Antalik пишет:

1) Нет, как раз нужно начинать адаптировать с давления. http://www.petroleumengineers.ru/node/9398#comment-79204 - тут есть ссылка на стратегию для ручной адаптации. У вас очевидно, что не хватает "поддержки" давления в пласте.

2) Чаще нет чем, да.

Спасибо за совет, Antalik!

Попробовал увеличить вертикальную проницаемость (PERMZ) и сделал ее равной горизонтальной проницаемости по оси Х (PERMX), но воз и ныне там. Произошли микроскопические изменения и на добычу это увеличение проницаемости не повлияло. Раньше  PERMX был в 10 раз больше PERMZ.

Далее поставили ограничение по забойному давлению (WELTARG) 300 атмосфер, так как раньше модель при расчете снижала значение забойного давления до ноля чтобы добыть нужный объем газа и нефти (в модели стоит контроль по дебиту нефти и газа). Но теперь объемы стали еще меньше чем надо и хуже сбиваются с историей.

То есть на уровне глобальной адаптации не получается выстроить адекватную модель. Значит ли это то, что нужно пересматривать/перестраивать укрупненную геологическую модель или проблема не в этом? 

Также, вы бы не могли ответить откуда пласт берет "поддержку"? 

Antalik пишет:

Ваша первая задача (Objective) с адаптировать среднее пластовое давление.

Для этого нужно менять параметры (Reservoir Data to Adjust): Размер аквафира и его связанность с пластом (то есть задайте и подключите его к пласту если у вас его еще нет), Общий поровый объем, сжимаемость;

Я бы добавил к этому и закачку (если есть), так как часто данные по закачке менее надежны чем данные по добычи.

Сообственно это всё, что может "поддержать" пластновое давление: аквафир, закачка, поровый объем,  смижаемость (породы и флюидов).

Спасибо за ответ. 

1) В нашей модели аквифера нет. Предыдущие модели тоже строились без учета водоносного горизонта. Поэтому целесообразно ли включать аквифер (опыта в моделировании аквифера нет)?

2) Закачка есть, но она начинается не с момента начала промышленной разработки, поэтому на начальном этапе закачка не влияет на объем добытых УВ.  На данный момент прогоняем модель до начала закачка, чтобы не усугублять ситуацию с адаптацией.

3) Общий поровый объем менять не хотелось бы, потому что изменятся запасы. При этом могут возникнуть еще больше проблем, придется менять ОФП, капиллярные давления. Total Pore Volume в укрупненной геологической модели совпадает с Total Pore Volume в симуляционной модели.

3) Сжимаемость меняли при инициализации, чтобы сопоставить запасы в укрупненной геологической модели и гидродинамической модели. Координально значение сжимаемости ни на что не влияло. У нас в модели только 1 регион ROCKNUM.

volvlad пишет:

У меня вопрос к автору. Есть ли у него полное понимание того, как работает контроль по дебитам и давлениям при адаптации? Немного странно слышать фразы "выставили контроль по нефти и дебиты по нефти сошлись". Они, как бы и должны были сойтись один в один, за исключением случаев, когда модель при нулевом забойном не сможет достичь исторических дебитов по заданной фазе.

При выставлении контроля по одной из фаз на начальном этапе нужно быть аккуратным при адаптации, и следить за поведением остальных фаз, чтобы не было слишком больших перекосов.

На самых первых стадиях адаптации я бы рекомендовал пользоваться контролем по жидкости или по пластовым объемам.

Спасибо за ответ!

Понимание как  работает контроль по дебитам и давлениям при адаптации есть, но оно не полное. В предложении "выставили контроль по нефти и дебиты по нефти сошлись, а по  газу - нет" я хотел сделать акцент на то, что по той фазе по которой нет контроля, дебиты не бьются. То есть, вопрос заключался в том, как добиться сходимости по нефи и ГАЗУ. В идеале обе фазы должны повторять историю.

После вашего совета выставил контроль по пластовым объемам и запустил модель на расчет. Вопрос: если мы поставили RESV контроль, с чем нам сравнивать высчитанные моделью дебиты, ведь история дается в поверхностных условиях. Или при этом смотрим только на давления и делаем адаптацию по статическому забойному давлению не обращая внимания на дебиты?

Цитата:

Для более или менее однозначного ответа нужно видеть графики.

Вы пишите, что модельные забойные снижаются слишком резко по сравнению с фактом. Насколько они при этом отличаются на начальном этапе? Это вам подскажет в какую сторону крутить  проницаемости и\или продуктивности скважин. 
Затем смотрим на динамику. В вашем случае слишком резкое снижение давления может говорить о недостаточных объемах, неверных фазовых (при которых при контроле по какой-то одной из фаз добыча других нереально высокая). Когда вы выставляете котроль по нефти,  что у вас при этом по газу и воде?

График по одной скважине выставил во вложении. Во всех графиках кривые давления примерно такого же плана. Объемов, вроде как должно хватать, а по поводу фазовых, они были модифицированы, то есть при инициализации концевые точки, чтобы сбить запасы, были изменены. Если их опять менять то как быть с запасами?

По поводу контроля, в принципе и газа и нефти не хватает, а на воду мы вообще не смотрим.

Цитата:

Если есть ВНК в модели, проблем нет никаких подключить аквафир для поддержания давления. Было бы это чисто нефтянное месторождение, я бы сказал что других вариантов нет. 

Что-нибудь про флиюд и начальное состояние раскажите. Если ли газовая шапка? Почему решили делать композиционную модель?

В модели ВНК есть. Месторождение нефтегазоконденсатное. На данном этапе подключение аквифера не рассматривается. Флюид находится в сверхкритических условиях, переход от одной фазы в другую четко не разграничивается. 

Дмитрий_Б пишет:

Ceasar J., а начальное пластовое давление на много превышает давление начала конденсации? Можно ли по индивидуальным скважинам, которые работают выше давления насыщения (в однофазном состоянии), проверить правильно ли задано распределение составов в модели?

Дмитрий, начальное пластовое давление превышает примерно на 100-150 атм. давления начала конденсации. По второму вопросу я затрудняюсь дать ответ. Можете более подробно написать?