|
|||||||
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Расчет начальных и граничных условий при моделировании реальной залежиЕсли границы пласта непроницаемы, что имеет место на кровле и подошве пласта, то поток через такую границу равен нулю. Через боковые границы пласта может поступать вода. При этом величина притока флюида через внешнюю границу моделируется с помощью источников, расположенных в граничных узлах пласта. Плотность такого источника определяется по формуле
где - плотность источника в узле (i,j,k); к' - коэффициент проницаемости в данном узле; k3, - коэффициент фазовой проницаемости, плотность, доля воды, коэффициент динамической вязкости, давление в водяной фазе, соответственно; - начальное пластовое, давление; - размеры ячейки пласта; 1 - коэффициент, учитывающий удаленность контура питания пласта, от залежи /например, при = 10 в нашем случае контур питания находится на расстоянии в 35 км/. При задании начальных условий необходимо учитывать, что первоначально флюиды в пласте находятся в условиях капиллярно-гравитационного равновесия. На рис.1 приведено примерное распределение по толщине пласта флюидов, находящихся в условиях капиллярно-гравитационного равновесия. Из рассмотрения рис.1 следует, что весь пласт может быть разделен на пять зон; - Зону газовую, где нефть и вода содержатся как остаточные. - Переходную зону между газом и нефтью, где насыщенности газа и нефти подчиняются капиллярно-гравитационному равновесию, а водонасыщенность равна остаточной. - Нефтяную зону, где газ и вода присутствуют как остаточные, а нефтенасыщенностъ максимальна.
- И, наконец, пятую зону - водяную, где насыщенность по воде максимальна, а газ и нефть присутствуют как остаточные.
С помощью капиллярных кривых определяются величины капиллярного давления, соответствующие величинам остаточной водо- и газонасыщенности, а также величинам максимальной насыщенности по воде. Исходя из принятых для модели данных, величина капиллярного давления при остаточной газонасыщенности S1 = 0,060 равняется Р к1 = 0,0001 /все величины безразмерные/; величина капиллярного давления Р к2 = 0,001466 при максимальной насыщенности по газу S 1 = 0,88; величина капиллярного давления Р к3 = 0,00008 при максимальной водонасыщенности S 3 = 0,90; величина капиллярного давления Р к4 = 0,0007198 при остаточной водонасыщенности S 3 = 0, 10. Для определения начальных значений давлений и насыщенности флюидов в пласте сначала рассчитаем границы зон, которые выделяются на рис1. Будем рассматривать способ задания начальных условий сверху вниз. Учитывая, что толщина переходной зоны равняется примерно 7,5 м, а газонефтяной контакт /ГНК/ находится на отметке 2780м, определяем значение = 1,0306 (2772,5/2690). Величина определяется из условий капиллярно-гравитационного равновесия по формуле: , =1.0336 /здесь и далее все величины безразмерные/, - плотность газовой фазы; - плотность нефтяной фазы ; G = ; g – ускорение силы тяжести; = ZD 0 = - 2690; , Р 0 - характерные значения плотности и давления. Давление в газовой фазе на границе переходной зоны определяется по формуле: , где - давление в газовой фазе в точке , - давление в газовой фазе на кровле пласта, т.е. при . Давление в нефтяной фазе на границе переходной зоны, т.е. при определяется так: Толщина нефтяной оторочки по промысловым данным равна R1 = 10/2690 и поэтому величина = + R1, =1.0373 Значение , а, следовательно, и толщина переходной зоны между нефтью и водой при условии капиллярно-гравитационного равновесия определяется по формуле: , =1.0393 Значение давления в нефтяной фазе на границе с нефтяной зоной определяется так: Значение давления в нефтяной фазе на границе с переходной зоной между нефтью и водой, т.е. при , определяется по формуле: Давление в этой же точке в водяной фазе определяется следующим образом: Величина давления в водяной фазе между водяной зоной и переходной определяется по формуле: После определения границ зон и давления на них, глубины узлов разностной сетки, моделирующей пласт, сравниваются с этими границами и рассчитываются фазовые давления в них. При , т.е. в газовой зоне фазовые давления определяются по формуле: Если , то узел находится в переходной зоне между газом и нефтью и фазовые давления определяются следующим образом: В нефтяной зоне при При узел разностной сетки расположен в переходной зоне между нефтью и водой и фазовые давления, определяются так: В водяной зоне и фазовые давления определяются следующим образом: Поиск по сайту: |
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.006 сек.) |