МОДЕЛЮВАННЯ ПРОДУКТИВНОГО ТИСКУ В НЕОДНОРІДНОМУ НАФТОНОСНОМУ ПЛАСТІ
DOI:
https://doi.org/10.20998/2079-0821.2021.02.10Ключові слова:
комп’ютерне моделювання; фільтраційні процеси; нафтоносні родовища.Анотація
Проведено чисельне моделювання розподілу падіння пластового тиску в околиці діючої свердловини з урахуванням неоднорідного розподілу фільтраційних характеристик (проникності та в’язкості нафти) в близький та віддаленій зонах дії свердловини з метою дослідження практичних аспектів фільтрації в неоднорідних нафтоносних пластах на основі комбінованого скінчено-елементно-різницевого методу для нестаціонарної задачі п’єзопровідності. 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.
Показано, що інтенсивність процесів фільтрації в околиці діючої свердловини, головним чином залежить від проникності, і в меншій мірі від в’язкості нафти. Причому вплив проникності нафтової фази у віддаленій зоні (Rд < 5 м) більший у порівнянні з впливом у близькій зоні (Rд > 5 м) дії свердловини. У випадку низької проникності нафтової фази для підтримки стабільного видобутку нафти поблизу видобувної свердловини необхідно розміщувати нагнітальну свердловину. За допомогою використаного методу можна спрогнозувати вплив нагнітальної свердловини на розподіл пластового тиску в пласті.
Наукова новизна роботи полягає у дослідженні впливу неоднорідного розподілу проникності та в’язкості нафти на розподіл пластових тисків в межах дії свердловини за допомогою моделювання фільтраційних процесів на основі комбінованого скінчено-елементно-різницевого методу.
Практичне значення результатів дослідження зводиться до підтвердження тісного взаємозв’язку між неоднорідністю пористого середовища та розподілом пластових тисків навколо діючої видобувної свердловини. Застосований у роботі комбінований скінчено-елементно-різницевий метод може бути використаний для вирішення інших фільтраційних задач (наприклад, для розрахунку газонасиченості пласта, створення методики розрахунку дебітів свердловин, оцінки впливу нагнітальних свердловин на фільтраційні процеси).
Посилання
Aziz H., Settari Je. Matematicheskoe modelirovanie plastovyh [Mathematical modeling of reservoir systems]. Moscow, Institut komp’juternyh. issledovanij, 2004. 416 p.
Basniev K. S., Dmitriev N. M., Rozenberg G. D. Neftegazovaja gidromehanika: uchebnoe posobie dlja vuzov [Oil and gas hydromechanics: textbook for universities]. Moscow, Institut komp’juternyh issledovanij, 2003. 479 p.
Kanevskaja R. D. Matematicheskoe modelirovanie razrabotki mestorozhdenij uglevodorodov [Mathematical modeling of the development of hydrocarbon deposits]. Moscow, Institut komp’juternyh issledovanij, 2003. 128 p.
Koshljak V. A. Granitoidnye kollektory nefti i gaza [Granitoid reservoirs of oil and gas]. Ufa, Tau, 2002. 256 p.
Lebedinec I. P. Izuchenie i razrabotka neftjanyh mestorozhdenij s treshhinovatymi kollektorami [Exploration and development of oil fields with fractured reservoirs]. Moscow, Nauka, 1997. 231 p.
Lubkov M. V. Viazkopruzhni ta teplovi protsesy v heodynamitsi (doslidzhennia v ramkakh variatsiinoi skincheno-elementnoi metodyky). dis. d-ra fiz.-mat. nauk 04.00.22 [Viscoelastic and thermal processes in geodynamics (research within the variational finite-element technique). Dr. eng. sci. diss.]. Kyiv, 2016. 331 p.
Mischenko I. T. Skvazhinnaya dobyicha nefti [Downhole oil production]. M, RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2015. 448 p.
Petrov N. A., Korenyako A. V., Yangirov F. N., Esipenko A. I. Ogranichenie pritoka vodyi v skvazhinah [Restriction of water inflow into wells]. Sankt-Peterburg, Nedra, 2005. 127 p.
Сhen Z., Huan G., Ma Y. Computational methods for multiphase flows in porous media. Philadelphia: Society for Industrial and Applied Mathematics, 2006. 521p.
Chen Z. Finite Element Methods and Their Applications. New York: Springer, 2005. 410 p.
Chung T., Wang Y., Armstrong R., Mostaghimi P. Minimising the impact of sub-resolution features on fluid flow simulation in porous media // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. no. 207. doi: 10.1016/j.petrol.2021.109055
Ertekin T., Abou-Kassem J. H., King G. R. Basic applied reservoir simulation. Texas: Richardson, 2001. 421 p.
Kor K., Ertekin S., Yamanlar S., Altun G. Penetration rate prediction in heterogeneous formations: A geomechanical approach through machine learning // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. no. 207. pp. 1–14. doi: 10.1016/j.petrol.2021.109138
Shabro V. Finite-Difference Approximation for Fluid-Flow Simulation and Calculation of Permeability in Porous Media // Transp Porous Media. 2012. no. 94 (3). pp. 775–793. doi: 10.1007/s11242-012-0024-y
Shangaraeva А.І., Shevchenko D.V. Speed up of the oil saturation numerical algorithm for the plane-parallel filtration // Applied Mathematical Sciences. 2015. no. 9 (150). – рр. 7467–74. doi: 10.12988/ams.2015.510683.
