Метод расчета коэффициентов пористости и проницаемости горной породы на основе кривых капиллярного давления

Об авторах:

Жижимонтов Иван Николаевич, аспирант, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; специалист, ООО «Тюменский нефтяной научный центр»; inzhizhimontov@yandex.ru

Мальшаков Алексей Васильевич, кандидат геолого-минералогических наук, старший эксперт, ООО «ТННЦ»; avmalshakov@rosneft.ru

Аннотация:

Цель данной работы — создание научно-методической основы для изучения влияние масштабных эффектов на фильтрационно-емкостные свойства горной породы. Для выполнения поставленных целей был разработан алгоритм стохастического воссоздания топологии порового пространства на основе кривых капиллярного давления. Также был реализован расчет двухмерного потока флюида в масштабе порового пространства  для прогнозирования фильтрационных свойств горной породы и были приведены результаты расчетов для неокомских отложений Западной-Сибири. Результаты численного моделирования представлены для исследуемого образца как целиком, так и в зависимости от размеров расчетной области. Дана оценка влияния корреляционного параметра — максимального радиуса связи (максимальное расстояние, на котором две поры могут быть соединены между собой) — на коэффициенты общей и связанной (открытой) пористости. Показано, что для настройки стохастической сетевой модели на керновые исследования необходим подбор ряда корреляционных и топологических параметров.

Список литературы:

1. Бембель Г. С. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов / Г. С. Бембель, С. В. Степанов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2015. № 6. С. 30-38. 
2. Жижимонтов И. Н. Исследование элементарного представительного объема в масштабе порового пространства / И. Н. Жижимонтов, С. В. Степанов, А. Б. Шабаров // Труды IX школы-семинара молодых ученых «Теплофизика, теплотехника, гидрогазодинамика. Инновационные технологии» под руководством Заслуженного деятеля науки РФ, профессора Шабарова А. Б. (Тюмень, 25-27.05.2016 г.). ТюмГУ, 2016. 
3. Игошин Д. Е. Моделирование пористой среды регулярными упаковками пересекающихся сфер / Д. Е. Игошин, О. А. Никонова, П. Я. Мостовой // Вестник Тюменского государственного университета. 2013. № 7. С. 71-77. 
4. Селяков В. И. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах / В. И. Селяков, В. В. Кадет. 1995. 
5. Томин П. Ю. О понятии Representative elementary volume / П. Ю. Томин // Препринты ИПМ им. М. В. Келдыша. 2011. № 13. 23 с. URL: http://library.keldysh.ru/preprint.asp?id=2011-13 
6. Эфрос А. Л. Физика и геометрия беспорядка / А. Л. Эфрос. М.: изд-во «Наука», Гл. редакция физ.-мат. литературы, 1982. 
7. Fenwick D. H. Calculating three-phase relative permeabilities using network modeling / Darry H. Fenwick, Martin J. Blunt // Paper presented at the 5th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. 1996. 
8. Idowu N. A. Pore-Scale Modeling: Stochastic Network Generation and Modeling of Rate Effects in Waterflooding: Ph. D dissertation / Nasiru Abiodun Idowu. Imperial College London, July 2009. 
9. Martins A. A. Modeling of transport phenomena in porous media using network models / A. A. Martins, P. E. Laranjeira, C. H. Braga, T. M. Mata // Progress in Porous Media Research. Ch. 5. Pp. 165-261. Nova Science Publishers, 2009. 
10. Nowroozi H. A New Approach for Constructing Pore Network Model of Two Phase Flow in Porous Media / H. Nowroozi, R. Bozorgmehry Boozarjomehry, S. Jamshidi, M. R. Pishvaie // Iranian Journal of Chemistry and Chemical Engineering. 2009. No 4. Pp. 37-50.