Особенности физического и математического моделирования фильтрации нефти и воды при разных давлениях обжима

Об авторах:

Загоровский Михаил Алексеевич, специалист управления научно-технического развития, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; аспирант кафедры прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; mazagorovskiy2@tnnc.rosneft.ru

Степанов Сергей Викторович, старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; доктор технических наук, профессор базовой кафедры ООО «ТННЦ», Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; svstepanov@tnnc.rosneft.ru

Гильманов Ян Ирекович, кандидат геолого-минералогических наук, эксперт по петрофизическим исследованиям, Тюменский нефтяной научный центр; yigilmanov@tnnc.rosneft.ru

Загоровский Алексей Анатольевич, заведующий лабораторией, Тюменский нефтяной научный центр; aazagorovskiy@tnnc.rosneft.ru

Зайцев Алексей Иванович, ведущий специалист, Тюменский нефтяной научный центр; aizaitsev2@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

В статье рассматриваются особенности и результаты физического и математического моделирования фильтрационных экспериментов на терригенных и карбонатных образцах керна горной породы при разных давлениях обжима. Такие исследования необходимы для понимания влияния горного давления на фильтрационно-емкостные свойства и относительные фазовые проницаемости (ОФП) пород-коллекторов, в том числе и с позиции технологии «цифровой керн», поскольку томография керна, как правило, производится в атмосферных условиях, а данные по свойствам породы необходимы для пластовых условий.

Анализ литературных источников показал, что имеется незначительное количество публикаций, посвященных изучению влияния давления обжима на ОФП посредством физического моделирования. При этом не нашлось ни одной работы, в которой бы совместно рассматривались результаты физического и математического моделирования в аспекте изучения влияния давления обжима. В этой связи представленные материалы являются уникальными.

Лабораторное исследование ОФП выполнено на составных керновых моделях методом стационарной фильтрации при давлениях обжима 10 и 20 МПа. Математическое моделирование фильтрационных экспериментов выполнено в симуляторе Eclipse. Распределение пористости в гидродинамических моделях керна задавалось на основе данных по компьютерной томографии керна. Распределение остальных свойств породы (проницаемости, остаточных насыщенностей, значения ОФП при остаточных насыщенностях) рассчитывалось через обобщенные зависимости.

Показано, что для терригенных и карбонатных пород увеличение давления приводит к различному поведению функций ОФП и подвижности жидкости. Результаты лабораторных исследований интерпретируются с позиции процессов на микроуровне, исходя из формирования характера течения и связанной водонасыщенности при деформации пустотного пространства. Также показано, что фильтрационные эксперименты на керне при различных горных давлениях можно имитировать на гидродинамическом симуляторе, но при этом изучение закономерностей в изменении параметров моделей при изменении давления зависит от наличия закономерностей в поведении свойств породы по результатам физического моделирования.

Список литературы:

1. Байков В. А. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора / В. А. Байков, С. И. Коновалова, С. П. Михайлов // Территория «Нефтегаз». 2018. № 11. С. 37.

2. Иванов В. А. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа / В. А. Иванов, В. Г. Храмова, Д. О. Дияров. М.: Недра, 1974. C. 57.

3. Практическое руководство по созданию гидродинамических моделей. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. C. 112.

4. Степанов С. В. Цифровой анализ керна: проблемы и перспективы / С. В. Степанов, Д. П. Патраков, В. В. Васильев, А. Б. Шабаров, А. В. Шаталов // Нефтяное хозяйство. 2018. № 2. C. 18-22. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-2-18-22

5. Adenutsi C. D. Influence of net confining stress on NMR T2 distribution and two-phase relative permeability / C. D. Adenutsi, Z. Li, Z. Xu, L. Sun // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 178. Pp. 766-777. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.03.083

6. Al-Quraisji A. Pore pressure versus confining pressure and their effect on oil-water relative permeability curves / A. Al-Quraisji, M. Khairy // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. Vol. 48. Pp. 120-126. DOI: 10.1016/j.petrol.2005.04.006

7. Jenei B. Numerical Modelling and Automated History Matching in SCAL for Improved Data Quality: Master thesis / B. Jenei. Leoben: University of Leoben, 2017.

8. Lian P. Q. The characteristics of relative permeability curves in naturally fractured carbonate reservoirs / P. Q. Lian, L. S. Cheng, C. Y. Ma // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2012. Vol. 51. No. 2. Pp. 137-142. DOI: 10.2118/154814-PA

9. Lomeland F. A new versatile relative permeability correlation / F. Lomeland, E. Ebeltoft, W. H. Thomas // International Symposium of the Society of Core Analysis (Toronto, Canada, August 2005). 2005. Paper No. SCA2005-32.

10. Mostaghimi P. Transport Phenomena Modelled on Pore-Space Images: Ph. D. diss. / P. Mostaghimi. London: Imperial College London, 2012. P. 84.

11. Shandrygin A. N. Digital core analysis for flow process evaluation is myth or reality? / A. N. Shandrygin // Paper presented at the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Technical Conference and Exhibition (Moscow, Russia, October 2014). 2014. Paper No. SPE-171216-MS. DOI: 10.2118/171216-MS