Программы для гидродинамического моделирования реферат

Обновлено: 02.07.2024

Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорс ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорского месторождения) Казакова Т. Г. , Давлетова Л.У.

Задорожный Е.В., Абдульмянов С.Х.

Одним из факторов успешной разработки месторождения является своевременное проведение гидродинамических и геофизических исследований по контролю за разработкой в достаточном объеме. Основной целью контроля за разработкой является создание близкой к действительности модели залежи и процесса ее разработки, позволяющей осуществить рациональную систему разработки данной залежи.

Основным требованием при проведении исследований является системный подход при контроле за разработкой. Без системного подхода наблюдаемые факты — результаты различного рода измерений и исследований — остаются просто набором разрозненных сведений и, в лучшем случае, могут служить основой для проведения геолого-технических мероприятий на отдельных скважинах.

Гидродинамическое моделирование разработки месторождения может служить инструментом, позволяющим осуществлять системный подход к контролю за разработкой. Модель содержит комплекс данных о геологическом строении пласта, о скважинах и режиме их эксплуатации. Несомненным преимуществом модели является возможность многократного воспроизведения процесса разработки залежи при различном наборе исходной информации, характеризующей начальное и промежуточное состояния залежи.

При построении гидродинамической модели проводится анализ всей имеющейся информации о месторождении, полученной с помощью геофизических, гидродинамических, промысловых и лабораторных исследований. Оценивается достаточность и системность проведенных исследований, даются рекомендации по проведению дополнительных исследований. В процессе адаптации модели на технологические показатели залежи возможно провести полноценный анализ эффективности существующей системы разработки, провести экспресс-оценку различных гипотез, дающих объяснение сложившегося состояния, и дать возможные варианты прогноза дальнейшей разработки залежи.

Проведем анализ эффективности системы разработки с помощью гидродинамического моделирования на примере одного из участков группы пластов АВ Самотлорского месторождения. На данном участке продуктивными являются пласты АВ₁ 1−2 , АВ₁ 3 и АВ₂₋₃. Разработка участка началась в 1983 г. с одновременным формированием системы ППД. Динамика текущих показателей разработки участка приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Динамика текущих показателей разработки рассматриваемого участка группы пластов АВ Самотлорского месторождения.

В настоящее время извлекаемые запасы нижних пластов АВ₁ 3 и АВ₂₋₃ при существующей системе разработки практически выработаны, и ведется активная разработка пласта АВ₁ 1−2 . Доля совместного фонда на рассматриваемом участке очень мала и составляет менее 10% добывающих и нагнетательных скважин. Несмотря на это, нельзя выделить пласт АВ₁ 1−2 в отдельную гидродинамическую модель.

Активная разработка пласта АВ₁ 1−2 на рассматриваемом участке началась в 2000 г. Система поддержания пластового давления начала формироваться в 2005 г, при этом обводненность продукции, добываемой из пласта АВ₁ 1−2 достаточно высока. Отложения пласта АВ₁ 1−2 отличаются тонкослоистым строением, переслаиванием большого числа песчано-глинистых пропластков, прерывистостью и изменчивостью коллекторских свойств. Глинистый материал имеет место не только в виде многочисленных прослоев, но и распространен в продуктивных песчаных прослоях. В целом отложения пласта АВ₁ 1−2 характеризуются низкой проницаемостью (менее 10 мД) и, соответственно, малой продуктивностью добывающих скважин. Скважины после бурения в основном работают из накопления со средними дебитами по нефти не более 5 т/сут. при обводненности 30ч50%.

Технология ГРП предоставила возможность организации промышленной системы разработки объекта АВ₁ 1−2 с использованием как новых, так и возвратных (выполнивших свое проектное назначение на целевых пластах) скважин. Активный ввод новых скважин с одновременным проведением ГРП на объекте позволил повысить дебиты скважин по жидкости. Негативным последствием применения ГРП является преждевременное обводнение коллектора (85% против предполагаемых 50ч60%). При создании высокой депрессии образуются как горизонтальные, так и вертикальные микротрещины в призабойной зоне пласта. Толщина глинистой перемычки между пластом АВ₁ 1−2 и частично заводненным пластом АВ₁ 3 составляет порядка 3 м. Таким образом, продукция, добываемая из пласта АВ₁ 1−2 , может обводняться водой из пласта АВ₁ 3 .

При адаптации гидродинамической модели рассматриваемого участка группы пластов АВ на технологические показатели добывающих скважин рассматривались все имеющиеся данные в комплексе:

· ГИС по контролю за разработкой — исследования на герметичность эксплуатационной колонны, заколонную циркуляцию и внутрискважинные перетоки, профиль притока, ИННК;

· проведенные геолого-технические мероприятия, в первую очередь, ГРП и форсированный отбор жидкости, изменения технологических показателей после их проведения;

· существующая система ППД — ближайшие нагнетательные скважины, расстояние до них, время начала закачки, ФЕС коллектора.

На основании имеющихся данных принималось решение о возможном источнике обводнения и соответствующем методе адаптации работы скважины:

· Перевод на контроль по добыче нефти при выявленной или предполагаемой негерметичности эксплуатационной колонны. В последнем случае даются рекомендации о включении скважины в программу по проведению исследовательских работ.

· Моделирование вертикально или горизонтально направленной трещины, обусловленной проведением ГРП или созданием высокой депрессии на пласт при форсированном отборе жидкости. Направление трещины зависит от предполагаемого источника обводнения — частично заводненный пласт АВ₁ 3 или нагнетательная скважина, работающая на пласт АВ₁ 1−2 .

Анализ текущих показателей пластовых давлений рассматриваемого участка группы пластов АВ Самотлорского месторождения показал, что текущее пластовое давление пласта АВ₁ 1−2 значительно ниже начального уровня. По отдельным участкам текущее пластовое давление ниже давления насыщения, несмотря на формирование системы ППД. Для многопластовой системы Самотлорского месторождения это связано, в первую очередь, с тем, что более половины нагнетательного фонда ведут совместную эксплуатацию низко проницаемого пласта АВ₁ 1−2 и высоко проницаемых пластов АВ₁ 3 , АВ₂₋₃. Низко проницаемый пласт АВ₁ 1−2 в совместно работающем фонде не был подключен к процессу вытеснения нефти водой. Как показывают ГИС, при совместной работе пласт АВ₁ 1−2 принимает не более 20% закачиваемой воды.

Однако на рассматриваемом участке доля совместного фонда нагнетательных скважин не превышает 6%. Более 80% действующих нагнетательных скважин охвачены ГИС по контролю за разработкой. Проведены исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, определение профиля приемистости. Только по 6% исследованных скважин выявлена негерметичность колонны. При адаптации гидродинамической модели по этим скважинам закачка была уменьшена. Приоритет отдавался адаптации технологических показателей (пластовое и забойное давление, обводненность) окружающих добывающих скважин.

При определении профиля приемистости, в основном, исследованием охвачена только перфорированная часть пласта АВ₁ 1−2 . Только в двух скважинах исследован и пласт АВ₁ 3 . В одной из них пласт АВ₁ 3 охлажден, и интервал поглощения воды не определяется из-за малого контраста температуры закачиваемой и пластовой воды (скважина 50 647). В скважине 25 844 отмечается охлаждение прикровельной части пласта АВ₁ 3 , что указывает на возможную приемистость данного пласта.

Проведенные и проводимые исследования по контролю за разработкой на рассматриваемом участке не отвечают на главный вопрос: существует ли гидродинамическая связь пластов АВ₁ 1−2 и АВ₁ 3 ? На какой пласт работает система ППД пласта АВ₁ 1−2 ?

Как показал анализ системы разработки, проведенный при адаптации гидродинамической модели, пластовое давление близкое к давлению насыщения нефти газом или ниже его значения наблюдается в добывающих скважинах, в которых в результате проведения ГРП не образовалась гидродинамическая связь с ниже лежащим пластом АВ₁ 3 . Эти скважины составляют всего 6,6% от действующего фонда скважин. Только в этих скважинах мы можем утверждать, что при проведении ГДИС определены характеристики пласта АВ₁ 1−2 .

Проведенный анализ системы ППД пласта АВ₁ 1−2 показал, что 50% действующих нагнетательных скважин работают только на один пласт без проведения ГРП, и в них не обнаружено негерметичности эксплуатационной колонны и заколонной циркуляции. При этом расчетная приемистость (по гидродинамической модели) почти 80% этих скважин более чем на 20% ниже фактической. Возникает предположение либо о не определенной негерметичности колонны, либо о возникновении авто ГРП при создании высокого давления на пласт.

Проведенный анализ по определению потенциальной приемистости пласта АВ₁ 1−2 , определенной по результатам ГИС и ГДИС не дал надежных результатов. Выборка скважин с достоверными результатами очень мала (рисунок 2). Поэтому при адаптации гидродинамической модели было рассмотрено 2 варианта работы нагнетательных скважин рассматриваемой выборки:

· Первый вариант — скважины ведут закачку только на пласт АВ₁ 1−2 с ограничением по устьевому давлению.

· Второй вариант — скважины ведут закачку на пласты АВ₁ 1−2 и АВ₁ 3 .

Предпочтение той или иной гипотезе по каждой нагнетательной скважине отдавалось на основе сопоставления расчетных и фактических показателей окружающих добывающих скважин.

Рисунок 2 — Зависимость коэффициента приемистости от Kh. Пласт АВ₁ 1−2 .

На рисунке 3 приведено сравнение расчетного дебита нефти для трех вариантов гидродинамической модели с фактическим. В первой модели использовались только данные ГИС: исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, профиль притока, профиль приемистости. Во второй модели проведен анализ по определению предполагаемого источника обводнения, образование трещин в результате ГРП. Очевидно, что данный вариант модели более приближен к фактическим показателям.

Рисунок 4 — Сравнение динамики фактического и расчетного дебита нефти при различных вариантах гидродинамической модели.

Больше всего приближен к фактическим показателям третий вариант модели, при котором проверена версия возникновения авто ГРП при нагнетании закачиваемого агента в пласт АВ₁ 1−2 под высоким давлением. Данная гидродинамическая модель подтверждает, что большая часть закачиваемой в пласт АВ₁ 1−2 воды уходит в пласт АВ₁ 3 .

Таким образом, по результатам гидродинамического моделирования определено, что в настоящее время пласт АВ₁ 1−2 на рассматриваемом участке практически не вовлечен в разработку. Большую часть добываемой продукции составляет высокообводненная нефть пласта АВ₁ 3 . Рекомендуется выработать запасы пласта АВ₁ 3 и перейти на разработку пласта АВ₁ 1−2 самостоятельной сеткой наклонно-направленных горизонтальных скважин без ГРП. В случае отсутствия притока рекомендуется проведение ГРП с превентивной водоизоляцией пласта АВ₁ 3 .

Расчеты показывают высокую вероятность того, что в результате создания высоких репрессий на пласт при нагнетании воды в пласт АВ₁ 1−2 образовалась гидродинамическая связь между пластами АВ₁ 1−2 и АВ₁ 3 . Большая часть закачиваемой в пласт АВ₁ 1−2 воды уходит в ниже лежащие пласты, что является следствием проведенных ГРП или авто ГРП.

По результатам гидродинамического моделирования составлена программа исследовательских работ на рассматриваемом участке группы пластов АВ Самотлорского месторождения. Она включает в себя исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, КВД с целью определения пластового давления и фильтрационных характеристик пласта АВ₁ 1−2 в скважинах, в которых не установлена связь с ниже лежащими пластами, контроль за вытеснением нефти из пластов и определение гидродинамической связи между пластами АВ₁ 1−2 и АВ₁ 3 методами закачки меченой жидкости и гидропрослушивания, лабораторные исследования зависимости коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации от пористости и проницаемости коллектора на керновых моделях пласта АВ₁ 1−2 .

гидродинамика герметичность разработка нефтяной пласт

3. А. А. Мокрушин . Технологии повышения нефтеотдачи пластов обводненного фонда скважин / Доклад на конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития — 2011, г. Геленджик

1. Раздел 4. Гидродинамическое (фильтрационное) моделирование Тема ЛЕКЦИИ 13 (4.2) ОСНОВНЫЕ ПРОГРАММНЫЕ ПРОДУКТЫ ДЛЯ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Учебные вопросы лекции:
1. TimeZYX (группа компаний «Траст).
2. HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ).
3. t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва).
4. Eclipse (Schlumberger)

2. 1. TimeZYX (группа компаний «Траст).

Основные программные продукты для создания гидродинамических
моделей:
1.TimeZYX (группа компаний «Траст).
2.HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ).
3.t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва).
4.Eclipse (Schlumberger),
5.Tempest (Roxar),
6.VIP (Landmark),
В состав платформы TimeZYX входят следующие основные блоки:
■ Геология - блок геологического моделирования, предназначенный для
создания и редактирования 2D и 3D геологической модели, первичного
анализа, построения карт и подсчета запасов в соответствии с
регламентными требованиями.
■ Ремасштабирование - программный модуль.
■ Гидродинамика - блок для создания, редактирования и адаптации
гидродинамических моделей, проведения расчетов прогнозных вариантов,
визуализации результатов расчета.
■ Оптимизация и анализ - блок мониторинга и анализа, предназначенный для
анализа результатов гидродинамических расчетов, экспертизы используемой
ПДГТМ и оценки ее пригодности для прогноза технологических показателей
разработки, расчета экономических показателей и эффективности
использования месторождения, а также составления таблиц и отчетов.

3. 1. TimeZYX (группа компаний «Траст).

Гидродинамический симулятор МКТ — проблемноориентированный
симулятор для моделирования процессов фильтрации в гигантских
месторождениях сложной структуры и создания постоянно действующих
геолого-технологических моделей. Главная особенность симулятора — это
возможность на основе наборов модулей создавать конфигурацию
программы, позволяющую эффективно решать задачи повышенной
сложности, недоступные другим программам.

4. 1. TimeZYX (группа компаний «Траст).

5. 1. TimeZYX (группа компаний «Траст).

6. 2.HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ)

Программный комплекс HydroGeo предназначен для выполнения:
1) научных и прикладных расчетов по оценке фильтрационно-ёмкостных свойств
пород по результатам опытно-фильтрационных исследований в горных выработках
различного назначения (обработка данных откачек/наливов, нагнетаний/опытных
выпусков, испытания в колонне и опробования с помощью испытателей пластов в
обычных и глубоких скважинах);
2) оценки эксплуатационных запасов подземных вод и расчёта воронки
депрессии/репрессии скважинных и других, сводимых к системе взаимодействующих
источников/стоков, водозаборов или систем нагнетания, в том числе в условиях
ступенчатой аппроксимации изменений дебита, автоматической оптимизации дебитов
и размещения эксплуатационных скважин;
3) научных и прикладных расчетов по составу природных водных растворов и
пород (пересчёты результатов химического анализа воды и пород, расчеты pH, Eh,
форм миграции-комплексообразования, смешения, испарения, сорбции, химического
взаимодействия с минералами, кинетики, при заданных РТ-условиях);
4) научных и прикладных расчетов по составу, газонасыщенности и свойствам
свободных и водорастворенных газов и моделированию водно-газовых равновесий;
5) 1, 2 и 3D сеточного численного моделирования геомиграции (геофильтрации +
геохимического взаимодействия воды с породами, или только геофильтрации).

7. 2.HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ)

8. 3. t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва).

9. 3. t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва).

Специфические модули tNavigator:
1. Модуль оптимизации заводнения.
2. Модуль разрезания модели.
3. Дерево версий модели. Многовариантный расчет.
4. Модуль оптимизации закачки.
5. Арифметики пользователя. Модуль построения произвольных карт,
фильтров и графиков пользователя
6. Модуль анализа неопределенностей - выбор наиболее эффективного
способа расстановки скважин.
7. Модуль интерактивного ввода вертикальных и горизонтальных скважин.
8. Модуль интерактивного ввода групп скважин.
9. Модуль компенсации ориентационных эффектов сетки.
10. Модуль построения двухмерных гистограмм.
11. Экономические параметры и отчеты. Могут быть созданы файлы
результатов расчета, совместимые с Eclipse: .EGRID, .INIT, .UNSMPY, .UNRST,
.SMSPEC.
12. Модуль создания новой модели: дизайнер модели и загрузка режимов
работы скважин
13. Модуль визуализации изолиний
В итоге tNavigator™ может напрямую работать с входными данными в
форматах ECLIPSE© 100 и 300 компании Schlumberger, IMEX и STARS™
компании CMG и Tempest MORE™ компании ROXAR.

10. 4. Eclipse (Schlumberger)

Платформы Eclipse:
1. Petrel Reservoir Engineering обеспечивает среду для работы инженера. Связка
двух пакетов ECLIPSE + PETREL интегрирует процессы вокруг задач моделирования,
делает потоки обмена данными прозрачными, а интерфейс легким для восприятия.
2. ECLIPSE Blackoil Simulation Для трехфазной трехмерной модели с
расширенными возможностями моделирования скважин, управления режимами их
работы и исчерпывающим набором моделей процессов МУН.
3. ECLIPSE Compositional Simulation Поведение флюида и фазовые переходы в
пластовых условиях с помощью модели многокомпонентной смеси углеводородных и
неуглеводородных компонентов.
4. ECLIPSE FrontSim Многофазный поток методом линий тока; используйте
улучшенную визуализацию потоков в пласте вдоль линий тока.
5. ECLIPSE Thermal Simulation Набор опций для моделирования методов
теплового воздействия при разработке залежей тяжелой нефти.
6. INTERSECT Reservoir Simulation Расчет неоднородных моделей размером
десятки миллионов ячеек.
7. Simulation Options and Workflows Широкий диапазон дополнений к программному
обеспечению ECLIPSE.
Для создания гидродинамической модели наиболее часто используют ECLIPSE
Blackoil Simulation.

11. 4. Eclipse (Schlumberger)

12. 4. Eclipse (Schlumberger)

Интегрированное многофазное
моделирование линий тока, помогающее
при планировании скважин и проверки
целевых сценариев разработки.
1. Трехмерные структурированные
сетки
2. Двухмерные карты
3. Перемасштабирование сетки
(перемасштабирование)
4. Локальное измельчение сетки
(рис. 5.6.)
5. Визуализация
6. Просмотр сейсмических данных
позволяющее быстро создавать модели,
эффективно управлять данными и
вариантами гидродинамических
расчетов.

13. 4. Eclipse (Schlumberger)

15. Основная литература

ГОСТ

Гидродинамическое моделирование коллекторов нефти и газа

Коллектор нефти и газа – это горная порода, в которой содержатся различные пустоты (каверны, поры, трещины или их системы), вмещающие в себя нефть или природный газ.

Коллекторы нефти или газа могут быть нескольких типов:

Биопустотные.
Поровые. Такие коллекторы состоят из зернистых горных пород (песок, песчаники и т.п.).
Кавернозные. Данные коллекторы образованы полостями-кавернами различного происхождения.
Трещиноватые коллекторы, которые сложены из непроницаемых горных пород, содержащих в трещинах жидкости или газ.
Смешанные.

Гидродинамическое моделирование – это создание модели пласта, в которой описывается динамическое изменение его свойств и параметров из-за воздействий, связанных с работой скважин.

Для проведения гидродинамического моделирования коллекторов нефти или газа могут использоваться разнообразные программы:

Постпроцессор. Данная программа обрабатывает результаты инженерных расчетов и отображает их в виде таблиц, графиков, карт, анимации или в любом другом формате.
Симулятор. Такая программа моделирует фильтрационные процессы с помощью решения систем уравнения, которые основываются на законах сохранения.
Предпроцессор. Данная программа подготавливает исходные данные для симулятора.

Целями гидродинамического моделирования коллекторов газа или нефти являются:

Готовые работы на аналогичную тему

Анализ и минимизация риска, связанных с разработкой месторождения.
Исследование фильтрационных свойств горных пород, входящих в состав коллекторов, при различном воздействии на них.
Составление проектной документации (технологического проекта разработки, технологической схемы разработки, технико-экономические образования и т.п.).
Выбор будущей системы разработки месторождения.
Определение запасов полезных ископаемых на конкретны момент разработки.
Обеспечение максимально возможных дебитов нефти в скважинах.

Исходные данные для гидродинамического моделирования нефтяных и газовых коллекторов и его этапы

Исходными данными для гидродинамического моделирования служат параметры скважин (радиус ствола, режим работы, размещение в пространстве, интервалы вскрытия и т.п.), данные о пласте (свойства нефти, воды или природного газа, особенности строения, петрофизические свойства и т.п.), геологическая модель, показатели разработки месторождения (уровень пластовой энергии, давление на забое, дебиты нефти, воды и природного газа по каждой скважине).

Процесс гидродинамического моделирования нефтяных и газовых коллекторов состоит из четырех основных этапов. На первом этапе моделирования должны быть сформулированы основные математические уравнения, которые описывают процесс фильтрации газа или жидкости в пористой среде, выражающие закон сохранения энергии, массы, уравнения состояния и закон движения. Также выявляются совокупности граничных и начальных условий, для которых будет произведен расчет дифференциальных уравнений.

На втором этапе гидродинамического моделирования производится решение прямой задачи для конкретного месторождения или коллектора. На этом этапе данные о свойствах и строении пласта или коллекторов приводятся к виду, который необходим для ввода в гидродинамическую модель.

Третий этап моделирования подразумевает адаптацию математической модели. Данный процесс осуществляется с помощью воспроизведения истории разработки месторождения с обязательным уточнением фильтрационных и емкостных свойств пласта, которые были заложены в модель ранее. Обычно корректировке подвергается коэффициенты приемистости и продуктивности скважин, а также коэффициент сжимаемости пустот (пор, трещин и т.п.). Построенная на этом этапе модель применятся для планирования и прогнозирования процесса добычи полезного ископаемого.

На последнем этапе гидродинамического моделирования коллекторов также уточняется их модель, модель пласта, которая должна отображать технологические решения, которые применяются на месторождении и новая информация оп пласте. В будущем такая модель используется в области управления процессом разработки.

Также в процесс моделирования входят такие мероприятия, как прогнозирование поведения пласта и коллекторов под воздействием различных факторов и интерпретация полученных результатов.

Вы можете изучить и скачать доклад-презентацию на тему Тема ЛЕКЦИЯ 14 (4.3) ПРОГРАММНЫЙ ПРОДУКТ ДЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ. Презентация на заданную тему содержит 27 слайдов. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас - поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций в закладки!

Гидродинамический симулятор MORE Программный комплекс MORE предназначен для: анализа контроля проектирования оптимизации разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Возможности модели Моделирование различных сценариев разработки месторождения, выбор оптимальных вариантов

Ограничения модели I. Необходимо соблюдать баланс между детальностью модели, ее размерами и скоростью счета

Высокая скорость вычислений Высокая скорость счета достигнутая за счет использования современных алгоритмов. Быстрота MORE позволяет: оперативно адаптировать результаты гидродинамического моделирования к истории разработки эффективно работать с крупными и гигантскими объектами рассчитывать большее количество вариантов при составлении ТЭО, ТЭС и проектов разработки проводить анализ и минимизацию риска разработки месторождения

Глобальные ключевые слова OPEN < INPU ALL ECLI IRST> < FORM UNFO UNIX PC>OPEN используется в MORE для нескольких целей: Чтобы сделать рестарт из модели с другим названием. Пример: OPEN IRST ‘base1‘ Чтобы поместить все выходные файлы в директорию отличную от используемой по умолчанию. Пример: OPEN ALL OPEN ALL ’run13’ ‘rst/run12’

Глобальные ключевые слова OPEN < INPU ALL ECLI IRST> < FORM UNFO UNIX PC>OPEN используется в MORE для нескольких целей: Чтобы задавать параметры вывода выходных файлов формата Eclipse. Файлы в формате ECLIPSE создаются, если во входном файле используется одно из данных ключевых слов EGRID, ESOL или ESUM. Для комбинации OPEN ECLIPSE используются следующие опции. UNFO - (По умолчанию) Создаёт бинарные файлы FORM - Создаёт форматированные (текстовые) файлы PC - Создаёт бинарные файлы формата PC UNIX - Создаёт бинарные файлы формата UNIX Пример: OPEN ECLI UNFO

Глобальные ключевые слова OPEN < INPU ALL ECLI IRST> < FORM UNFO UNIX PC>OPEN используется в MORE для нескольких целей: Чтобы переключить ввод данных на другой файл Пример: OPEN INPU 'wellhist.rates‘ SWITCH SWITCH – Переключатель между стандартным и альтернативным модулями ввода/вывода INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов Пример: INCLUDE 'wellhist.rates‘

Глобальные ключевые слова Задать часть входного файла в качестве комментария SKIP ENDS Пример: SKIP EFORM 'DD/MMM/YYYY' MDL MDU DIAM MULT SKIN ETAB ALL 01/Jan/2005 end 01/Jan/2000 PROD 01/Jan/2000 LPT 100 BHPT 50 ENDE ENDSKIP

Читайте также: