Нестационарный тепломассоперенос водонефтяной смеси в системе горизонтальных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Жижимонтов Иван Николаевич

• Жижимонтов Иван Николаевич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Жижимонтов Иван Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

1.1 Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти

1.2 Методы разработки месторождений высоковязкой нефти

1.3 Физико-математическое моделирование неизотермической фильтрации

1.4 Цифровой анализ керна: мировой опыт разработки технологии

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

Глава 2. ЧИСЛЕННОЕ СТОХАСТИЧЕСКОЕ ПОРОВО-СЕТЕВОЕ МИКРОМОДЕЛИРОВАНИЕ

2.1 Создание виртуального образца горной породы

2.2 Моделирование течения в пустотном пространстве

2.3 Тестирование и апробация модели однофазной фильтрации

2.4 Тестирование и апробация модели многофазной фильтрации

2.5 Исследование элементарного представительного объема

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

Глава 3. ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОЦЕССОВ ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА В СИСТЕМЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

3.1 Постановка задачи

3.2 Квазиодномерное течение в горизонтальных участках скважин

3.3 Построение расчетной сетки с использованием теории функций комплексной переменной

3.4 Модель массопереноса в пласте

3.5 Модель тепломассопереноса в пласте

3.6 Общий алгоритм расчета

3.7 Проверка сходимости и устойчивости конечно-разностных схем

3.8 Серия тестовых расчетов

3.9 Эффективность разработанного подхода

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

Глава 4. РАСЧЕТНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ РЕАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

4.1 Апробация на реальном месторождении высоковязкой нефти

4.2 Исследование влияния начальных параметров системы

4.3 Исследование влияния геометрических и геологических параметров

4.4 Исследование влияния режимов работы системы скважин

4.5 Исследование влияния неоднородностей петрофизических и теплофизических свойств пласта

4.6 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ПРИЛОЖЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Нестационарный тепломассоперенос водонефтяной смеси в системе горизонтальных скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. В последние десятилетия наблюдается ярко выраженная тенденция к ухудшению качества минерально-сырьевой базы запасов углеводородов в связи с истощением уже разрабатываемых месторождений и увеличением доли открытых объектов, содержащих преимущественно нетрадиционные запасы. Понятие «нетрадиционные» запасы углеводородов не имеет однозначной трактовки, в широком смысле - это более дорогие ресурсы УВ по сравнению с традиционными. В ходе данной работы не будут рассмотрены все виды и типы таких запасов, ограничимся предложенным комплексом физико-математических моделей и их программных реализаций для решения научных и производственных задач на примере месторождений высоковязкой нефти.

Месторождения высоковязкой нефти занимают значительную долю в структуре балансовых запасов Российской Федерации. В зависимости от региона их доля достигает от 35 до 100 %. С учетом различных классификаций и по разным оценкам объем запасов таких нефтей составляет от 10 до 50 млрд. тонн. При этом с учетом последних открытий в геологоразведке доля запасов высоковязких нефтей, по всей видимости, будет только возрастать (особенно по мере геологоразведки в арктических регионах страны). Таким образом, можно предположить, что разработка месторождений высоковязких нефтей будет являться ключевым фактором для поддержания уровня нефтедобычи в России в долгосрочной перспективе.

Разработка месторождений высоковязкой нефти осложнена рядом факторов, определяющих основные задачи исследования. Для месторождений ВВН ключевой проблемой, отраженной даже в общепринятой классификации таких объектов, являются реологические свойства пластовых углеводородов. Низкая подвижность нефти в пластовых условиях и соответственно невысокая продуктивность скважин определяется высокой вязкостью. В связи с этим основным и наиболее эффективным инструментом разработки месторождений ВВН традиционно считается тепловое воздействие на пласт. Применение системы

горизонтальных скважин позволяет значительно улучшить технологические показатели, благоприятным фактором для этого выступает относительно небольшая глубина залегания продуктивных пластов и слабоконсолидированный (рыхлый) тип пород [128]. Соответственно тепловые методы в совокупности с использованием горизонтальных скважин являются наиболее эффективными способами разработки таких объектов, зачастую обеспечивающие повышение нефтеотдачи в разы. Учет данных факторов при моделировании процессов разработки месторождений высоковязкой нефти приводит к большим сложностям [9], и соответственно разработка эффективного метода расчета для решения многопараметрических задач оптимизации, ремасштабирования и адаптации является актуальной.

Необходимо отметить, что для таких отложений имеются определенные сложности с проведением лабораторных исследований керна, особенно высокая степень неопределенности характера для специальных потоковых экспериментов, например для получения диаграмм относительных фазовых проницаемостей. В терминах теплофизики ОФП является ключевым параметром массопереноса, поэтому для снижения неопределенностей в работе предложен подход к цифровому микромоделированию. На этом особенности разработки месторождений ВВН не ограничиваются и более подробно описаны в главе 1.

Разработкой прогрессивной технологии цифрового исследования керна в последнее время занимались многие отечественные исследователи, такие как: С.В. Степанов, А.Б. Шабаров, Я.И. Гильманов, В.А. Ефимов, А.В. Мальшаков, В.В Кадет, П.В. Марков, Д.Е. Игошин, П.Ю. Томин, Д.В. Корост, О.С. Сотников, А.В. Шаталов и многие другие. Можно выделить многочисленных иностранных исследователей, которые внесли большой вклад в развитие данного направления: M. J. Blunt, S. Bryant, D.H. Fenwick, P. Mostaghimi, P.E. Oren, U. Fischer, N.I. Idowu, R. Lenormand и др. Более подробно технология цифрового исследования керна описана в главе 1 и 2.

Усовершенствование подходов к численному моделированию явлений, протекающих при тепловых процессах в пласте, является важным направлением

развития нефтегазовой отрасли в целом. Вопросы, связанные с разработкой месторождений тепловыми методами, изучаются значительно раньше (первая работа датируется 1932 г.). Большое количество публикаций по данной тематике начало появляться во второй половине 20-ого века. А на текущий момент накоплен довольно обширный опыт как теоретических и численных исследований, так и практических результатов. Значительный вклад в развитие тепловых (термических) методов разработки и основ теоретических расчетов внесли Х. Азиз, А.Б. Шейнман, М.Г. Алишаев, Г.И. Баренблатт, А.А. Боксерман, А.И. Брусиловский, И.М. Губкин, К.К. Дубровай, В.М. Ентов, Ю.П. Желтов, Л.И. Рубинштейн, В.М. Рыжиков, М. Маскет, Э.Б. Чекалюк, R. Butler, K.H. Coats, R.H. Langerbeim, J. Max и многие другие ученые. Подробный обзор существующих подходов к моделированию описан в главе 1.

Цель диссертационной работы - разработка эффективного метода расчета для решения нестационарных задач тепломассопереноса в пласте с системой горизонтальных скважин и проведение на его основе расчетно-теоретических исследований теплофизических процессов, протекающих при разработке месторождений высоковязкой нефти.

Для выполнения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие задачи:

1. Развитие подходов к физико-математическому моделированию нестационарного квазитрехмерного тепломассопереноса в пласте с системой горизонтальных скважин за счет учета особенностей массопереноса на микроуровне, подхода к построению динамической адаптивной сетки и эффективного способа расчета.

2. Создание метода на основе стохастического порово-сетевого моделирования с применением перколяционных моделей для цифрового изучения горных пород на микроуровне и разработка эффективных подходов получения функций относительных фазовых проницаемостей для различных типов коллекторов с учетом функции межфазных потерь, в том числе при разных температурах.

3. Разработка усовершенствованного численного метода расчета нестационарных полей температуры, давления и скорости при закачке в пласт горячего теплоносителя на основе предложенной физико-математической модели и проведение расчетно-параметрических исследований на примере реального месторождения высоковязкой нефти.

В качестве объекта исследования выступают особенности и закономерности тепломассопереноса в пористых средах, насыщенных многофазной жидкостью, на месторождениях с залежами высоковязкой нефти в системе «нагнетательная горизонтальная скважина - продуктивный пласт -добывающая горизонтальная скважина». Под объектом моделирования понимается образец горной породы или природный резервуар в целом.

Предметом исследования являются особенности и закономерности поведения многофазных систем, теплофизических свойств горных пород и флюидов, поля температуры, давления и скорости при нестационарных неизотермических процессах тепломассопереноса на различных масштабах.

Метод исследования и фактический материал. Поставленные цели были сформированы, исходя из спектра научных и практических задач, возникающих при моделировании теплофизических процессов разработки месторождений высоковязкой нефти. Для решения поставленных задач использовались физико-математические методы моделирования многомерных нестационарных процессов тепломассопереноса в пористых средах. Полученные результаты обоснованы путем верификации с фактическими данными по исследованию керна и технологическими показателями разработки месторождения, а также сопоставлением с известными аналитическими решениями и коммерческими гидродинамическими симуляторами. Фактически используемый в работе материал состоит из лабораторных результатов исследования керна и пластовых флюидов, геофизических, геолого-технологических и гидродинамических исследований скважин, промысловых данных по нескольким крупным месторождениям Западной и Восточной Сибири.

На защиту выносятся следующие результаты:

1. Физико-математическая модель нестационарного квазитрехмерного тепломассопереноса в пласте с системой горизонтальных скважин, учитывающая особенности массопереноса на микроуровне, разработанный подход к построению динамической адаптивной сетки и эффективный способ расчета.

2. Усовершенствованный численный метод расчета нестационарных полей температуры, давления и скорости при закачке в пласт горячего теплоносителя в рассматриваемой системе с применением разработанной физико-математической модели.

3. Алгоритм построения динамической расчетной сетки в естественной полуфиксированной системе координат для системы горизонтальных скважин на основе метода источников с учетом двухфазности потока.

4. Методика создания цифрового образца горной породы на основе стохастического порово-сетевого моделирования с применением перколяционных моделей и алгоритм численной имитации течения для расчета ФЕС и ОФП с учетом функции межфазных потерь, в том числе при различных температурах.

5. Результаты расчетно-параметрических исследований влияния параметров тепломассопереноса на динамику добычи и обводнения системы горизонтальных скважин в пласте на примере реального месторождения высоковязкой нефти.

Научная новизна:

1. Предложена усовершенствованная физико-математическая модель квазитрехмерных нестационарных режимов тепломассопереноса в пласте с системой параллельных горизонтальных скважин на месторождении высоковязкой нефти, отличающаяся от существующих методов: совместным решением задачи на макро- и микроуровне, подходом к построению динамической адаптивной сетки и эффективным способом расчета.

2. Впервые предложен алгоритм построения динамической расчетной сетки в естественной полуфиксированной системе координат для группы параллельных горизонтальных скважин с использованием разработанного аналитического решения методом источников (ТФКП) с учетом двухфазности потока.

3. На основе стохастического порово-сетевого моделирования с использованием перколяционных моделей разработана методика создания цифрового образца горной породы и эффективный способ расчета фильтрационных параметров с учетом потерь на межфазное взаимодействие для различных типов коллекторов, в том числе при разных температурах.

4. Впервые проведены численные эксперименты по расчету ФЕС и ОФП на идентичных моделях пласта при различных температурах с использованием разработанных подходов в рамках стохастического порово-сетевого моделирования. Для ряда месторождений Западной и Восточной Сибири получены зависимости параметров массопереноса от температуры с последующим применением в разработанном термогидродинамическом симуляторе.

5. По результатам расчетно-параметрического исследования показано влияние теплофизических свойств горных пород и флюидов, геолого-физических, геометрических размеров и режимов тепломассопереноса на поля температуры, давления, скорости и коэффициент извлечения нефти. Установлена связь между коэффициентом извлечения нефти и обобщенным безразмерным параметром, характеризующим геометрические размеры задачи, фильтрационно-емкостные свойства и начальную насыщенность. Получено безразмерное уравнение

тепломассопереноса, учитывающее влияние параметров (Р,Т,Са,Ре,^,т,50) на

коэффициент массоизвлечения (КИН) в пласте с системой горизонтальных скважин.

6. Показано, что присутствие в модели неоднородностей фильтрационно-емкостных свойств приводит к неравномерному фронту вытеснения и прогрева пласта. Конвективный перенос тепла в рассматриваемой задаче играет определяющую роль, и при наличии в модели переслаивания высокопроницаемых и низкопроницаемых прослоев может наблюдаться немонотонный характер изменения технологических показателей разработки.

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в разработке подходов к моделированию процессов тепломассопереноса и созданию на их основе комплекса компьютерных программ, подходов и алгоритмов моделирования, для более глубокого понимания явлений, протекающих при тепловых процессах разработки месторождений высоковязкой нефти за счет:

• численного моделирования процессов теплообмена, а именно теплопроводности и конвекции с учетом особенностей теплофизических свойств горных пород и флюидов;

• эффективного метода расчета задач нестационарного квазитрехмерного тепломассопереноса в нефтяном пласте с системой горизонтальных скважин;

• возможности обоснования ФЕС и ОФП, в том числе при различных температурах, с использованием разработанных методов микромоделирования, верификация результатов цифровых расчетов с керновыми данными показывает их высокую эффективность с точки зрения практической применимости.

Полученные результаты могут быть использованы при анализе эффективности тепловых методов разработки на различных месторождениях высоковязкой нефти.

Достоверность и обоснованность проведенных исследований обеспечивается использованием фундаментальных законов механики многофазных систем и теплофизики, а также применением современных физико-математических моделей и численных методов решения задач. Полученные результаты обоснованы путем верификации данных с фактическими данными по исследованию керна и разработке месторождения, а также сопоставлением с известными аналитическими решениями и коммерческими гидродинамическими симуляторами.

Реализация и внедрение результатов работы. Часть результатов диссертационного исследования используются в ООО «Тюменский нефтяной научный центр», что подтверждается справкой об использовании результатов

исследования. С применением разработанных компьютерных программ выполнен ряд научных работ по Самотлорскому, Верхнечонскому и Русскому месторождениям.

Апробация результатов. Результаты диссертационного исследования представлялись на Всероссийском конкурсе «Новая идея», организованным министерством энергетики Российской Федерации, где по результатам многоэтапного отбора, работа была признана победителем в секции «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и угольных месторождений» в номинации «Лучшая инновационная идея» (г. Москва, Минэнерго России, 2017 - 2018 гг.).

Также работа презентовалась на региональных, кустовых и межрегиональных этапах XII и XIII научно-технической конференции молодых специалистов ПАО «НК «Роснефть» в 2017 и 2018 годах. По результатам конкурсных отборов работа была признана победителем (1 место) в секции «Научные исследования» (г. Москва, МНТК, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2018); победителем (1 место) в секции «Научные исследования» (г. Уфа, КНТК, «БашНИПИнефть», 2018), победителем (1 место) в секции «Научные исследования» (г. Тюмень, РНТК, «ТННЦ», 2018), призером (номинация за инновационный подход) в секции «Научные исследования» (г. Москва, МНТК, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2017), призером (2 место) в секции «Научные исследования» (г. Самара, КНТК - «СамараНИПИнефть», 2017), победителем (1 место) в секции «Научные исследования» (г. Тюмень, РНТК, «ТННЦ», 2017).

Результаты докладывались на крупнейшем мероприятии БРБ в России «Российской нефтегазовой технической конференции БРБ» (г. Москва, 2019); на научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений» (г. Уфа, 2017); на нескольких научно-практических семинарах КНИПИ ПАО «НК «Роснефть» «Современные направления исследования керна и петрофизического моделирования сложнопостроенных коллекторов в поддержку геологии, сейсмики и разработки» (г. Тюмень, 2016 - 2018 гг.); на XI научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Салмановские чтения» (г.

Тюмень, 2017); на общероссийском конкурсе молодежных исследовательских проектов в области энергетики «Энергия молодости» (г. Москва, 2018); на нескольких студенческих научных конференций и семинарах молодых ученых в Тюменском государственном университете по теплофизике и механике многофазных систем (г. Тюмень, 2015 - 2018 гг.).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 17 печатных работ, из которых 1 входит в издание из международной базы данных и 4 публикации в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ (в том числе 3 из них в международной базе данных ВАК).

Помимо этого получено два свидетельства о государственной регистрации программ для ЭВМ: «Цифровой керн: стохастическое порово-сетевое моделирование» № 2020666054 и «Термогидродинамический симулятор в естественной системе координат» № 2020667752.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, двух приложений и списка литературы. В конце каждой главы имеются краткие выводы. Общий объем диссертации - 197 страниц, имеется 83 рисунка и 4 таблицы.

Личный вклад автора состоит в разработке физико-математической модели тепломассопереноса двухфазной жидкости в пласте с системой горизонтальных скважин и созданию подхода к построению динамической полуфиксированной естественной системе координат с использованием методов ТФКП. С применением созданного метода расчета и программной реализации автор провел серию расчетно-параметрических исследований на примере реального месторождения высоковязкой нефти. Также автор разработал и реализовал оригинальный алгоритм стохастической генерации порово-сетевой модели с использованием перколяционных моделей пористых сред. На их основе создан комплекс компьютерных программ для численной имитации однофазной и двухфазной фильтрации по технологии цифрового исследования керна.

Благодарность. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю профессору д.т.н. Александру Борисовичу Шабарову за

помощь в постановке научной проблемы, консультациях и обсуждении результатов. Без Ваших постоянных советов, терпения и безграничной поддержки данной работы не могло быть.

Особую благодарность выражаю старшему эксперту ООО «Тюменский нефтяной научный центр» д.т.н. Сергею Викторовичу Степанову за идейное вдохновение и активную поддержку при разработке методических подходов к цифровому моделированию свойств горных пород и наставлению по работе в целом. Неоценимый вклад в развитие подхода стохастического порово-сетевого

моделирования с использованием теории перколяции внес к.г.-м.н. Алексей

Васильевич Мальшаков

Отдельные слова благодарности за полезные советы и комментарии по поводу петрофизического исследования керна и тепловых методов воздействия на пласт хочу выразить экспертам ООО «ТННЦ» к.г.-м.н. Яну Ирековичу Гильманову и Николаю Николаевичу Иванцову. А также остальным коллегам по ООО «ТННЦ» и соавторам публикаций за совместную продуктивную работу.

В заключении выражаю глубокую признательность моей семье - Татьяне Геннадьевне Жижимонтовой и Юлии Андреевне Жижимонтовой (Шевниной) за их любовь и поддержку.

Глава 1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

В научном смысле слова под термином модель понимают созданную структуру, отражающую изучаемый объект [18]. Под объектом моделирования инженеры-нефтяники понимают природный образец горной породы или резервуар. Термин «природный резервуар» означает совокупность геологических тел, разделяемых по каким-либо признакам. Модель пласта или геологическая (статическая) модель - это система для описания и количественной оценки резервуара до начала разработки месторождения (оценка начальных геологических запасов). Модель процессов разработки месторождений или гидродинамическая (фильтрационная, динамическая) модель используется для прогнозирования динамики добычи для отдельных групп скважин или месторождения в целом при различных способах извлечения нефти из природного резервуара (извлекаемые запасы). Под извлекаемыми запасами понимается та часть начальных геологических запасов углеводородов, которая может быть фактически добыта при данном варианте разработки. Соответственно, остаточные запасы УВ - та часть извлекаемых запасов, которая осталась в залежи. Доля извлекаемых запасов зависит от стратегии разработки месторождения, как правило, эта стратегия отражается в проектном документе разработки месторождения и содержит детальное описание месторождения и планы его будущей разработки.

При моделировании разработки месторождений могут использоваться различные комбинации моделей пласта и процессов разработки, наиболее точно отражающие протекающие в пласте процессы. Выбор определенного типа модели пласта ведет за собой учет дополнительных особенностей в моделях процессов разработки, справедливо и обратное суждение.

С учетом роста производительности вычислительной техники и достижениями в области прикладной математики современное представление о моделировании разработки месторождения сводится к детальной трехмерной

задаче с описанием происходящих в пласте сложных гидродинамических, тепловых и физико-химических процессов, с использованием систем дифференциальных уравнений.

Физико-математическое моделирование в нефтегазовой отрасли позволяет решать задачи различного масштаба: от цифрового моделирования процессов, протекающих в пустотном пространстве горных пород на микроуровне (так называемая технология «цифровой керн») до моделирования процессов фильтрации на месторождении в целом, включая расчет потоков в скважинах и трубопроводах.

Разрабатываемые модели вне зависимости от их сложности должны достоверно описывать процессы, происходящие в пласте, с учетом специфики рассматриваемых отложений. Корректность результатов во многом обуславливает эффективность принимаемых решений по разработке объектов, а значит и определяет достоверность технико-экономической оценки проекта. Можно выделить несколько ключевых групп факторов, оказывающих существенное влияние на достоверность решаемой задачи:

1. Статические факторы: залежи природных углеводородов располагаются на значительной глубине и не поддаются непосредственному наблюдению человека. Единственный априорный источник информации о пласте - керн. На его основе осуществляется пересчет зарегистрированных в скважинах геофизических полей в распределение фильтрационно-емкостных свойств и начальной насыщенности флюидом в скважинах, с последующим переносом свойств по всему объему месторождения. Высокие неопределённости в геолого-петрофизических моделях пласта особенно характерны для нетрадиционных объектов (например, для месторождений высоковязкой нефти осложняющим фактором служит слабоконсолидированный тип коллектора).

2. Динамические факторы: физико-математическая модель должна достоверно описывать происходящие в пласте процессы и позволять решать практические задачи разработки с учетом предыдущего фактора (например, для

месторождений высоковязкой нефти такие модели должны включать решение тепловой задачи, как основного инструмента повышения КИН).

3. Технологические факторы: система разработки, тип скважин и заканчиваний, используемых при разработке месторождения. Особенное внимание следует уделять горизонтальным скважинам, т.к. именно с ними связаны наиболее эффективные подходы к разработке месторождений и сложности, возникающие на этапе моделирования.

Перечисленные факторы оказывают совместное влияние на происходящие в пласте процессы, а их учет является обязательным. В работе предложены физико -математические модели и их программные реализации для решения задач тепломассопереноса и повышения качества моделей по каждой группе факторов.

На практике создание полноценной модели пласта требует комплексирования разнотипных, не всегда полных и точных геолого-физических и промысловых данных. Главными параметрами любой модели пласта можно считать пористость, насыщенность, абсолютную проницаемость и эффективную толщину [15]. Для определения этих параметров используется петрофизическая модель, которая отражает совокупность теоретических и/или экспериментально установленных зависимостей между показаниями геофизических полей, зарегистрированных специальными приборами в скважине, и литологическими, фильтрационно-емкостными свойствами и другими параметрами горных пород, в основном определяемых по данным исследования керна. Далее по ГИС с привлечением установленных петрофизических связей определяется распределение основных параметров вдоль ствола скважины. Следующий шаг распространение полученных свойств в межскважинном пространстве. На этом этапе возможно привлечение дополнительных данных, например, для пространственного распространения насыщенности может быть использована капиллярная модель. Более надежным способом распространить петрофизические свойства возможно с использованием алгоритмов петроупругого моделирования, в случае установленной связи с параметрами, полученными в результате инверсии сейсмических данных. Заключительный этап включает в себя интеграцию и

верификацию всех имеющихся данных и, как правило, процесс ремасштабирования («апскейлинга»). Все перечисленные модели служат для описания объекта моделирования и процессов, происходящих в нем. Эти модели являются взаимосвязанными, фильтрационная модель строится на основе геологической. А геологическая модель обязательно включает в себя литологическую модель и модель насыщения, которые в свою очередь являются частью петрофизической модели. На практике всегда реализуется последовательное создание петрофизической, геологической и фильтрационной модели. Таким образом, именно фильтрационная модель является заключительным этапом, состоящим из моделей других типов и, как следствие, качество итоговой модели во многом предопределяется качеством исходных моделей [60]. Соответственно, имеется и обратная взаимосвязь, когда по результатам решения обратной задачи возможно уточнение предшествующих моделей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Жижимонтов Иван Николаевич, 2021 год

/ / / /

в)

0.9

0.8

0 2000 4000 6000 8000 10000

1, сутки

/

4000 6000

сутки

Г)

/

4000 6000

и сутки

370

360

'X

350

и

§ 340

я

& 330

е.

с 320

£ 310

я

3 300

290

280

/

/

//

//

/ /

4000 6000

I, сутки

-Тпу = 291°К

-Тпу =331°К

Тпу = 351°К -Тпу = 371°К

Рисунок 62. Динамика изменения технологических показателей: КИН (а), накопленная добыча нефти (б), обводненность (в), средняя температура пласта (г)

На рис. 63 показана динамика изменения технологических показателей разработки для модели с постоянной температурой горячего теплоносителя (^¿пд = 331 К) и различными забойными давлениями.

Рисунок 63. Динамика изменения технологических показателей: КИН (а), накопленная добыча нефти (б), обводненность (в), средняя температура пласта (г)

На рис. 64 показана визуализация поля температур для различных режимов работы системы горизонтальных: а) = 331 К, ДР = 40 атм.; б) = 351 К, ДР = 40 атм.; в) = 371 К, ДР = 40 атм.; г) = 331 К, ДР = 20 атм.; д) = 331 К, ДР = 10 атм. в момент времени 500 суток.

Из рисунков выше видно, что для разработки с использованием наиболее горячего теплоносителя наблюдается самая высокая скорость и коэффициент извлечения нефти (рис. 62). Как показано на рис. 63 форсированный отбор нефти за счет увеличения перепада давления между нагнетательной и добывающей скважиной значительно ускоряет выход на конечную нефтеотдачу, при этом конечный КИН отличается не более, чем на 1% (абс.). Изменение забойного

давления показало существенное влияние на темпы отбора нефти и динамику изменения температуры пласта в виду разной интенсивности прокачки горячего теплоносителя. Отметим, что для слабоконсолидированных типов пород необходимо учитывать ограничения, налагаемые геомеханическими эффектами: при снижении забойного давления ниже некоторого критического значения, происходит разрушение горной породы, образующиеся в результате частицы формируют «песчаные пробки» и забивают фильтрующие отверстия, тем самым снижая гидродинамическую связь пласта и скважины. За счет более интенсивного поступления горячей воды в пласт, значительно ускоряется прогрев пласта (рис. 64).

Рисунок 64. Визуализация поля температуры в модели для различных режимов работы скважин в момент времени 500 суток

На рис. 65 показано влияние температуры горячего теплоносителя на нефтеотдачу. Ожидаемо, с ростом температуры пласт прогревается интенсивнее, а значит КИН (при достижении обводненности добывающей скважины равной 0.97) от температуры горячего теплоносителя для выбранной реализации модели с АР = 40 атм. с высокой степенью корреляции можно описать функцией вида КИН = Г(Т1П1У.

КИН = -2 • 10-6 • Т?п; + 19 • 10-4 • Т;п, - 12.4 • 10-2,

-4

1П]

1П]

а для модели с АР = 10 атм. функцией:

КИН = -2 • 10-6 • Т?П} + 18 • 10-4 • Тш - 10.8 • 10-2,

1П]

(159)

(160)

а)

б)

0.26

« 0.24

Ч

ч

Я

§ 0.22

0.2

III

у - -2Е-06х2 + 0.0019х - 0.1244 Б.2 = 0.9954

(

271 291 311 331 351 371 391 Темпераутра, °К

0.26

ч 0.24 ч

я"

§ 0.22

0.2

у = -2 Е-0бх2 IV ^ 0.0018 0.9982 х -0.10 8

С

271 291 311 331 351 371 391 Темпераутра, °К

Рисунок 65. Зависимость КИН от температуры горячего теплоносителя для модели с АР = 40 атм. (а) и АР = 10 атм. (б)

Очевидно, что в общем случае КИН является функцией не только от температуры горячего теплоносителя, но и от темпов закачки в пласт, которая в свою очередь определяется забойными давлениями в скважинах. В таком случае, коэффициент извлечения нефти может быть выражен, как функция от температуры и забойного давления вида: КИН = /(Т^, АР).

Для унификации результатов получим зависимость КИН от комплекса безразмерных параметров: КИН =/(Яг, Ре). В качестве первого параметра

_ п ТЫ] АР Са(ТЫ])

введем безразмерное соотношение вида: Нг = —----—-

То Ро Са(Тр1)

, характеризующее

отношение температуры горячего теплоносителя (7^пу) к начальной температуре пласта (70), перепад забойного давления между нагнетательной и добывающей скважиной (ДР), отнесенный к начальному пластовому давлению (Р0), а также относительное капиллярное число (рассчитанное при начальной насыщенности нефтяной фазы как отношение при максимальной и минимальной температуре

задачи - качестве второго безразмерного параметра

°о(Т.)

используем число Пекле: Ре = которое определяет роль конвективного переноса тепла в уравнении теплопроводности [33]. Где ш0 = — - истинная

скорость фильтрация нефти, которую определяем по обобщенному закону Дарси с учетом фазой проницаемости по нефти для начальной насыщенности (100); / -расстояние между скважинами (/ = Ь); д = ур - динамическая вязкость нефти при температуре равной температуре горячего теплоносителя (^ - кинематическая вязкость, р - плотность нефти); а - коэффициент температуропроводности горной породы с известным коэффициентом пористости и насыщенности.

Представим двухпараметрическую корреляционную зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от комплекса безразмерных параметров (Рг, Ре) в логарифмическом масштабе, принятом в теории тепломассообмена [38]:

^(КИН) = т' ■ ^(Реп ■ Ргг) + С, (161)

где т', п, /, С - константы.

Очевидно, что при закачке в пласт воды пластовой температуры теплообмен отсутствует и задача становится изотермической, где соотношение Ре/Рг описывает физическую константу, не зависящую от режима течения. Предположим, что константа / из уравнения (154) равняется / = —1 (рис. 66).

Реп

Построим функциональную зависимость ^(КИН) = —) для различных

Реп

коэффициентов п (рис. 66). Согласно полученной зависимости ^(КИН) = —)

при п = 1 уравнение может быть аппроксимировано линейной зависимостью с высоким коэффициентом корреляции. Но при вариации коэффициента п,

возможно, повысить достоверность линейной корреляции с Р2 = 0.9866 до Р2 = 0.9889 при п = 1.1.

-0.667

-0.6675

-0.668

3

-0.6685

ио

-0.669

-0.6695

О

• Ре/Кг г I о

\ о о

у - -0.0028х - 0.6664 Я2 - 0.9887

0.2

0.4

0.6

0.8 1

1-8(1)

Рисунок 66. Зависимость коэффициента извлечения нефти от Ре и Р2 для

изотермической задачи

Рисунок 67. Зависимость коэффициента извлечения нефти от отношения Ре к Кг

при различных п

Таким образом, зависимость КИН от комплекса безразмерных параметров может быть представлена в виде:

^(КИН) = 0.0304 ■ ^(Ре11 ■ Рг-1) — 0.695, (162)

или уравнение (155) может быть записано в виде:

КИН = 0.2018 • д2о.озз4Ре-о.озо4, (163)

Как видно из рис. 68 расчет КИН по формуле (163) хорошо совпадает с результатами численного моделирования, что подтверждает корректность полученного обобщенного безразмерного уравнения. Таким образом, возможно использование уравнения (163) для прогноза коэффициента извлечения нефти в модели пласта с мощностью Я = 40 м. и расстоянием между скважинами (Ь = 200 м.) с высокой точностью.

0.3

0.28

н 0.26

а 0.24

И 0.22

0.2

-Ли - - ±2 няя равны % х значени у И ^ у

* КИ Н у у у

У у у

у У о»

0.2 0.22 0.24 0.26 0.28 КИН (формула), д. ед.

0.3

Рисунок 68. Сопоставление расчетного КИН и полученного по результатам

моделирования

Теперь рассмотрим наиболее общий случай, когда КИН является функцией не только режимов работы скважин. Из определения: коэффициент извлечения нефти (КИН) - это отношение величины извлекаемых запасов (@извл) к начальным геологическим запасам (@0) [46]:

КИН = ^извл = (164)

Со F■Я■ш■S0■e■p0' v '

где /'(") - функция, определяющая извлекаемые запасы нефти при заданном режиме разработки месторождения, в общем случае зависящая от большого количества параметров; ¥ - площадь залежи, тыс. м ; Н - эффективная

нефтенасыщенная толщина, м; т - коэффициент пористости, д.ед.; 50 -коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.; в - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д.ед.; р0 - плотность нефти в поверхностных

-5

условиях кг/м .

Очевидно, что КИН определяется рядом геолого-физических и технологических факторов, учитывающих особенность строения пласта, фильтрационно-емкостными свойствами, начальной насыщенностью, свойствами пластовых флюидов, системой разработки и способом извлечения нефти из пласта.

С целью обработки серии численных экспериментов представим уравнение (164) в виде комплекса безразмерных параметров, учитывающих специфику решаемой задачи, а именно вытеснение нефти горячей водой в продуктивном пласте с системой параллельных горизонтальных скважин:

КИН = (165)

где Ь - расстояние между горизонтальными скважинами; /(Рг, Ре,...) - функция от безразмерных параметров, определяющих гидродинамические параметры и теплофизические параметры в системе. Функция /(Рг, Ре) должна отражать изменение подвижности пластовых флюидов при разогреве пласта, изменение взаимодействия в системе «пластовые флюиды - пласт», учитывать режим работы «добывающей-нагнетательной» скважины, определять эффективность кондуктивного и конвективного переноса тепла в целом.

Функция /(Рг, Ре) для произвольной системы со схожей схемой разработки горизонтальными скважинами может быть получена из обобщения уравнений вида (165) для произвольных геометрических и фильтрационно-емкостных параметров модели:

= ш' ■ ■ Д2г) + С, (166)

где т', п, /, С в общем случае являются параметрами от Я, Ь, т, 50 и ДР, .

Исходя из изложенного выше материала, можно сделать вывод, что нефтеотдачу пласта определяет не только температура горячего теплоносителя в нагнетаемой скважине и темпы отбора, но и ряд геолого-физических и геометрических параметров пласта коллектора и пластовых флюидов. В совокупности предложенный ряд параметров будет определять эффективность процесса разработки в целом. Закачка в пласт слишком большого объема горячего теплоносителя может быть невыгодна по результатам технико-экономических обоснований и приводить к преждевременному прорыву воды. Как показывает практика, наиболее эффективным способом будет циклическая комбинация закачки горячего теплоносителя в объеме 2-3 поровых объемов с последующим выравниванием фронта вытеснения с использованием ПАВ.

4.5 Исследование влияния неоднородностей петрофизических и теплофизических свойств пласта

В природе продуктивные пласты, содержащие углеводороды, редко бывают однородными (рис. 69). Под неоднородностью горной породы обычно понимают наличие прослоев или включений, отличающихся по своим свойствам в первую очередь из-за литологической принадлежности [52]. Литология осадочных пород во многом зависит от седиментационных условий и диагенетических преобразований, которые в свою очередь предопределяют состав зерен, их размер, форму и окатанность, сортированность и упаковку, тип цемента и т.д. [53]. Очевидно, что одинаковые классы горных пород будут характеризоваться едиными петрофизическими связями (например, пористость-проницаемость), формами кривых капиллярного давления и т.д. На практике разделение горной породы на различные классы возможно с использованием комплексирования результатов исследования керна и данных ГИС.

В работе не будет рассмотрены подходы к классификации типов коллекторов на данном месторождении, ограничимся рассмотрением двух групп коллекторов, отличающихся литологией, составом, фильтрационно-емкостными и теплофизическими свойствами.

По результатам лабораторных исследований керна наблюдаются две явных моды на распределении коэффициента пористости и абсолютной проницаемости, отвечающие различным типам коллекторов (рис. 70, 71 ). В дальнейшем для серии расчетов используем параметры двух заданных типов коллекторов, обозначив их условно «песчаник мелкозернистый, алевритистый» и «среднезернистый песчаник». Различия выделенных типов коллекторов на различных масштабах исследования показано на рис. 73- 74 и в таблице 4.

§ 8 2 £ 5 Я 5 й ? 3 £ К 3

Рисунок 69. Фотография колонки керна в дневном свете

Рисунок 70. Распределение коэффициента пористости по керну

Рисунок 71. Распределение коэффициента абсолютной проницаемости по керну

Таблица 4. Параметры типов коллекторов

№ 1 2

Литология Среднезернистый Песчаник мелкозернистый,

песчаник алевритистый

Минеральный состав Рисунок 72 а Рисунок 72 б

Фото шлифов Рисунок 73 а Рисунок 73 б

Поровое пространство Рисунок 74 а Рисунок 74 б

т, д. ед. 0.33 0.28

710 34

50,д. ед. 0.74 0.67

р, г/см3 2.67 2.69

с, кДж/(кг ■ К) 1.14 1.15

Я,Вт/(м- К) 4.02 4.01

а)

б)

Рисунок 72. Распределение минералогического состава пород по типам коллекторов (1 - а , 2 - б) по данным рентгеноструктурного анализа

а)

б)

Рисунок 73. Фото шлифов песчаника среднезернистого (а) и песчаника мелкозернистого алевритового (б), вид без анализатора, увеличение 100

а)

б)

Рисунок 74. Изображение порового пространства (РЭМ) песчаника среднезернистого (а) и песчаника мелкозернистого алевритового (б)

Далее создано несколько синтетических моделей, отражающих различное пространственное распределение (так называемый «куб») типов коллекторов в рассматриваемом пласте. На рис. 75 желтым цветом показаны ячейки, преимущественно содержащие среднезернистый песчаник (1 тип коллектора), оранжевым цветом - мелкозернистый алевритистый песчаник (2 тип коллектора). а)

б)

z = const

->

Рисунок 75. Пространственное распределение литологии с различными типами неоднородности: однородный коллектор 1 (а), вертикальная (б), горизонтальная (в), случайная (г), однородный коллектор 2 (д)

По результатам численного моделирования оценено влияние типа неоднородностей на динамику тепломассопереноса и коэффициент извлечения нефти. В качестве базовых вариантов для сравнения используем два предельных однородных случая (рис. 75 а, д). По аналогии с предыдущим пунктом оцениваем динамику показателей разработки до достижения критического уровня обводненности продукции в добывающей скважине.

На рисунках ниже показано сопоставление результатов моделирования для различных распределений неоднородности в пласте. На рис. 76 приводится визуализация поля температуры при закачке горячего теплоносителем для модели Н = 20, Ь = 100 в момент времени 100 суток при начальной температуре пласта Т0 = 291 К и температуре горячего теплоносителя Т^ = 331 К.

Рисунок 76. Визуализация прогрева пласта для модели в момент времени t = 100 суток: однородный коллектор 1 (а), вертикальная (б), горизонтальная (в) и случайная (г) неоднородность, однородный коллектор 2 (д)

На рис. 77 показано сопоставление технологических показателей разработки для моделей с разной мощностью продуктивного пласта и расстоянием между скважинами: слева модель с Н = 20 м., Ь = 100 м., справа Н = 40 м., Ь = 200 м. Режим работы скважин соответствует базовому варианту разработки из предыдущего пункта.

Рисунок 77. Динамика изменения технологических показателей разработки: КИН (а), накопленная добыча нефти (б), обводненность (в), средняя температура (г) для различных распределений неоднородностей в пласте

На рис. 78 показано сопоставление КИН (при достижении обводненности добывающей скважины 0.97, модель Н = 20 м.,Ь = 100 м.,) в сравнении для изотермической и неизотермической задачи для различных типов неоднородностей пласта.

Рисунок 78. Сравнение КИН для изотермической и неизотермической задачи для

различных типов неоднородностей пласта

Как показано по результатам моделирования, представление рассматриваемой области в виде однородного пласта приводит к значительному искажению динамики развития фронта вытеснения нефти. Нереалистичное представление пласта, как правило, приводит к завышению КИН и мнимому увеличению эффективности теплового воздействия. Так например на рисунке выше было показано, что наибольший эффект от закачки горячей воды наблюдается для однородных пластов.

На рисунке ниже приведено сопоставление безразмерных параметров КТО (объема коллектора 1 типа к общему объему породы продуктивного пласта:

и коэффициента извлечения нефти (при обводненности добывающей скважины 0.97) для различных геометрических размеров модели.

о.:

0.25

0)

3 0.2

0.15

• Н = 2( • Н = 4( ) м,Ъ= 1С ) м, Ъ = 2С Ю м. Ю м. J

о • О 8

i

0

0.2 0.4 0.6 NTG, мЗ/мЗ

0.8

Рисунок 79. Сопоставление относительного объема неоднородностей к

коэффициенту извлечения нефти

Ожидаемо высокого коэффициента корреляции между двумя параметрами не получилось. Так как динамика изменения показателей разработки будет определяться скорее типом неоднородностей и их пространственным распределением, а не общим объемом различных типов коллекторов (что никак не учитывается в одном безразмерном параметре NTG). Необходимо отметить, что по этой же причине «случайное» задание литологии каждый раз будет приводить к различным результатам моделирования, т.е. динамика разработки будет отличаться для разных реализаций модели. В общем случае, различные геометрические размеры модели показывают схожий результат, поэтому далее ограничимся рассмотрением модели с параметрами: Н = 40, b = 200.

Рассмотрим динамику вытеснения нефти горячей водой подробнее с использованием следующего комплекса безразмерных параметров: КИН, обводненность (доля воды в общем потоке в добывающей скважине), 0 (безразмерная температура), V0 (прокаченного порового объема).

Рисунок 80. Динамика изменения КИН (а), обводненности (б) и безразмерной температуры (в) от прокаченного порового объема

Для всех рассмотренных вариантов распределения неоднородностей коэффициент извлечения нефти ниже, чем для однородного пласта с первым типом коллектора. Несмотря на то, что начальные геологические запасы для однородной модели являются самыми большими (в виду больших коэффициентов пористости и нефтенасыщенности для первого типа коллектора, чем для второго), извлекаемые запасы и их отношение (КИН) являются предельными случаям для остальных расчетов.

Самый низкий коэффициент нефтеизвлечения характерен для горизонтальных неоднородностей. Что являются следствием более быстрого прорыва горячего теплоносителя к добывающей скважине по наиболее высокопроницаемым прослоям. В дальнейшем горячий теплоноситель в большем объеме фильтруется по высокопроницаем прослоям, тем самым снижая

интенсивность прогрева низкопроницаемых прослоев. Это оказывает серьезное влияние на динамику прогрева пласта за счет конвективного переноса тепла. В результате КИН, характерный для такой модели, оказывается ниже, чем для однородной модели пласта со вторым типом коллектора.

Таким образом, по результатам численного моделирования можно сделать важный вывод о том, что конвективный перенос тепла в рассматриваемой задаче играет определяющую роль и вносит более существенный вклад по сравнению с кондуктивным переносом тепла (см. рис. 76 в).

На рис. 77 (в) и 80 (б) наблюдается немонотонность изменения обводненности для горизонтальной неоднородности. Рассмотрим подробнее этот случай. Причиной немонотонности обводненности в добывающей скважине, как уже отмечалось ранее, является присутствие в пласте высокопроницаемых разностей, приводящих к более быстрому прорыву горячего теплоносителя к добывающей скважине. Фильтрация по второму типу коллектора затруднена в результате пониженных фильтрационных свойств породы. Вследствие чего второй тип коллектора прогревается хуже в результате меньшего вклада конвективного переноса тепла, что также сказывается на фронте вытеснения. Дальнейшее кратковременное снижение обводненности связано с прогревом низкопроницаемых слоев и их более активным вкладом в добычу. Далее нарастающая обводненность является закономерным следствием продолжающегося вытеснения нефти водой.

Проведем серию численных экспериментов, искусственно изменяя отношение проницаемости двух классов коллекторов от = 1 до 42 для

случая горизонтальный неоднородностей в пласте (рис. 81 в).

Из полученных результатов (рис. 81 ), очевидно, что наибольшая эффективность закачки горячего теплоносителя (воды) достигается для однородного пласта. Присутствие в модели неоднородностей приводит к неравномерному фронту прогрева пласта и вытеснения. Высокопроницаемые слои выполняют, своего рода, роль шунта, по которому протекает горячий теплоноситель без ожидаемого прогрева остальных пород. Физически точка

перегиба на графиках обводненности означает первое вступление низкопроницаемых прослоев, а время вступления определяется наоборот интенсивностью теплообмена и фильтрации высокопроницаемых прослоев.

а) б)

Рисунок 81. Серия расчетов с горизонтальной неоднородностью пласта с различным отношением проницаемости слоев: КИН (а), обводненность (б)

Отдельно необходимо отметить влияние неоднородностей литологического строения залежи вдоль оси Z. Если для случая слабой изменчивости литологического строения пласта с учетом квазиодномерного распределения давления и температуры в стволе ГС достаточно использования 3-5 срезов модели (Z = const) на километр длины горизонтального участка скважины, то при значительной изменчивости свойств необходимо разбивать квазитрехмерную задачу на большее количество срезов в плоскостях Z = const в соответствии с заданным масштабом неоднородности. Например, на рисунке ниже приводится модель пласта с заданным трендом изменения объема неоднородностей (заливка по аналогии с рис. 82) вдоль заданного направления (ось Z). Динамика изменения КИН для отдельных срезов и модели в целом показана на рис. 83.

О + \\

Рисунок 82. Визуализация модели с неоднородной литологией вдоль оси Ъ

Рисунок 83. Динамика изменения КИН для различных срезов и модели в целом

4.6 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4

В главе рассмотрена апробация разработанного комплекса программ на реальном месторождении высоковязкой нефти Западной Сибири. На основе предложенной модели, метода расчета и их программной реализации выполнены расчетно-параметрические исследования влияния различных режимов тепломассопереноса и начальных геологических параметров пласта на технологические показатели разработки.

Приведенные в главе результаты могут использоваться для качественного и количественного исследования процессов тепломассопереноса в пласте с системой параллельных горизонтальных скважин. В работе количественно оценено насколько повышение температуры горячего теплоносителя способствует росту накопленной добычи нефти. Дополнительная добыча связана с увеличением фазовой проницаемости по нефти, снижением остаточной водонасыщенности и увеличением подвижности пластовых флюидов за счет разогрева пласта путем прокачки горячего теплоносителя.

В результате исследования показано, что конвективный перенос тепла в рассматриваемой задаче играет определяющую роль. Присутствие в модели неоднородностей фильтрационно-емкостных свойств приводит к неравномерному фронту прогрева пласта и вытеснения. Высокопроницаемые слои выполняют, своего рода, роль шунта, по которому протекает горячий теплоноситель без ожидаемого прогрева остальных пород, что в свою очередь негативно сказывается на коэффициенте извлечения.

В главе были получены наиболее общие зависимости, связывающие

комплекс безразмерных параметров (Р,Т,Са,Ре,^,т,50) в рассматриваемой

системе и исследовано их влияние на динамику добычи нефти. Проведено исследование влияния неоднородностей пласта на динамику процессов разработки. В главе получены обобщенные уравнения для прогноза КИН от комплекса безразмерных параметров. По полученным результатам можно сделать вывод о влиянии теплового воздействия на повышение нефтеотдачи пласта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты диссертационного исследования представляют собой метод расчета и проведенное на его основе расчетно-теоретическое исследование процессов тепломассопереноса в водонефтенасыщенном пласте с системой горизонтальных скважин в области разработки месторождений высоковязкой нефти тепловыми методами, а именно:

1. Усовершенствована физико-математическая модель квазитрехмерного нестационарного тепломассопереноса в пласте с системой горизонтальных скважин. В отличие от существующих подходов реализовано совместное решение задачи на макро- и микроуровне для учета особенностей изменения параметров массопереноса от температуры. Впервые предложен алгоритм построения динамической расчетной сетки в естественной полуфиксированной системе координат для группы параллельных горизонтальных скважин с использованием разработанного аналитического решения методом источников. Показана эффективность разработанного метода расчета и его программной реализации в виде сокращения времени расчета на 1-1.5 порядка без значимой потери точности.

2. Создан метод для цифрового изучения горных пород на микроуровне: предложен подход к созданию цифрового образца керна на основе стохастического порово-сетевого моделирования с применением перколяционных моделей, и разработан эффективный подход получения фильтрационных параметров и функций относительной фазовой проницаемости с учетом потерь на межфазное взаимодействие. Впервые на ряде месторождений Западной и Восточной Сибири проведены численные эксперименты по моделированию ФЕС и ОФП, в том числе при различных температурах на идентичных моделях пласта, с использованием разработанного комплекса компьютерных программ. Получены зависимости остаточной нефтенасыщенности и формы кривых ОФП с использованием LET-аппроксимации от температуры.

3. По результатам расчетно-параметрического исследования на примере реального месторождения высоковязкой нефти показано влияние

теплофизических свойств горных пород и флюидов, геолого-физических, геометрических размеров и режимов тепломассопереноса на поля температуры, давления, скорости. На их основе установлена связь между коэффициентом извлечения нефти и обобщенным безразмерным параметром, характеризующим геометрические размеры задачи, фильтрационно-емкостные свойства и начальную насыщенность. Получено безразмерное уравнение

тепломассопереноса, учитывающее влияние параметров (Р, Г, Са, Ре,^,т,50) на

коэффициент массоизвлечения (КИН). Показано, что снижение плотности сетки скважин в два раза приводит к снижению нефтеотдачи пласта более чем на 30% (относительно базового варианта). С ростом температуры и объемов закачки в пласт горячего теплоносителя наблюдается значительный (более чем в 4 раза) прирост скорости нефтеизвлечения, а КИН по сравнению с базовым вариантом увеличивается на 20% (отн.) и более.

4. В результате исследования показано, что присутствие в модели неоднородностей ФЕС приводит к неравномерному фронту вытеснения и прогрева пласта. Конвективный перенос тепла в рассматриваемой задаче играет определяющую роль, вследствие чего по высокопроницаемым слоям возможен быстрый прорыв горячего теплоносителя к добывающей скважине без ожидаемого прогрева остальных пород. Установлено, что негативное влияние данного фактора на конечную нефтеотдачу может быть более 20% (относительно однородного пласта с лучшими ФЕС). В ряде случаев выявлен немонотонный характер изменения технологических показателей разработки.

5. Полученные результаты могут быть рекомендованы к использованию для решения научных и производственных задач, связанных с теоретическими и численными исследованиями процессов тепломассопереноса водонефтяной смеси и теплофизических свойств горных пород и флюидов в области разработки запасов высоковязкой нефти.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВВН - высоковязкая нефть

ГП - горная порода

ГС - горизонтальная скважина

Кво - остаточная водонасыщенность

Кно - остаточная нефтенасыщенность

КИН - коэффициент извлечения нефти

ККД - кривые капиллярного давления

МУН - методы увеличения нефтеотдачи

МТТ - метод трубок тока

МЛТ - метод линий тока

ОФП - относительная фазовая проницаемость

ПАВ - поверхностно-активные вещества

РКТ - рентгеновская компьютерная томография

РЭМ - растровый электрический микроскоп

СЛАУ - система линейных алгебраических уравнений

ТГДС - термогидродинамический симулятор

УВ - углеводороды

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ТФКП - теория функций комплексной переменной

ЦК - цифровой керн (от англ. digital core)

ЭПО - элементарный представительный объем (от англ. REV)

ЯМР - ядерно-магнитный резонанс

HASD - horizontal alternate steam drive

REV - representative elementary volume

SAGD - steam assisted gravity drainage

SW-SAGD - single well SAGD

TAGOGD - thermal assisted gas-oil gravity drainage

Swr - residual water saturation

Sor - residual oil saturation

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1. Справка об использовании результатов диссертационного исследования

Настоящей справкой подтверждаем. что Жнжнмонювым Иваном Николаевичем за время работы в Г11НЦ разработан комплекс компьютерных про! рамм тли:

1) стохастической реконструкции горной породы в виде порово-сетевой модели на основе статистических данных н перколяционных алгоритмов;

2) прогнозирования коэффициента пористости и абсолютной проницаемости виртуальных образцов;

3) расчета функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП), в том числе, при различных температурах;

4) исследования масштабного эффекта - элементарного представительного объема на микроуровне.

Жижимонтовым И.Н. в рамках чпелепного математического моделирования проведены исследования по:

1) уточнению петрофпзпческон модели (фильтрационных свойств) неокомскнх отложений Самотлорского м/р с последующим применением полученных результатов для улучшения адаптации гидродинамической модели;

2) получению ОФП в системе «нефть — вода» для слабоконсолндироваиных песчаников Русского м/р, в том числе, при различных температурах, с последующим применением полученных результатов для гидродинамического моделирования с целыо улучшения прогноза технологических показателей разработки;

3) оценке масштабных эффектов на виртуальных образцах.

Результаты исследований используются в текущей .тея1слыюсти предирияiия.

УТВЕРЖДАЮ Заместитель генерального директора но науке ООО «Тюменский нефтяной

СПРАВКА

об использовании результатов диссертационного исследования Жижнмонтова И.Н.

Начальник управления

научно-техннческого развития,

Приложение 2. Свидетельства о регистрации программ для ЭВМ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андерсон Д. Вычислительная гидромеханика и теплообмен / Д. Андерсон, Дж. Таннехилл, Р. Плетчер // Изд. «Мир», 1990.

2. Ахметова О.В. Температурные поля турбулентных и ламинарных течений в скважин: дис. док. физ.-мат. наук. - Стерлитамак, 2016, 421 с.

3. Ахметова О.В. Скорость конвективного переноса тепла при фильтрации флюида в слоистой среде / О.В. Ахметова, М.А. Зеленкова, Н.А. Унщиков // Инженерная физика, 2019. № 6. С. 16-22.

4. Ахметова О.В. Задача о нестационарном теплообмене ламинарного потока в нагнетательной скважине / О.В. Ахметова, М.А. Зеленкова, В.К. Мухутдинов // Инженерная физика, 2019. № 7. С. 3-8.

5. Байбаков Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев // М.: Недра, 1988.

6. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. М.Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2010. 544с.

7. Беляков Е.О. Алгоритм компьютерного моделирования геометрии протекаемого кластера при образовании залежи углеводородов в рамках концепции связанности порового пространства / Е.О Беляков // Геофизика, 4, 2018.

8. Бембель Г.С. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов / Г.С. Бембель, С.В. Степанов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. Математическое моделирование и программное обеспечение. 6/ 2015.

9. Бетелин В.Б. Создание отечественного термогидросимулятора - необходимый этап освоения нетрадиционных залежей углеводородов России / В.Б. Бетелин, В.А. Юдин, И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, Р.М. Кац, А.В. Королев // Москва. 2015.

10. Гайдуков Л.А., Степанов С.В., Иванцов Н.Н., Степанов А.В., Гринченко А.А. Оценка возможностей гидродинамических симуляторов имитировать разработку месторождений высоковязкой нефти. Часть 2. Пены и эмульсии // Нефтепромысловое дело. - 2016. - Ч.2.- № 1. - С.37-44.

11. Гильманов А.Я. Физико-математическое моделирование парогравитационного дренажа месторождений тяжелой нефти на основе метода материального баланса / А.Я. Гильманов, А.П. Шевелев // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2017. Т.3. №3. С.52-69.

12. Гильманов Я.И. Цифровизация исследований керна: сегодня, завтра - взгляд ТННЦ / Я.И. Гильманов, И.А. Вахрушева // Недропользование XXI век. №5(81), октябрь 2019.

13. Гильмиев Д.Р. Моделирование тепломассопереноса в системе: нефтяной пласт - трещины гидроразрыва - скважины: Дис. к.ф-.м.н. 01.04.14 / Д.Р. Гильмиев // ТюмГУ. Тюмень. 2013.

14. Губайдуллин А.А. Моделирование динамики капли нефти в капилляре с сужением / А.А. Губайдуллин, А.Ю. Максимов // Вестник тюменского государственного университета. 2013, № 7.

15. Дарлинг Т., Практические аспекты геофизических исследований скважин, М.: ООО « Премиум Инжиниринг», 2008.

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

17. Ефимов В.А. Уравнения ренормгруппы для задачи о перколяции бидисперсной системы / В.А. Ефимов, А.В. Мальшаков // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири, Сб. межвуз. трудов, Тюмень, 1991.

18. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986, 332 с.

19. Жижимонтов И.Н. Исследование фильтрационно-емкостных свойств пластов БВ самотлорского месторождения с использованием стохастической порово-сетевой модели / И.Н. Жижимонтов, С.В. Степанов, А.В. Свалов // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли Сборник докладов научно-практических конференций журнала "Нефтяное хозяйство" в 2017 г.: X научно-практической конференции, XVII научно-практической конференции, 46-й ежегодной конференции. 2018 г., Издательство «Нефтяное хозяйство», 2018, с. 4-14.

20. Жижимонтов И.Н. Исследование элементарного представительного объема в масштабе порового пространства // Магистерская диссертация по направлению «Физика» - 03.04.02. ТюмГУ, 2016, 77 с.

21. Жижимонтов И.Н. Метод расчета коэффициентов пористости и проницаемости горных пород на основе кривых капиллярного давления / И.Н. Жижимонтов, А.В. Мальшаков // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016, Т. 2, № 1, с. 72 - 81.

22. Жижимонтов И.Н., Особенности построения петрофизической модели с учетом засолонения терригенных пород на примере месторождения Восточной Сибири / И.Н. Жижимонтов, Е.А. Зарай, Я.И. Гильманов, П.С. Уткин, С.Е. Бобров // Научно-технический вестник «Каротажник», № 4, 2020, с. 3 - 18.

23. Жижимонтов И.Н. Определение представительного элементарного объема при оценке фильтрационно-емкостных свойств на примере Самотлорского месторождения / И.Н. Жижимонтов, С.В. Степанов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2017, Т. 3, № 2, с. 46 - 59.

24. Жижимонтов И.Н. Применение стохастического порово-сетевого моделирования для получения уточненной зависимости пористость - абсолютная проницаемость на примере неокомских отложений месторождения Западной Сибири / И.Н. Жижимонтов, С.В. Степанов, А.В. Свалов // Нефтяное хозяйство, № 9, 2017, с. 96-98.

25. Жижимонтов И.Н. Создание технологии цифровых исследований керна на основе стохастического порово-сетевого моделирования / И.Н. Жижимонтов // Бурение и нефть, № 10, 2018, с. 17 - 23.

26. Жижимонтов И.Н., Нестационарный тепломассоперенос водонефтяной смеси в системе горизонтальных скважин / И.Н. Жижимонтов, А.Б. Шабаров, С.В. Степанов, // Теплофизика и аэромеханика, г. Новосибирск, 2021. Том 28, № 2, с.271 - 284.

27. Жижимонтов И.Н., Физико-математическая модель и метод расчета процессов тепломассопереноса в системе «пласт - горизонтальные скважины» / И.Н. Жижимонтов, А.Б. Шабаров // Вестник МГТУ им. Н.Э Баумана. Серия «Естественные науки», г. Москва, № 2, 2021, 13 с.

28. Иванцов Н.Н. Лекционные материалы по курсу «Разработка и моделирование месторождений высоковязкой нефти» / Н.Н. Иванцов // ООО «ТННЦ». Тюмень. 2019.

29. Иванцов Н.Н. Оценка возможностей гидродинамических симуляторов имитировать разработку месторождений высоковязкой нефти. Часть 1. Конусообразование / Н.Н. Иванцов, С.В. Степанов, А.В. Степанов, И.С. Бухалов // Нефтепромысловое дело. - 2015. - №6. - С.52-58.

30. Игошин Д.Е. Моделирование пористой среды регулярными упаковками пересекающихся сфер / Д.Е. Игошин, О.А. Никонова, П.Я. Мостовой // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2014. № 7. С. 34 - 42.

31. Игошин Д.Е. Проницаемость пористой среды периодической структуры с разветвляющимися каналами / Д.Е. Игошин, О.А. Никонова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Т.1.№ 2. С. 131 - 141.

32. Кадет В.В. Перколяционная модель гистерезиса относительных фазовых проницаемостей / В.В. Кадет, А.М. Галечян // Прикладная механика и техническая физика, 2013. Т.54. № 3.

33. Кислицын А.А. Основы теплофизики / А.А. Кислицын // Лекции и семинары, учебное пособие. Тюмень: изд. ТюмГУ, 2002.

34. Клубков С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России / С. Клубков // Oil & Gas Journal Russia. 2015.

35. Кривовичев Г.В. Модифицированный вариант метода решеточных уравнений Больцмана для расчета течений вязкой несжимаемой жидкости / Г.В. Кривовичев // Компьютерные исследования и моделирование, 2014. Т.6 №3, С. 365-381.

36. Кузина О.А. Двухфазная фильтрация смеси «нефть-водные растворы поверхностно-активных веществ»: Дис. к.ф.-м.н. 01.04.14 / О.А. Кузина// Тюменский государственный университет. Тюмень, 2020. - 133 с.

37. Лазеев А.Н., Цифровой керн - текущее состояние и перспективы развития технологии в ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Лазеев, Э.О. Тимашев, И.А. Вахрушева, М.Ф. Серкин. Я.И. Гильманов // Нефтяное хозяйство. 2018. С. 18 - 22.

38. Луканин В.Н. Теплотехника / В.Н. Луканин, М.Г. Шатров и др.// М.: Высшая школа, 2009. 671 с.

39. Лыков А.В. Тепломассообмен (справочник) // М.: Энергетика, 1971.

40. Мальшаков А.В. Проницаемость и перколяционные свойства порового пространства осадочных горных пород / А.В. Мальшаков, В.А. Ефимов // Инженерно-физический журнал, Т.61, № 4, 1991.

41. Мальшаков А.В. Уравнения гидродинамики для пористых сред со структурой порового пространства, обладающей фрактальной геометрией / А.В. Мальшаков // Инженерно-физический журнал, Т. 62, № 3, 1992.

42. Марков П.В. Расчет фильтрационных параметров пластовых флюидов с помощью методов микропорового моделирования / П.В. Марков, Д.Е. Игошин, А.Ю. Максимов // конференция НЕФТЬГАЗТЭК, 2015

43. 171. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004. - 628 с.

44. 178. Майер В.П. Использование линий тока при численном моделировании добывающей скважины / В.П. Майер, С.В. Степанов // Математическое моделирование. 2009. Т. 21, № 2. с. 79 - 84.

45. Меркушев О.В. О влиянии ступени вскрытия нефтяного пласта на нефтеотдачу при тепловом воздействии / О.В. Меркушев // Нефтяное хозяйство. № 4. 1972.

46. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г. Г. Яценко // Москва -Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

47. Москалев П.В. Математическое моделирование пористых структур / П. В. Москалев, В. В. Шитов // М.: ФИЗМАТЛИТ, 2007.

48. Нефтегазовая гидромеханика / К.С. Басниев, Н. М. Дмитриев, Г. Д. Розенберг // Москва - Ижевск, 2005.

49. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 1, 2. / Р.И. Нигматулин // М.: Наука, 1987.

50. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов // Наука - фундамент решения технологических проблем развития России, № 2. 2007.

51. Основы метода функционала плотности в гидродинамике / А.Ю. Демьянов, О.Ю. Динариев, Н.В. Евсеев // Московский научно-исследовательский центр Шлюмберже, Москва. Физматлит, 2009.

52. Петрофизика (физика горных пород) / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников // М.: «Нефть и газ», РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.

53. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Д. Тиаб, Э. Ч. Доналдсон // М.: ООО « Премиум Инжиниринг», 2009.

54. Подземная гидромеханика / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов // М.: Недра, 1993.

55. Прищепа О. Трудноизвлекаемая нефть: потенциал, состояние и возможности освоения / О. Прищепа, Э. Халимов // Нефтегазовая Вертикаль, №5. 2011. С. 24 -29.

56. Сироткин Я.А., Аэродинамический расчет лопаток осевых турбомашин / Я.А. Сироткин // М. Машиностроение, 1972.

57. Сироткин Я.А. Расчет осесимметричного вихревого течения невязкой сжимаемой жидкости в радиальных турбомашинах / Я.А. Сироткин // Известия академии наук СССР. Механика и машиностроение. № 3. 1963. C. 16 - 28.

58. 173. Сидельников К.А. Моделирование на базе методов трубок и линий тока / К.А. Сидельников, В.Е. Лялин, И.М. Григорьев // Вестник Удмуртского университета. Биология. Науки о Земле. 2012. № 2.

59. Степанов Г.Ю. Гидродинамика решеток турбомашин / Г.Ю. Степанов // М.: Физматлит, 1962. - 259 с.

60. Степанов С.В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: Дис. д.т.н. 05.13.18 / С.В. Степанов // ООО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень. 2016. - 448 с.

61. 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. С. 19 - 23.

62. Справочник (кадастр) физических свойств горных пород / Н.В. Мельников, М.М. Протодьяконов, В.В. Ржевский // Недра, Москва. 1975. 279 стр.

63. Теоретическая физика. Том VI. Гидродинамика / Л.Д. Ландау, Е.М. Лифшиц // учебное пособие. Москва. Физматлит. 2011.

64. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик // М.:Недра, 1972.

65. Тепломассоперенос в нефтегазовых и строительных технологиях / А.Б. Шабаров, А.А. Кислицын, Б.В. Григорьев, П.Ю. Михайлов, Л.А. Пульдас, У.Ю. Шастунова // учебное пособие. Тюмень: изд. ТюмГУ, 2014.

66. Томин П.Ю. О понятии Representative elementary volume // Препринты ИПМ им. М.В.Келдыша. 2011. № 13. 23 с.

67. Федоров К.М. Метод расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия на призабойную зону пласта / К.М. Федоров, А.П. Шевелев, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, С.С. Бадретдинов, А.И. Шакиров, О.З Исмагилов // Известия высших учебных заведений. Серия нефть и газ. 2005. №3. С. 42-39.

68. Федоров К.М. Сравнительный анализ различных схем размещения скважин для технологии парогравитационного дренажа / К.М. Федоров, А.Я. Гильманов, А.П. Шевелев // Society of Petroleum Engineers. 2012. SPE-191494-18RPTC-RU.

69. Физические величины: Справочник / Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. // М.: Энергоатомиздат, 1991.

70. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика / А.Б. Шабаров // учебное пособие. Тюмень: изд. ТюмГУ, 2011.

71. Шабаров А.Б. Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах / А.Б. Шабаров, А.В. Шаталов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016. Т.2. №2. С. 50 - 72.

72. Шабаров А.Б. Физико-математическая модель и метод расчета течения газоконденсатной смеси в пласте / А.Б. Шабаров // Вестник ТюмГУ. Физико-математические науки. № 7. 2014.

73. Шандрыгин А.Н. Цифровой анализ керна для фильтрационных процессов -миф или реальность? // SPE 171216-Ru, 2014

74. Шарафутдинов Р. Ф. Влияние межфазного теплообмена на температурное поле в горизонтальной скважине при расслоенном течении / Р. Ф. Шарафутдинов, Т. Р. Хабиров, Н. В. Новоселова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016. Т. 2. № 1. С. 10-18.

75. Шарафутдинов Р.Ф. Исследование термогидродинамических процессов в горизонтальных скважинах с переменной траекторией при наличии обратных потоков / Р.Ф. Шарафутдинов, Т.Р. Хабиров, А.М. Шарипов // Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2017. Т.3. №4. С. 110-121.