Определение представительного элементарного объема при оценке фильтрационно-емкостных свойств на примере Самотлорского месторождения

Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2017. Том 3. №2

Название: 
Определение представительного элементарного объема при оценке фильтрационно-емкостных свойств на примере Самотлорского месторождения


Для цитирования: Жижимонтов И. Н. Определение представительного элементарного объема при оценке фильтрационно-емкостных свойств на примере Самотлорского месторождения / И. Н. Жижимонтов, С. В. Степанов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2017. Том 3. № 2. С. 46-59. DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-2-46-59

Об авторах:

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

Степанов Сергей Викторович, доктор технических наук, старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; профессор кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; eLibrary AuthorID, svstepanov@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

Цель исследования заключается в создании научно-методической основы для численного расчета фильтрационно-емкостных свойств горной породы и изучения масштабных эффектов. Для достижения поставленной цели был разработан и реализован комплекс компьютерных программ. Первая программа комплекса позволяет генерировать стохастическую порово-сетевую модель, вторая — численно имитировать течение в этой порово-сетевой модели.

Результаты численных экспериментов по имитации однофазного течения несжимаемой жидкости в поровых каналах созданных виртуальных образцов терригенных отложений месторождений Западной Сибири представлены в зависимости от размеров расчетной области сетевой модели. Показано, что для получения достоверного результата расчетов макроскопических свойств изучаемого объекта при помощи цифровых исследований, в том числе и на порово-сетевых моделях (исследование на микроуровне), необходимо определение элементарного представительного объема отдельно для каждого из свойств образцов, для каждого конкретного литотипа горной породы. Представленные в работе результаты послужили основой для уточнения авторской петрофизической модели слабоизученной керном группы пластов Самотлорского месторождения, а также были применены для адаптации гидродинамической модели рассматриваемой залежи на фактические данные.

Список литературы:

  1. Алтунин А. Е. 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, Н. А. Черемисин, А. Б. Шабаров // Нефтепромысловое дело, математическое моделирование. 2013. № 8.
  2. Москалев П. В. Математическое моделирование пористых структур / П. В. Москалев, В. В. Шитов. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2007.
  3. Степанов С. В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений: дис. д. техн. наук / С. В. Степанов. ТННЦ, 2016. С. 78.
  4. Idowu N. A. Pore-Scale Modeling: Stochastic Network Generation and Modeling of Rate Effects in Waterflooding. Ph. D. diss. / N. A. Idowu. 2009.
  5. Fatt I. The Network Model of Porous Media I. Capillary Pressure Characteristics / I. Fatt // Transactions of the Metallurgical Society of AIME. 1956. Vol. 207. Pp. 144-159.
  6. Fatt I. The Network Model of Porous Media II. Dynamic Properties of a Single Size Tube Network / I. Fatt // Transactions of the Metallurgical Society of AIME. 1956. Vol. 207. Pp. 160-163.
  7. Fatt I. The Network Model of Porous Media III. Dynamics Properties of Networks with Tube Radius Distribution / I. Fatt // Transactions of the Metallurgical Society of AIME. 1956. Vol. 207. Pp. 164-177.
  8. Fenwick D. H. Calculating Three-Phase Relative Permeabilities Using Network Modeling / D. H. Fenwick, M. J. Blunt. 1996.
  9. Nowroozi H. A New Approach for Constructing Pore Network Model of Two Phase Flow in Porous Media / H. Nowroozi, R. B. Boozarjomehry, S. Jamshidi, M. R. Pishvaie // Iranian Journal of Chemistry and Chemical Engineering (IJCCE). 2009. No 28 (4). Pp. 37-49.
  10. Okabe H. Pore-Scale Modelling Of Carbonates. Ph. D. diss. / H. Okabe. 2004.
  11. Lingen P. van. Single Medium Simulation of Reservoirs with Conductive Faults and Fractures / P. van Lingen, J.-M. Daniel, L. Cosentino, M. Sengu // SPE 68165. 2001.