eclipse端点标定

端点标定好像一直是很多人困惑的问题。 究竟什么是端点标定？为什 么要做端点标定？如何做端点标定？希望通过下面的介绍， 大家能够 有一个清晰的认识。 1。什么是端点？ 端点值包括饱和度端点值，相对渗透率端点值和毛管压力端点值。 饱和度端点值是指相渗曲线中的下面八个值： • 束缚水饱和度 （SWL)： 最小含水饱和度 • 临界含水饱和度 (SWCR)： 水开始流动时的含水饱和度 • 最大含水饱和度 (SWU)： 曲线中含水饱和度的最大值 • 最小含气饱和度 (SGL)： 最小含气饱和度 • 临界含气饱和度 （SGCR)： 气开始流动时的含气饱和度 • 最大含气饱和度 (SGU)： 曲线中含气饱和度的最大值 • 油水两相残余油饱和度 (SOWCR)：油水两相曲线中的含油饱和度 最小值 • 油气两相残余油饱和度 (SOGCR)： 油气两相曲线中的含油饱和度 最小值 相对渗透率的端点值是指相渗曲线中的下面四个值： • 最大含水饱和度对应的相对渗透率 最大含气饱和度对应的相对渗透率 最大含油饱和度对应的相对渗透率 残余油对应的相对渗透率 毛管压力的端点值是指毛管压力曲线中的下面四个值： 束缚水和临界含水饱和度对应的毛管压力 最小含气和最大含气饱和度对应的毛管压力 2。 什么是端点标定 端点标定就是通过对每个网格提供新的端点值使软件自动对每个网 格计算出新的相渗或毛管压力曲线。 3。 为什么要做端点标定 （1） 拟合初始含水饱和度 通常地质模型会输出模型含水饱和度分布， 这个饱和度分布是基于测 井曲线，可以认为是比较准确。数模模型可以直接利用此含水饱和度 分布（ECLIPSE 软件 用 SWATINIT 关键字） 。在应用地质模型含水 饱和度分布时，首先需要对毛管压力进行标定，以保证模型的初始平 衡。否则的化模型会在纵向上发生流动。这 个标定过程是软件自动 进行的，只要启动了端点标定，软件会计算标定后的最大毛管压力 （PCW). 公式为 PCW=Pcw*(Pc/Pct).标定过程如下： 假如一个网格SWATINIT提供的含水饱和度是0.6,其对应模型初始输 入毛管压力曲线中的毛管压力值为 1 （Pct)， 网格由初始平衡计算 的毛管压力为 5 (Pc)，模型初始输入毛管压力曲线中的最大毛管压力 值为 10 （Pcw)，那么标定后这个网格毛管压力曲线的最大毛管压力 值为 PCW＝10×（5/1)=50. 这个网格的毛管压力在标定前后是不变的 （这是由油水界面和油水密 度决定的)，因而这个标定过程可以理解为用手拉着输入毛管压力曲 线的最大值上下移动，直到这个网格的毛管压力在标定前后不变。 除了标定毛管压力曲线，相渗曲线也需要标定。这样才能拟合好 初始产水量。 （2）岩性非均质 数模模型输入的相渗曲线和毛管压力曲线通常是多个实验室岩 芯实验相渗曲线和毛管压力曲线标准化后的结果。 对饱和度端点值的 端点标定可以理解为将标准化后的 相渗曲线和毛管压力曲线根据岩 芯的分布进行去标准化。 不同的岩性束缚水饱和度， 临界含水饱和度， 残余油饱和度变化会很大，这都可以通过对不同网格提供不同 的端 点值通过端点标定来实现。 （3）历史拟合的需要 相渗和毛管压力曲线对计算结果的影响非常大， 标定饱和度端点 值将大大影响见水时间。标定相当渗透率将大大影响采收率和含水。 （4）敏感性分析 对相渗和毛管压力曲线进行敏感性分析， 不需要对模型输入不同的曲 线，只要改变端点值就可以。 4。如何做端点标定 完全根据你的需要。比如你可以只标定你的临界含水饱和度， 这时其 他端点值将不会改变。你也可以只对部分网格进行端点标定， 这时其 他网格的值将不会改变。 在进行端点标定时要注意满足端点值的一致性。 比如你的最大含气饱 和度不能超过 1 减去束缚水饱和度， 如果你对束缚水饱和度进行了标 定，那你必须标定最大含气 饱和度（可以设为等于 1 减束缚水饱和 度） ，另外 SOWCR+SWCR 应该小于 1, SOGCR+SGCR+SWL 应该小 于 1,如果你对其中之一进行了标定， 你就应该对其他也进行标定， 否 则会产生端点值的不一致性问题。 5。实例 在 ECLIPSE 安装目录下有 ENDSCALE.DATA. RUNSPEC TITLE 3-PHASE RUNTO TEST SCALING OPTION-DEFAULT SCALING CASE DIMENS 10101/ OIL WATER GAS DISGAS FIELD EQLDIMS 1100 ENDSCALE NODIR TABDIMS 21 101 REVERS 1612 20 / 2 112 / 5/ WELLDIMS 2112 / NUPCOL 4 / START 19 OCT 1982/ NSTACK 4 / GRID ==================================================== ============ NOGGF EQUALS DX 1000/ DY 1000/ PORO 0.3/ DZ 20/ PERMX 500/ PERMY 500/ MULTZ 0.64/ TOPS 8325/ / PROPS ==================================================== =========== --------THEPROPSSECTIONDEFINESTHEREL. PERMEABILITIES, CAPILLARY --------PRESSURES,ANDTHEPVTPROPERTIESOFTHE RESERVOIR FLUIDS ---------------------------------------------------------------------- --WATERRELATIVEPERMEABILITYANDCAPILLARY PRESSURE ARE TABULATED AS -- A FUNCTION OF WATER SATURATION. -- --SWATKRWPCOW SWFN 0.00.07.0 1.00.10 / 0.004.0 1.00.20 / -- SIMILARLY FOR GAS -- --SGASKRGPCOG SGFN 0.000.0 0.201.0 1.01.010.0 / 000.0 0.202.0 1.01.015.0 / -- OIL RELATIVE PERMEABILITY IS TABULATED AGAINST OIL SATURATION -- FOR OIL-WATER AND OIL-GAS-CONNATE WATER CASES -- --SOILKROWKROG SOF3 000 0.200 1.011 / 000 0.200 1.011 / SWL 5*0.245*0.08 5*0.245*0.08 5*0.245*0.08 5*0.245*0.08 5*0.245*0.08 50*0.08 / SWCR 5*0.245*0.08 5*0.245*0.08 5*0.24