Дослідження впливу неоднорідного розподілу проникності на процеси витіснення нафтової фази
DOI:
https://doi.org/10.15587/2706-5448.2021.241972Ключові слова:
нафтоносні пласти, анізотропні фільтраційні процеси, рівняння п’єзопровідності, скінчено-елементно-різницевий метод, розподіл пластового тискуАнотація
Об’єктом дослідження є фільтраційні процеси витіснення нафтової фази під дією нагнітальної свердловини в неоднорідному пористому середовищі. Оцінити та врахувати вплив неоднорідності пласта на розподіл пластового тиску (а отже, на інтенсивність фільтраційного процесу) можна за допомогою чисельного моделювання фільтраційних процесів на основі рівняння п’єзопровідності. Для розв’язку нестаціонарної анізотропної задачі п’єзопровідності пропонується застосувати комбінований скінчено-елементно-різницевий метод Лубкова М. В., що дозволяє враховувати неоднорідний розподіл проникності всередині анізотропного нафтоносного пласта та на його межах, та адекватно розраховувати розподіл пластового тиску. Застосування комбінованого скінчено-елементно-різницевого методу дозволяє поєднувати переваги скінчено-елементного методу та методу скінчених різниць: моделювати геометрично складні області, знаходити значення в будь-якій точці досліджуваного об'єкта. При цьому застосування неявної різницевої схеми при знаходженні вузлових значень сітки забезпечує високу надійність та сходимість результатів.
Результати моделювання показують, що розподіл поля тиску між видобувною та нагнітальною свердловинами суттєво залежить від їх розташування, як у зсувно-ізотропному, так і у анізотропному нафтоносному пласті. Показано, що відстань між свердловинами більше 1 км нівелює ефективність впливу нагнітальної свердловини на фільтраційний процес нафти. Вплив проникності нафтової фази у зсувному напрямку домінує над впливом проникності у осьових напрямках (впливає на зниження тиску на 4–9,5 %). У випадку зсувно-ізотропного пласта свердловини слід розташовувати у зсувному (діагональному) напрямку, що забезпечить найменший рівень падіння середнього пластового тиску (на 4 %).
Виходячи з отриманої інформації, для ефективного використання анізотропних слабопроникних пластів необхідно розміщувати видобувні та нагнітальні свердловини в областях з відносно низькою анізотропією проникності пласта, особливо уникати місць із наявністю зсувної проникності пласта. Важливе таке розташування свердловин, щоб з однієї сторони не відбувалось блокування нафти з боку пониженої проникності, а з іншої сторони не відбувалось швидке виснаження пласта з боку підвищеної проникності. А також не припинявся взаємний обмін між видобувною та нагнітальною свердловинами. При розміщенні системи видобувних та нагнітальних свердловин у анізотропних пластах нафтового родовища необхідно проведення системного аналізу навколишньої анізотропії пластів з метою такого їх розміщення, яка б забезпечувала ефективну динаміку процесів фільтрації навколо цих свердловин. За допомогою використаного методу можна спрогнозувати вплив нагнітальної свердловини на розподіл пластового тиску в пласті.
Посилання
- Basniev, K. S., Dmitriev, N. M., Rozenberg, G. D. (2003). Neftegazovaya gidromekhanika. Moscow: Institut kompyuternykh issledovanii, 479.
- Lebedinets, I. P. (1997). Izuchenie i razrabotka neftyanykh mestorozhdenii s treschinovatymi kollektorami. Moscow: Nauka, 231.
- Mischenko, I. T. (2015). Skvazhinnaya dobycha nefti. Moscow: RGU nefti i gaza im. I. M. Gubkina, 448.
- Aziz, Kh., Settari, E. (2004). Matematicheskoe modelirovanie plastovykh sistem. Moscow: Institut kompyuternykh issledovanii, 416.
- Blunt, M. J. (2001). Flow in porous media – pore-network models and multiphase flow. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 6 (3), 197–207. doi: http://doi.org/10.1016/s1359-0294(01)00084-x
- Ertekin, T., Abou-Kassem, J. H., King, G. R. (2001). Basic applied reservoir simulation. Texas: Richardson, 421.
- Сhen, Z., Huan, G., Ma, Y. (2006). Computational methods for multiphase flows in porous media. Philadelphia: Society for Industrial and Applied Mathematics, 521. doi: http://doi.org/10.1137/1.9780898718942
- Shabro, V., Torres-Verdín, C., Javadpour, F., Sepehrnoori, K. (2012). Finite-Difference Approximation for Fluid-Flow Simulation and Calculation of Permeability in Porous Media. Transport in Porous Media, 94 (3), 775–793. doi: http://doi.org/10.1007/s11242-012-0024-y
- Lubkov, M. V. (2016). Viazkopruzhni ta teplovi protsesy v heodynamitsi (doslidzhennia v ramkakh variatsiinoi skincheno-elementnoi metodyky). Kyiv, 331.
- Kanevskaya, R. D. (2003). Matematicheskoe modelirovanie razrabotki mestorozhdenii uglevodorodov. Moscow: Institut kompyuternykh issledovanii, 128.
- Grattoni, C. A., Dawe, R. A. (1995). Anisotropy in pore structure of porous media. Powder Technology, 85 (2), 143–151. doi: http://doi.org/10.1016/0032-5910(95)03016-3
- Chen, Z. (2005). Finite Element Methods and Their Applications. New York: Springer, 410.
- Collet, O., Gurevich, B. (2013). Fluid dependence of anisotropy parameters in weakly anisotropic porous media. Geophysics, 78 (5), 137–145. doi: http://doi.org/10.1190/geo2012-0499.1
- Shangaraeva, A. I., Shevchenko, D. V. (2015). Speed up of the oil saturation numerical algorithm for the plane-parallel filtration. Applied Mathematical Sciences, 9, 7467–7474. doi: http://doi.org/10.12988/ams.2015.510683
- Dekker, T. J., Abriola, L. M. (2000). The influence of field-scale heterogeneity on the infiltration and entrapment of dense nonaqueous phase liquids in saturated formations. Journal of Contaminant Hydrology, 42 (2-4), 187–218. doi: http://doi.org/10.1016/s0169-7722(99)00092-3
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2021 Miсhail Lubkov, Oksana Zakharchuk, Viktoriia Dmytrenko, Oleksandr Petrash
![Creative Commons License](http://i.creativecommons.org/l/by/4.0/88x31.png)
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.