Математическое моделирование нестационарной работы нефтяной скважины с учетом неравновесности фазовой проницаемости

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


Выпуск:

2017. Том 3. №3

Название: 
Математическое моделирование нестационарной работы нефтяной скважины с учетом неравновесности фазовой проницаемости


Для цитирования: Иванов А. В. Математическое моделирование нестационарной работы нефтяной скважины с учетом неравновесности фазовой проницаемости / А. В. Иванов, С. В. Степанов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2017. Том 3. № 3. С. 70-82. DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-3-70-82

Об авторах:

Иванов Александр Владимирович, аспирант кафедры механики многофазных сред, Тюменский государственный университет; главный специалист, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ПАО «НК «Роснефть»; avivanov8@tnnc.rosneft.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:

Как следует из фактических данных по работе скважин, динамика их технологических показателей очень часто характеризуется резко выраженной немонотонностью. Проблема изучения физических и/или технологических факторов, обусловливающих подобную немонотонную динамику показателей работы скважины, на сегодняшний день до конца не изучена, что во многом связано со сложностью детального математического моделирования работы скважин. Так, опыт математического моделирования работы отдельных скважин даже с использованием секторных моделей, как правило, демонстрирует невозможность коммерческих гидродинамических симуляторов с достаточной степенью детальности имитировать сложную немонотонную динамику технологических показателей. В связи с этим необходимо использовать специализированное программное обеспечение.

На сегодняшний день имеются специализированные программные продукты, позволяющие имитировать работу отдельных скважин, однако сложность многофазной фильтрации вблизи скважин, которая часто не может быть объяснена с позиции традиционных физико-математических моделей, обусловливает необходимость разработки собственного оригинального программного обеспечения. В частности, это касается учета влияния нелинейных эффектов и неравновесности на относительные фазовые проницаемости (ОФП). При этом фактор неравновесности является значительно менее изученным.

В работе рассматриваются результаты применения разработанной компьютерной программы для численного исследования работы нефтяной скважины на пласте БВ81-3 Самотлорского месторождения. Компьютерная программа создана на основе физико-математической модели, описывающей фильтрацию нефти и воды в пласте, в т. ч. и с учетом неравновесных ОФП по модели Г. И. Баренблатта.

Модель неравновесной фильтрации Баренблатта предполагает использование времени релаксации. Поскольку относительно величины времени релаксации нет однозначной оценки, в данной работе сделан анализ чувствительности с различными временами релаксации. Установлено, что для рассмотренной системы «пласт — флюиды» время релаксации составляет ориентировочно 100 сут.

В работе показаны результаты исследования динамики обводненности скважины в зависимости от специфики ее режима эксплуатации и особенностей строения пласта. Во всех случаях неравновесность ОФП приводит к наличию выраженных пульсаций обводненности.

Список литературы:

  1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари; пер. с англ. М.: Недра, 1982. 407 с.
  2. Баренблатт Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г. И. Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик. М.: Недра, 1984. 211 с.
  3. Басниев К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, И. Н. Кочина, В. М. Максимов. М.: Недра, 1993. 416 с.
  4. Закиров Э. С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа / Э. С. Закиров. М.: Грааль, 2001. 303 с.
  5. Пичугин О. Н. Совершенствование систем разработки месторождений на основе комплексного анализа информации о малоамплитудных тектонических нарушениях / О. Н. Пичугин, П. Н. Соляной, А. С. Гаврись, В. П. Косяков, Г. Г. Кошеверов // Нефтепромысловое дело. 2015. № 11. С. 5-15. 
  6. Степанов С. В. Влияние переходной зоны и скорости вытеснения на динамику обводнения скважины / С. В. Степанов, П. А. Ефимов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 7. С. 84-86.
  7. Степанов С. В. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей / С. В. Степанов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 4. С. 112-114.
  8. Степанов С. В. Математическое моделирование скважины с учетом структуры насыщения расчетной ячейки / С. В. Степанов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 4. С. 114-115.
  9. Степанов С. В. Численное исследование влияния капиллярного давления и сжимаемости на динамику обводненности скважины / С. В. Степанов  // Нефтяное хозяйство. 2008. № 8. С. 72-74.
  10. Хасанов М. М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах / М. М. Хасанов, Г. Т. Булгакова. Москва; Ижевск: ИКИ, 2003. 288 с.