карту трейсеров если есть. разбей модель на блоки построй для каждого модель материального баланса. проверь историю перфораций для каждой скважины, PLT и т.д.

Как правило, исходная информация от заказчика (закачка, отборы, разломы) - вот настоящее читерство. Поэтому всегда приходиться "докручивать" модель, чтобы получить приемлемый результат за разумное время. Есть еще один действенный способ "заматчить" статическое давление в скважине - задать множитель проводимости на границе ячейки, содержащей эту сквжину.

intangible 96 10
Янв 10 #4

Всем привет!

мы все таки добились приемлемого времени симуляции, 3 часа для 26 лет истории - это в общем нормально.
И наконец то теперь вплотную можем начать сам НМ процесс.

Я Плотнул все параметры для всех скважин в GRF файле..
открыл его, увидел что где то есть расхождения, где то все в порядке и остановился :-)

что дальше?

Какова в общем виде процедура и последовательность НМ? что нужно матчить после чего?
может у кого нить есть какой нить краткий мануал.. ?

Всем большое спасибо!

Гоша 1183 13
Янв 10 #5

>> 3 часа для 26 лет истории - это в общем нормально.
Это еще не показатель. Смотря какая модель! Сколько у вас скважин, активных ячеек в модели, количество фаз, черная нефть или композиционка (сколько компонентов), есть ли трещиноватость (двойная пористость).
Ну и кроме того, используете ли вы параллельный расчет?
И присутствуют ли сейчас проблемы сходимости в модели?

Учитывая предполагаемое количество расчетов для HM (даже для CAHM!) - получается немало времени, хотя наверное приемлемо (если параллельностью ускорить).

Мануала по НМ нет, бывают только мануалы по софту (в тч для НМ).

В общем надо с постановки целей начать - что из этой модели вы хотите выжать?

А потом надо с поиском систематических расхождений возиться, характерных для большинства скважин, ну и перебирать соответственно модификаторы (множители) глобально для всей модели.

Ну и еще посмотрите, к каким параметрам модель наиболее чувствительна, и насколько чувствительна количественно.

intangible 96 10
Янв 10 #6

Гоша пишет:

>> 3 часа для 26 лет истории - это в общем нормально.
Это еще не показатель. Смотря какая модель! Сколько у вас скважин, активных ячеек в модели, количество фаз, черная нефть или композиционка (сколько компонентов), есть ли трещиноватость (двойная пористость).
Ну и кроме того, используете ли вы параллельный расчет?
И присутствуют ли сейчас проблемы сходимости в модели?

Учитывая предполагаемое количество расчетов для HM (даже для CAHM!) - получается немало времени, хотя наверное приемлемо (если параллельностью ускорить).

Мануала по НМ нет, бывают только мануалы по софту (в тч для НМ).

В общем надо с постановки целей начать - что из этой модели вы хотите выжать?

А потом надо с поиском систематических расхождений возиться, характерных для большинства скважин, ну и перебирать соответственно модификаторы (множители) глобально для всей модели.

Ну и еще посмотрите, к каким параметрам модель наиболее чувствительна, и насколько чувствительна количественно.


140 тыс ячеек композиционный 4 процессора
про систематические расхождения это правильно..

будем анализировать поведения групп скважин :-)

volvlad 2133 12
Янв 10 #7

Общая последовательность History Matching:
1. Сбиваем динамику среднего пластового давления - меняем сжимаемости пород, поровые объемы, граничные условия
2. Матчим средние GOR и/или WCT - меняем фазовые
3. Матчим отдельно скважины - вносим поправки поровых объемов и проницаемости
4. Тонкая настройка скважин - Kh, Skin, BHP.

После каждого шага, возвращаемся на шаг назад до получения приемлемой сходимости.
Примерно так.

Гоша 1183 13
Янв 10 #8

V. Volkov пишет:

1. Сбиваем динамику среднего пластового давления ...


Для intangible добавлю - не забывайте пластовое давление осреднять в нужных регионах за вычетом множителей PV, если они у вас по краям есть...

Dorzhi 903 13
Янв 10 #9

STOIIP тоже не забываем, поровый объем если менять то в меру

engi 76 9
Окт 10 #10

Подскажите пожалуйста
гидродинамическая модель сделанная научным институтом заматчена на 25 лет истории, т.е. до января 2010 года. дополнив ее историей 10 года жидкость матчится отлично, но добыча нефти и соответственно обводненность начинают расходится
значит ли это что нужно пересматривать фазухи и заново матчить модель, или можно как-то несколько месяцев десятого года заматчить?

RomanK. 2159 11
Окт 10 #11

Причем здесь фазовые? Сопоставь годовую добычу факт-расчет за 2010 год, найди какая скважина врет, исправь это.

engi 76 9
Окт 10 #12

RomanK. пишет:

Причем здесь фазовые? Сопоставь годовую добычу факт-расчет за 2010 год, найди какая скважина врет, исправь это.

а исправлять через WPIMULT?

RomanK. 2159 11
Окт 10 #13

engi пишет:

а исправлять через WPIMULT?


Это самый тупой метод адаптации. Сначала найди проблему, потом её решение, потом реализуй.

engi 76 9
Окт 10 #14

RomanK. пишет:

Это самый тупой метод адаптации. Сначала найди проблему, потом её решение, потом реализуй.

по моему там не очень то и много рычагов адаптации (поправте если я не прав):
1.проницаемость
2.относительные проницаемости
3.пористость (в крайнем случае, т.к. поменяются запасы)
4.ну и WPIMULT, согласен с тем что самый тупой способ
5.еще конечно же cell connection factors из тоий же оперы

на сколько я понимаю, если менять первые три параметра, то 20 летний матчинг весь будет менятся - этого мне не надо, т.к. модель запускается с рестарта с 2010 года, и опять же остается только менять PI, опять же поправте если я не прав

RomanK. 2159 11
Окт 10 #15

Всё так. Только не сам PI, тебе он по барабану, а соотношение PI между слоями. У меня есть экселевский файлик, только не под ECL к сожалению, в котором можно подобрать соотношение PI чтобы выйти на необходимую обводненность и забойное давление. Вообще-то если за год у тебя рухнула адаптация, значит не то что можно, а нужно менять параметры. Но тебе я так понимаю этого не нужно. А что случилось вкратце? Обводненность выше чем в модели?

engi 76 9
Окт 10 #16

RomanK. пишет:

Всё так. Только не сам PI, тебе он по барабану, а соотношение PI между слоями. У меня есть экселевский файлик, только не под ECL к сожалению, в котором можно подобрать соотношение PI чтобы выйти на необходимую обводненность и забойное давление. Вообще-то если за год у тебя рухнула адаптация, значит не то что можно, а нужно менять параметры. Но тебе я так понимаю этого не нужно. А что случилось вкратце? Обводненность выше чем в модели?

как я и говорил модель заматчена до января 2010, показано линией 1 на принтскрине средней обводненности месторождения, история десятого года кончается на 1 октября, показано 2 на графике. после 1 октября начинается прогноз с забойными давлениями на добывающих скважинах взятых из сентября. Добыча жидкости держится примерно на уровне, но добыча нефти резко возрастает за счет падения обводненности. Копался в исходных по 2010 году, нашел пару косяков, исправил их, но падение обводненности осталась. вВ принципе падение обводненности всего на один процент, но это дает прирост по нефти в полтора раза))Untitled2.jpg

RomanK. 2159 11
Окт 10 #17

Какой сложный рисунок. Имеется в виду: после второй отсечки фиолетовая линия или точки резко изменяются с 0.973 до 0.957? Это факт или расчет? В любом случае, просмотри весь фонд, в каких скважинах наблюдается такой феномен. Это очень серьезное снижение обводненности, чтобы повлиять на среднее. Посмотри выбытие скважин в модели. По номерам просмотрим, не сложно ведь.

engi 76 9
Окт 10 #18

тут два момента:
первый - между отсечками 1 и 2 идет дополнение истории за десятый год, где и начинается не сходимость модели с историей, но в принциеп линии повторяют друг-друга (контроль в истории стоит по дебиту жидкости, м.б. из-за этого)
второй - (после второй отсечки) после установки на прогноз обводненность резко падает.. в принципе, эклипс ругался что одна скважина не может работать с заданными условиями, может частично в ней причина.
завтра посмотрю и отпишу в чем была причинаsmile.gif

P.S. Хорошо что есть "бывалые", которые могут поделиться своим опытом smile.gif)

engi 76 9
Окт 10 #19

просмотрев добычу по скважинам решил сматчить по дебиту нефти, все таки дебит нефти мериется точно, а дебит жидкости рисуется на мэрах. конечно, можно взять жидкость из технолиза, но модель сматчена на рисованных данных, поэтому перематчивать на фактические данные по жидкости уже не имеет смысла хотя бы толлько потому что фактических данных по добыче за девяностые года уже не найдешь, если они вообще были.
через wpimult заматчил добычу нефти на фактическую и в добавок обводненность приблизилась к фактической до нескольких сотых долей процента.. модель начала давать нормальные дебиты по нефти, а то совсем бардак был (такие уж матчинги в нтц), правда с жидкостью надо что-нибудь придумать..

engi 76 9
Окт 10 #20

RomanK. пишет:

Вообще-то если за год у тебя рухнула адаптация, значит не то что можно, а нужно менять параметры.

в данном случае проще построить новую модель и проматчить по нормальному чем исправлять эту, т.к. не известно какого качества была геологическая модель. не перепала, но судя по имеющимся корреляциям, на основе которых предположительно была построена модель, то самый лучший выход - это построить новую модель, а результаты нужны сейчас

Рус_1988 6 4
Фев 15 #21

В многих случаях трудности бывают когда запасы нехватают... Вот тогда снижать ВНК дает хороший результат... Если конечно есть возможности снижать ее.. А через MULTREGP можно увеличить пор об, то есть тонкой настройкой?

Go to top