О численных эффектах в гидродинамическом моделировании

Об авторе:

Иванцов Николай Николаевич, эксперт, ООО «РН-Геология Исследования Разработка», Тюмень, Россия; NNIvantsov@rn-gir.rosneft.ru, ORCID 0009-0006-6404-6202

Аннотация:

В статье изучается вопрос влияния численных эффектов, в первую очередь, численной диффузии, на результаты гидродинамического моделирования разработки месторождений. В вычислительных экспериментах, имитирующих решение актуальных задач подземной разработки, показано, что степень влияния численных эффектов недооценивается, а методы их нейтрализации не всегда корректны. В частности, показано, что решение обратной задачи адаптации к истории разработки не позволяет корректно компенсировать численные эффекты без уточнения и детализации геологической основы. Предложены наиболее корректные способы снижения влияния численных эффектов, а также дальнейшие направления развития методик их минимизации в гидродинамическом моделировании.

Список литературы:

Абсалямов А. В., Богачев К. Ю., Глазкова Е. А., Костин Г. А., Телишев А. С., Трегуб С. Л., Шимонин Е. Ю. 2020. Геолого-гидродинамическое моделирование высокого разрешения на высокопроизводительных вычислительных кластерах // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual. SPE-201949-RU. https://doi.org/10.2118/201949-MS

Боженюк Н. Н., Стрекалов А. В. 2016. Некоторые приемы адаптации гидродинамической модели к истории разработки // Нефтегазовое дело. Т. 15. № 2. С. 42–49.

Еремян Г. А., Рукавишников В. С. 2020. Критерии качества автоматизированной адаптации геолого-гидродинамической модели месторождения углеводородов // Экспозиция Нефть Газ. № 6. С. 76–79.

Загоровский М. А., Степанов С. В., Гильманов Я. И., Загоровский А. А., Зайцев А. И. 2021. Особенности физического и математического моделирования фильтрации нефти и воды при разных давлениях обжима // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Т. 7. № 4(28). С. 93–110. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-93-110

Загоровский М. А., Степанов С. В., Шабаров А. Б. 2024. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды // Математическое моделирование. Т. 36. № 1. C. 85–104.

Закиров Э. С., Любимова О. В., Индрупский И. М., Аникеев Д. П., Архипова Е. Ю. 2017. Автоматизированная геологически-согласованная адаптация распределения фаций и свойств пласта в межскважинном пространстве на основе сопряженных методов // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia. SPE-1878603-RU. https://doi.org/10.2118/187803-MS

Зольников Д. Н., Хурамшина Э. И., Рыков А. И., Свалов А. В., Емельянов Д. В. 2024. Опыт применения упрощенных гидродинамических моделей на уникальном нефтяном месторождении Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. № 7. C. 84–89.

Иванцов Н. Н., Степанов А. В., Стрекалов А. В. 2018. Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Т. 4. № 4. С. 191–209. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-4-191-209

Комалов С., Шелест Н. 2019. Решение проблем, связанных с гидродинамическим моделированием засолоненных отложений месторождения в Восточной Сибири // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia. SPE-196877-RU. https://doi.org/10.2118/196877-MS

Марков П. В., Родионов С. П. 2015. Использование моделей микростурктуры поровой среды при расчете фильтрационных характеристик для гидродинамических моделей // Нефтепромысловое дело. № 11. С. 64–75.

Овчаров В. В. 2014. Модификация функций относительных фазовых проницаемостей для регуляризации численного решения задачи вытеснения нефти водой // Нефтяное хозяйство. № 3. С. 102–105.

Персова М. Г., Соловейчик Ю. Г., Вагин Д. В., Овчинникова А. С., Гриф А. М. 2021. Неопределенность и аппроксимация высоконеоднородных нефтяных коллекторов при решении задач автоматической адаптации //Геомодель 2021: материалы 23-й конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. М.: ЕАГЕ Геомодель. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202157049

Степанов С. В. 2006. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. № 4. C. 112–114.

Степанов С. В., Вокина В. Р. 2024. К вопросу о сопоставимости относительных фазовых проницаемостей, полученных разными методами // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 10. № 2(38). С. 45–55. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2024-10-2-45-55

Степанов С. В., Шабаров А. Б. 2021. К вопросу о наличии закономерностей между функцией межфазного взаимодействия и фильтрационно-емкостными свойствами // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Т. 7. № 1(25). С. 92–111. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-1-92-111

Сыртланов В., Головацкий Ю., Ишимов И., Межнова Н. 2019. О некоторых приемах автоматизации адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia. SPE-196878-RU. https://doi.org/10.2118/196878-MS

Шишаев Г. Ю., Матвеев И. В., Еремян Г. А., Демьянов В. В., Кайгородов С. В. 2020. Геологически обоснованная автоматизированная адаптация гидродинамических моделей на примере реального месторождения // Нефтяное хозяйство. № 6. C. 58–61. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-58-61

Adepoju O. O., Hussein H., Chawathe A. 2017. Assessment of chemical performance uncertainty in chemical EOR simulations // SPE Reservoir Simulation Conference, Montgomery, Texas. SPE-182596-MS. https://doi.org/10.2118/182596-MS

Chen G., Wei C., Han X., Han P., Ma M., Zhang X., Lu K. 2015. Simulation for high viscoelasticity polymer flooding pilot in LMDN4-4 Block of Daqing Oilfield // SPE Asia Pacific Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia. SPE 174612. https://doi.org/10.2118/174612-MS

Li Z., Zhang A., Cui X., Zhang L., Guo L., Shan L. 2012. A successful pilot of dilute surfactant-polymer flooding in Shengli Oilfield // SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma. SPE-154034-MS. https://doi.org/10.2118/154034-MS

Nguyen N. T., Chen Z., Nghiem L. X., Dang C. T., Yang C. 2014. A new approach for optimization and uncertainty assessment of surfactant-polymer flooding // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE. SPE-172003-MS. https://doi.org/10.2118/172003-MS

Pandey A., Beliveau D., Corbishley D. W., Kumar M. S. 2008. Design of an ASP Pilot for the Mangala Field: Laboratory evaluations and simulation studies // SPE Indian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Mumbai, India. SPE 113131. https://doi.org/10.2118/113131-MS

Veedu F. K., Delshad M., Pope G. A. 2010. Scaleup Methodology for Chemical Flooding // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy. SPE 135543. https://doi.org/10.2118/135543-MS