Ремасштабирование сеточных моделей нефтяных месторождений с учетом микронеоднородности пористой среды

• Автор: Фатихов, Салих Загирович
• Шифр специальности: 01.02.05
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 95 с. : ил.

Содержание:
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОР РАБОТ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И МАСШТАБИРОВАНИЮ
ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОРИСТЫХ СРЕД
1Л. Методы масштабирования структуры геологической модели
1.2. Основные методы определения кривых капиллярного давления и ОФП
1.3. Методы структурного моделирования горных пород для определения фильтрационных параметров
1.4. Методы осреднения кривых капиллярного давления и ОФП
1.5. Заключение
ГЛАВА 2. СТРУКТУРНАЯ МОДЕЛЬ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ДЛЯ ВЫЧИСЛЕНИЯ КРИВЫХ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ
2.1. Влияние распределения пор по размерам на вид кривых капиллярного давления
2.2. Определение функции распределения по заданной функции Леверетта
2.3. Определение кривых капиллярного давления при впитывании и дренировании по заданной функции распределения пор по размерам [17]
ГЛАВА 3. СТРУКТУРНАЯ МОДЕЛЬ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ДЛЯ ВЫЧИСЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ
3.1. Течение двух жидкостей по одному каналу [21 ],[22]
3.2. Влияние неоднородности пористой среды на совместное течение нефти и воды [2], [10]
3.3. Влияние неоднородности пористой среды на вытеснение нефти водой [14], [15]
3.4. Зависимость проницаемости от пористости в капиллярной модели пористой среды
3.5. Влияние микронеоднородности пористой среды на ОФП
ГЛАВА 4. МЕТОД РЕМАСШТАБИРОВАНИЯ
4.1. Ремасштабирование кривых капиллярного давления [13], [17], [18]
4.2. Метод ремасштабирования [13], [17]
4.3. Программа для ремасштабирования ОФП и кривых капиллярного давления КРС8са1е [20]
4.4. Анализ и сравнение результатов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список литературы
Приложение

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность. В настоящее время разработка месторождений
углеводородов осуществляется с использованием компьютерного
моделирования, основанного на математическом моделировании
многофазных течений в пластах. Так называемые постоянно действующие
геолого-технологические модели (ПДГТМ) месторождений служат для
долгосрочного прогноза добычи нефти и газа, оптимизации системы
разработки, подбора геолого-технических мероприятий по отдельным
скважинам. Информационной основой для создания геологической модели,
представляющей собой трехмерное (3D) статичное распределение свойств
пласта, и гидродинамической модели, воспроизводящей фильтрационные
потоки, являются результаты сейсморазведки, геофизических и
гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований
керна и др. Особенностью всех этих исследований является
многомасштабность объектов исследования - от нескольких миллиметров, до
десятков километров. Для корректного учета разных масштабов при
математическом моделировании необходимы специальные методы
ремасштабирования данных. Одним из частных видов ремасштабирования
является процедура Upscaling - процедура построения укрупненной 3D сетки
и осреднения фильтрационно-емкостных параметров при переходе от
детальной геологической модели к укрупненной гидродинамической модели
(необходимость укрупнения сетки связана с ограничением вычислительных
возможностей для выполнения расчетов в разумные сроки). В более широком
смысле задача масштабирования данных возникает, в первую очередь, еще на
этапе создания геологической модели - при распространении данных,
полученных на керне или в прискважинной зоне, на ячейки геологической
модели. Однако, при наличии большого числа работ, посвященных
моделированию, должного внимания такому масштабированию практически
не уделяется. В результате, при корректном учете макронеоднородности
распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), в том числе за счет

введения тензорных характеристик для абсолютной проницаемости и относительной фазовой проницаемости (ОФП) моделируемой пористой среды, по существу происходит потеря информации о микронеоднородности пористой среды.
Задаваемые в моделях ФЕС представляют собой только средние значения от распределения параметров в больших объемах и в случае однофазной фильтрации знание такого распределения достаточно для построения адекватной математической модели. Для многофазных течений исключительно важным становится учет особенностей микронеоднородности, т.е. не просто среднего значения размеров пор (сечения поровых каналов), а функции распределения пор по размерам. Практически в ПДГТМ информация о микронеоднородности пористой среды содержится только в зависимостях капиллярного давления от насыщенностей фаз и ОФП. Лабораторные опыты для определения кривых капиллярного давления проводят в большом количестве, и напротив количество опытов для определения ОФП очень мало. Получение осредненных зависимостей кривых капиллярного давления и ОФП, в какой-то мере, отражающих микронеоднородность, должно опираться на корректные модельные представления о фильтрации в поровых каналах. Микронеоднородность пористой среды можно учесть, считая, что размеры пор являются случайными величинами, подчиняющимися закону распределения. Правильный учет микронеоднородности позволит строить более точные модели продуктивных пластов месторождений углеводородов, что обусловливает актуальность данной работы.
Цель работы:
установить зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от распределения пор по размерам и создание соответствующего метода ремасштабирования на основе капиллярной модели пористой среды.

Введем понятие полной подвижности, обозначив ее через Х{.
Н-* цв '
(1.75)
Скорость водной фазы и„ может быть выражена как
к = /(У, к,
где/(З'и;) - функция Баклея-Леверетта:
(1.76)
(1.77)
И-».
Подставляя формулу для и„ в уравнение (1.69), мы можем записать уравнение для водонасыщенности:
Подставляя выражение для щ в уравнение (1.74), получаем соответствующее уравнение для давления:
(1.78-1.79) при заданном к. Верхний индекс с при соответствующих символах обозначает давление и насыщенность на грубой сетке.
Если задача для масштабирования проницаемости для однофазного случая решается относительно несложно, то задача масштабирования для двухфазного (многофазного) случая является областью научных исследований, хотя и предложено немало методик в данной области. Основными недостатками предлагаемых методик являются либо
(1.78)
(1.79)
Уравнения для грубого масштаба:
У-[1(5СУ-Урс]=0,
— + V е(5,с) = V ) УГ ],
(1.80)
поле к* должно обеспечивать близость решения задачи к решению проблемы