Выпуск:
2024. Том 10. № 3 (39)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.ruАннотация:
В работе представлены результаты поиска многопараметрических эмпирических зависимостей для определения граничных значений функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) системы «нефть — вода» — остаточной водонасыщенности, остаточной нефтенасыщенности, фазовой проницаемости нефти при остаточной водонасыщенности и фазовой проницаемости воды при остаточной нефтенасыщенности. Исследование выполнено на основе лабораторных данных по четырем группам терригенных пород месторождений, разрабатываемых ПАО «НК „Роснефть“», которые различаются между собой по характерным признакам строения пустотного пространства и свойствам пластовых флюидов. Многопараметрические зависимости искались в виде произведения комбинации безразмерных влияющих параметров в собственных степенях. Проведен анализ чувствительности зависимостей к объему выборки данных. Полученные зависимости могут быть использованы для предварительной оценки граничных значений функций ОФП и могут уточняться по мере накопления экспериментальных данных. На основе эмпирических зависимостей и ранее разработанной модели фильтрации водонефтяной смеси в масштабе керна реализован полностью расчетный метод определения ОФП, который может быть использован в условиях дефицита или отсутствия кернового материала, в том числе для зон пласта, в которых не проводился отбор керна.Ключевые слова:
Список литературы:
Алтунин А. Е., Соколов С. В., Степанов С. В., Черемисин Н. А., Шабаров А. Б. 2013. Расчетный метод получения относительных фазовых проницаемостей на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов // Нефтепромысловое дело. № 8. С. 40–46.
Альвард А. А., Биглов А. Ш., Салихов М. Р. 2021. Обоснование коэффициентов вытеснения нефти водой с использованием статистических моделей в условиях нефтяных месторождений АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. № 12. С. 56–59. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-56-59
Ахметов Р. Т. 2012. Остаточная нефтенасыщенность в рамках гантельной модели строения пустотного пространства породы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 12. С. 39–42.
Байков В. А., Жонин А. В., Коновалова С. И., Мартынова Ю. В., Михайлов С. П., Рыкус М. В. 2018. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора // Территория «Нефтегаз». № 11. С. 34–38.
Беляков Е. О. 2021. Петрофизическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов в концепции связанности порового пространства (на примере традиционных терригенных коллекторов Западной Сибири). M., Ижевск: Институт компьютерных исследований. 288 c.
Гильманов Я. И. 2020. Опыт ООО «ТННЦ» в определении пористости образцов керна // Нефтепромысловое дело. № 9 (621). С. 35–41. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-9(621)-35-41
Гильманов Я. И., Загоровский А. А., Комисаренко А. С., Фадеев А. М., Лазеев А. Н., Гордеев Я. И. 2010. Специальные исследования керна пласта-коллектора Вч Верхнечонского месторождения // Нефтяное хозяйство. № 11. С. 66–71.
Загоровский А. А., Виноградов И. А., Комисаренко А. С. 2015. Обобщение опыта и результатов специальных исследований керна терригенного пласта Верхнечонского месторождения Восточно-Сибирского нефтегазоносного региона // Нефтяное хозяйство. № 11. С. 16–21.
Загоровский М. А., Шабаров А. Б., Степанов С. В. 2024. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды // Математическое моделирование. Том 36. № 1. С. 85–104. https://doi.org/10.20948/mm-2024-01-06
Иванов В. А., Храмова В. Г., Дияров Д. О. 1974. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. М.: Недра. 96 с.
Саломатин Е. Н., Бородин Д. А., Шульга Р. С. 2021. Потоковые исследования слабосцементированного керна методом центрифугирования // Каротажник. № 8 (314). С. 69–82.
Соколов С. В. 2010. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой при проектировании разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. № 11. С. 51–53.
Сонич В. П., Барков С. Л., Печеркин М. Ф., Малышев Г. А. 1997. Новые данные изучения полноты вытеснения нефти водой. М.: ВНИИОЭНГ. 32 с.
Элланский М. М., Рынская Г. О., Дмитриева Т. А., Богданович А. Н. 1987. Влияние минерализации пластовой воды на остаточную водонасыщенность глинистых терригенных пород. М.: Институт нефти и газа им. И. М. Губкина. 18 с.
Chatzis I., Kuntamukkula M. S., Morrow N. R. 1988. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPE Reservoir Engineering. Vol. 3. No. 3. Pp. 902–912. https://doi.org/10.2118/13213-PA
El Sharawy M. S., Gaafar G. R. 2019. Impacts of petrophysical properties of sandstone reservoirs on their irreducible water saturation: Implication and prediction // Journal of African Earth Sciences. Vol. 156. Pp. 118–132. https://doi.org/10.1016/j.jafrearsci.2019.04.016
Esmaeili S., Sarma H., Harding T., Maini B. 2019. Review of the effect of temperature on oil-water relative permeability in porous rocks of oil reservoirs // Fuel. Vol. 237. Pp. 91–116. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.09.100
Nejad K. S., Berg E. A., Ringen J. K. 2011. Effect of oil viscosity on water/oil relative permeability // International Symposium of the Society of Core Analysts (18–21 September 2011, Austin, Texas, USA). Paper SCA 2011-12.
Shen P., Zhu B., Li X.-B., Wu Y.-S. 2006. The influence of interfacial tension on water/oil two-phase relative permeability // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery (22–26 April 2006, Tulsa, Oklahoma, USA). Paper SPE-95405-MS. https://doi.org/10.2118/95405-MS
