相态拟合参考cmg
3 油藏注气动态研究—跟踪模拟研究数值模拟是分析油藏动态的重要工具之一，为了能弄清油藏目前和未来的开采动态，为动态监测和油田开发提供依据，针对葡北油田的生产实际进行了下列研究工作：（1）相态拟合（2）细管试验拟合（3）长岩心实验拟合（4）三维地质参数场建立（5）储量拟合（6）历史拟合（7）目前生产动态（8）动态预测通过历史拟合等研究工作得到了目前的气水前沿位置及剩余油饱和度分布情况，并获到了用于动态预测的地质、流体参数场。
在动态预测中考虑了按目前现有井网和注采方式及明年另加两口新井（一采一注）进行开发的2个方案；另外还考虑了按目前现有井网在2001年1月将所有的注气井转为注水井，及明年另加两口新井（一采一注）进行开发的2个方案，方案总数共四个。
最后给出了油藏整体开发动态及部份典型井开采至2020年的生产动态指标。
3.1相态参数的拟合本次研究选用加拿大CMG数值模拟软件集团的相态模拟分析软件Winprop对葡北油田相态参数进行拟合计算。
Winprop是与油气藏模拟一体化的相态分析软件，模拟相态特征和油气藏流体性质，确定油气藏特征和流体组分变化，形成完整的PVT拟合数据，包括流体重馏分特征化、组分归并、实验室数据回归拟合、相图计算等。
对于分析和拟合分离器油和气的合并、压缩系数确定、等组分膨胀、等容衰竭、分离器测试等过程，是一个有力的相态分析工具，既能分析复杂油气藏油气系统的相态，又能产生组分模拟器GEM所需的PVT拟合参数场。
3.1.1 相态特征研究利用井所产流体的实验室分析参数，结合油气藏的开发生产动态资料是判别地层流体性质特征的有效方法和主要手段。
葡北20井取得高压物性、地层水饱和蒸汽压等丰富的实验数据，并已累计生产了大量的天然气和原油，为地层流体性质的综合研究和确定油气藏类型奠定了坚实的基础。
3.1.2 地层流体组成本次研究中，葡北20井流体资料来自吐哈石油勘探开发研究院1996年的实验报告。
其井流物组份组成见表3-1。
3.1.3 拟组分划分PVT拟合PVT拟合的目的是用状态方程型相态分析软件对实验室所做的等组分膨胀、等容衰竭实验等数据进行计算拟合，得到可代表真实储层流体特性的状态方程参数。
这些参数是组分模型中凝析油、气性质计算的基础，用于组分模拟研究。
应用组分模拟器GEM前处理相态软件Winprop对葡北20井相态资料进行了拟合计算，为数值模拟提供相匹配的流体相态参数场。
3.1.3.1 拟组份划分由于受计算机内存，速度等条件的限制，在数值模拟中没有必要使用原有所有组份参与模拟计算，通常经劈分和合并重新进行拟组分处理，以此减少所求解方程组数目，提高计算效率。
本次模拟C7+劈分为6个组分，再经合并最终拟组分划分为6个。
拟6组份：C1+N2，C2+CO2，C3+IC4+NC4，IC5+NC5+NC6，C7～C11，C11+。
PVT数据拟合应用Winprop相态分析软件对葡北20井的相态资料进行反复拟合计算，得到PVT参数见表3-2和表3-3。
通过反复拟合计算，其对比结果见图3-1～图3-7。
3.1细管实验拟合混相驱是提高油气采收率的重要方法之一，确定混相压力是混相驱的一项重要工作。
目前，确定混相压力的方法很多，归纳起来，主要有简单的计算方法、实验室测定以及模拟方法。
本次研究应用数值模拟方法进行细管模拟，确定了新疆吐哈葡北油田挥发性油藏注气驱替的最小混相压力（MMP），并用拟三元相图对MMP进行了分析和解释，模拟结果与实验室细管实验所确定的MMP基本一致，从而验证了模拟方法确定混相条件的可靠性。
3.2.1 细管实验模拟葡北油田注气混相条件主要采用细管模拟和细管实验方法来确定。
在细管模拟中设计的细管模型长34 m，横截面为矩形，边长为0.004 m和0.008 m。
平均孔隙度为0.367，渗透率为250×10-3μm2。
网格划分为X方向34个，Y方向和Z方向各1个，网格步长DX=1 m，DY=0.004 m，DZ=0.008 m。
在初始端和末端各有一口井，一口为生产井，另一口为注入井。
地层原油来自葡北20井地层流体PVT模拟研究结果。
整个驱替是在恒定温度92.6℃（地层温度）的条件下进行，模拟仍然采用6个拟组份，注入溶剂为混相筛选注入气组成，拟组分摩尔含量C1+N2为0.7867、C2+CO2为0.1629、C3+IC4+NC4为0.0455、IC5+NC5+NC6为0.0038、C7～C11为0.0011、C11+为0。
先用地层原油饱和细管模型，然后在实验压力下注入筛选注入气进行驱替，记录注入1.27 PV 孔隙体积时，不同压力下的原油采收率，绘制成采收率与驱替压力的关系曲线图。
由图3-7可知，当压力大于22Mpa时原油采收率为63.995%，以后采收率逐步提高，在30Mpa左右存在一个波动，波动的原因一个方面是一维模拟器存在数值弥散问题，另一个原因是混相状态本身存在的波动。
然后大约在33Mpa时出现转折。
当注入压力大于33Mpa以后，采收率没有多大变化。
以此认为筛选注入气和地层原油此时达到混相，其原油采收率为90.1095%，其中的MMP为33Mpa。
3.2.2 混相特征分析不同类型烷烃气的混相驱和非混相驱通常可以用拟三角相图来表示。
大量的研究认为，混相条件与拟三角相图（或三角相图）中注入流体、油藏原油、临界切线的相对位置有关。
如果注入流体点与油藏原油点位于临界切线的左边，过程为非混相；如果注入流体点与油藏原油点位于临界切线的两边，过程为一次接触混相或多次接触混相。
图3-8为33Mpa和92.6℃（地层温度）筛选注入气与地层原油的拟三角相图，油藏原油点正好位于临界切线上，属于上述第二种情形。
当压力低于33Mpa时，注入流体点与油藏原油点均位于临界切线的左边，不可能达到混相。
当压力高于46.75 Mpa时，可以达到一次接触混相。
所以认为筛选注入气和地层原油在地层温度下达到多次接触混相的最小混相压力为33Mpa 。
在其它条件不变的情况下，单方面增加注入气C1+N2的组成，拟三角相20井地层流体相33.3Mpa 和，这与细管模拟结33Mpa 是合理的； 5）注入气组成和地层温度是影响MMP 的两个重要因素。
6）通过细管试验拟合，说明筛选注入气能与原油达到混相。
3.3 长岩心实验的拟合葡北油田挥发性油藏长岩心驱替试验的目的在于对比和确定注水、注气、气水交替以及水气交替等驱替方式的驱油效率和驱油效果。
数值模拟拟合的目的是为三维模拟研究提供符合实际的相对渗透率曲线、毛管压力以及达到混相条件对参数进行的修正。
长岩心驱替模拟流体数据取自葡北20井地层原油拟合后的结果，地层数据和模拟条件均来自长岩心驱替实验数据。
气驱、气水交替以及水气交替驱替注入气的组成见表3-4。
3.3.1 长岩心水驱实验的拟合表3-4 气驱、气水交替以及水气交替注入气组成模拟网格一端为注水井，注入速度3.6×10-4m3/天，另一端为一口生产井，保持38Mpa 定压开采。
在注入0.658 PV时水开始突破，突破后驱替近视于活塞式驱动，很快不再产油，最终采收率为64.668%。
模拟计算结果与实验结果对比见图3-4。
3.3.1长岩心气驱模拟网格一端为注气井，注入速度 3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。
在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。
模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。
3.3.2长岩心气驱实验的拟合模拟网格一端为注气井，注入速度3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。
在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。
模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。
3.3.3长岩心气驱实验的拟合模拟网格一端为注气井，注入速度3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。
在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。
模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。
3.3.4长岩心直接气水交替驱替实验的拟合模拟网格一端为气水交替注入井，注入速度3.6×10-4m3/天，气水比1:2，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。
气在0.7 PV时突破，水在0.777 PV开始突破，突破后采收率增加缓慢，水突破时采收率约为86.6%，气突破时采收率约为81.796%。
模拟计算结果与实验结果对比见图3-11。
3.3.5长岩心直接水气交替驱替实验的拟合模拟网格一端为水气交替注入井，注入速度3.6×10-4m3/天，气水比2:1，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。
气在0.624 PV时突破，水在0.629 PV开始突破，突破后采收率增加缓慢，水突破时采收率约为62.9%，气突破时采收率约为60.7%。
整个驱替过程中，地层压力变化很小，注水时压力相对升高，注气时压力相对降低，如此反复进行。
模拟计算结果与实验结果对比见图3-12。
通过对注水、注气、直接气水交替以及水气交替驱替方式下实验与模拟的对比，得出以下结论：●水驱突破后，很快不再出油，至此采收率不再增加；●气体突破后，仍有不少油产出，但采收率变化不大；●从驱油效率来看，水驱效率最差；气驱效率最高，直接气水交替驱油效率高于水气交替驱油效率。
CMG操作说明
CMG 软 件 是 COMPUTER MODELLING GROUP LTD. (计算机模拟软件集团，简称 CMG公司)开发的全套一体化数模软件，包 括：
黑油模型(IMEX) 组份模型(GEM) 蒸汽驱、热采、化学驱以及其它先进开采过程模
型(STARS) 相态分析模型(WinPorp) 前处理模型(BUILDER) 后处理模型(RESULTS)
重馏分特征化处理的关键之一是热力 学分布函数的形态，使用最广泛的热 力学分布函数是伽玛（Gamma）分 布函数。
地层流体重组分组成分布的形态
0.04
较轻质体系
0.04
大致上服从
指数分布，
0.03
如凝析气体
0.03
系；
0.02
摩尔分数
较重质的体
0.02
系大致上服
0.01
从左偏分布。 0.01
指数分布 左偏分布
Whitson方法：伽玛概率分布函数
重馏分Cn+延伸SCN组的组成确定过程
重馏分Cn+延伸SCN组的组成确定，其数 学过程比较复杂，通常需要依赖于计算机编程 或一体化油藏数模软件。
伽玛概率分布函数重馏分延伸结果
≤1 ， 表 示 混合物浓度 连续下降；
>1表示浓 度有一个最 大值，随着 的增大峰 值向重组分 偏移
通用SCN组数据特点
是通过馏分蒸馏测定所收集馏分的性质得到的 最直观的组分表征数据。
实沸点精馏法 （TBP）用两个连续正烷烃的 沸点切割地层流体的组分即在两个连续正烷烃 沸点温度范围内收集馏分，这样每个窄馏分的 切割段将从正Cn-1开始，到正Cn结束，并用碳 数n表示，残留物按Cn+的形式描述。
重馏分定义
CMG操作说明
图2 某油藏流体重组分C7+组成分布曲线
延伸组分的拟组分划分
定义：主要是根据拟组分划分理论将延 伸后的各组分适当合并成几个劈分组分，
目的：以便在保证相态计算精度的情况 下减少相态计算的运算量。
MCN组
定义：相对于流体表征的单碳数SCN组， 根据拟组分划分理论拟组分化所得的拟 组分称为MCN组 。
特点：可变性。 拟组分划分有多种方法，MCN组组
分数也随计算精度要求而变化。
拟组分划分理论 ：Whitson合并规则
该方法可以得到很少的几组劈分组分
Ng Int 1 3.3log(N n)
Mi
Mn
exp
1 Ng
ln(M N
Байду номын сангаас
/ Mn)
i
（i=1，2,…Ng）
式中：Ng为劈分后的劈分组分数；Int（x）表示取整函数；Mi为各 劈分组分划分的界限分子量；Mn、MN则分别为延伸组分中最小和最 大碳数组分的分子量。而SCN组分分子量落在哪个区间内，就作为相 应MCN组的组成单元。
通用SCN组数据特点
是通过馏分蒸馏测定所收集馏分的性质得到的 最直观的组分表征数据。
实沸点精馏法 （TBP）用两个连续正烷烃的 沸点切割地层流体的组分即在两个连续正烷烃 沸点温度范围内收集馏分，这样每个窄馏分的 切割段将从正Cn-1开始，到正Cn结束，并用碳 数n表示，残留物按Cn+的形式描述。
重馏分定义
通常油藏流体组成的常规分析，首先是通过 色谱分析实验精确测定油气体系中前n-1个 烃组分的组成及加合组分Cn+，其中Cn+实际 上是碳原子数大于n-1的所有较重质的烃组 分的总和，常称为重质组分（或重馏分）。
CMG数值模拟软件简介
CMG数值模拟软件简介CMG数值模拟软件简介CMG开发的油藏数值模拟软件在市场上处于领先地位，作为提高采收率模拟的行业标准，得到了全球的认可CMG先进的模拟技术，不断开拓新领域-模拟简单到复杂的提高采收率过程。
通过结合简易的模型创建工作流程，最先进的性能增强技术以及跨学科多重机理（例如，热效应、地球化学、地质力学、流体相态、井筒、水力压裂以及完井等）精确模拟提高采收率过程。
CMOST AI强大的敏感性分析、历史拟合、方案优化以及不确定性分析工具，最大限度地提高各类油藏的采收率和净现值GEM组分模拟器世界领先的状态方程模拟器，适用于组分、化学驱以及非常规油气藏模拟IMEX黑油模拟器模拟常规和非常规油气藏模型的衰竭和二次开采过程，使用快速和简单的工作流程进行准确的预测STARS热采及化学驱模拟器准确模拟矿场提高采收率机理-热采、化学驱以及其他EOR技术-使得生产和效益最大化。
Builder前处理模块交互式、直观和易于使用的操作界面，为CMG模拟器快速和高效的准备模型Results后处理模块为更加深入的理解油藏特征、提高采收率过程以及油藏性能等提供了先进的可视化和分析工具WinProp相态模拟软件包为CMG模拟器创建流体模型，并为第三方油藏模拟软件提供黑油模型CMOST AI 提升油田开发研究能力和潜力，改善业务决策流程。
将统计分析、机器学习和无偏数据解释等人工智能技术与人类的工程专业知识相结合，确定油藏开发最佳方案。
认知油气储层在同一个模型中同时自动考虑所有不确定性参数，运行数百个模拟作业，分析数据并做出更好的业务决策。
图形展示对开发效果影响最大的参数从有限的模拟运算结果中获取信息，并通过它来认识每个参数如何影响模拟结果“假定推测”功能，快速得出属性变化对产量的影响结果，并实时更新生产曲线在更改一个或所有变量时，CMOST AI的内部引擎能自动预测变量之间的交互作用优化改进业务决策利用人工智能（AI）技术，用最少的计算找到最佳解。
CMG数值模拟软件培训教程
CMG数值模拟软件培训教程欢迎来到CMG数值模拟软件的培训教程。
本教程将教您如何使用CMG软件进行数值模拟，以解决地下储层流体流动和物质传输的问题。
第一步，安装和启动CMG软件。
请从CMG官方网站下载并安装完整版CMG软件包。
安装完成后，打开软件并登录。
第二步，创建模型。
点击软件界面上的“新建模型”按钮，进入模型创建界面。
在此界面中，您可以选择地下储层的类型，确定储层的尺寸和边界条件，并设置模拟的时间范围和步长。
第三步，定义流体和岩石属性。
在模型创建界面中，您需要定义流体的性质，如密度、粘度和组分。
同时，还需要定义岩石的性质，如孔隙度、渗透率和温度分布。
这些属性将影响模拟结果的准确性。
第四步，设置边界条件。
在模型创建界面中，您可以设置模拟区域的边界条件。
例如，您可以将一侧设为固定压力边界，另一侧设为固定流量边界。
这些边界条件将模拟真实地下储层中的流体流动情况。
第五步，定义附加过程。
在模型创建界面中，您还可以定义附加过程，例如化学反应、相态变化和裂缝形成。
这些过程对于模拟结果的精确性和可靠性非常重要。
第六步，运行模拟。
当完成模型创建后，点击软件界面上的“运行模拟”按钮，CMG软件将开始进行数值模拟。
在模拟过程中，软件将根据您设定的参数进行计算，并产生模拟结果。
第七步，分析模拟结果。
当模拟完成后，您可以在软件界面上查看和分析模拟结果。
CMG软件提供了丰富的结果展示和分析工具，包括流体流动轨迹、压力分布和物质传输路径。
最后，优化模型参数。
根据模拟结果分析，您可以对模型的参数进行优化。
通过调整流体和岩石的属性、边界条件和附加过程，您可以提高模拟结果的准确性和可靠性。
请注意，以上步骤只是CMG软件的简要教程。
在实际使用中，您还需要学习更多高级功能和技巧，以应对更加复杂的地下储层问题。
希望本教程能够为您入门CMG数值模拟软件提供一些帮助。
祝您在数值模拟领域取得成功！在CMG数值模拟软件培训教程的下一部分，我们将继续介绍一些与模型创建和模拟过程相关的重要内容。
CMG软件GemWinProp
Computer Modelling Group, Inc.加拿大数值模拟集团2008 Tutorial 2008培训教材Building, Running and Analyzing a“Black Oil” Reservoir Simulation Model建立、运行以及分析组分模拟模型Using 使用采用Builder2007.11组分模型- Field UnitsBuilder 2007.11 GEM 2007.11&在你硬盘上创建一个工作目录，把与该指南相关的图放在该目录下。
启动 CMG 主界面 (桌面上的图标或者开始/程序/CMG/Launcher)•选择菜单项Projects,然后Add Project.•浏览并选择存储图文件的目录•工程命名为Tutorial•点击确定回到主界面•现在你应该能看到工作目录打开 Builder（双击图标）•选择-GEM Simulator-Field Units-Single Porosity-today’s date-点击 ok•出现数据输入面板•点击File (位于左上角的菜单栏)，然后Open Map File•选择Map Type –Atlas Boundary format，x/y坐标系的单位为ft•点击Browse按钮选择并导入构造顶部文件To10flt.bna•点击确定•点击窗口最大化按钮（窗口右上角的方块）使窗口最大化，以方便观察。
•点击Reservoir(位于菜单栏), 然后“Create Grid” ，选择“Non-Orthogonal Corner Point…”•点击按钮•右上角有个较小的向导将帮助建立网格。
需要4条边界线，包括开始的top-most, left-most, bottom-most以及最后的right-most.•通过鼠标点击油藏顶端的边缘数值化top-most boundary。
•点击Next line按钮，开始点击油藏边缘，完成Right-most boundary.•点击Next Line按钮，点击油藏边缘，完成Bottom-most boundary.•最后点击Next Line按钮，开始点击Left-most boundary(并不需要完全圈住，在下一步BUILDER自动找到最初的点，并与最后的点连接起来。
油藏数值模拟与CMG操作简介
动态资料
4. 试油、试井和试采资料（压力恢复曲线）
5. 油水井别，调整井位示意图
基本数据资料
6. 油井生产数据报表：
日产油、日产液、日产气、日产水 综合含水 压力
动态资料
累积产油、累积产气、累积产水、累积产液
7. 注水井生产数据报表：
日注水量 累积注水量
基本数据资料
8. 区块综合生产数据统计报表：
Landmark公司
1 什么是油藏数值模拟？
2 油藏数值模拟软件介绍
3 油藏数值模拟能干些什么？
4 油藏数值模拟研究步骤如何？
5 CMG操作简介
油藏模拟的目的
• 1.初期开发方案的模拟
1). 评价开发方式；如：枯竭开采、注 水开发等。 • 2.对已开发油田历史模拟 2). 选择合理井网、开发层系、确定井位； 3).核实地质储量，确定基本的驱替机理 选择合理的注采方式、注采比； 1). 4).对油藏和流体性质敏感性研究。 （如：是天然驱，还是注水开发）；
驱油机理研究
层内油水运动机理研究
驱动力
P
油水运动的作用力
重 力
gh
k
毛管力
cos
油藏动态预测
开发前期
早期评价 模拟
控制地质储量、井间连通状 况水体大小、驱动能量 、 产能,为方案研究提供依据
开发初期
新油田开 发方案模 拟
层系、井网、井距、 开发方式等优化 敏感性分析方案指标预测
开发中期
老油田调 整方案模 拟
剩余油分布研究 优化调整部署
开发后期
提高采收 率模拟
驱替机理、合理注入条件 及参数 、动态预测
1 什么是油藏数值模拟？
2 油藏数值模拟软件介绍
CMG-STARS软件功能介绍及实例介绍
CMG－STARS热采、化学驱、冷采及其它先进开采方式数值模拟软件软件功能及国内外实例介绍加拿大计算机模拟软件集团（CMG）目录一、CMG总体介绍（以问答形式）3二、CMG－STARS软件功能介绍10（一）CMG－STARS化学驱模块数值模拟功能介绍101、聚合物驱功能及特点：102、凝胶功能及特点：12（二）CMG－STARS蒸汽辅助重力泄油模拟功能介绍13（三）CMG－STARS出砂冷采以及适度出砂模拟功能介绍15三、CMG－STARS软件国内外应用实例17（一）聚合物驱国内实例17（二）表面活性剂驱国内实例－华北油田淖50断块19（三）三元复合驱国外实例－北美海上油田20（四）凝胶调剖国内实例21（五）国外凝胶调剖实例1－奥地利leoben大学22（六）蒸汽辅助重力泄油（SAGD）实例－Conoco 22（7）稠油出砂冷采及适度出砂实例23（八）泡沫驱实例－挪威的SINTEF石油研究公司24（九）热水驱＋注N2泡沫采油实例25（十）微生物采油实例27（十一）电磁加热稠油开采实例：28一、CMG总体介绍1．C MG 公司简介CMG公司(加拿大计算机模拟软件集团)是1977年在加拿大阿尔伯达省卡尔加里市成立的数模研究机构。
依靠在数模软件研究开发及应用方面的丰富经验并经过二十多年的成功拓展，从最初由政府资助的研究机构发展成为成功的上市公司，是全世界发展最快的石油数模软件开发公司。
公司总部设在加拿大阿尔伯达省卡尔加里，在伦敦、休斯敦、卡拉卡斯和北京设有分公司或办事处。
2．国际资质认证机构认证情况在技术测试方面，CMG在以往的SPE数值比较测试中，差不多参与了所有的测试，而且得到了良好的评价。
CMG公司旗下聚积了许多在国际石油数模领域极具影响力的技术专家，在每年全球大型的技术交流会(包括：SPE、CIM等地)上发表了大量有影响性的文章，在油藏数值模拟科技研究上一直保持着领先地位，提供了许多技术服务给国际数模界。
第80期使用CMG-GEM模拟二氧化碳驱操作流程
第80期：使用CMG-GEM模拟二氧化碳驱操作流程Builder/GEM/Results 2017.10编写人：吴晓云很多人了解并开始使用CMG，是从STARS开始的，说到IMEX和GEM便无从下手了，GEM 模型要如何创建？CO2混相驱机理要如何设置？需要输出哪些结果？这些是初次接触GEM常常遇到的，我们先来聊一聊这些问题。
大家都有这样的共识—不同的数值模拟软件具有普遍的相似性，事实上，这种普遍的相似性在不同的模拟器之间也存在，其中80~90%的设置是相似的，区别主要集中于流体模型即Components部分。
CO2混相驱过程中，可能发生溶解、膨胀、混相或非混相、沥青质沉积、相渗滞后、润湿反转、扩散和弥散、水溶气、液态CO2冷伤害、离子交换、矿物质盐析和溶解等现象。
面对这么多的机理表征，大家显得无所适从，所以，把握主次才最为关键！首先，从最基础的模拟出发，溶解、膨胀，混相或非混相模拟是最重要的了，而这些机理的表征EoS已经为我们全权代劳了，做CO2驱的小伙伴们可以轻松上阵了。
其次，如果通过室内实验或者现场以及流体分析，还存在沥青质沉积、相渗滞后、润湿反转等现象，我们可以在基础模型上通过一系列的关键字定义即可表征。
做CO2驱或天然气驱过程中，最小混相压力是大家关注的首要参数，也是比较纠结的一个参数，巴不得直接把它丢给模型，达到“超过该压力，驱油百分百”的效果。
但是，在实际的驱替过程中可不是如此简单，模拟器也不是根据这个最小混相压力去触发100%驱油效率，而是以一种更加聪明的方式来模拟的。
混相是什么？简单来说，消除界面，那就是界面张力降为0。
GEM中计算界面张力的参数是等张比容（PCHOR）。
而关联界面张力和驱油效率，可以借助IFT（界面张力）效应来实现。
那么，MMP就不用关注了吗？也不是，MMP有各种经验公式和测定方法，业内比较认可和比较常用的细管实验法，虽然测定的方法也会受到细管长度、孔、渗等各种因素的影响，但是如果我们认可最小混相压力，在2017版WinProp 新增了对其的拟合功能，可以微调ΩA和ΩB以及注入气与重组分的二元交互作用系数，同时需监测其他实验数据的拟合精度。
CMG软件GemWinProp
Computer Modelling Group, Inc.加拿大数值模拟集团2008 Tutorial 2008培训教材Building, Running and Analyzing a“Black Oil” Reservoir Simulation Model建立、运行以及分析组分模拟模型Using 使用采用Builder2007.11组分模型- Field UnitsBuilder 2007.11 GEM 2007.11&在你硬盘上创建一个工作目录，把与该指南相关的图放在该目录下。
启动 CMG 主界面 (桌面上的图标或者开始/程序/CMG/Launcher)•选择菜单项Projects,然后Add Project.•浏览并选择存储图文件的目录•工程命名为Tutorial•点击确定回到主界面•现在你应该能看到工作目录打开 Builder（双击图标）•选择-GEM Simulator-Field Units-Single Porosity-today’s date-点击 ok•出现数据输入面板•点击File (位于左上角的菜单栏)，然后Open Map File•选择Map Type –Atlas Boundary format，x/y坐标系的单位为ft•点击Browse按钮选择并导入构造顶部文件To10flt.bna•点击确定•点击窗口最大化按钮（窗口右上角的方块）使窗口最大化，以方便观察。
•点击Reservoir(位于菜单栏), 然后“Create Grid” ，选择“Non-Orthogonal Corner Point…”•点击按钮•右上角有个较小的向导将帮助建立网格。
需要4条边界线，包括开始的top-most, left-most, bottom-most以及最后的right-most.•通过鼠标点击油藏顶端的边缘数值化top-most boundary。
•点击Next line按钮，开始点击油藏边缘，完成Right-most boundary.•点击Next Line按钮，点击油藏边缘，完成Bottom-most boundary.•最后点击Next Line按钮，开始点击Left-most boundary(并不需要完全圈住，在下一步BUILDER自动找到最初的点，并与最后的点连接起来。
CMG-IMEX建模步骤
CMG操作步骤—7.井定义和生产动态数据
CMG操作步骤—7.井定义和生产动态数据
CMG操作步骤—7.井定义和生产动态数据
CMG操作步骤—7.井定义和生产动态数据
CMG操作步骤—7.井定义和生产动态数据
CMG操作步骤—7.井定义和生产动态数据
CMG操作步骤—2.定义网格和油藏
CMG操作步骤—2.定义网格和油藏
CMG操作步骤—2.定义网格和油藏
CMG操作步骤—3.定义流体高压物性
CMG操作步骤—3.定义流体高压物性
CMG操作步骤—3.定义流体高压物性
CMG操作步骤—3.定义流体高压物性
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STARS模块
软件功能 蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重 力泄油（SAGD） 带有溶剂添加剂的蒸汽, VAPEX 综合的化学驱 稠油火烧轻油低温氧化 稠油出砂冷采
STARS模块—蒸汽驱
蒸汽 热损失 油+水
开采区
蒸汽区 蒸汽+热水
冷凝蒸汽 热油 冷油 基岩
重力
注入井
生产井
STARS模块—蒸汽吞吐
IMEX模块数据体