«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Многомасштабное моделирование добычи высоковязкой нефти при закачке воды и раствора полимера

УДК: 622.27
DOI: -

Авторы:

¹ Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия
² Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия

Ключевые слова: высоковязкая нефть, фация, многомасштабное моделирование, относительная фазовая проницаемость, добыча нефти, цифровой керн

Аннотация:

В статье приводятся результаты исследований по применению многомасштабного моделирования добычи высоковязкой нефти при закачке воды и раствора полимера. Свойства на масштабе фации вычисляются с помощью гидродинамического моделирования с использованием предварительно построенного цифрового двойника фации на основе седиментологического анализа. Свойства горной породы, составляющей фацию, определяются по технологии "Цифровой керн" на основе оригинальной полуэмпирической модели керна. Показано, что функции относительной фазовой проницаемости для систем "нефть–вода" и "нефть–раствор полимера", полученные для масштаба горной породы и масштаба фации, отличаются. Использование в гидродинамической модели пласта свойств, полученных для масштаба фации, приводит к тому, что расчетная динамика обводненности соответствует фактической динамике обводненности без какой-либо настройки модели.

Список литературы:

1. Расчетный метод получения относительных фазовых проницаемостей на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А.Е. Алтунин, С.В. Соколов, С.В. Степанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 8. – С. 40–46.
2. Выломов Д.Д., Штин Н.А. Учет масштабного эффекта и неоднородности пласта для корректного перехода от микро- к макроуровню // Нефт. хоз-во. – 2022. – № 3. – С. 70–72. – DOI: 10.24887/0028-2448-2022-3-70-72
3. Гурбатова И.П., Еникеев Б.Н., Михайлов Н.Н. Элементарный представительный объем в физике пласта. Часть 2. Масштабные эффекты и петрофизические связи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – С. 65–72. – DOI: 10.30713/2413-5011-2018-7-65-72
4. Загоровский М.А., Шабаров А.Б., Степанов С.В. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды // Мат. моделирование. – 2024. – Т. 36, № 1. – С. 85–104. – DOI: 10.20948/mm-2024-01-06
5. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. – М.: Недра, 1980. – 242 с.
6. Математическое моделирование для принятия решений по разработке месторождений / Т.А. Поспелова, С.В. Степанов, А.В. Стрекалов, С.В. Соколов. – М.: Недра, 2021. – 427 с.
7. Цифровой анализ керна: проблемы и перспективы / С.В. Степанов, Д.П. Патраков, В.В. Васильев [и др.] // Нефт. хоз-во. – 2018. – № 2. – С. 18–22. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-2-18-22
8. Степанов С.В., Степанов А.В. К вопросу о неравновесности и неопределенности системы "нефтяной пласт" // Автоматизация и информатизация ТЭК. – 2024. – № 4(609). – С. 60–67.
9. Степанов С.В., Шабаров А.Б. К вопросу о наличии закономерностей между функцией межфазного взаимодействия и фильтрационно-емкостными свойствами // Вестн. Тюмен. гос. ун-та. Физико-мат. моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2021. – Т. 7, № 1(25). – С. 92–111. – DOI: 10.21684/2411-7978-2021-7-1-92-111
10. Flow Regimes During Immiscible Displacement / R.T. Armstrong, J.E. McClure, M.A. Berill [et al.] // Int. Symposium of the Society of Core Analysts (SCA2016), Snowmass, Colorado, US, Aug. 21–26, 2016. – URL: https://jgmaas.com/SCA/2016/SCA2016-009.pdf
11. Bear J. Dynamics of fluids in porous media. – New York: Elsevier, 1972. – 764 p.
12. Hao Zhang, Yujun Feng. Dependence of intrinsic viscosity and molecular size on molecular weight of partially hydrolyzed polyacrylamide // J. of Applied Polymer Science. – 2021. – Vol. 138, Issue 34. – DOI: 10.1002/app.50850
13. Pore-to-Field Scale Modeling of WAG / T. Kløv, P.E. Øren, J.Å. Stensen [et al.] // SPE Annual Technical Conf. and Exhibition, Denver, Colorado, US, Oct. 5–8, 2003. – Paper No. SPE-84549. – DOI: 10.2523/84549-MS
14. Microfluidic Study of Enhanced Oil Recovery during Flooding with Polyacrylamide Polymer Solutions / M. Pryazhnikov, A. Pryazhnikov, A. Skorobogatova [et al.] // Micromachines. – 2023. – Vol. 14, Issue 6. – P. 1137. – DOI: 10.3390/mi14061137
15. Study of Polymer Flooding at Pore Scale by Digital Core Analysis for East-Messoyakhskoe Oil Field / I. Yakimchuk, N. Evseev, D. Korobkov [et al.] // SPE Russian Petroleum Technology Conf., Oct. 26–29, 2020, Virtual. – Paper No. SPE-202013-MS. – DOI: 10.2118/202013-MS