CMG-IMEX黑油模拟软件使用说明

1、CMG -IME黑油模拟软件使用说明目录IMEX 的介绍.1指导段5关键字输入系统中的数据段.5如何建立数据文件的文档方式.6如何执行重新启动运行.7控制打印输出文件的内容.8图形文件(SR2) 的内容控制9网格系统描述.9局部加密网格描述.11双孔/ 双渗模型的使用.11死结点的输入.16水区选项的使用.17拟混相选项的使用.18注聚合物模型的使用.19程序执行时间长或时间步长太小问题20单相油藏的模拟.22水平井.23垂直平衡计算.24定义多个PVT 区27井的定义.29井的类型定义.29如何关井以及重新开井.30亏空填充(VOIDAGE REPLACEMENT).32井筒流动模型的使用.

2、33操作及监测限制.35井指数的输入.37中止模拟运行.38在井的列表中使用通配符.38关于井数据段设置的指导.39在循环数据段内可用的其他段关键字41关键字数据输入系统44关键字系统介绍.44注释行( 可选择)49空行50包含文件.50控制数据文件列表.51基岩网格性质的输入.54裂缝网格性质的输入.54加密网格性质的输入.55由 I方向确定J 和 K 方向的数据56常数值数组.56以 IJK 方式输入数组57数组输入值沿I方向变化58数组输入值沿J 方向变化59数组输入值沿K 方向变化59大多数或所有网格的值都是不同的60输入/输出控制段64基本网格定义.94K 坐标方向.100I方向的网

3、格尺寸101J 方向的网格尺寸103K 方向的网格尺寸104网格的顶部深度.106加密网格的位置.117双孔介质MINC 方法120死结点标识符.122孔隙度.123岩石压缩系数.124渗透率.128压力影响函数.140流体组分性质数据段146流体模型.146油藏温度.147油和气的PVT 表148作为压力函数的油压缩系数.160密度165水相粘度.170原始气油比.172聚合物粘度混合（条件）.174岩石流体数据段177相对渗透率表.177油水相对渗透率表.178气液相对渗透率表.185评价三相共存时油相相对渗透率的方法（任选）193初始条件数据段198初始条件标识.198油藏初始油相压力.

4、201初始泡点压力.201初始泡点压力与深度关系.202初始含油饱和度.204初始含水饱和度.204初始聚合物浓度.205参考深度和参考压力.205油水界面深度.207数值计算方法数据控制段213井数据段228井的改变日期.228井的改变时间.229设定井底流压初始化的频率.235附录303IMEX 的介绍简介IMEX 是一个考虑重力及毛细管力的三相黑油模拟软件,网络系统可采用直角坐标,径向坐标,变深度/变厚度坐标, 在任何网络系统中.都可建立两维或三维模型.在处理气相的出现及消失情况时,程序采用了变量替换方法.IMEX 的一些特征和功能为：自适应隐式方法IMEX 可以在显示, 全隐式以及自适

5、应隐式三种方式下运行. 在大多数情况下, 只有很少一部网格需要采用全隐式求解,而大部分网格都可采用显式方法求解.自适应隐式方法正是适合这种情况的解法,并且在井附近以及层状油藏的薄层中, 开采时会产生高速流动的锥进问题 ,用自适应隐式处理这类问题是很有效的.分于采采用自适应隐式选项可节省三分之一到一半的运行时间。计算时可采用和全隐式方法同的时间步长.用户可以指定采用全隐式方法计算的网格，可根据用户确定的界限或矩阵样大转换临界值，动态地选择采用全隐式计算的网络网格。双孔/双渗双孔隙度选项允许采用两种方法对基岩模型进行离散化处理，其中一种为嵌套格式，成重内部作用连续域” （MINC） 方法，另一种为

6、层状格式，称作“子区域”方法。双孔隙缝油藏进行了理想化的近似处理，认为裂隙油藏由两部分组成：主要孔隙度和次要为“多模型对裂孔隙度，主要孔隙度 （基岩 ）代表岩块中的微小粒间孔隙，次要孔隙度 （裂缝 ）由裂缝，通道和溶洞组成。双孔隙模型将油藏分为两个连续域， 裂隙是流体流动的主要通道， 只具有很小的储集 性能；而基岩具有较低的流体传导能力，但具有较大的储存能力。使用单个基岩岩块/一个裂缝系统就可确定一个简单的双孔隙模型。形状因子的计算基于Warren 和 Root 或 Gilman 和 Kszwmi 的工作。在这种情况下，假设基岩和裂缝是在半稳定流状态下进行传输的。为了恰当地表示基岩与裂缝间的传导机理， 有必要将基岩进一步划分为较小的体积单 元。MINC法通过将基岩划分成一系列嵌套的体积单元来达到这种目的，离散化时基于这样 一种假设，即体积单元表面为等势面，通过一个裂缝网格时，主要变量的变化很小。MINC 模型对于通过基岩一裂缝的非稳定流动是一种很好的表示方法，但是当基岩的