Воспроизведение геомеханических эффектов при адаптации гидродинамической модели слабосцементированного коллектора

Об авторах:

Зубарева Ирина Александровна, специалист, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; iazubareva-tnk@tnnc.rosneft.ru

Степанов Анатолий Викторович, кандидат физико-математических наук, доцент базовой кафедры ООО «ТННЦ» ПАО «НК «Роснефть», Высшая инженерная школа EG, Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия; эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; avstepanov5@tnnc.rosneft.ru

Гаврись Александр Сергеевич, старший менеджер, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; asgavris@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

В работе показан подход к адаптации модели вытеснения высоковязкой нефти полимерным раствором из слабосцементированного коллектора с учетом воспроизведения геомеханических эффектов. Данные эффекты проявляются изменением проницаемости в призабойной зоне нагнетательных и добывающих скважин. Исследование предполагает, что природа возникновения зон разуплотнения в большой степени связана с ростом фактора сопротивления вследствие роста скоростей фильтрации, вызванного увеличением объемов закачки агента вытеснения — полимерного раствора. Работа выполнена на базе секторной гидродинамической модели участка опытно-промышленных работ по вытеснению высоковязкой нефти полимерным раствором. Помимо настройки на фактические данные работы скважин в процессе моделирования оценивалась прогностическая способность модели. Учет геомеханических процессов позволил добиться корректного воспроизведения динамики фактического забойного давления при моделировании закачки полимерного раствора в качестве агента вытеснения. Применение описанного подхода ведет к снижению числа неопределенностей моделирования и повышает точность прогноза.

Список литературы:

Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. 1984. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра. 208 с.

Басниев К. С., Кадет В. В., Каневская Р. Д., Фомин А. В. 1998. Анализ эффективности новых методов и агентов полимерного заводнения для повышения коэффициента нефтеизвлечения. М.: ГАНГ им. И. М. Губкина.

Берлин А. В. 2011. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор). Часть I. Физические предпосылки применения полимерных растворов при заводнении пластов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». № 1. С. 16–25.

Боженюк Н. Н., Стрекалов А. В. 2016. Некоторые приемы адаптации гидродинамической модели к истории разработки // Нефтегазовое дело. Том 14. № 2. С. 42–49.

Гончаров М. А. 1988. Механизм геосинклинального складкообразования. М.: Недра. 264 с.

Желтов Ю. П. 1966. Деформация горных пород. М.: Недра. 198 с.

Земцов Ю. В., Мазаев В. В. 2021. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (литературно-патентный обзор). Екатеринбург: Издательские решения. 239 с.

Иванцов Н. Н. 2018. Исследование фильтрации полимерных растворов в слабосцементированном коллекторе // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 4. № 2. С. 136–150. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-2-136-150

Иванцов Н. Н., Павлов В. А. 2019. Обоснование оптимальных режимов эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированных коллекторах // Нефтепромысловое дело. № 11 (161). С. 92–95. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-11(611)-92-95

Каневская Р. Д. 2002. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Институт компьютерных исследований. М.; Ижевск. 140 с.

Литвин В. В., Самойлов М. В., Власов С. А., Каган Я. М., Кудряшов Б. М. 2010. Развитие работ по полимерному заводнению на опытном участке пласта АВ13 Самотлорского месторождения // Бурение и нефть. № 2. С. 38–43.

Огаджанов В. А. 1997. Геофизические исследования на основе явления дилатации горных пород: автореф. дис. ... д-ра геол.-минерал. наук. Саратов: Саратов. ун-т. 35 с.

Полищук С. Е., Дягилев В. Ф., Леонтьев С. А. 2016. Обоснование применения полимерного заводнения на Новомолодежном месторождении // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): материалы 10-й Междунар. науч.-техн. конф. (посвящ. 60-летию Тюмен. индустр. ун-та). Тюмень: ТИУ. Том 2. С. 119–123.

Прокопенко И. А., Прокопенко М. Н. 2019. Адаптация моделей в разработке месторождений углеводородов. Основные параметры для настройки и адаптации модели // Вестник науки. Том 3. № 6 (15). С. 406–419.

Степанов А. В., Сурков А. Ю., Басыров М. А., Кундин А. С. 2013. Анализ неопределенностей на примере адаптации модели реального месторождения // Нефтепромысловое дело. № 2. С. 8–12.

Степанов А. В., Зубарева И. А., Волгин Е. Р. 2022. Гидродинамическое моделирование лабораторных экспериментов по вытеснению нефти термополимерным раствором // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 8. № 2 (30). С. 77–100. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-2-77-100

Litvak M., Christie M., Johnson D., Colbert J., Sambridge M. 2005. Uncertainty estimation in production predictions constrained by production history and time-lapse seismic in a GOM oil field // SPE Reservoir Simulation Symposium (31 January — 2 February 2005, The Woodlands, Texas). Paper SPE-93146-MS. https://doi.org/10.2118/93146-MS