10_SCHEDULE

Частичное вскрытие: COMPRP

УРОВЕНЬ ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ

ВНК

Для компенсации эффекта частичного вскрытия, используйте COMPRP для задания данных перемасштабирования насыщенностей в соединениях скважин

Рис. 9. Перемасштабирование насыщенностей в соединения скважин: COMPRP

•По умолчанию перфорируется весь блок сетки.

•Частичное вскрытие, это вскрытие при котором перфорирован не весь блок сетки или сважина находится не в центре блока.

•COMPRP используется для задания частичного вскрытия когда не используется опция вертикального равновесия.

•Насыщенности газом и/или водой преобразуются для верхнего и нижнего интервала перфорации.

•COMPRP не должно предшествовать COMPDAT.

•COMPRP заменяет COMPVE (смотрите: Частичное вскрытие с опцией VE: COMPVE)

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 359

Частичное вскрытие: COMPRP

COMPRP использует масштабирование концевой точки для расчета положения перфораций и распределения флюидов в ячейке, которая имеет размеры большие по сравнению с интервалом перфорации. Если перфорирована вся подключенная ячейка (от верха до низа) и насышенности водой превышает критическую, тогда при отсутствии повреждений пласта можно ожидать, что будет добываться вода. Если перфорации не достигают дна ячейки, вода не будет добываться до тех пор пока контакт не дойдет до самой нижней открытой перфорации. Насыщенность воды в ячейке однако распределена равномерно, поэтому критическая водонасыщеность должна быть измененна, что адеватно описать продвижение водо-нефтяного контакта. Для этого применяется ключевое слово COMPRP, которое масштабирует концевую точку таблицы насышенности для соединений скважины.

Заметим, что это применяется в случае диспергированого потока. Когда задействована опция вертикального равновесия (VE), ECLIPSE отслеживает контакты флюидов в каждой ячейке сетки, для этого используются различные способы. Смотрите секцию “Partial Completion with VE: COMPVE” для более подробной информации.

COMPRP сопровождается любым числом записей, каждая из которых заканчивается знаком – слэш. Вся выборка данных тоже завершается прямым слэш. Каждая запись состоит из следующих данных:

Имя скважины или имя дерева. Обязательно.

Имя дерева скважин заканчивается символом (*), и может быть использовано для ссылки на несколько скважин.

I – положение соединения сеточного блока.

По умолчанию – нуль, т.е. I любое значение.

J – положение соединения сеточного блока.

По умолчанию – нуль, т.е. J любое значение.

K – положение верхнего соединения сеточного блока.

По умолчанию – присваивается нуль для самого верхнего соединения скважины.

K – положение нижнего соединения сеточного блока.

По умолчанию – присваивается нуль для самого нижнего соединения скважины.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 360

Таблица насышенностей для относительной проницаемости.

Нулевое или положительно значение отменяет функцию насышенности определенную в COMPDAT.

При нулевом значении будет использоваться таблица насышенностей для подключеной ячейки.

При отрицательном значении не оказывается никакого влияния на таблицу насышеностей (используется по умолчанию).

Если используется опция гистерезиса, используемая таблица будет применятся для дренажа и пропитки.

Ре-масштабирование таблицы насышенностей не происходит если число таблиц дренажа и пропитки не совпадает.

Остающиеся пункты – это масштабированные значения связанной и критической воды и насышенности газом.

Масштабируемое значение связанной воды, SWMIN.

По умолчанию равно Swco и игнорируется в задачах, не содержащих воду.

Масштабируемое значение мксимальной водонасыщенности, SWMAX

По умолчанию равно 1-Sowcr в задачах вода-нефть и 1-Sgcr в задачах газ-вода. Игнорируется в задачах не содержащих воду.

Масштабированное значение критической газонасыщенности, SGMIN.

По умолчанию равно Sgcr и игнорируется в задачах не содержащих обе фазы – газ и нефть.

Масштабированное значение максимальной газонасышенности, SGMAX.

По умолчанию равно 1-Sogcr-Swco и игнорируется в задачах не содержащих обе фазы – газ и нефть.

Смотрите описание ключевого слова в ECLIPSE 100 REFERENCE MANUAL для более полного объяснения взаимодействия этого слова и опции масштабирования концевой точки, а также для объяснения эффектов частчного вскрытия.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 361

Страница для заметок.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 362

Частичное вскрытие при использовании вертикального равновесия (VE): COMPVE

		ДОБЫЧА ЧИСТОЙ НЕФТИ
			Ho
	Sw=Swc
ВНК	Sw=1-Sor		Htot
			Hw
	Sw=1.0

DY

DX

COMPVE: specify well connection depth data VE

non-VE: automatically convert the data into saturation table endpoints usingCOMPRP

Рис. 10. Частичное вскрытие в моделях с вертикальным равновесием: COMPVE

•По умолчанию перфорируется весь блок сетки

•Частичное вскрытие, это вскрытие при котором перфорирована не вся ячейка.

•Когда опция Вертикального Равновесия (VE) активна, ECLIPSE отслеживает конткты флюидов в каждой ячейке.

•Опция Вертикального Равновесия детально описывается в ADVANCED ECLIPSE

100/200 USER COURSE предлагаемого GEOQUEST.

•COMPVE устанавливает глубины соединений скважины и ячейки в которых используется вертикальное равновесие.

•COMPVE употребляется без использования опции VE.

•COMPVE не должно предществовать COMPDAT.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 363

Частичное вскрытие при использовании вертикального равновесия (VE): COMPVE

COMPVE используется для моделирования эффектов частичного вскрытия ячейки когда опция VE активна. При вертикальном равновесии потоки фаз через соединения скважины зависят от глубины контактов и относительной проницаемости соединения. Относительная проницаемость соединения зависит от глубины верхнего и нижнего соединения, значений критической и максимальной насыщенности протекающей фазы. ECLIPSE отслеживает глубины контактов при вертикальном равновесии, при этом должны быть заданы относительные проницаемости соединений и интервалы перфораций.

Если COMPVE не использовалось, верхняя и нижняя глубины каждого соединения устанавливаются равными глубинам центров верхней и нижней граней ячейки. COMPVE может опционально пересчитать скин-фактор соединений соответствующий частичному вскрытию.

COMPVE состоит из любого числа записей, каждая заканчивается прямым слэш. Также, еще один прямой слэш закрывает действие ключевого слова. Каждая запись состоит из следующих данных:

Имя скважины или имя дерева. Обязательно.

Имя дерева скважин заканчивается символом (*), и может быть использовано для ссылки на несколько скважин.

I – положение соединения сеточного блока.

По умолчанию – нуль, т.е. I любое значение.

J – положение соединения сеточного блока.

По умолчанию – нуль, т.е. J любое значение.

K – положение верхнего соединения сеточного блока.

По умолчанию – присваивается нуль для самого верхнего соединения скважины.

K – положение нижнего соединения сеточного блока.

По умолчанию – присваивается нуль для самого нижнего соединения скважины.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 364

Следующие данные (см. ниже) применяются для всех соединений скважины, которые соответствуют индексам (I,J) указанным в пунктах 2-5 (см. выше). Если индексы взяты по умолчанию равными нулю, то это не играет роли в выборе соединений к которым применяются следующие ниже данные. Итак, если I,J координаты заданы по умолчанию, данные применяются ко всем соединениям между K1 and K2. Если все четыре координаты взяты по умолчанию, следующие данные применяются для всех соединений скважины.

Номер таблицы насыщенностей для относительной проницаемости соединения.

Концевые точки этой таблицы будут использованы для выбора относительных проницаемостей в каждой зоне насыщенности для вычисления подвижностей у соединений скважины. Если эта позиция присвоена равной нулю или положительна, то отменит таблицу насыщенности определенную в COMPDAT. Если нуль, будет использована таблица насыщенностей подключенной ячейки. Если задано отрицательное значение (либо по умолчанию) используется таблица насыщенностей определенная в COMPDAT.

CVEFRAC

Это часть кривых Вертиального равновесия используемая для вычисления относительных проводимостей соединения.

DTOP.

Верхняя глубина верхнего соединения для выбранных соответственно координат

I,J.

DBOT.

Нижняя глубина нижнего соединения для выбранных соответственно координт

I,J.

Флажок пересчета скин фактора используемого для расчета частичного вскрытия.

•NO По умолчанию, будет использоваться скин фактор определеный в

COMPDAT

•YES Скин фактор вычисляется с помощью кореляции Odeh’a и будет

использоваться в координах указаных в COMPDAT, проводимость соединения тогда будет пересчитана.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 365

Диаметр скважины должен быть установлен в COMPDAT. Скин фактор и проводимость будут пересчитываться каждый раз, когда происходит plug-back. В случае частичного вскрытия, картина сходимости линий тока к перфорированному интервалу будет отличаться от случая полного вскрытия. Это может быть учтено дополнительным компонентом скин-эффекта. Для скважины с несовершенством по степени вскрытия (частичное вскрытие) суммарный скин фактор определяется как:

S = ht Sd + Sp hp .

								EQ. 21
Где
ht	высота пласта
hp	интервал перфорации
Sd	скин фактор обусловленный повреждением (загрязнением) призабойной зоны
Sp	скин за счет частичного вскрытия
Sp вычисляется используя корреляцию.[0]
		ht			0.825{			}
Sp =1.35					−1		ln(htpr +7)−1.95 −[0.49 +0.1ln(htpr )]ln(rwc)
		hp
								EQ. 22
Где
htpr =		ht
		Kv
		Kh
								EQ. 23
						zm
rwc = rw exp 0.2126								+ 2.753
						ht
								EQ. 24

zm расстояние между серединой перфорационного интервала и кровлей или подошвой пласта.

rw радиус скважины.

Все расстояния указываются в футах. Коэффициет соединения рассчитывается используя новое значение скин фактора. Так, как эффекты частичного вскрытия

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 366

учтены теперь в новом скин факторе, эффективное значение Kh должно быть основано на толщине пласта ht, а не на длине перфорационного интервала hp. Если пласт разделяется вертикально, в два или более слоев сетки, скин фактор вычисляется отдельно для каждого слоя. Тогда:

ht = GBOT −GTOP

EQ. 25

hp = DBOT − DTOP

EQ. 26

zm = MIN{0.5(DTOP + DBOT )−GTOP,GBOT −0.5(DTOP + DBOT )}

EQ. 27

Sd скин фактор за счет повреждения пласта (его призабойной зоны)

По умолчанию равен нулю.

GTOP.

Глубина верхней грани ячейки в которую попадают соединения скважины. Это имеет смысл, если скин фактор пересчитывается для частичного вскрытия, и скважина смещена относительно центра наклонной ячейки. По умолчанию используется глубина верхней грани центральной подключенной ячейки.

GBOT.

Глубина нижней грани ячейки в которую попадают соединения скважины. Это имеет смысл если скин фактор пересчитывается для частичного вскрытия, и скважина смещена относительно центра наклонной ячейки. По умолчанию используется глубина нижней грани центральной подключенной ячейки.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 367

Страница для заметок

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 368