Новая технология численного моделирования заводнения с учетом техногенных изменений пласта
УДК: 622.276.43
DOI: -
Авторы:
МО Ц.
1,
МИХАЙЛОВ Н.Н.1,2
1 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
2 Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
Ключевые слова: численное моделирование, высокая обводненность, модели фильтрации, поражение пласта, динамическая вязкость
Аннотация:
Большинство нефтяных месторождений в мире находится на поздних стадиях разработки. В процессе длительного заводнения закачка воды вызывает сложные физико-химические техногенные изменения во внутрипоровом пространстве пласта. Эти изменения приводят к различиям фильтрационных свойств пласта на разных этапах разработки. Техногенные изменения свойств пласта влияют на закономерности фильтрации и во многом определяют распределение остаточной нефти в заводненных пластах. Однако современные коммерческие программные комплексы численного моделирования процессов разработки не учитывают эти изменения. Ключом к повышению информативности моделирования процессов разработки является количественный учет техногенных изменений пласта во времени на основе современных представлений о микромеханизмах процессов поражения пласта и формировании различных видов остаточной нефти.
В статье предложена технология учета техногенных изменений при численном моделировании длительного заводнения продуктивных пластов. Получаемые распределения остаточной нефтенасыщенности позволяют проводить оптимизацию добычи на завершающем этапе разработки залежи для пластов средней и высокой проницаемости при различных механизмах техногенного поражения пласта.
Список литературы:
1. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Техногенез нефтяных и газовых пластов. – М.: Нефт. хоз-во, 2024. – 344 с.
2. Comprehensive study of the interactions between the critical dimensionless numbers associated with multiphase flow in 3D porous media / M. Fan, L.E. Dalton, J. McClure [et al.] // Fuel. – 2019. – Vol. 252. – P. 522–533. – DOI: 10.1016/j.fuel.2019.04.098
3. Мо Цзяли, Михайлов Н.Н. Динамический анализ разработки нефтяных месторождений на основе искусственной нейронной сети обратного распространения ошибки // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 5(653). – С. 13–20. – DOI: 10.33285/0207-2351-2023-5(653)-13-20
4. Collaboration between Oil Development and Water/Power Consumption in High-Water-Cut Oilfields / D. Jia, J. Zhang, Y. Sun [et al.] // Sustainability. – 2023. – Vol. 15. – P. 11405. – URL: https://doi.org/10.3390/su151411405
5. Pore-scale simulation of remaining oil distribution in 3D porous media affected by wettability and capillarity based on volume of fluid method / Y. Yang, S. Cai, J. Yao [et al.] // International Journal of Multiphase Flow. – 2021. – Vol. 143. – P. 103746. – DOI: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2021
6. Literature review of low salinity waterflooding from a length and time scale perspective / W.-B. Bartels, H. Mahani, S. Berg, S.M. Hassanizadeh // Fuel. – Vol. 236. – 2019. – P. 338–353. – URL: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.09.018
7. Property Changes of Low-Permeability Oil Reservoirs Under Long-Term Water Flooding / Lili Lin, Chongjun Xu, Haifeng Lyu [et al.] // Processes. – 2024. – Vol. 12. – P. 2317. – DOI: 10.3390/pr12112317
8. Мо Цзяли, Михайлов Н.Н. Обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти на основе изучения ее подвижности и распределения в межскважинной области // Актуальные проблемы нефти и газа: сб. тр. V Всерос. молодежной науч. конф., Москва, 20–21 октября 2022 г. – М.: ИПНГ РАН, 2022. – С. 68–71.
9. Влияние геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств пластовых флюидов на выбор вытесняющего агента при заводнении / М. Игдавлетова, Т. Исмагилов, И. Ганиев, А. Телин // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2014. – № 7-8(31-32). – С. 18–25.
10. Avansi G., Rios V., Schiozer D. Numerical tuning in reservoir simulation: it is worth the effort in practical petroleum applications // J. Braz. Soc. Mech. Sci. Eng. – 2019. – Vol. 41. – P. 59. – URL: https://doi.org/10.1007/s40430-018-1559-9
11. Михайлов Н.Н., Туманова Е.С. Связь параметров нелинейной фильтрации в низкопроницаемых коллекторах с фильтрационно-емкостными свойствами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2024. – № 5(389). – С. 65–70.
12. Melekhin S.V., Mikhailov N.N. Laboratory modeling of residual oil mobilization in flooded reservoirs // SPE-187887-MS. – Society of Petroleum Engineers. Paper presented at SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2017. – URL: https://doi.org/10.2118/187887-MS
13. Identification and quantitative description of large pore path in unconsolidated sandstone reservoir during the ultra-high water-cut stage / C. Cui, K. Li, Y. Yang [et al.] // J. Petroleum Sci. Eng. – 2014. – Vol. 122. – P. 10–17. – DOI: 10.1016/j.petrol.2014.08.009
14. Мухаметшин Р.З., Махмутов Г.Р., Соловьева В.Н. Месторождения Мелекесской впадины как полигон развития технологий повышения эффективности выработки запасов высоковязкой нефти // Булатовские чтения. – 2020. – Т. 2. – С. 344–357.
15. Топольников А.С., Гулишов Д.С. Влияние изменения вязкости нефти в процессе ее контакта с водой на коэффициент извлечения нефти // Нефт. хоз-во. – 2019. – № 5. – С. 78–81. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-5-78-81
16. Effects of oil recovery rate on water-flooding of homogeneous reservoirs of different oil viscosity / Zhao Lun, Chen Xi, Chen Li [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2015. – Vol. 42. – DOI: 10.1016/S1876-3804(15)30029-X
17. Жигалов Д.Н., Беслик А.В. Моделирование изменения динамической вязкости нефти в системе сбора // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2020. – Т. 2. – С. 130–135.
18. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2016. – № 3(51). – С. 80–90.
19. Злобин А.А., Эбзеева О. Р. Закономерности изменения смачиваемости пород-коллекторов по лабораторным данным // Вестн. Пермского национального исслед. политехн. ун-та. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – Т. 12, № 8. – С. 52–61.
20. Time-dependent model for two-phase flow in ultra-high water-cut reservoirs: Time-varying permeability and relative permeability / Wang Shao-Chun, Na Zhang, Zhi-Hao Tang, Wei Liu // Petroleum Science. – 2024. – Vol. 21, Issue 4. – P. 2536–2553. – DOI: 10.1016/j.petsci.2024.03.025
Назад в номер