Численное исследование влияния неоднородности пластов и свойств флюидов на миграцию нефти и конфигурацию ее залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.02.05, кандидат физико-математических наук Степанов, Сергей Викторович

• Степанов, Сергей Викторович
• кандидат физико-математических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат физико-математических наук Степанов, Сергей Викторович

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава I. МИГРАЦИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ В ЕСТЕСТВЕННЫХ УСЛОВИЯХ.

1.1. Геологические аспекты природной миграции углеводородов.

1.1.1. Классификация миграционных процессов.

1.1.2. Причины миграции углеводородов.

1.1.3. Закономерности расположения залежей нефти и газа.

1.2. Физические аспекты перемещения и распределения флюидов в природных пластах.

1.2.1 Характеристики пустотного пространства породы.

1.2.2. Капиллярные эффекты в пористых средах.

1.2.3. Движение флюидов в пористой среде под действием гравитационных и капиллярных сил.

1.2.4. Роль гидродинамического напора в формировании залежей углеводородов.

1.2.5. Наклонные контакты между флюидами.

1.2.6. Капиллярно-гравитационное распределение флюидов.

1.3. Обзор современных подходов к численному моделированию природной миграции углеводородов.;.,.,.

Выводы к главе I.

Глава II. ПОСТАНОВКА И ЧИСЛЕННОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ФИЛЬТРАЦИИ ДВУХФАЗНОЙ НЕСЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТИ В

НЕОДНОРОДНОЙ ПОРИСТОЙ СРЕДЕ.

ПЛ. Физико-математическая модель.

II. 1.1. Система уравнений.

II. 1.2. Учет неоднородности пластов.

П.2. Трехмерное численное моделирование.

II.2.1. Построение пространственной сеточной модели и аппроксимация уравнений.

П.2.2. Применимость разностной схемы к задачам миграции нефти и конфигурации ее залежей. Граничные и начальные условия.

П.2.3. Сравнение численных и аналитических расчетов.

И.2.4.Сходимость численного решения при математическом моделировании миграции нефти в неоднородных пластах.

Выводы к главе II.

Глава III. РАСЧЕТНО-ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИРОДНОЙ МИГРАЦИИ НЕФТИ И КОНФИГУРАЦИИ ЕЕ ЗАЛЕЖЕЙ В НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ.

III. 1. Миграция и аккумуляция нефти в неоднородном пласте.

III. 1.1. Постановка задачи.

III. 1.2. Миграция и аккумуляция нефти посредством капиллярной пропитки.

III. 1.3. Совместное влияние капиллярных и гидродинамических сил на миграцию нефти.

III. 1.4. Влияние латеральной неоднородности пластов на миграцию и аккумуляцию нефти.

III.2. Конфигурация залежей нефти в гидростатических условиях.

111.2.1. Постановка задачи.

111.2.2. Стационарное положение водо-нефтяного контакта в однородном пласте.

111.2.3. Распределение флюидов в горизонтальном пласте, неоднородном вдоль напластования.

111.2.4. Влияние различных типов распределения пористости и проницаемости на конфигурации залежей нефти.

Выводы к главе III.

Глава IV. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДОМ

ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ.

IV.1. Теоретическая постановка задачи.

IV.2. Оценка запасов нефти в природных пластах.

Выводы к главе IV.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Численное исследование влияния неоднородности пластов и свойств флюидов на миграцию нефти и конфигурацию ее залежей»

Актуальность темы. По многим вопросам, возникающим при изучении природной миграции УВ - нефти и газа, а также их распределения в залежах существуют различные точки зрения. Объясняется это как сложным строением литосферы Земли и сложностью процессов, протекающих при формировании месторождений, так и недостатком, а порой противоречивостью исходной информации. При этом наименее изученными являются процессы миграции УВ в неоднородных пластах и, в частности, аккумуляция их в литологических ловушках.

Неоднородность породы присуща значительному количеству природных пластов. Жидкость, насыщающая природные пласты, также характеризуется своей неоднородностью - она многофазна. Данные свойства системы «пласт-флюиды», обусловливают сложную картину перемещения и распределения УВ в пластах, особенно в естественных условиях, что делает актуальными теоретические исследования природной миграции и конфигурации залежей УВ.

Целью работы являлось изучение миграции нефти в неоднородном пласте и динамики ее аккумуляции в литологических ловушках, изучение влияния неоднородности пласта и свойств насыщающих его флюидов (воды и нефти) на конфигурацию залежей, в частности, исследование конфигурации поверхностей раздела между флюидами в гидростатических условиях. На основе задачи о конфигурации залежей нефти в диссертации решается задача оценки запасов нефти в сложно построенных коллекторах.

Научная новизна результатов, полученных в работе, сводится к следующим положениям:

1. Для аппроксимации зависимости КД от свойств системы пласт-флюиды предложен вид функции Леверетта, параметрически учитывающий капиллярные свойства системы.

2. Исследовано влияние свойств системы пласт-флюиды на миграцию нефти (посредством капиллярной пропитки и под действием гидродинамического перепада давлений) и ее аккумуляцию в литологических ловушках. Проведено сравнение скорости аккумуляции нефти в литологической ловушке и аналогичной по свойствам и размерам области однородного пласта.

3. Показано, что расположение литологических ловушек влияет на формирование поля насыщенности и скорость аккумуляции нефти.

4. На основе принятой физико-математической модели, учитывающей предложенную аппроксимацию КД, изучено влияние свойств системы пласт-флюиды на распределение воды и нефти в неоднородных пластах в гидростатических условиях. Анализ конфигурации ВНК показал, что его наклон возможен как в сторону улучшения коллекторских свойств, так и в сторону их ухудшения.

5. Предложен способ оценки запасов УВ в сложно построенных коллекторах, основанный на решении обратной задачи подземной гидродинамики.

Практическая ценность работы состоит в возможности использования разработанного программного комплекса для решения задач любой размерности в целях:

- исследования, как природных миграционных процессов, так и распределения флюидов в пласте;

- оценки запасов нефти в сложно построенных пластах и получении соответствующего распределения флюидов;

- моделирования разработки месторождений.

Достоверность полученных результатов подтверждается использованием современных достижений в науках, касающихся задач перемещения и распределения УВ в пластах: механики сплошных сред, геологии нефти и газа, методов математического моделирования, а также сопоставлением расчетных результатов с решениями задач, для которых существуют точные решения. Кроме того, достоверность подтверждается реально наблюдаемыми фактами нахождения УВ в литологических ловушках и существовании наклонных контактов в неоднородных пластах в гидростатических условиях.

На защиту выносятся:

1. Результаты моделирования процессов природной миграции и аккумуляции нефти в неоднородном пласте (стадийность динамики заполнения литологической ловушки; немонотонность зависимости времени аккумуляции от отношения коллекторских свойств в высоко- и низкопроницаемых участках пласта; существование для пластов, имеющих одинаковые распределения пористости и проницаемости, но отличающихся капиллярными свойствами, такого значения капиллярного числа, при котором происходит изменение в динамике аккумуляции нефти; влияние расстояния между ловушками на динамику миграции и аккумуляции, особенности зависимости времени аккумуляции от интенсивности поступления нефти в пласт).

2. Результаты исследования конфигураций залежей нефти и ВНЕС в гидростатических условиях в неоднородных пластах, выявленные на основе аппроксимации КД, параметрически учитывающей свойства системы пласт-флюиды.

3. Постановка и решение обратной задачи подземной гидродинамики для оценки запасов УВ в сложно построенных пластах.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская нефть - вчера и сегодня» (Тюмень, 1997), Научно-технической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона» (Тюмень, 1999), Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского АО» (Ханты-Мансийск, 1999), Международной конференции «Dynamics of Multiphase Systems» (Уфа, 2000), Первой конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского АО (Нижневартовск, 2000), Всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2000), а также в Тюменском государственном университете на семинарах кафедры Механики многофазных систем под рук. проф. Шабарова А.Б. (1998, 1999, 2000), в Научно-аналитическом центре рационального недропользования на семинаре отделения Моделирования геологических объектов и процессов под рук. к.г.-м.н. Сидорова А.Н. (1999), семинарах Центра моделирования наукоемких технологий нефтедобычи (ОАО СибНИИНП) под рук. к.ф.-м.н. Пичугина О.Н. (2000), семинаре Тюменского филиала Института теоретической и прикладной механики (ИТПМ) СО РАН под рук. проф. Губайдуллина A.A. (2001), семинаре кафедры теоретической физики Стерлитамакского государственного педагогического института под рук. проф. Филиппова А.И. (2001), семинаре ИТПМ СО РАН (г. Новосибирск) под рук. чл.-корр. Фомина В.М. (2002).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, включающего 106 наименований. Работа изложена на 135 страницах, иллюстрирована 40 рисунками.

Заключение диссертации по теме «Механика жидкости, газа и плазмы», Степанов, Сергей Викторович

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ III

В результате численного моделирования выявлены характерные особенности миграции и аккумуляции нефти в неоднородных пластах, которые сводятся к перечисленным ниже положениям. 1. При равномерном поступлении нефти в пласт, нефтенакопление в литологических ловушках происходит стадийно. Так, для пласта, состоящего из трех последовательно расположенных однородных зон, средняя из которых является литологической ловушкой, аккумуляция нефти в ней происходит в три стадии. Первая стадия характеризуется практически линейным увеличением количества нефти в ловушке.

Вторая стадия характеризуется менее интенсивным по сравнению с первой стадией скоростью нефтенакопления, причина этого - прорыв нефти из ловушки. Разница в зависимостях КД от насыщенности для высоко- и низкопроницаемых участков пласта приводит к торможению потока нефти из ловушки - третьей стадии, которая характеризуется вначале более высокой (по сравнению со второй стадией) скоростью нефтенакопления с постепенным ее спадом к нулевому значению -ловушка становится предельно заполненной нефтью. Аналогично заполняется литологическая ловушка при наличии в пласте гидродинамического перепада давлений.

2. В диапазоне изменения капиллярного числа 0 < Л^, < 10~8, характерного природной миграции, резкая зависимость времени заполнения ловушки имеет место только в начальном диапазоне. Начиная с некоторого значения капиллярного числа время аккумуляции меняется не значительно - основной поток нефти проходит, не задерживаясь в ловушке.

3. При миграции нефти в гидродинамических условиях для пары пластов, различающихся структурой порового пространства (капиллярными свойствами), но имеющими одинаковые распределения пористости и проницаемости, существует значение капиллярного числа ЛГ*, такое, что при значениях капиллярных чисел меньших Л^., быстрее заполняется литологическая ловушка, расположенная в пласте, капиллярные свойства которого лучше, при капиллярных числах больших N° ловушка в этом пласте заполняется медленнее.

4. При наличии в неоднородных пластах гидродинамического перепада давлений противоточная капиллярная пропитка может обеспечивать миграцию УВ на расстояния, соизмеримые с перемещением за счет напора воды.

5. Свойства системы пласт-флюиды оказывают существенное влияние на процессы миграции-аккумуляции УВ. Так, при течении относительно более вязких нефтей или при меньших значениях межфазного натяжения, структура порового пространства оказывает большее влияние.

6. Время, необходимое для полного заполнения ловушки нефтью, немонотонным образом зависит от соотношения характерных размеров пор в низко- и высокопроницаемых участках пласта.

7. Взаимное расположение высоко- и низкопроницаемых зон в пласте, в частности расстояния между ловушками, способны значительно влиять на скорость нефтенакопления в них. Существует такое расстояние между ловушками В*, что при расстояниях, меньших £>*, быстрее заполняется более проницаемая ловушка, при расстояниях больших £>* - быстрее заполняется менее проницаемая ловушка. Наличие соседней ловушки оказывает большее влияние на время аккумуляции в той ловушке, коллекторские свойства которой хуже.

8. Существенное влияние на динамику миграции и аккумуляции УВ оказывает количество УВ, поступающих в пласт. Обнаружено, что зависимость времени заполнения ловушки нефтью от интенсивности поступления нефти в пласт является нелинейной, причем наибольшее влияние на скорость заполнения ловушки оказывает прорыв нефти из ловушки.

9. Основными характеристиками системы пласт-флюиды, влияющими на конфигурации залежей являются структура порового пространства и зависимость остаточных значений насыщенностей от параметра неоднородности пластов, например, характерного размера пор. При прочих равных условиях они могут обусловливать наклон ВНЕС, как в сторону ухудшения коллекторских свойств, так и в сторону их улучшения.

ГЛАВА IV

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДОМ

ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ

1У.1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

На сегодняшний день наиболее широкое применение для оценки запасов УВ получил объемный метод [20, 31, 70], который базируется на информации о расположении флюидов и строении пласта. В его основе лежит положение о том, что вся нефть залегает в пустотах пласта-коллектора, объем которых можно определить зная геометрические размеры пласта и пористость слагающих его пород [31]. При этом для подсчета запасов нефти обычно используют следующую формулу здесь £> - запас нефти, - удельная площадь нефтеносности, к. нефтенасыщенная мощность пласта, - пористость, нефтенасыщенность, р° - истинная плотность нефти в пластовых условиях. Индекс ] означает принадлежность величины к ]-й удельной площадке.

Применение формулы (4.1) предполагает постоянство параметров в пределах удельных площадей, которые усредняются различными способами, что, естественно влияет на точность конечного результата. С другой стороны, для подсчета запасов целесообразно применять формулу

Задача оценки запасов нефти на основе соотношения (4.2) сводится к нахождению пространственного распределения нефтенасыщенности при определенных полях пористости, получаемых из интерполяционных

4.1)

4.2) V моделей с учетом известной геологической информации [80, 106]. Естественно, что распределение нефтенасыщенности должно удовлетворять некоторым известным значениям, в качестве которых обычно выступает ВНК.

Получить требуемое распределение флюидов в пласте в качестве обоснованной априорной модели, то есть прямым решением необходимой системы уравнений при соответствующих начальном и граничных условиях, не представляется возможным. Это связано с тем, что описание таких сложных систем как пласт-флюиды, затрудняется, с одной стороны, отсутствием завершенности в теории подземной гидродинамики и, с другой стороны, недостатком, а порой противоречивостью известной информации. Таким образом возникает необходимость решения обратной задачи [54].

Известно [56], что «в общем случае обратные задачи теории фильтрации относятся к классу некорректных. Постановка и решение обратных задач как оптимизационных позволяет эффективно уточнять искомые параметры тех или иных математических моделей процессов». В качестве критерия оптимизации можно принять, например, минимум функционала суммы интегралов квадратичной невязки между расчетным и фактическим значениями какого-либо параметра, связанного с многофазной фильтрацией.

Примем в качестве допущения постоянство полей, определяющих коллекторские свойства породы природного резервуара, а также постоянство физических свойств насыщающих флюидов. Если известно распределение нефтенасыщенности в р-х скважинах исследуемого пласта на вертикальном интервале г1 <г < г2, то функционал имеет вид

21 я:-БУ р ^ у: сЬ —> ГШП. здесь ^ и £ - соответственно, расчетная и фактическая нефтенасыщенности в р-й скважине.

В частном случае, когда известно положение ВНК, задача прогноза запасов (4.2) сводится к минимизации функционала суммарной квадратичной невязки расчетных и известных значений ВНК к-к Ц

-»тт.

4.3) где к*, Ир - соответственно, известная и вычисленная отметка ВНК вр-й скважине (точка 7 ). Таким образом, определение запасов нефти методом обратной задачи возможно путем решения нескольких прямых задач с различным начальным количеством нефти в коллекторе.

Поскольку положения фактических замеров ВНК в точках гр могут не соответствовать узлам расчетной сетки, то расчетные положения ВНК в гр отстраиваются с использованием методов картопостроения (по разрезу и/или по латерали), то есть способов вычисления функции по заданным ее значениям в некоторых точках. При использовании численного моделирования точками, в которых известны значения нефтенасыщенностей, являются узлы расчетной сетки.

Как отмечалось в предыдущей главе, нахождение полей нефтенасыщенности можно произвести без решения миграционной задачи - только методом установления по времени. С математической точки зрения, это означает, что определенный набор комплексов, состоящих из начального и граничных условиях, дает одинаковый результат (в данном случае - распределение флюидов в переходной зоне).

В рассматриваемых задачах о распределении воды и нефти в пласте различие может заключаться в том, что при нахождении капиллярно-гравитационного распределения флюидов методом установления по времени и решением миграционной задачи (например в случае вертикальной миграции), последняя дает «след» остаточной нефтенасыщенности. При этом структура переходной зоны в обоих случаях одинакова, но ее положение может быть различным в зависимости от количества нефти. На рис. 34 схематично показаны распределения нефтенасыщенности для горизонтального однородного пласта.

Рис. 34. Распределение нефтенасыщенности в однородном горизонтальном пласте, полученное методом установления по времени (1) и решением задачи вертикальной миграции (2).

Чтобы получить распределение нефтенасыщенности, максимально соответствующее заданным значениям ВНК необходимо решить прямую задачу, задавая в качестве начального распределения количество нефти в пласте, при котором функционал (4.3) имеет минимальное значение.

1У.2. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТИ В ПРИРОДНЫХ ПЛАСТАХ

Модельный пласт. Модельная задача о нахождении массы нефти в пласте с заданным распределениями свойств пород т = т(г), к = к(г) и флюидов формулировалась следующим образом: на основе физико-математической модели (2.3)-(2.8) необходимо найти поле (г), удовлетворяющее известным значениям ВНК в некоторых точках коллектора {Т*) и соответствующий этому распределению запас нефти Q,

За ВНК принимается поверхность с = 8аг.

В такой постановке решение задачи находилось для модельного пласта, представляющего собой прямоугольный параллелепипед размером 7км х 7км х 13м в котором все грани непроницаемые (чтобы исключить обмен флюидами). Кровля и подошва имеют вид параллельных плоскостей, ориентированных нормально §. Пласт характеризуется сложно распределенными фильтрационно-емкостными свойствами и имеет высокопроницаемую область (прямоугольный параллелепипед размером 3 км х Зкм х Зм) с т = 0.35 и & = 0.536Д, расположенную вблизи кровли (рис. 35). Следует отметить, что при таком строении пласта задачу нельзя свести к эквивалентной задаче с меньшей размерностью.

Использовались следующие значения физических параметров нефти и воды: ¡ио=\0сП, /и№=1сП, р°0 = 850кг/м3, р° = 1000кг/м3, а = 0.03Н/м, сое0 = \, =0.1, ^ =0.2. а) б)

Рис. 35. распределения пористости (а) и абсолютной проницаемости, Д (б).

Выделенная пунктиром зона - т = 0.35, к = 0.536 Д.

На верхней границе задавалось гидростатическое давление, соответствующее альтитуде кровли. На нижней границе задавалось dPw /dz = pig. На боковых границах - нулевые нормальные производные.

В качестве начального распределения задавалось некоторое (не больше 1-iSw) значение нефтенасыщенности. В данной модельной задаче зависимость остаточной водонасыщенности от размера пор не учитывалась.

На рис. 36 представлено стационарное распределение нефтенасыщенности при ^ = 38.5 млн тонн нефти. Из рисунка видно, что наибольшее количество нефти приходится на выделенную зону, что соответствует реально наблюдаемому факту для гидрофильных пород -несмачивающая фаза стремится к зонам с повышенными коллекторскими свойствами [15]. Выделенная зона обладает ограниченным влиянием на насыщение флюидами и распределение на разрезах при у = 2 км и у = 7 км связано с изменением свойств коллектора вдоль напластования. В плоскости у = 7 км имеется линейное изменение пористости, что отражается в негоризонтальности изосат, переходная зона увеличивается в вертикальном направлении с ухудшением фильтрационных свойств коллектора. р % в

Щй!

А г, м

2.00 Э.ОО 4.00 5.00 6.00 7.00

У=4км

О' Vо "" \ -2006 оо

З.ОО 4.00 5.00 6.00 7.00

У=5 км О-10

X, км

2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00

У=б км У=7 км

Рис. 36. Карты нефтенасыщенности по разрезам. Выделенная белым пунктиром зона - т = 0.35, к = 0.536 Д.

График функционала (4.3) для рассматриваемой модельной задачи представлен на рис. 37. Как видно из рисунка, минимум функционала соответствует прогнозным запасам нефти в 29.2 млн тонн. Истинные запасы соответствуют 29.7 млн. тонн, таким образом ошибка составляет 1.8%.

N. ш* ч

2.00 2.20 2.40 2.60 2.80 3.00 3.20 3.40 3.60 3.80 4.00

Рис 37. Функционал суммарной квадратичной невязки для модельного пласта.

Реальный пласт. Оценка запасов нефти также проводилась для реального пласта. Для создания модели была взята кровля пласта, отстроенная по фактическому материалу. Поскольку рассматриваемая реальная залежь является водоплавающей и мощность пласта значительная (50 м), а также по причине отсутствия гидродинамического режима, поверхность подошвы бралась плоской, чтобы исключить лишнее количество объема пласта (тем самым уменьшить количество узлов разностной сетки, что не маловажно при численном моделировании), никаким образом не влияющее на распределение флюидов.

На рис. 38 показаны структурная карта кровли и карта средней нефтенасыщенности. Из рисунка видно, что изосаты имеют структуру, аналогичную изолиниям отметок кровли. На основании этого можно сделать вывод о том, что основным фактором, определяющим распределение флюидов в данной залежи является гравитационный. а) б)

Рис. 38, а) структурная карта кровли, б) карта средней нефтенасыщенности.

Рис. 39. Карты нефтенасыщенности по горизонтальным срезам через 2.5м.

Использованные в задаче данные о свойствах флюидов и параметрах пласта обуславливают наличие ВНК, по своей конфигурации близкого к горизонтальной плоскости - максимальная разница в отметках составляет 2м. На рис. 39 представлены карты нефтенасыщенности по горизонтальным срезам, выполненным через 2.5м. Данные карты соответствуют распределению флюидов, которое принималось за истинное.

Обратная задача в рассматриваемом случае реализована решением девяти прямых задач. Соответствующий задаче функционал представлен на рис. 40. Как видно из рисунка, кривая функционала имеет достаточно симметричный вид. Это говорит о том, что вариация в задании начального при условии нахождения флюидов в капиллярно-гравитационном равновесии. В случае реального пласта проведено сравнение результатов, получаемых с применением традиционных методов оценки запасов (на примере объемного метода) УВ и предлагаемого метода, основанного на решении обратной задачи.

2. Показана эффективность использования механики сплошных сред для решения геологических задач - рассмотренный подход делает возможным не только оценку запасов УВ, но и получение распределения флюидов в пласте, которое не противоречит исходной информации о свойствах системы пласт-флюиды и фактическому материалу, например отметкам ВНК. Это позволяет делать вывод о возможности прогноза запасов нефти в сложно построенных резервуарах и давать соответствующее пространственное распределение флюидов, которое, в свою очередь, может быть основой при планировании разработки месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований можно сформулировать следующие выводы о влиянии неоднородности пластов и свойств флюидов на природную миграцию нефти и конфигурацию ее залежей:

1. Впервые показано, что при непрерывном поступлении нефти в пласт аккумуляция нефти в литологической ловушке происходит в три стадии: на первой стадии количество нефти в ловушке растет практически линейно, вторая стадия характеризуется резким спадом в скорости нефтенакопления и связана с разгрузкой ловушки, на третьей стадии скорость нефтенакопления вначале возрастает, а затем асимптотически приближается к нулевому значению - ловушка становится максимально заполненной нефтью.

2. Время, необходимое для полного заполнения ловушки нефтью немонотонным образом зависит от соотношения характерных размеров пор в ловушке и в соседней низкопроницаемой части пласта.

3. В диапазоне изменения капиллярного числа 0 < тУс < 10~8, характерного природной миграции, резкая зависимость времени заполнения ловушки имеет место только в начальном диапазоне, после которого время аккумуляции меняется незначительно - основной поток нефти проходит, не задерживаясь в ловушке.

4. Для пластов, отличающихся зависимостью капиллярного давления от насыщенности, выявлено существование значения капиллярного числа Л^,, при значениях капиллярных чисел меньше которого, быстрее заполняется литологическая ловушка, расположенная в пласте, коллекторские свойства которого лучше, при капиллярных числах больших ловушка в этом пласте заполняется медленнее.

5. Обнаружено, что зависимость времени заполнения ловушки нефтью от интенсивности ее поступления в пласт является нелинейной, при этом наибольшее влияние на скорость аккумуляции нефти происходит после прорыва нефти из ловушки.

6. Выявлен эффект влияния расстояния между ловушками на скорость аккумуляции в них нефти: существует такое расстояние между ловушками £>*, что при расстояниях, меньших Б*, быстрее заполняется более проницаемая ловушка, при расстояниях больших £)* - быстрее заполняется менее проницаемая ловушка. При этом наличие соседней ловушки оказывает большее влияние на время аккумуляции в той ловушке, коллекторские свойства которой хуже.

7. Согласно результатам, полученным для горизонтального модельного пласта с пористостью и проницаемостью, изменяющимися вдоль напластования, наклон ВНК может быть как в сторону улучшения кол лекторских свойств, так и в сторону их ухудшения. Такая особенность связана с капиллярными характеристиками породы пласта, проявляющимися в зависимостях функций КД от насыщенности.

8. Впервые предложен метод оценки запасов УВ в сложно построенных коллекторах, основанный на решении обратной задачи о распределении флюидов в залежи; показана его эффективность на примерах оценки запасов нефти в модельном и реальном пластах.

Список литературы диссертационного исследования кандидат физико-математических наук Степанов, Сергей Викторович, 2002 год

1. Абасов М.Т., Таиров Н.Д., Везиров Д.Ш. и др. Капиллярные явления и нефтеотдача. Баку: Элм, 1987. - 148 с.

2. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.-408 с.

3. Аксенов A.A. Моделирование процессов нефтегазообразования — основа оценки нефтегазоносности регионов и прогноза перспективности локальных объектов / Сб. Моделирование нефтегазообразования. М.: Наука, 1992, С.36-40.

4. Алишаев М.Г. и др. Сравнительный анализ относительных фазовых проницаемостей для порового и трещинного коллекторов при слабой гидрофильности или гидрофобности внутренней поверхности породы // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. -С.54-59.

5. Андерсон Д., Таннехилл Дж., Плетчер Р. Вычислительная гидромеханика и теплообмен. Т. 1. М.: Мир, 1990. - 384 с.

6. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

7. Басниев К.С. и др. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1986. 303 с.

8. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993.-416 с.

9. Бедриковецкий П.Г., Мац В.Б., Шапиро A.A. Капиллярно-гравитационная сегрегация двухфазных смесей в залежах большой толщины // Теоретические основы химической технологии. 1994. - Т. 28. - №6. -С.568 - 576.

10. Ю.Белоцерковский О.М. Численное моделирование в механике сплошных сред. М.: Наука, 1984. - 520 с.

11. П.Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений. Т.2. М.: Физматгиз, 1962.-640 с.

12. Берчик Эмиль Дж. Свойства пластовых жидкостей. Пер. с англ. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 183 с.

13. З.Большаков Ю.Я. Капиллярно-экранированные залежи нефти и газа. -Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1989. 128 с.

14. Болыпаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. -Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. 184 с.

15. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1957. - 480 с.

16. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1989. - 422 с.

17. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатных месторождений. М.: Недра, 1986.-228 с.

18. Геология нефти и газа: Учебник для вузов / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин и др. М.: Недра, 1990. - 240 с.

19. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И., Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982. 310 с.

20. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1975.-304 с.

21. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970.-208 с.

22. Гуревич А.Е. и др. Давление пластовых флюидов. JL: Недра, 1987.-223с.

23. Гурьева Я.Л., Ильин В.П. Вычислительные аспекты методов конечных объемов // Журнал вычислительной математики и математической физики. 1998.-Т. 38.-№ 11. - С.1860-1876.

24. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Взаимодействие залежей газа и нефти с пластовыми водами. М.: Недра, 1991. - 189 с.

25. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа: Пер. с англ. -М.: Недра, 1985. 149 с.

26. Дворецкий П.И., Ярмахов И.Г. Электромагнитные и гидродинамические методы при освоении нефтегазовых месторождений. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 318 с.

27. Доленко Г.Н. Происхождение нефти и газа и нефтегазонакопление в земной коре. Киев: Наук, думка, 1986. - 136 с.

28. Дремов O.A., Пергамент А.Х., Повещенко Ю.А., Самарская Е.А. Об одном подходе к моделированию процессов развития осадочных бассейнов // Журнал вычислительной математики и математической физики. 1996. -Т. 36.-№5.-С. 126-136.

29. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. -М.: Недра, 1989. 232 с.

30. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. -М.: Наука, 1996.-176 с.

31. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 488 с.

32. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975.-216с.

33. Иванников В.И. К вопросу миграции нефти в природных резервуарах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. - № 3. - С.15 - 17.

34. Иванников В.И. Миграция флюидов при формировании залежей углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. - № 9. — С. 9 - 12.

35. Иванников В.И. Миграция углеводородов и ее движущие силы // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - № 3. - С.21-23.

36. Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. М.: Наука, 1974. - 96 с.

37. Ивахненко А.Г., Пека П.Ю., Востров H.H. Комбинированный метод моделирования водных и нефтяных полей. Киев: Наук, думка, 1984. -152 с.

38. Исмаил-заде А.Т. и др. Реализация трехмерной гидродинамической модели эволюции осадочных бассейнов // Журнал вычислительной математики и математической физики. 1998. - Т. 38. - № 7. - С. 11901203.

39. Казакевич Г.И. И др. Процессы миграции углеводородов в реальных геологических регионах // Математическое моделирование. 1998. - Т. 10. -№ 6. - С.20-30.

40. Калинко М.К. Тайны образования нефти и горючих газов. М.: Недра, 1981.-192 с.

41. Кобранова В.Н. Петрофизика. М.: Недра, 1986. - 392 с.

42. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири / Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин, М.Е. Стасюк М.: Недра, 1992. -295 с.

43. Коновалов А.Н. Задачи фильтрации многофазной несжимаемой жидкости. -Новосибирск: Наука, 1988. 166 с.

44. Кремс А.Я. Вопросы формирования залежей нефти и газа. JI: Гостоптехиздат, 1954. - 260 с.

45. Крутиков Н.М. Гидродинамика процессов аккумуляции нефти и газа в ловушках различного типа. / Сб. Гидрогеологические особенности нефтегазонакопления в ловушках. С. 14-21.

46. Крылов В.И. и др. Вычислительные методы высшей математики. Т. 1. -Мн.: Вышейшая школа, 1972. 584 с.

47. Кузнецов В.В., Димов C.B. Топология двухфазного течения в пористой среде / Сб. тр. XI Семинара Динамика многофазных сред. Новосибирск, 2000.-С.61-65.

48. Кузнецов O.JI., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. - 269 с.

49. Леви Б.И., Зайдель Я.М. Об одной неявной разностной схеме для численного решения задач двухфазной фильтрации // Численные методы механики сплошной среды. 1976. - Т. 7. - № 3. - С.117-122.

50. Линецкий В.Ф., Миграция нефти и формирование ее залежей. Киев: Наукова думка, 1965. - 200 с.

51. Marapa К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти. Пер. с англ. -М.: Недра, 1982. 226 с.

52. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов Р.Н., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. - 464 с.

53. Михайлов И.М. Потенциальная энергия пластовых флюидов. М.: Наука, 1987.-96 с.

54. Многомерная и многокомпанентная фильтрация: Справочное пособие / С.Н. Закиров, Б.Е. Сомов, В.Я. Гордон и др. М.: Недра, 1988. - 335 с.

55. Неручев С.Г., Моисеева О.Б., Климова Л.И., Смирнов C.B. Моделирование процессов миграции и аккумуляции нефти в ловушках // Геология и геофизика. 2000. - Т. 41. - № 8. - С. 1145 - 1164.

56. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.-232 с.

57. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. 2. М.: Наука, 1987. -360 с.

58. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984.-232 с.

59. Николаевский В.Н., Бондарев Э.А., Миркин М.И., Степанова Г.С., Терзи В.П. Движение углеводородных смесей в пористой среде. М.: Недра, 1968.-192 е.

60. Носков М.Д., Истомин А.Д., Стохастически-детерминистическое моделирование неустойчивого вытеснения несмешивающихся жидкостей // Математическое моделирование. 1999. - Т. 11. - № 10. - С.77-85.

61. Палатник Б.М., Писарев В.И. Применение численной схемы повышенной точности для моделирования двухфазной фильтрации // Журнал вычислительной математики и математической физики. 1996. - Т. 36. — № 11. - С.115 - 125.

62. Панфилова И.В. Гравитационное внедрение несмачивающей жидкости в пористую среду. Классификация режимов // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 1998. -№ 2. - С.95-103.

63. Пеньковский В.И. Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа. 1983. - № 5. - С. 184 - 187.

64. Первичная и вторичная миграция нефти и газа. Сб. статей. М.: ВНИГНИ, 1975.-332 с.

65. Пергамент А.Х., Попов С.Б. Двумерные задачи двухфазной фильтрации // Математическое моделирование. 1998. - Т. 10. -№ 2. - С.48-70.

66. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник / И. Д. Амелин, В. А. Бадьянов, Б.Ю. Венделыптейн и др. М.: Недра, 1989. - 270 с.

67. Породы-коллекторы и миграция нефти. Сб. научн. трудов. — М.: ИГиРГИ, 1988.- 106 с.

68. Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти и битумов / М.Д. Белонин, И.С. Гольдберг, А.Е. Гуревич и др. Под ред. В.Д. Наливкина. JL: Недра, 1983. - 272 с.

69. Разработка нефтяных месторождений. Под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. 1. - 240 с.

70. Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. — Л: Гостоптехиздат, 1951. — 620 с.

71. Розенберг М.Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпанентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 335 с.

72. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. -М.: Недра, 1977. 413 с.

73. Салле К., Дебизер Ж. Формирование нефтяных залежей. Пер. с франц. -М.: Недра, 1978.-245 с.

74. Самарский A.A. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977 — 656 с.

75. Самарский A.A., Гулин A.B. Численные методы. М.: Наука, 1989. -432 с.

76. Степанов C.B., Шабаров А.Б. Влияние неоднородности пластов и свойств флюидов на конфигурацию залежей нефти. Вариационная задача оценки запасов нефти в сложнопостроенных коллекторах. // Сб. докл. науч. конф. Тюмень, 2000. - С.36 - 39.

77. Степанов C.B., Шабаров А.Б. Зависимость положения водо-нефтяного контакта от свойств флюидов в однородном коллекторе // Вестник ТГУ. — 2000. -№ 3. С.18 - 22.

78. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. 308 с.

79. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распростронение нефти. М.: Мир, 1981.-504 с.

80. Трапезникова М.А., Чурбанова Н.Г. Моделирование процесса нефтедобычи явными и неявными численными методами. // Математическое моделирование. 1997. - Т. 9. — № 6. — С.53-66.

81. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 60 с.

82. Ханин A.A. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. М.: Недра, 1965.-366 с.

83. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра, 1976. - 295 с.

84. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.-368 с.

85. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика, М.: Гостоптехиздат, 1963. -396 с.

86. Шабаров А.Б., Сидоров А.Н., Степанов C.B. Применение метода контрольного объема для решения двумерных задач распространения водорастворенных углеводородов // Вестник ТГУ. 2000. -№3.-С.10-17.

87. Шабаров А.Б., Степанов C.B. Физические аспекты миграции углеводородов на основе 3D численного моделирования // Тез. докл. науч.-техн. конф. Тюмень: ТюмГНГУ. - 1999. - С.23-24.

88. Шабаров А.Б., Федоров K.M., Степанов A.B., Степанов C.B. Математическое моделирование некоторых задач природной миграции углеводородов. // Сб. докл. науч.-практ. конф. Ханты-Мансийск, 1999. -С.352-356.

89. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Моделирование залежей нефти с позиций системной оптимизации процессов // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 12. - С. 19-22.

90. Швидлер М.И., Леви Б.И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М.: Недра, 1970. - 156 с.

91. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. - 205 с.

92. Юсупов P.M. и др. Обеспечение точности параметров для подсчета запасов с применением трехмерной модели месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000.-№ 2. - С.З7-39.

93. Ягафаров А.К., Курамшин P.M., Демичев С.С. Интенсификации притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. -Тюмень: Изд. фирма "Слово", 2000. 224 с.

94. Advanced in Modelling and Understanding of Hydrocarbon Migration // Oslo, Norvey, Proceedings of International Conference, 1998.

95. Catalan L., Chartiz I., Dullien F.A. Experimental Study of Secondary Oil Migration // AAPG Bui., 1992, v. 65/5, p. 638 650.

96. Ivar Aavatsmark, Tor Barkve, and Trond Mannseth. Control-Volume Discretization Methods for 3D Quadrilateral Grids in Inhomogeneous, Anisotropic Reservoirs. // SPE Journal, June 1998, volume 3, number 2., pp. 146-154.

97. Lund, К and Fogler, H.S., Acidization, V: The predictions of the movement of acid and permeability fronts in sandstones. Chem. Eng. Sci., May 1976, 31, p. 381-392.

98. Martin Blunt and Mike Christie, How to predict viscous findering in three component flow / Transport in porous media, vl2, n3, 1993, pp. 2077-236.

99. Shabarov A.B., Stepanov S.V. Oil Reserves Prediction in Terms of Three-Dimensional Models of Mechanics of Multiphase System // Ufa, Bashkortostan, Russia, Proceedings of International Conference on Multiphase Systems, 2000, pp. 347-350.