Инициализация модели в Eclipse 300. Запасы.

Последнее сообщение
Ceasar J. 39 5
Июл 14

Здравствуйте, друзья! Очень нуждаюсь в помощи, так как напряг по срокам. 

При создании гидродинамической модели в Eclipse 300 возникли трудности с запасами. Запасы в укрупненной геологической и гидродинамической моделях совсем разные. На данный момент производится инициализация модели с помощью ключевого EQUIL и зависимость состава от глубины ZMFVD. Пробовал менять форму ОФП, двигать налево-направо, запасы поменялись, но незначительно. Не стал трогать концевые точки, т.к. они определены исследованиями керна.

Что можете посоветовать по этому вопросу? Влияет ли ОФП на запасы или нужно менять что то другое?

Спасибо заранее.

VIT 1089 12
Июл 14 #1

Форма ОФП не должна влиять на запасы. Влияют концевые точки, кап. давление, плотность нефти/воды, масштабирование ОФП и/или капиллярок. А вы уверены что в геологческой модели запасы подсчитанны аналогично через капиллярки. Если нет,то может они совсем кривые.

Гоша 1183 12
Июл 14 #2

А чем "укрупненная геологическая" и "гидродинамическая" модели отличаются??? 

Запасы e300 выдает с учетом сепарации - в обеих моделях схема сепарации идентичная? Ничего не забыто?

 

Ceasar J. 39 5
Июл 14 #3

VIT пишет:

Форма ОФП не должна влиять на запасы. Влияют концевые точки, кап. давление, плотность нефти/воды, масштабирование ОФП и/или капиллярок. А вы уверены что в геологческой модели запасы подсчитанны аналогично через капиллярки. Если нет,то может они совсем кривые.

Спасибо за ответ. Да, вы правы. В геологической модели запасы подсчитаны не через капиллярки, а через водонасыщенность. К сожалению, геологическая модель утверждена и ее менять нельзя, поэтому остается менять параметры в ГДМ. Концевые точки пробовал менять, общие запасы бьются, но не бьются запасы по объектам. Что еще можете посоветовать? Как влияет PVT-модель?  

Ceasar J. 39 5
Июл 14 #4

Гоша пишет:

А чем "укрупненная геологическая" и "гидродинамическая" модели отличаются??? 

Запасы e300 выдает с учетом сепарации - в обеих моделях схема сепарации идентичная? Ничего не забыто?

 

 

В принципе между "укрупненной геологической" и " гидродинамической" моделью нет разницы. Вся основа GRID, PORO, PERMX и тд и тп экспортируется из укрупненной геологической модели. Просто одно делается в PETREL, а другое в ECLIPSE с PVT моделью. Не понятно как подсчитываются запасы в PETREL. В ECLIPSE задано несколько уровней сепарации до стандартных условий, 20С и 1.01325 бар. В PETREL запасы взяты STOIP. 

Гоша 1183 12
Июл 14 #5

Ну тогда и понятно - Petrel понятия не имеет о сепараторах и считает "все в режиме black oil". Если легкая нефть / конденсат / околокритическая система и подобные сложности - разбирайтесь только с ECLIPSE. Сравнивать нечего.

Ceasar J. 39 5
Июл 14 #6

Гоша пишет:

Ну тогда и понятно - Petrel понятия не имеет о сепараторах и считает "все в режиме black oil". Если легкая нефть / конденсат / околокритическая система и подобные сложности - разбирайтесь только с ECLIPSE. Сравнивать нечего.

Спасибо за ответ. В данный момент я в ECLIPSE только и работаю. Специалист котрый делал геологическую модель уехал учиться и детальные вопросы задавать некому. Запасы по инструкции заставляют сравнить. Не понятно одно, какую формулу использует Е300 при подсчете запасов? И какие параметры в этой формуле влияют на запасы? Если есть инфа поделитесь плиз.    

VIT 1089 12
Июл 14 #7

Проверьте какой объемник Bo, (Oil FVF) использовался для нефти при подсчетет запасов и совпадает ли он с PVT таблицами в Эклипсе. У вас модель black oil или композиционка в Е300 ?

Ceasar J. 39 5
Июл 14 #8

VIT пишет:

Проверьте какой объемник Bo, (Oil FVF) использовался для нефти при подсчетет запасов и совпадает ли он с PVT таблицами в Эклипсе. У вас модель black oil или композиционка в Е300 ?

У нас модель композиционка в Е300.

Гоша 1183 12
Июл 14 #9

Ceasar J. пишет:

Спасибо за ответ. В данный момент я в ECLIPSE только и работаю. Специалист котрый делал геологическую модель уехал учиться и детальные вопросы задавать некому. Запасы по инструкции заставляют сравнить. Не понятно одно, какую формулу использует Е300 при подсчете запасов? И какие параметры в этой формуле влияют на запасы? Если есть инфа поделитесь плиз.    

Е300 формулу не использует - использует равновесную инициализацию (если есть слово EQUIL) для подсчета в пластовых условиях, а потом расчет по уравнению состояния схемы сепарации, переводящей пластовые кубы в поверхностные. В Petrel внедрить вряд ли получится - "инструкцию в топку" (ну то есть она, по всей видимости, для случая black oil у вас пригодна).

diamond 13 7
Июл 14 #10

Советую, что бы избежать головняка, использовать опцию SWATINIT. Если требуется сбить запасы в ГДМ и гео модели то лучшего способа нет. Вопрос расчета Sw в гео модели конечно остается открытым. Если Sw в гео модели совсем уж не физично то при инициализации Eclipse может тебе натянуть Pc max до нереальных значений. Тебе нужно сбить нефть в пластовых условиях, то что в Eclipse выводиться как OIP, с запасами в гео модели. Проверь запасы в гео модели именно в пластовых условиях до пересчета в поверхностные. Какой пересчетный Bo нужно использовать это уже ты скажешь геологу на основании используемых PVT. Раз гоняешь Eclipse300 то наверное должна быть PVT модель сбитая на фактические эксперименты. Если имеется газовая шапка то обрати внимание что бы газовый контакт принятый в гео модели совпадал с тем что получается на основании уравнения состояния при PVT моделировании раз уж ты используешь ZMFVD. 

 

Дмитрий_Б 16 5
Июл 14 #11

Несколько простых советов.

1. Рекомендую, для начала забыть о наличии нефти и разобраться с газоконденсатной частью пласта. Выкинь все упоминания о нефти.

2. Кроме того, вместо ZMFVD поставь один средний состав (потом вернешь, когда разберешься с газом и конденсатом в простейшей постановке).

3. Обязательно сделай вывод давлений и плотностей по ячейкам. Контрольные точки – используемое давление на ГНК и его распределение по вертикали, среднее давление по залежи в целом, а также распределение плотности пластового газа по вертикали. Если большой этаж газоносности, то с подсчетчиками запасов можно сильно залететь. У них понятие начального пластового давления несколько своеобразное.

Далее приведу кусок из одного проекта. Это стандартный вывод Е300.

                                                                                             В молях                   мольные доли

Total pore volume, M RM3                           36800.76

Hydrocarbon pore volume, M RM3                  129.5

Reservoir volume of gas, M RM3                   129.5

HydroC Surface volume, M SM3                  37910.17        1599.84432

Surface volume

Gas, M SM3                                                 29292.94         1236.189307        0.7726935

Oil, M SM3                                                   44.94996            225.061789       0.140677306

OGR, m3/m3                                          0.001534498

Газ в сепарированной нефти                     3284.127956                               0.086629194

 

Геологи считают запасы через объемный фактор газа Bg = {Рст*(Тпл+273)/(Тст+273)}*(Z/P). От средних Z и P.  В ФМ расчет идет по этой формуле по каждой ячейке. Собственно для этого рекомендую проверять хотя бы визуально давления и плотности по ячейкам.

Реализуемый в ФМ в целом на залежь Bg проверяется делением Reservoir volume of gas, M RM3 на HydroC Surface volume, M SM3 = 129.5/37910.17=0.003417. В Е300 запасы пластового газа обзываются термином HydroC Surface volume. И когда пишешь раздел по сравнению запасов по ГМ и ГДМ, то приводишь сравнение именно запасов пластового газа.

Еще раз. Если сетки примерно похожие по области моделирования и общие объемы ГМ и ФМ совпадают (Total pore volume), то, как правило, проблем с объемом газа в пластовых условиях (Reservoir volume of gas) также не возникает. Необходимо проверить HydroC Surface volume, запасы пластового газа, а это Bg. Плюс распределение плотностей и давлений

4. Далее сепарация.

Е300 выводит запасы нефти (конденсата) и газа после сепарации (напомню, нефть ниже ГНК занулена, иначе концов не найдешь). В Е300 разброс на нефть и газ делается аналогично тесту сепаратора в PVTi. Для проверки корректности надо использовать значения запасов в молях пластового газа, газа сепарации и конденсата (второй столбец в моем примере). Переведя их в мольные доли, надо сравнить с тестом сепаратора в PVTi. У меня в этом примере мольная доля газа сепарации (товарного газа) составляет 77%. Остальное конденсат и оставшийся в нем газ. Причем для удобства вывода в ГФ оставшийся, не выделившийся из конденсата газ в балансе добычи не учитывается.

FIELDSEP

--STAGE TEMP PRES    oil   gas

1  60     72.4    2  3 /

2  15.5  1.013 -1  2 /

3  15.5  1.013  0  0 /

/

В сепараторе контрольными значениями являются плотность сепарированной нефти, ГФ, мольная доля газа сепарации. И не поленись, проверь динамику содержания С5+ или С7+. Лучше это все сделать в PVTi, там составы при снижении давления выводятся в тесте.

Сначала все это дело выглядит муторно, но разложив на простейшие задачки, можно найти, где кроется источник ошибок. Я набросал простейший (как мне кажется) путь.

Если концы найдешь, и газовая часть встанет на место, тогда добавляй по порядку - нефтяную оторочку (алгоритм соответствия здравому смыслу аналогичный: сначала общие объемы, потом переводные коэффициенты, потом сепарация), SWATINIT, разблюдовку составов по высоте ZMFVD, капиллярные давления и т.д.

Еще одна мелочь, которая может изрядно крови попить. Не пользуйся рестартом в Е300, а если без него никак, обязательно в вывод добавь векторы с текущими запасами нефти и газа и проверяй, чтобы не было скачка на стыке истории и рестарта. Мы, как правило, натыкаем множество сложных опций в ГДМ, и что-то тупо не переносится на рестарте, какой-то переменной не хватает. В каких комбинациях рестарт проходит, а когда нет, я не помню.

Успехов

 

Ceasar J. 39 5
Июл 14 #12

diamond пишет:

Советую, что бы избежать головняка, использовать опцию SWATINIT. Если требуется сбить запасы в ГДМ и гео модели то лучшего способа нет. Вопрос расчета Sw в гео модели конечно остается открытым. Если Sw в гео модели совсем уж не физично то при инициализации Eclipse может тебе натянуть Pc max до нереальных значений. Тебе нужно сбить нефть в пластовых условиях, то что в Eclipse выводиться как OIP, с запасами в гео модели. Проверь запасы в гео модели именно в пластовых условиях до пересчета в поверхностные. Какой пересчетный Bo нужно использовать это уже ты скажешь геологу на основании используемых PVT. Раз гоняешь Eclipse300 то наверное должна быть PVT модель сбитая на фактические эксперименты. Если имеется газовая шапка то обрати внимание что бы газовый контакт принятый в гео модели совпадал с тем что получается на основании уравнения состояния при PVT моделировании раз уж ты используешь ZMFVD. 

 

 

Спасибо за советы. Сравнил запасы в пластовых условиях в ГДМ и ГМ, значения совсем разные. Запасы разнятся по объектам. В некоторых объектах он больше, в других он меньше. В геомодели FVF (Bo) задается как одно значение и на ситуацию кардинальным образом не повлияет. На данный момент удалось снизить запасы запасы нефти до необходимых (они были больше чем в геомодели), но есть сложности с газом. Запасы газа в ГДМ ни на что не реагируют, они намного меньше чем в статической модели. Менял капиллярки, концевые ОФП, сжимамемость. Можно ли подробнее про PVT? Мы ведь в ГДМ не задаем Bo, ECLIPSE ведь сам высчитывает значения?    

Ceasar J. 39 5
Июл 14 #13

Дмитрий_Б пишет:

Несколько простых советов.

1. Рекомендую, для начала забыть о наличии нефти и разобраться с газоконденсатной частью пласта. Выкинь все упоминания о нефти.

2. Кроме того, вместо ZMFVD поставь один средний состав (потом вернешь, когда разберешься с газом и конденсатом в простейшей постановке).

3. Обязательно сделай вывод давлений и плотностей по ячейкам. Контрольные точки – используемое давление на ГНК и его распределение по вертикали, среднее давление по залежи в целом, а также распределение плотности пластового газа по вертикали. Если большой этаж газоносности, то с подсчетчиками запасов можно сильно залететь. У них понятие начального пластового давления несколько своеобразное.

Далее приведу кусок из одного проекта. Это стандартный вывод Е300.

                                                                                             В молях                   мольные доли

Total pore volume, M RM3                           36800.76

Hydrocarbon pore volume, M RM3                  129.5

Reservoir volume of gas, M RM3                   129.5

HydroC Surface volume, M SM3                  37910.17        1599.84432

Surface volume

Gas, M SM3                                                 29292.94         1236.189307        0.7726935

Oil, M SM3                                                   44.94996            225.061789       0.140677306

OGR, m3/m3                                          0.001534498

Газ в сепарированной нефти                     3284.127956                               0.086629194

 

Геологи считают запасы через объемный фактор газа Bg = {Рст*(Тпл+273)/(Тст+273)}*(Z/P). От средних Z и P.  В ФМ расчет идет по этой формуле по каждой ячейке. Собственно для этого рекомендую проверять хотя бы визуально давления и плотности по ячейкам.

Реализуемый в ФМ в целом на залежь Bg проверяется делением Reservoir volume of gas, M RM3 на HydroC Surface volume, M SM3 = 129.5/37910.17=0.003417. В Е300 запасы пластового газа обзываются термином HydroC Surface volume. И когда пишешь раздел по сравнению запасов по ГМ и ГДМ, то приводишь сравнение именно запасов пластового газа.

Еще раз. Если сетки примерно похожие по области моделирования и общие объемы ГМ и ФМ совпадают (Total pore volume), то, как правило, проблем с объемом газа в пластовых условиях (Reservoir volume of gas) также не возникает. Необходимо проверить HydroC Surface volume, запасы пластового газа, а это Bg. Плюс распределение плотностей и давлений

4. Далее сепарация.

Е300 выводит запасы нефти (конденсата) и газа после сепарации (напомню, нефть ниже ГНК занулена, иначе концов не найдешь). В Е300 разброс на нефть и газ делается аналогично тесту сепаратора в PVTi. Для проверки корректности надо использовать значения запасов в молях пластового газа, газа сепарации и конденсата (второй столбец в моем примере). Переведя их в мольные доли, надо сравнить с тестом сепаратора в PVTi. У меня в этом примере мольная доля газа сепарации (товарного газа) составляет 77%. Остальное конденсат и оставшийся в нем газ. Причем для удобства вывода в ГФ оставшийся, не выделившийся из конденсата газ в балансе добычи не учитывается.

FIELDSEP

--STAGE TEMP PRES    oil   gas

1  60     72.4    2  3 /

2  15.5  1.013 -1  2 /

3  15.5  1.013  0  0 /

/

В сепараторе контрольными значениями являются плотность сепарированной нефти, ГФ, мольная доля газа сепарации. И не поленись, проверь динамику содержания С5+ или С7+. Лучше это все сделать в PVTi, там составы при снижении давления выводятся в тесте.

Сначала все это дело выглядит муторно, но разложив на простейшие задачки, можно найти, где кроется источник ошибок. Я набросал простейший (как мне кажется) путь.

Если концы найдешь, и газовая часть встанет на место, тогда добавляй по порядку - нефтяную оторочку (алгоритм соответствия здравому смыслу аналогичный: сначала общие объемы, потом переводные коэффициенты, потом сепарация), SWATINIT, разблюдовку составов по высоте ZMFVD, капиллярные давления и т.д.

Еще одна мелочь, которая может изрядно крови попить. Не пользуйся рестартом в Е300, а если без него никак, обязательно в вывод добавь векторы с текущими запасами нефти и газа и проверяй, чтобы не было скачка на стыке истории и рестарта. Мы, как правило, натыкаем множество сложных опций в ГДМ, и что-то тупо не переносится на рестарте, какой-то переменной не хватает. В каких комбинациях рестарт проходит, а когда нет, я не помню.

Успехов

 

 

Спасибо огроменное Дмитрий_Б за ваши советы. Оказывается сравнивали не те запасы. Теперь все расхождения по запасам после изменения концевых точек ОФП и модификаций капиллярных давлений снижены до минимума. 

Go to top