Композиционное моделирование Eclipse

Последнее сообщение
visual73 2141 14
Май 10

Кто знает какие ключевые слова в Eclipse E300 позволяет задавать модель флюида отдельно адаптированную для пластовых условий и отдельно для наземных условий. Читал что это возможно и задаётся как-то через шифт-параметр от температуры.

lemon 132 12
Май 10 #1

visual73 пишет:

Кто знает какие ключевые слова в Eclipse E300 позволяет задавать модель флюида отдельно адаптированную для пластовых условий и отдельно для наземных условий. Читал что это возможно и задаётся как-то через шифт-параметр от температуры.

EOS адаптированную на наземные условия (работа сепаратора) задаются с помощью "surface Equation Of State". Смотри Tекникал Дискрипшн к Эклипсу. Там теже ключевый слова, что и для пластового EOS, только добавляется S на конце.

visual73 2141 14
Май 10 #2

lemon пишет:

EOS адаптированную на наземные условия (работа сепаратора) задаются с помощью "surface Equation Of State". Смотри Tекникал Дискрипшн к Эклипсу. Там теже ключевый слова, что и для пластового EOS, только добавляется S на конце.

Спасибо большое!

Правильно ли я понял, что адаптировать модель к эксперименту достаточно только к пластовым параметрам. А для стандартных условий (плотности нефти, газа...что ещё?) можно иметь свою модель.
Так?
Вообще для чего это надо? Чтобы добиться лучшей сходимости модели с действительностью?

lemon 132 12
Май 10 #3

visual73 пишет:

Правильно ли я понял, что адаптировать модель к эксперименту достаточно только к пластовым параметрам. А для стандартных условий (плотности нефти, газа...что ещё?) можно иметь свою модель.
Так?
Вообще для чего это надо? Чтобы добиться лучшей сходимости модели с действительностью?

Используем "surface EOS", чтобы более точно подсчитать выход стабильного конденсата из сепаратора (т.е.коэф-т усадки).

visual73 2141 14
Май 10 #4

lemon пишет:

Используем "surface EOS", чтобы более точно подсчитать выход стабильного конденсата из сепаратора (т.е.коэф-т усадки).

Резюмируя:
Ваша модель (EOS) не точно выдаёт параметр "Содержание конденсата на газ сепарации, см3/м3", из-за чего идёт не сбивка добычи. За счёт EOSS Вы приводите всё в соответствие, между тем не трогая основные показатели модели.
Так я понимаю?
Т.е. при адаптации модели достаточно чтобы она выдавала точные давление насыщения, плотность флюида в пласте, а также Z , Vж, Ки - для газа; а остальные параметры (GOR, плотности в стандартных условиях) могут гулять в некоторым широком диапазоне, и для них адаптацию проводить отдельно, записывая их через -S ключи.

Интересное допущение. Я до конца не мог поверить в такое. Мне кажется такого в Темпесте нету.

ProMan 532 11
Май 10 #5

visual73 пишет:

Кто знает какие ключевые слова в Eclipse E300 позволяет задавать модель флюида отдельно адаптированную для пластовых условий и отдельно для наземных условий. Читал что это возможно и задаётся как-то через шифт-параметр от температуры.

Ты кажется имеешь в виду Volume-Shift, который используется в PVTi когда на устье пробы по плотности различаются чем по уравнению расчитаные.
Так это не отдельно адаптируются а вместе. Читай мануал.

ProMan 532 11
Май 10 #6

ProMan пишет:

Ты кажется имеешь в виду Volume-Shift, который используется в PVTi когда на устье пробы по плотности различаются чем по уравнению расчитаные.
Так это не отдельно адаптируются а вместе. Читай мануал.

Пардон, кажется я ошибся, оказываться в самом деле можно использовать отдельное уравнение состояния для наземных условий.

visual73 2141 14
Май 10 #7

Мануал то я читал. Только беда в том что там мало что по теории написано, в лучшем случае написано что можно что-то сделать. А зачем, почему, для чего используется - нету тама. Всё догадки.
С PVTi собстно вопросов нет.
Вопрос как это всё используется в эклипсе E300! От этого зависит как мне адаптацию делать модели )))
Тут то и всплывают параметры со значком -S, как мне подсказали.
И шифт там тоже имеется с буковкой S (то бишь surfice) )))
Т.е. я могу сделать две модели с одним составом но разными свойствами фракций! Одна будет для пласта другая для поверхности.
уууужасно интересно smile.gif Жаль спецов мало в рашиа.))

lemon 132 12
Июн 10 #8

visual73 пишет:

Мануал то я читал. Только беда в том что там мало что по теории написано, в лучшем случае написано что можно что-то сделать. А зачем, почему, для чего используется - нету тама. Всё догадки.
С PVTi собстно вопросов нет.
Вопрос как это всё используется в эклипсе E300! От этого зависит как мне адаптацию делать модели )))
Тут то и всплывают параметры со значком -S, как мне подсказали.
И шифт там тоже имеется с буковкой S (то бишь surfice) )))
Т.е. я могу сделать две модели с одним составом но разными свойствами фракций! Одна будет для пласта другая для поверхности.
уууужасно интересно smile.gif Жаль спецов мало в рашиа.))

Извеняюсь - немного выпал из обсуждения. Проблема, о которой идет речь, очень банальна. Необходимо рассчитать в модели объем товарного конденсата, который выходит из УКПГ. Средствами Эклипса (простая цепочка сепараторов) вы никогда в жизни не опишите весь технологичекий процесс НТС (колонна деэтанизации, теплообменники и др.) на УКПГ. Единственная возможность - это настороить поверхностное EOS, чтобы оно давало правильное соотношение сырого конденсата (из пласта) в стабилизированный(деэтанизированный) конденсат после УКПГ. Это соотношение (коэф-т) усадки берем из моделей HYSIS у переработчиков.
Если же у вас на месторождении используют простую цепочку сепараторов, то используйте одно EOS, настороенное и на пластовые условия, и условия на сепараторе.

visual73 2141 14
Июн 10 #9

lemon пишет:

Извеняюсь - немного выпал из обсуждения. Проблема, о которой идет речь, очень банальна. Необходимо рассчитать в модели объем товарного конденсата, который выходит из УКПГ. Средствами Эклипса (простая цепочка сепараторов) вы никогда в жизни не опишите весь технологичекий процесс НТС (колонна деэтанизации, теплообменники и др.) на УКПГ. Единственная возможность - это настороить поверхностное EOS, чтобы оно давало правильное соотношение сырого конденсата (из пласта) в стабилизированный(деэтанизированный) конденсат после УКПГ. Это соотношение (коэф-т) усадки берем из моделей HYSIS у переработчиков.
Если же у вас на месторождении используют простую цепочку сепараторов, то используйте одно EOS, настороенное и на пластовые условия, и условия на сепараторе.

Т.е. фактически вводится коэффициент на несоответствие добытого и расчитанного.
Но ведь "никогда в жизни не опишите весь технологичекий процесс НТС" относится не только к объёму конденсата. Объём конденсата - это фактически - параметр Rv. А кроме этого, после всяких технол. операций у нас и плотность конденсата поменяется, которую тоже надо бы описать, а через основное EOS опять же - "не опишите".
Т.е. мы вышли на два параметра (для газа) для которых используется второе EOS. А для нефти добавляется ещё b, тк. зависит от объёма при стандартных условиях.
Вот и получается что когда мы используем два EOS, то для адаптации первого можно использовать только ...а что собственно остаётся?...только пластовых параметры - Ps, Z, плотность пластовая да собственно и всё 8(. А вот для второго EOS остаётся самая сложная увязка - плотность станд, b, Rs.
Спасибо за ответ, стало яснее.

Да ещё и коэфф. извлечения С5+ тоже забыл - еще один параметр в поверхностных условиях, важный для России

Подскажите плиз кто знает.

Нужно описать нефтегазовую залежь через копозиционку. Правильно ли я понял, что в Eclipse можно задать через EOSNUM два блока ячеек верхний(газ) и нижний (нефть) и для каждого такого блока я могу задать свой состав, свои свойства компонентов (и даже уравнение можно своё))). Т.е описать тем самым систему пластового газа и пластовой нефти ГН залежи, каждую в отдельности подогнав до этого под эксперимент PVT.?
Т.о. нет необходимости использовать единые свойства фракций для газа и нефти, что даёт нам гибкий инструмент для адаптации.

Вар 391 14
Июн 10 #10

visual73 пишет:

Подскажите плиз кто знает.

Нужно описать нефтегазовую залежь через копозиционку. Правильно ли я понял, что в Eclipse можно задать через EOSNUM два блока ячеек верхний(газ) и нижний (нефть) и для каждого такого блока я могу задать свой состав, свои свойства компонентов (и даже уравнение можно своё))). Т.е описать тем самым систему пластового газа и пластовой нефти ГН залежи, каждую в отдельности подогнав до этого под эксперимент PVT.?
Т.о. нет необходимости использовать единые свойства фракций для газа и нефти, что даёт нам гибкий инструмент для адаптации.


Ув-й Владимир Николаевич, это же оголтелый расизм !
Газ он в жидкой фазе тот же газ.

Не советую так делать.
Если кто в желтых штанах, то сразу - КУ! smile.gif

БИ: Ну, вот у вас, на Земле, как вы определяете, кто перед кем сколько должен присесть?
ДЯДЯ ВОВА: Ну, это на глаз.
УЭФ: Дикари!

Вообще-то пробовали так делать - несходимость жесткая как раз на границе перехода фаз.

А чем вызвано столь дикое шаманство?

ДЯДЯ ВОВА: Астронавты! Которая тут цапа?
УЭФ: Там, ржавая гайка, родной.
ДЯДЯ ВОВА: У вас тут всё ржавое!
УЭФ: А эта самая ржавая.

Monstradamus 72 14
Июн 10 #11

К теме композиционки. Подскажите физический смысл ключевого слова ISGAS, и в каких случаях оно применяется? В мануале написано, что оно обозначает расчет с газоконденсатом, но является не обязательным. Если имеется нефтяная оторочка, то при задании ISGAS газовая шапка наполняется жидкой нефтью. Зачем оно нужно?

visual73 2141 14
Июн 10 #12

Вар
Спасибо за ответ.

Допустим меня зовут не Владимир Николаевич, тогда как быть? laugh.gif
Хороший фильм не спорю, но это уже перебор )).

Почему это газ в газовой шапке должен обязательно быть таким же как и нефтерастворённый? Нонсенс.

"Несходимость жёсткая..." поподробнее с этого места, если можно. Какая несходимость, в чём выражается...

Необходимость вызвана тем, что имеющийся состав пластового газа и пластовой нефти (обоснованный состав) не корректно описывает параметры в пластовых и стандартных условиях. И очень сложно подобрать единые свойства псевдофракций (Tc, Рс, и т.д.) чтобы они идеально описывали эти параметры для нефтяной и газовой части залежи. Поэтому требуется отдельная адаптация под эксперимент для нефтяной и для газовой системы.

Ваши комментарии, прошу.

Ув-й Владимир Николаевич, это же оголтелый расизм !
Газ он в жидкой фазе тот же газ.
Не советую так делать.
Если кто в желтых штанах, то сразу - КУ! smile.gif

БИ: Ну, вот у вас, на Земле, как вы определяете, кто перед кем сколько должен присесть?
ДЯДЯ ВОВА: Ну, это на глаз.
УЭФ: Дикари!

Вообще-то пробовали так делать - несходимость жесткая как раз на границе перехода фаз.

А чем вызвано столь дикое шаманство?

ДЯДЯ ВОВА: Астронавты! Которая тут цапа?
УЭФ: Там, ржавая гайка, родной.
ДЯДЯ ВОВА: У вас тут всё ржавое!
УЭФ: А эта самая ржавая.

lemon 132 12
Июн 10 #13

Да, есть такая проблема. Создать единое EOS, которое бы описывало экспериментальные параметры пробы из нефтяной части и газоконденсатной части, практически невозможно. Можно рассчитать равновесный состав газа из нефтяной пробы (где есть тяжелые компоненты), потом его "докручивать", чтобы получить нужные результаты по диф.конденсации. Но полученный состав часто отличается от экспериментально определенного по г/к пробе. Есть и другие проблемы.
Из своего опыта пришел к выводу, что как в комп-ной, так и в блэк-ойл моделях, лучше разделять флюиды по PVT (EOS) регионам. Да, будут проблемы на контакте (когда флюид их одного региона попадает в другой, то его свойства резко меняются). Учитывая тот факт, что ГНК при разработке н/г залежей меняется незначительно: либо добывают только газ, тогда ГНК не движется а скорее расформировывается; либо обе части одновременно, и контакт можно принять постоянным. В любом случае уверен, что погрешности, вызываемые разделением местр-ния на два региона, меньше, чем использование некого "усредненного" одного EOS, которое "в среднем" описывает экспериментальные данные как в газовой, так и нефтяной частях. Да и вообще, н/г залежи лучше описывать в помощью "black-oil". Композиционка только усложнит все дело (если только не сайклинг).

visual73 2141 14
Июн 10 #14

Приятно разговаривать с человеком, который тебя хорошо понимает, и даже знает такие же проблемы ). Очень большое спасибо за Ваш ответ. Когда сам в своём котле варишься, часто думаешь "а может так, а может так и нельзя..." ))). Тем более у меня пробелы есть в ГД моделировании.

По поводу единых свойств для газовой и нефтяной части, расскажу один интересный момент. Я бился над одним месторождением (по незнанию думал что свойства должны быть одни), и таки получил, я бы сказал так - что-то среднее между хорошим и плохим результатом ))). Можно, конечно ещё натянуть результаты за счёт -S (в поверхностных условий), но ненамного т.к. есть очень прочная взаимосвязь параметров Rs-ро (что очень нужно для получения хорошего результата), и адаптация на разделение этой связи не идёт. Поэтому я и вышел (получилось с заду, так сказать ))) на регионы.

По поводу описания через BlackOil, это конечно проще делается. Но если газовая шапка (крупная) имеет содержание С5+ до 360 г/м3, а нефтяная часть (тоже большая) - Rs до 340 м3/м3, то тут зачешешь макушку - а сможет ли BlackOil нормально описать массообмен? Разрабатывается только нефть, сайклинга нет.

Вот такие пироги с узюмом )))

Ещё раз спасибо за столь ценные для меня замечания!

lemon пишет:

Да, есть такая проблема. Создать единое EOS, которое бы описывало экспериментальные параметры пробы из нефтяной части и газоконденсатной части, практически невозможно. Можно рассчитать равновесный состав газа из нефтяной пробы (где есть тяжелые компоненты), потом его "докручивать", чтобы получить нужные результаты по диф.конденсации. Но полученный состав часто отличается от экспериментально определенного по г/к пробе. Есть и другие проблемы.
Из своего опыта пришел к выводу, что как в комп-ной, так и в блэк-ойл моделях, лучше разделять флюиды по PVT (EOS) регионам. Да, будут проблемы на контакте (когда флюид их одного региона попадает в другой, то его свойства резко меняются). Учитывая тот факт, что ГНК при разработке н/г залежей меняется незначительно: либо добывают только газ, тогда ГНК не движется а скорее расформировывается; либо обе части одновременно, и контакт можно принять постоянным. В любом случае уверен, что погрешности, вызываемые разделением местр-ния на два региона, меньше, чем использование некого "усредненного" одного EOS, которое "в среднем" описывает экспериментальные данные как в газовой, так и нефтяной частях. Да и вообще, н/г залежи лучше описывать в помощью "black-oil". Композиционка только усложнит все дело (если только не сайклинг).

RomanK. 2164 13
Июн 10 #15

Разделение залежи на две части по свойствам плохая идея. Свойства становятся атрибутом геометрии [то есть геологии] и куб газа при пересечении условной границы изменит свои свойства - это достаточно смешная идея. Единая залежь обладает единым регионом по свойствам, только как этого добиться я не знааа...но точно не так, никакой пользы от такой модели не будет одна головная боль.

visual73 2141 14
Июн 10 #16

RomanK. пишет:

Разделение залежи на две части по свойствам плохая идея. Свойства становятся атрибутом геометрии [то есть геологии] и куб газа при пересечении условной границы изменит свои свойства - это достаточно смешная идея. Единая залежь обладает единым регионом по свойствам, только как этого добиться я не знааа...но точно не так, никакой пользы от такой модели не будет одна головная боль.


Ещё бо'льшая головная боль будет если единые свойства будут выдавать большую погрешность в параметрах флюидов.
Представьте себе нефть имеет Rs=250, а по модели выдаст 360 м3/м3. А ведь на флюид завязана вся добыча!
Будет головная боль больше здесь или с геологией?
Опережая вопрос, что это "плохая адаптация": очень сложно всё увязать в единый котёл, основываясь на фактическом материале, а именно он является основой для экспертов на защитах.

Monstradamus 72 14
Июн 10 #17

visual73 пишет:

Представьте себе нефть имеет Rs=250, а по модели выдаст 360 м3/м3.

А обосновать, что принятое Rs=250 может быть занижено уже не получится? Что все пробы по нефти могут быть разгазированы в виду того, что пластовая система предельно насыщена... Или давление насыщения нефти бьется с пластовым на уровне ГНК? Или это одно из тех месторождений со сложными горно-геологическими условиями, где это равенство не выполняется?

visual73 2141 14
Июн 10 #18

Monstradamus пишет:

А обосновать, что принятое Rs=250 может быть занижено уже не получится? Что все пробы по нефти могут быть разгазированы в виду того, что пластовая система предельно насыщена... Или давление насыщения нефти бьется с пластовым на уровне ГНК? Или это одно из тех месторождений со сложными горно-геологическими условиями, где это равенство не выполняется?


Я бы и не писал тут если бы можно было бы что-то обосновать и изменить до моделирования. К сожалению, сначало мы обосновываем все параметры (не по среднему, нет ))), в том числе рассматриваем все варианты что происходят в залежи. Это большая тема и она уже закрыта на момент начала моделирования флюидов.
Поэтому к моделированию я приступаю с полностью обоснованными параметрами. Это сложнее чем сначала сделал модель как больше подходит, а потом подогнал эксперимент под модель ).

А про тот случай... тут он не работает, а точнее совершенно невозможно обосновать ни тот, ни другой случай, а потому остаётся классический Рпл=Ps на ГНК ))) Да и зафиксировать тот уникальный случай очень сложно. Например когда мы имеем дело с гигантами + хорошая база PVT, тогда можно уже рассуждать, так как сделали иностранцы.

P.S. Самая главная сложность в том кошмаре, который происходил и до сих пор происходит в СССР с отбором и исследованием PVT пластовых проб. А ничего другого нет, увы. Не скажешь же что "А мне машина так насчитала!" laugh.gif

Monstradamus 72 14
Июн 10 #19

Ясно...
Вот поэтому Брусиловский и писал, что обоснование параметров нужно проводить на построенной и скорректированной адекватной термодинамической модели...

visual73 2141 14
Июн 10 #20

Ну да, как-то так...)))

Вар 391 14
Июн 10 #21

visual73 пишет:

Ну да, как-то так...)))


Брусиловский.... Этот ... вообще в малиновых штанах smile.gif

Перед ним не только КУ 2 раза делать надо, но и приседать!
ТАм ещё и эцелопы есть.
Сказа быль, да.... что это я .. .smile.gif
Не косаемо личности, только в тему. Визуал, тебя обидеть не хотел.

Старая история. по 2.5 скважинам из 10 шт., проводился отбор проб.
Чем пробы отбирали?
Год отбора проб?
Начальник партии, мастер по исследованию ?
Акты первичные (тех. отчёты) видели как ни есть, а не нарисованные в подсчёте?
ПЗ был? Совпадает результата с их рез. ?
....
Вообще смысл тут очень прост.
Резкого скачка какого-либо свойства, при переходе через границу раздела фаз, по
определению быть не может - существует переходная зона, .т.е. гравитационное разделение (для НГКМ соот-но).

2 региона - криминал, даже такой пацак как я завернул бы модель, что уж тут говорить о
малиновых штанах ....

Я вам советую спросить лично у эксперта, если прокатит - то.... ph34r.gifrolleyes.gif

У меня случай тяжелый, Рнас<>Рпл, по пробам полный разброд и шатание - из 10, 2 - кондиция.
Говорить не о чем....
Гравицапу приладили, гайки смазали .. .и .....
При 2х регионах - никогда не будет равновесия, залежь потечет....
Адаптация 10 скважин с истрией ээээ (даже историей то не назовешь) 1-2 месяца занимала 4 -8 часов.
Прогноз ещё недельку.
Сварганили по образу и подобию ПЗ Маскета-Мереса, запустили - результат тот же, только за 1 - 2 часа.
Вот такая вот несходимость....

RomanK. 2164 13
Июн 10 #22

Как будто шизофреник пишет. Временами альтер-эго прорезается в эфир.

Вар 391 14
Июн 10 #23

RomanK. пишет:

Разделение залежи на две части по свойствам плохая идея. Свойства становятся атрибутом геометрии [то есть геологии] и куб газа при пересечении условной границы изменит свои свойства - это достаточно смешная идея. Единая залежь обладает единым регионом по свойствам, только как этого добиться я не знааа...но точно не так, никакой пользы от такой модели не будет одна головная боль.

И к тому же, если ваша газонефтяная залежь имеет довольна объемную газовую шапку, то
при интесивном отобре газа (например), или заводнении, ГНК и ВНК начнут двигаться (вверх или вниз).
Тогда что ? 5, 10 , 20 регионов ? Свойства газа вы сошьете, а нефть как ?

visual73 2141 14
Июн 10 #24

Вар пишет:

И к тому же, если ваша газонефтяная залежь имеет довольна объемную газовую шапку, то
при интесивном отобре газа (например), или заводнении, ГНК и ВНК начнут двигаться (вверх или вниз).
Тогда что ? 5, 10 , 20 регионов ? Свойства газа вы сошьете, а нефть как ?


Вы не предложили своего варианта выхода из ситуации. Пишете что так нельзя потому что нельзя.
А то что газ с нефтью сшить невозможно при условии подтверждения расчётом эксперимента, Вас похоже мало интересует. А вот так нельзя потому что не получится.
Я уже писал что нельзя менять (у меня) обоснованные данные основанные на эксперименте.

Вар 391 14
Июн 10 #25

visual73 пишет:

А то что газ с нефтью сшить невозможно при условии подтверждения расчётом эксперимента


Всё возможно, главное знать какая гайка - "ЦАППА" . wink.gif Без обид!

COMPVD - вам поможет. "Initial composition with respect to depth"

Про подтверждение расчета экспериментом, можно по-подробнее, что имелось ввиду ?
Эксперимент был ? Проба рекомбенированная? PVT условия отбора?

RomanK. 2164 13
Июн 10 #26

visual73 пишет:

Вы не предложили своего варианта выхода из ситуации. Пишете что так нельзя потому что нельзя.
А то что газ с нефтью сшить невозможно при условии подтверждения расчётом эксперимента, Вас похоже мало интересует. А вот так нельзя потому что не получится.
Я уже писал что нельзя менять (у меня) обоснованные данные основанные на эксперименте.


Может действительно покажешь первичку и совместно найдем (или попробуем найти) выход из ситуации? То что у вас какое-то уникальное месторождение я не поверю. То что у вас данные обоснованные экспериментом, который не подтверждается разработкой это тоже прикольно.

visual73 2141 14
Июн 10 #27

Вар пишет:

COMPVD - вам поможет. "Initial composition with respect to depth"

версус депт...
Так у меня и так два состава - для нефти и для газа. Куда же более?
А чем и как Вы подбираете состав под имеющиеся параметры флюидов?

visual73 2141 14
Июн 10 #28

RomanK. пишет:

Может действительно покажешь...

Смешное предложение smile.gif

RomanK. 2164 13
Июн 10 #29

visual73 пишет:

-А то что газ с нефтью сшить невозможно при условии подтверждения расчётом эксперимента, Вас похоже мало интересует
-Может действительно покажешь первичку и совместно найдем (или попробуем найти) выход из ситуации?
-Смешное предложение smile.gif


Ну смешное так смешное, какого хера тогда было начинать разговор?

visual73 2141 14
Июн 10 #30

RomanK. пишет:

Ну смешное так смешное, какого хера тогда было начинать разговор?


Вы мне предлагаете выложить первичный материал используемый для обоснования параметров флюидов месторождения с 30-летней историей разработки с запасами 120 млн.тонн? Там одних только заключений PVT около 100 штук! Еще надо поизучать ГДИ, а потом геологию и разработку.
Вам не стало смешно? Нет?
Или про какую Вы "первичку" имеете ввиду сказать??

А меня же, уж извините, Ваше предложение вызвало, как минимум, недоумение. Поэтому и улыбнуло.

Ну тогда давайте остановимся на "коммерческой тайне". Такой ответ уж точно устроит.

Я всего лишь хотел узнать методы решения поставленной проблемы. В основном я получил уже ответ, просто осталось небольшое любопытство по поводу ответа Вара - "НЕЗЯЯЯЯ ТАК КУРИТЬ, КЦ - УЖ БОЛЬНО ЦЕННАЯ ШТУКА" ))). Вот и хотел выяснить фундамент этого "НЕЗЯЯЯЯ" поподробнее.
Обсуждать фактический первичный материал не входило в мои цели.

Уж извиняйте если обидел, но ситуация именно такая.

RomanK. 2164 13
Июн 10 #31

Надо уметь реализовать свой вопрос в цифре, взрослый вроде человек, миллионы и года твое дело.

visual73 2141 14
Июн 10 #32

RomanK. пишет:

Надо уметь реализовать свой вопрос в цифре, взрослый вроде человек, миллионы и года твое дело.

В душе я ещё ребёнок smile.gif
Не будем ссориться ))

Проблемы у меня есть. Сейчас я над этим работаю. Все предложения учту в работе. Спасибо за них.
О результатах доложу )))

Я допускаю что проблема может быть в составах. Изучаю этот вопрос. Но возможно и нет.
Тогда зачем нужно EOSNUM, если так "незяяя"?

Monstradamus 72 14
Июн 10 #33

А мне понравилась логическая цепочка! Как вопрос зашел о композиционке, так все ссылки не научные труды пошли, а на цитаты "Кин-дза-дзы"... Видимо это настолько "вещь в себе", что тут остается только абстрактно мыслить не надеясь на применение математического аппарата...

COMPVD не подойдет в этом случае, так как он предполагает только изменение состава фаз, а как я понял у Visual73 для компонентов газовой и жидкой фазы разные параметры (Рк, Тк, Аф и т.д.)... А это задать можно только регионами...

Вар 391 14
Июн 10 #34

Monstradamus пишет:

Вы мне предлагаете выложить первичный материал используемый для обоснования параметров флюидов месторождения с 30-летней историей разработки с запасами 120 млн.тонн?


СКРИПАЧ: Извините, а чатлане и пацаки — это национальность?
УЭФ: Нет.
СКРИПАЧ: Биологический фактор?
УЭФ: Нет.
СКРИПАЧ: Лица с других планет?
УЭФ: Нет.
СКРИПАЧ: А в чём они друг от друга отличаются?
УЭФ: Ты что, дальтоник, Скрипач — зелёный цвет от оранжевого отличить не можешь? Турист…

visual73 2141 14
Июн 10 #35

Вар пишет:

УЭФ: Ты что, дальтоник, Скрипач — зелёный цвет от оранжевого отличить не можешь? Турист…


laugh.gif
Одни рождаются пацаками, другие чатланами...и мало кому удаётся стать ... человеками...

Я потом напишу что получилось

Вар 391 14
Июн 10 #36

visual73 пишет:

laugh.gif
Одни рождаются пацаками, другие чатланами...и мало кому удаётся стать ... человеками...

Я потом напишу что получилось


Респект - всегда приятно поговорить с коллегой ! smile.gif

Если компвд не поможет, то наверно только регионами.

Интересно, что получится !

lemon 132 12
Июн 10 #37

На основе прочитанного топика добавлю своё мнение:
"Композиционное моделирование - это как секс, про него говорят все, но мало кто этим реально занимается..."

Вар 391 14
Июн 10 #38

lemon пишет:

На основе прочитанного топика добавлю своё мнение:
"Композиционное моделирование - это как секс, про него говорят все, но мало кто этим реально занимается..."


laugh.gif

Внесу свои пять копеек - "...это как секс...", я бы по-другому назвал, но правила форума не позволяют.
Проще говоря - геморрой не шуточный ph34r.gif

visual73 2141 14
Июн 10 #39

laugh.giflaugh.giflaugh.gif
Ну Вы отжигаете ребята, не по детски laugh.gif
Ишь, впечатлительные какие! Один смотрит на EOS и сразу сексом занимается laugh.gif , у другого что-то другое мысли навевают... laugh.gif Кши, жара пришла laugh.gif У нас тут кальян предлагали проложить по смежным комнатам, интересно что мне будет казаться, как секс или как геморрой? )))

P.S. проблема на стадии решения. группирование вещь великолепная ))). А вообще главное это экскре... тьфу, эксперимент! вот!))

Mishgen 145 14
Июн 10 #40

Как продвигается "проблема на стадии решения", уважаемый?

Не нашел ответы на несколько вопросов (важных для понимания проблемы):

1. Восмпроизводит ли EOS PVT эксперименты до группировки псевдокомпонентов (включая составы газа при однократном и ступенчатом или диф.разгазировани и физ.своства). Тоесть проблема уже на стадии PVTi или в Е300 после группировок?

2. Есть ли подтвержденная разница комп. состава газа газовой шапки и "пластового" газа?

3. Заметна ли разница Rs из одноступенчатой сепарации и диф.разгазирования? Воспроизводится?

4. На каком компоненте "остановились" при описании составов в PVTi? С5+, С7+ ... С"дофига-не-знаю-куда-девать".

5. Есть ли данные температурной разгонки и вносили ли этот эксперимент в PVTi? (тут я сторонник теории, Чака Косака что С7+ - как говорят англичане тот хвост, который виляет собакой).

6. Сколько псевдоком. передаем в Е300?

Ну и если ответов не будет, то ...

Как мне показалось из дискуссии - проблема возникла еще на стадии PVTi и переносить ее в Е300 двумя регионами не факт что лучшее решение. Тем более, что если считаться все равно тяжело будет - лучше просто увеличить число псевдокомпонентов. Чопинг не победить, а при большом числе компонентов можно и паралелить.

С уважением,
Инженер

P.S. Если недопонял проблему - без обид. Дискуссия больно "нелинейная" тут была.

visual73 2141 14
Июн 10 #41

Буду рад если внесёшь свою долю знаний.
Проблема продвигается, но есть проблема )).
1. Не имеет смысла заниматься как говорят "матчингом" модели до её группирования. Состав состоит из 34 компонента. Это просто бессмысленно. Проблема на стадии моделирования в PVTi, а не в E300, если первый пункт будет решён то во втором проблем не будет. В E300 мы только передаём экспорт.
2. Как ты себе представляешь определить "подтверждённую разницу"? Это вообще возможно? Составы разные даже по параллельным пробам, а тут разные виды разгазирования и типы флюидов. Есть эксперимент для газовой и нефтяной части и этим всё сказано.
3. Вопрос не понял.
4. последний компонент - С28+
5. Большого смысла, именно в данном композиционном моделировании, в данных ИТК, как я понял, нет. В общем то пришёл к выводу Катца-Фирузобади: свойства должны быть одни. У меня правда чуть отличаются от ихних - так сказать региональная поправка ))
6. У меня 6, 7, 8 и 9 компонентные модели сделаны. По одному объекту разработки (у меня их два) уже всё тип-топ, остановился на 8 комп. А по второму проблемы - там одна газовая шапка и 2 состава нефти (скорее всего дифференциация по глубине идёт). Игры разума, блин

Надеюсь тоже не слишком резко ответил )

Как продвигается "проблема на стадии решения", уважаемый?
Не нашел ответы на несколько вопросов (важных для понимания проблемы):
1. Восмпроизводит ли EOS PVT эксперименты до группировки псевдокомпонентов (включая составы газа при однократном и ступенчатом или диф.разгазировани и физ.своства). Тоесть проблема уже на стадии PVTi или в Е300 после группировок?
2. Есть ли подтвержденная разница комп. состава газа газовой шапки и "пластового" газа?
3. Заметна ли разница Rs из одноступенчатой сепарации и диф.разгазирования? Воспроизводится?
4. На каком компоненте "остановились" при описании составов в PVTi? С5+, С7+ ... С"дофига-не-знаю-куда-девать".

5. Есть ли данные температурной разгонки и вносили ли этот эксперимент в PVTi? (тут я сторонник теории, Чака Косака что С7+ - как говорят англичане тот хвост, который виляет собакой).

6. Сколько псевдоком. передаем в Е300?

Ну и если ответов не будет, то ...

Как мне показалось из дискуссии - проблема возникла еще на стадии PVTi и переносить ее в Е300 двумя регионами не факт что лучшее решение. Тем более, что если считаться все равно тяжело будет - лучше просто увеличить число псевдокомпонентов. Чопинг не победить, а при большом числе компонентов можно и паралелить.

С уважением,
Инженер

P.S. Если недопонял проблему - без обид. Дискуссия больно "нелинейная" тут была.

Mishgen 145 14
Июл 10 #42

visual73 пишет:

Буду рад если внесёшь свою долю знаний.
Проблема продвигается, но есть проблема )).
1. Не имеет смысла заниматься как говорят "матчингом" модели до её группирования. Состав состоит из 34 компонента. Это просто бессмысленно. Проблема на стадии моделирования в PVTi, а не в E300, если первый пункт будет решён то во втором проблем не будет. В E300 мы только передаём экспорт.
2. Как ты себе представляешь определить "подтверждённую разницу"? Это вообще возможно? Составы разные даже по параллельным пробам, а тут разные виды разгазирования и типы флюидов. Есть эксперимент для газовой и нефтяной части и этим всё сказано.
3. Вопрос не понял.
4. последний компонент - С28+
5. Большого смысла, именно в данном композиционном моделировании, в данных ИТК, как я понял, нет. В общем то пришёл к выводу Катца-Фирузобади: свойства должны быть одни. У меня правда чуть отличаются от ихних - так сказать региональная поправка ))
6. У меня 6, 7, 8 и 9 компонентные модели сделаны. По одному объекту разработки (у меня их два) уже всё тип-топ, остановился на 8 комп. А по второму проблемы - там одна газовая шапка и 2 состава нефти (скорее всего дифференциация по глубине идёт). Игры разума, блин

Надеюсь тоже не слишком резко ответил )


Да какие уж тут знания ... и каждая нефть уникальна.

По п.4,5,6. Вопросов нет. Есть просто случаи когда С7+ и живи как знаешь. Тогда и "размазывал" остаток воспроизводя разгонку. Опять таки при малом числе псевдокомпонент воспроизводится и не должно было ... но не Ваш случай.

Теперь по п. 1,2,3. Тут чуть сложнее. Как утверждают знакомые PVT-практики количество и состав газа полученный при одноступенчатой сепарации и диф.разгазировании (заканчиваем и то и другое на 1/20) даже из одной пробы незначительно, но отличаются. Тоесть полученный результат зависит от "пути".
Теоретически представив себе "пласт с ГШ" как первую ступень некой многоступенчатой сепарации делаю предположение, что состав (а значит свойства? скажем таже плотность?) газа ГШ после такой "многоступенчатой" когда ее довели до поверхностных могут отличаться от газа простой одноступенчатой с пластовой нефтью. Откуда возможно получили "вывод" что газ ГШ и пластовой нефти разный.

Отсюда и появились вопросы.
1. Матчинг экспериментов до группировки (не в Е300 конечно, а в PVTi :-) провожу. Надо же понять стоит ли этим экспериментам вообще доверять. Если не можешь свести концы с концами при 25-ти компонентах (34х), то и при 9-ти шансов нет. Проблема в нестыковке самих экспериментов.
2. Эксперимент для газовой и нефтяной части очевидно не один (в ветке проскальзывало что-то о 100? пробах). Отсюда желание разобраться с тенденциями - есть ли заметное отличие по "среднестатистическому" составу газа ГШ и "среднестатистическому" составу газа нефтяной части.
3. Если при диф. разгазировании и одноступенчатой сепарации газосодержание заметно различаются и это воспроизводится PVTi ... видимо мы имеем тот случай состава/пластовых условий когда и газ газовой шапки может отличаться от газа "пластового" ... полученного после экспериментов над нефтяными пробами.
.... Короче газ ГШ и пластовый газ должен быть один и тот же. А вот на поверхности - газ разного состава. Возможно оттого и сшить "нефть с газом" не получается. Но это лишь "плод больного воображения в отсутвии фактического материала".

В общем опять не Ваш случай. У Вас газ один, а нефти две, а не два газа ... Удачи. (Лишь бы обе нефти были "ликвидные", а не одна в центре залежи вблизи ГНК, а другая вблизи ВНК).

С уважением,
Инженер.
P.S. Себе в Е300 выгружал два состава - Р7 и Р9. Один для быстрых рассчетов на начале адоптации. Второй для финального "воспроизведения", когда основные параметры модели уже сбиты. Ваш вариант Р8. :-)

visual73 2141 14
Июл 10 #43

По поводу газов разного вида разгазирования. Не понял совсем wacko.gif
Газ стандартной сепарации по любому будет отличаться от суммарного газа дифференциального разгазирования или ступенчатой сепарации. В этом вся соль этих экспериментов, по другому и быть не может. Другое дело что состав пластовой нефти срекомбинированный по этим видам разгазирования может отличаться. Но я уверен что большое расхождение тут - продукт некачественного опыта, а если и есть какое-то расхождение, то оно незначительно.
Так что про "выбо пути" можно забыть. Путь один - сравнивать одинаковые виды разгазирования, которых нет. Для нефти если и проводились ступенчатые сепарации (ещё куча вопросов в их качестве), то уж явно не на те условия сепарации которые были на промысле для пластового газа.
По газу есть пара рекомбинированных проб по промысловым условиям. Т.е. эксперимент есть, но его очень мало, но он есть. И что-то тут выдумывать не приходится, любая выдумка (которая конечно же вдруг по случайности устроит моделиста ))) будет проигрывать экспериментальному замеру, пусть и плохому (это ещё доказать нужно).

1. Тогда наводящий вопрос, как ты проводишь матчинг например 36 компонентной системы? Какие параметры используешь? Все и сразу? Мой небольшой опыт показывает, что такая система хуже адаптируется чем скажем 9-компонентная после группирования. Поэтому я и хочу узнать детали, если это не секрет. Это и будет большой для меня помощью.

2. Как я писал выше по газу эксперимента "шиш да маленько". По нефтям тоже не много, т.к. все нефти очень раздроблены и разбиваются в целом по месторождению на пласты и блоки, то по изучаемому объекту остаётся мало.
Подстилающая нефть разбивается на два пласта, нижний также как и верхний, в некоторых местах контактирует и с газовой шапкой! По свойствам нефти эти пласты отличаются, между ними плотняк, но говорить о несообщаемости не приходится, таких данных нет.
Проведена отбраковка некондиционных проб. Итого проб 5-6 на каждый нефтяной пласт.

В общем полный винегрет.

P.S. практикой экспериментов PVT я тоже не плохо владею, а вот с матчингом есть трудности
P.S.S.в общем я изнасиловал уравнение состояния так, что худо-бедно, но приемлемый результат для 8-компонентной модели и для второго пласта получил. Но как я это сделал лучше не спрашивайте, сам не могу воспроизвести ))), но монотонность в порядке ). И как говаривают умные люди "а ты хоть из говна сделай, главное чтобы результат подходящий был" laugh.gif

Mishgen пишет:

Теперь по п. 1,2,3. Тут чуть сложнее. Как утверждают знакомые PVT-практики количество и состав газа полученный при одноступенчатой сепарации и диф.разгазировании (заканчиваем и то и другое на 1/20) даже из одной пробы незначительно, но отличаются. Тоесть полученный результат зависит от "пути".
Теоретически представив себе "пласт с ГШ" как первую ступень некой многоступенчатой сепарации делаю предположение, что состав (а значит свойства? скажем таже плотность?) газа ГШ после такой "многоступенчатой" когда ее довели до поверхностных могут отличаться от газа простой одноступенчатой с пластовой нефтью. Откуда возможно получили "вывод" что газ ГШ и пластовой нефти разный.

Отсюда и появились вопросы.
1. Матчинг экспериментов до группировки (не в Е300 конечно, а в PVTi :-) провожу. Надо же понять стоит ли этим экспериментам вообще доверять. Если не можешь свести концы с концами при 25-ти компонентах (34х), то и при 9-ти шансов нет. Проблема в нестыковке самих экспериментов.
2. Эксперимент для газовой и нефтяной части очевидно не один (в ветке проскальзывало что-то о 100? пробах). Отсюда желание разобраться с тенденциями - есть ли заметное отличие по "среднестатистическому" составу газа ГШ и "среднестатистическому" составу газа нефтяной части.
3. Если при диф. разгазировании и одноступенчатой сепарации газосодержание заметно различаются и это воспроизводится PVTi ... видимо мы имеем тот случай состава/пластовых условий когда и газ газовой шапки может отличаться от газа "пластового" ... полученного после экспериментов над нефтяными пробами.
.... Короче газ ГШ и пластовый газ должен быть один и тот же. А вот на поверхности - газ разного состава. Возможно оттого и сшить "нефть с газом" не получается. Но это лишь "плод больного воображения в отсутвии фактического материала".

В общем опять не Ваш случай. У Вас газ один, а нефти две, а не два газа ... Удачи. (Лишь бы обе нефти были "ликвидные", а не одна в центре залежи вблизи ГНК, а другая вблизи ВНК).

С уважением,
Инженер.
P.S. Себе в Е300 выгружал два состава - Р7 и Р9. Один для быстрых рассчетов на начале адоптации. Второй для финального "воспроизведения", когда основные параметры модели уже сбиты. Ваш вариант Р8. :-)

Mishgen 145 14
Июл 10 #44

visual73 пишет:

По поводу газов разного вида разгазирования. Не понял совсем wacko.gif
Газ стандартной сепарации по любому будет отличаться от суммарного газа дифференциального разгазирования или ступенчатой сепарации. В этом вся соль этих экспериментов, по другому и быть не может. Другое дело что состав пластовой нефти срекомбинированный по этим видам разгазирования может отличаться. Но я уверен что большое расхождение тут - продукт некачественного опыта, а если и есть какое-то расхождение, то оно незначительно.
Так что про "выбо пути" можно забыть. Путь один - сравнивать одинаковые виды разгазирования, которых нет. Для нефти если и проводились ступенчатые сепарации (ещё куча вопросов в их качестве), то уж явно не на те условия сепарации которые были на промысле для пластового газа.
По газу есть пара рекомбинированных проб по промысловым условиям. Т.е. эксперимент есть, но его очень мало, но он есть. И что-то тут выдумывать не приходится, любая выдумка (которая конечно же вдруг по случайности устроит моделиста ))) будет проигрывать экспериментальному замеру, пусть и плохому (это ещё доказать нужно).

1. Тогда наводящий вопрос, как ты проводишь матчинг например 36 компонентной системы? Какие параметры используешь? Все и сразу? Мой небольшой опыт показывает, что такая система хуже адаптируется чем скажем 9-компонентная после группирования. Поэтому я и хочу узнать детали, если это не секрет. Это и будет большой для меня помощью.

2. Как я писал выше по газу эксперимента "шиш да маленько". По нефтям тоже не много, т.к. все нефти очень раздроблены и разбиваются в целом по месторождению на пласты и блоки, то по изучаемому объекту остаётся мало.
Подстилающая нефть разбивается на два пласта, нижний также как и верхний, в некоторых местах контактирует и с газовой шапкой! По свойствам нефти эти пласты отличаются, между ними плотняк, но говорить о несообщаемости не приходится, таких данных нет.
Проведена отбраковка некондиционных проб. Итого проб 5-6 на каждый нефтяной пласт.

В общем полный винегрет.

P.S. практикой экспериментов PVT я тоже не плохо владею, а вот с матчингом есть трудности
P.S.S.в общем я изнасиловал уравнение состояния так, что худо-бедно, но приемлемый результат для 8-компонентной модели и для второго пласта получил. Но как я это сделал лучше не спрашивайте, сам не могу воспроизвести ))), но монотонность в порядке ). И как говаривают умные люди "а ты хоть из говна сделай, главное чтобы результат подходящий был" laugh.gif


По поводу газов - Вы абсолютно правы - "полюбому". Это и пытался описать - видимо косноязычно.

По поводу 36 компонентов ... не встречал. В наших местах заказчики платят ровно за столько, сколько "по РД положено", а потом ... С7+ и ни в чем себе не отказывай. Отсюда и подходы немного другие. Да и Е300 брал в руки 3 раза :-) Были 24 компонента на обучении ... лет 10 назад :-), так уравнение сводили "последовательным приближением" (число параметров меньше числа замеров). Кстати ... "как я это сделал лучше не спрашивайте, сам не могу воспроизвести" (с). Тут даже уравнение какое выбрать и то вопрос (для меня лично) открытый.

Описанная система вызывает сомнение. Тоесть ожидается либо уж две разные газовые шапки, либо уж если шапка одна, то и нефть одна ... ну а плотняк ... если меньше полутора метров, то это не ГД барьер - полюбому :-) ... Хотя на всякое правило полно исключений.

С уважением,
Инженер

visual73 2141 14
Июл 10 #45

Понятно. У всех мало опыта в этой области. (( Правда я знаю одного спеца - Витсон, такое есть хер, т.е. хер Витсон laugh.gif
Тут даже его видеолекции пробегали. Вот бы к нему съездить на лекции, да ещё и с переводчиком laugh.gif Предел моего счастья! Он кстати со своей формочкой (Пера называется) модель флюида по Карачаганаку делал.

Состав до С28+ + неуглеводородные = итого 34. У иностранцев сплошь и рядом делают. И до С40+ и больше. И правильно делают. Если для газа такой остаток - шиш да маленько, то для нефти -ого-го-го! Вот за счёт этого то и остатка я и разделил смеси по параметрам.
На счёт уравнения лучше не заморачиваться, пока. Самое распространенное Пенга который был с Робинсоном раньше. Встретились два чукчи, выпили по стакану огненной воды, написали уравнение и разбежались )).

Ой про исключения - и не говорите, сколько учишься, а всё едино дураком умрёшь. Тьфу зараза какая, сложная это штука, жизнь. ))

Спасибо за общение.

P.S. что-то Вы всё ночью отвечаете, неужели на Магадане сидите? laugh.gif

Mishgen пишет:

По поводу газов - Вы абсолютно правы - "полюбому". Это и пытался описать - видимо косноязычно.

По поводу 36 компонентов ... не встречал. В наших местах заказчики платят ровно за столько, сколько "по РД положено", а потом ... С7+ и ни в чем себе не отказывай. Отсюда и подходы немного другие. Да и Е300 брал в руки 3 раза :-) Были 24 компонента на обучении ... лет 10 назад :-), так уравнение сводили "последовательным приближением" (число параметров меньше числа замеров). Кстати ... "как я это сделал лучше не спрашивайте, сам не могу воспроизвести" (с). Тут даже уравнение какое выбрать и то вопрос (для меня лично) открытый.

Описанная система вызывает сомнение. Тоесть ожидается либо уж две разные газовые шапки, либо уж если шапка одна, то и нефть одна ... ну а плотняк ... если меньше полутора метров, то это не ГД барьер - полюбому :-) ... Хотя на всякое правило полно исключений.

С уважением,
Инженер

visual73 2141 14
Янв 11 #46

В продолжение темы.
Написал одному эксперту по ГДМ. Спрашиваю как лучше моделитьь, как два региона или как единый флюид но с разными составами? В чём проблемы первого случая?
А он мне - правильный первый вариант, потому что свойства газа и жидкости разные (!), и ОФП совершенно разные (!!) и вообще симулятор не расчитан на такие разностные схемы (!!!).
Ржу ни могу laugh.gif
И чего это он только про ОФП вспомнил? laugh.gif

Alexey S 567 12
Янв 11 #47

visual73, добавлю свои 5 копеек к вашему разговору. Мое ИМХО, в случае анализа PVT этого месторождения - пока не парится с композиционкой. Модели черной нефти на этой стадии будет достаточно. Те цифры по исследованиям, которые у вас есть и та геология, которая ещё до конца не понята могут вам сыграть злую шутку в плане ошибки. Модель черной нефти может сгладить эту ошибку по регионам. И там, где она покажет ошибку в 30%, композиционка может разлететься процентов на 200%.

Patriot-watt 64 12
Янв 11 #48

Как было сказано выше

visual73 пишет:

Ну Вы отжигаете ребята, не по детски laugh.gif
А вообще главное это экскре... тьфу, эксперимент! вот!))

Если вместо двух узких специалистов отдельно по ГДМ и отдельно по цифровому "оживлению" отобранного флюида использовать одного специалиста "широкого профиля", то проблема узревания в корень сей проблемы решается на стьюдентовские 95%
Я так думаю, товарищ Хачикян! (Мимино) biggrin.gifbiggrin.gif

visual73 2141 14
Янв 11 #49

К сожалению чаще всего вопрос о виде моделирования решается не на уровне модельеров ))). Иногда нужно и денежки оприходовать )))

А если серьёзно, то содержание конденсата высокое, газосодержание тоже, поэтому блэкойл точно не подходит. А вот то что получается "200%" - это проблема нашей (а конкретнее - моей) неграмотности в этом вопросе. В этом я уверен на все 100! Хороший Эксперт по PVT делает модель любого месторождения за 2 недели (сбором данных, кстати, эксперт не занимается)) ). Но, увы, таких людей единицы и они живут не в России. Осталось набиться в ученики и подучить английский. )))

Alexey S пишет:

visual73, добавлю свои 5 копеек к вашему разговору. Мое ИМХО, в случае анализа PVT этого месторождения - пока не парится с композиционкой. Модели черной нефти на этой стадии будет достаточно. Те цифры по исследованиям, которые у вас есть и та геология, которая ещё до конца не понята могут вам сыграть злую шутку в плане ошибки. Модель черной нефти может сгладить эту ошибку по регионам. И там, где она покажет ошибку в 30%, композиционка может разлететься процентов на 200%.

Гоша 1197 15
Янв 11 #50

visual73 пишет:

В продолжение темы.
Написал одному эксперту по ГДМ. Спрашиваю как лучше моделитьь, как два региона или как единый флюид но с разными составами? В чём проблемы первого случая?


Проблема первого случая в том, что если одна скважина будет "протыкать" ячейки из двух разных регионов УС (EOSNUM), то симулятор возьмет "первое попавшееся из двух значение" (выдав предупреждение в лог), и потом по нему будет считать flash при перетоке из ячейки в скважину. Методом исключения остается только второй способ.

Страницы

Go to top