по вретикали свойства задать с помощью API, а по латерали - разбить на регионы

я тоже наж этим когда-то думал, но тут получаеться загвоздка, вязкость то свойство флюида, а не грида, и те симуляторы с которыми я работал не позволяют ее прямо задавать для каждой ячейки отдельно.

Если кто знает такой способ будет интересно узнать.

XFactor Все верно, только использование слова API и добавление различных регионов. По другому никак нельзя.
Просто использование регионов без функции API не даст нужного результата, т.к. нефть с различными свойствами не будет смешиваться, т.е. все что вытекает из одного региона в другой, просто принимает св-ва этого региона.

Про API Tracking можно почитать в Eclipse Technical Description

Chaser пишет:

Да, я думал об этом. А можно сделать так, чтобы вязкость была распределена стохастически (нечто вроде куба вязкости)? Имеются опорные скважины и небольшие тренды вязкости по латерали и вертикали.
Спасибо за ответ.

Регионы без вариантов... Другое доло попробовать стохастически регионы распределить О_о и привязать к ним таблицы свойств флидов.
Правильно уже выше сказали: вязкость свойство фллюида, а не параметр грида... следовательно сначала описывается и только после этого может быть привязана к гриду посредством кокого-нибудь параметра - регионов =)

При использовании API как раз и будет задано изменение Rs, а с ним и Bo, плотности и т.д. по вертикали.

Идея ViTech со стохастикой регионов звучит очень интересно. Надо будет как-то неполениться и попробовать. Возникает только один вопрос насколько физически это будет иметь смысл. Ведь подобное явно будет противоречить начальной равновесноти системы.

Если есть тренд и механизм его объясняющий (биодеградация), то стохастика тут совсем не нужна. Пойдет кокригинг и прочие вариации на тему.
То что не знаметна разница в плонтости, но есть различие по вякзости и ГОР, то причина по-моему очевидна. Это чувствительность методов и порядок измеряемых величин.
Идея использования этих данных хороша.
Но уже нужно представлять, что получится в результатае, ведь моделирование покажет то, что хочет моделист в 90% случаев

если небольшие тренды сравнимы с погрешностью измерений, то можно забить и усреднить. насколько большая разница?

Проверить насколько реальны тредны можно довольно легко - достаточно определить, совпадают ли они с удаленностью от ВНК, разломами и пр.
Кстати, а как замеры плотности, вязкости и ГОР зависят от времени/даты анализа?
Если залежь разрабатывается долго, то возможно и техногенные факторы, контролирующие изменчивость этих параметров.

Unknown пишет:

Проверить насколько реальны тредны можно довольно легко - достаточно определить, совпадают ли они с удаленностью от ВНК, разломами и пр.
Кстати, а как замеры плотности, вязкости и ГОР зависят от времени/даты анализа?
Если залежь разрабатывается долго, то возможно и техногенные факторы, контролирующие изменчивость этих параметров.

Да это тоже верно, давление меняется, и как следствие - Bo, вязкость, плотность. Это нужно учитывать при анализе проб, взятых в разные годы.
Т.е. если пробы были отобраны из близлежащих скважин в разные периоды при разном пластовом давлении и не приведены к одному давлению, то возможно св-ва нефти и не будут сильно отличаться друг от друга, если их привести к одному давлению...

Chaser пишет:

Подобное явление предположительно, но доказано лишь частично. Это возможная причина, а задача проекта - попытаться смоделировать и посмотреть, в какой степени переменная вязкость повлияет на разработку.

Я наверно не такой умный, как здесь присутствовавшие или прочитал по диагонали.
Мне не понятно одно - вы упоминаете "тренд", но не говорите от чего. От геометрии? Хе хе.
А может быть от мистического параметра интенсивности биодеградации? Хе хе хе.
И вообще как вы собираетесь моделировать процесс физика которого не определена, не описана и не реализована в симуляторах?
Скорее всего вы хотите не моделировать, а имитировать процесс в каких-то своих целях. Тогда в чем вопрос? Берете и рисуете, что хотите и как хотите.

P.S. Можете отправить результаты в "Нефтяное хозяйство" там таких любят.

RomanK. пишет:

Я наверно не такой умный, как здесь присутствовавшие или прочитал по диагонали.
Мне не понятно одно - вы упоминаете "тренд", но не говорите от чего. От геометрии? Хе хе.
А может быть от мистического параметра интенсивности биодеградации? Хе хе хе.
И вообще как вы собираетесь моделировать процесс физика которого не определена, не описана и не реализована в симуляторах?
Скорее всего вы хотите не моделировать, а имитировать процесс в каких-то своих целях. Тогда в чем вопрос? Берете и рисуете, что хотите и как хотите.

P.S. Можете отправить результаты в "Нефтяное хозяйство" там таких любят.

Не обязательно понимать физику процесса чтобы его моделировать.

По поводу биодеградации: на Аляске есть месторождение Купак, кажется называется. Так там деградированая нефть встречается случайными кусочками. Там даже тренды нашли, хотя физику так никто до сих пор и не может объяснить почему в одних местах есть а в других нету.

VIT пишет:

Не обязательно понимать физику процесса чтобы его моделировать.

Ваш подход я уже понял.
Мне не понятно, что Вы вкладываете в понятие "тренд" и как вы это непонятно от чего зависящий процесс собрались моделировать?
Это абсолютно новый подход абстрактного моделирования, вы даже меня смогли удивить.

P.S. Как все таки остановить БИО-ДЕГРАДАЦИЮ?

RomanK. пишет:

P.S. Как все таки остановить БИО-ДЕГРАДАЦИЮ?

Пенилициллин вам в помощь

Unknown пишет:

Речь идет о моделировании влияния вариаций в вязкости на ход разработки, а не процесса биодеградации на вязкость.

Вязкость, как было совершено верно замечено выше, является свойством флюида. Поэтому мне и непонятны слова про "тренд по латерали" и ещё непонятно про "Проверить насколько реальны тредны можно довольно легко - достаточно определить, совпадают ли они с удаленностью от ВНК, разломами и пр.". Вы здесь какие тренды имеете в виду? При чем здесь геометрия залежи?
Вязкость, это как известно, сила трения возникающая при перемещении одного слоя жидкости относительного другого.
В расчетах считается что вязкость зависит от давления и температуры. Можно еще изменить состав нефти растворяя в ней разную химию. Отсюда три стратегии (фактически две) - температурные и химические.

Это всё что касается моделирования вязкости. Других процессов нет, штык мне в кадык.

RomanK. пишет:

Вязкость, как было совершено верно замечено выше, является свойством флюида. Поэтому мне и непонятны слова про "тренд по латерали" и ещё непонятно про "Проверить насколько реальны тредны можно довольно легко - достаточно определить, совпадают ли они с удаленностью от ВНК, разломами и пр.". Вы здесь какие тренды имеете в виду? При чем здесь геометрия залежи?
Вязкость, это как известно, сила трения возникающая при перемещении одного слоя жидкости относительного другого.
В расчетах считается что вязкость зависит от давления и температуры. Можно еще изменить состав нефти растворяя в ней разную химию. Отсюда три стратегии (фактически две) - температурные и химические.

Это всё что касается моделирования вязкости. Других процессов нет, штык мне в кадык.

Вязкость - это свойство флюида, зависящее от химического состава.
Хим состав зависит от многих параметров. Наиболее попсовый - это бидеградация, которая в первую очередь происходит на границе раздела нефть-вода.
Т.о. если в наличие большой этаж нефтеносности + зависимость плотности-вязкости от расстояния до ВНК, то тренд вполне логичен. (К тому же может иметь место гравитационная дифференциация).

Уже ни для кого не секрет, что при наличие разломов, делящих залежь на отдельные блоки, физ=хим параметры нетфи могут различаться. Вот и еще один "тренд".
При разработке свойства нефти в промытых зонах и в "целиках" также различны.

При желании список можно продолжить - Штык тебе в ...

Chaser пишет:

У меня остался последний вопрос по модели: Скажите, ключевое слово API можно использовать только для вертикальных зон? как быть в случае латеральных регионов с разной вязкостью?
Или API - моя панацея?

Придется пользоваться опцией API, в противном случае при моделировании не будет происходить смешивание нефти.

Для задания разных свойств по латерали используется грид - OILAPI, в котором задается начальное распределение API для каждой ячейки. Но при этом нельзя будет задавать распр. давления и насыщенности по эквилибриуму, т.е. нужно будет использовать явное задание - PRESSURE, SWAT.

В мануале все подробно описано, удачи!

Тоже занималась подобными вопросами. Есть идея воспользоваться исследованиями пластовых нефтей в скважинах. Составить некую корреляцию по пласту. Геологи в RMS могут это дело по зависимости размазать. Остается проблемой подключить это дело к симулятору. Но выход тоже есть. Писать дополнительно прогу под симулятор, которая на начальном шаге заменяет поле, созданное им на наше и все расчет пошел. Но нужны исследования.

"для флюидов, которые можно апроксимировать изотермической black-oil моделью, объемные коэффициенты и вязкости являются функциями одного лишь давления и должны определятся при пластовой температуре"

я сомневаюсь что изменив условия игры (задав напрямую поле вязкости) вы получите какую-то достоверную информацию.
зачем увеличивать сложность модели (точнее неопределенность) без увеличения точности результатов?

там же сказано - "модели с большой легкостью генерируют числа."

хм, интересная тема для философии - биодеградация - делают ли настоко крупномасштабную термосьемку, чтоб сопоставить с зонами деградации? Мож дело в вариациях градиента термического? но тогда возникает вопрос - это процесс "пеницинилизации" приводит к появлению вариаций градиента или же именно вариации градиента приводят к "пеницинилизации" .