СИСТЕМЫ АНАЛИЗА И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ

В работе на основе численного моделирования представлено исследование влияния проницаемости межскважинного пространства на эффективность парогравитационного дренажа при разных режимах работы нагнетательной скважины. Исследование проведено на модели коллектора, содержащего высоковязкую нефть, динамическая вязкость которой при пластовой температуре 8 градусов Цельсия составляет около 25 Па • с.

Моделирование процессов неизотермической многофазной фильтрации выполнено с использованием подхода, основанного на неявном расчете давления методом конечных элементов и пересчете насыщенностей фаз после их переноса в соответствии со значениями потоков, полученных по рассчитанным градиентам давления. Температурное поле рассчитывается в два этапа: конвективный перенос тепла учитывается при перетоках фаз, а распространение тепла за счет теплопроводности среды – путем решения краевой задачи для уравнения теплопроводности. Метод моделирования учитывает зависимости вязкостей фаз от температуры и их плотностей от температуры и давления, выделение или поглощение энергии при парообразовании и конденсации, а также неоднородность геологической модели.

Численные эксперименты по исследованию влияния проницаемости межскважинного пространства на эффективность парогравитационного дренажа проведены для неоднородного коллектора, в котором между горизонтальными скважинами расположен слой с отличающейся от остальной части коллектора проницаемостью. Результаты продемонстрировали разницу в добыче нефти и изменение формы паровой камеры в зависимости от контраста проницаемости в слое и в остальной части коллектора. При одинаковом режиме работы скважин модель со слоем проницаемостью в двадцать раз ниже, чем в остальном коллекторе, показала наибольший объем накопленной добытой нефти. Исследована возможность прорыва пара или уже сконденсировавшейся воды к добывающей скважине. При вариации объемов закачки пара получены ситуации, когда увеличение закачки пара приводит к снижению доли нефти в отбираемой смеси. Показано, что для эффективного применения паровых методов увеличения нефтеотдачи важен предварительный анализ коллектора и моделирование предполагаемых режимов работы скважин.

1. Мишенин М.В. Динамика добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов в России // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2021. – Т. 2, № 4. – С. 294–301.

2. Jamaloei B.Y., Singh A.R. Hot water flooding and cold water flooding in heavy oil reservoirs // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects. – 2016. – Vol. 38 (14). – P. 2009–2017.

3. A comprehensive review of thermal enhanced oil recovery: techniques evaluation / E.M.A. Mokheimer, M. Hamdy, Z. Abubakar, M.R. Shakeel, M.A. Habib, M. Mahmoud // Journal of Energy Resources Technology. – 2019. – Vol. 141 (3). – P. 030801. – DOI: 10.1115/1.4041096.

4. Оптимизация разработки нефтяных месторождений на основе 3D-модели пласта, полученной в результате автоадаптации / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.В. Насыбуллин, Г.Ж. Алтынбекова, Д.А. Леонович // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Математика. Механика. Информатика. – 2023. – Т. 23, вып. 4. – С. 544–558. – DOI: 10.18500/1816-9791-2023-23-4-544-558. – EDN: XGVLMB.

5. Mir H., Siavashi M. Whole-time scenario optimization of steam-assisted gravity drainage (SAGD) with temperature, pressure, and rate control using an efficient hybrid optimization technique // Energy. – 2022. – Vol. 239, pt. C. – DOI: 10.1016/j.energy.2021.122149.

6. Lawal K.A., Olamigoke O. On the optimum operating temperature for steam floods // SN Applied Sciences. – 2021. – Vol. 3. – P. 9. – DOI: 10.1007/s42452-020-04082-2.

7. Яраханова Д.Г. О перспективах процессов освоения сверхвязких нефтей и природных битумов горизонтальными скважинами // Георесурсы. – 2015. – № 3 (62). – С. 53–56. – DOI: 10.18599/grs.62.3.10.

8. Моделирование месторождений и залежей нефти и газа для решения задач разведки и разработки / В.Ю. Керимов, Р.Н. Бахтизин, К.И. Данцова, И.М. Салихова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2018. – № 3. – С. 52–56. – DOI: 10.24411/0131-4270-2018-10307.

9. Experimental and numerical investigation on extra-heavy oil recovery by steam injection using vertical injector-horizontal producer / P. Liu, Y. Zhang, P.-ch. Liu, Y. Zhou, Z. Qi, L. Shi, Ch. Xi, Zh. Zhang, Ch. Wang, D. Hua // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 205 (3). – DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108945.

10. Numerical modeling of steam injection in heavy oil reservoirs / S. Mozaffari, M. Nikookar, M.R. Ehsani, L. Sahranavard, E. Roayaie, A.H. Mohammadi // Fuel. – 2013. – Vol. 112. – P. 185–192. – DOI: 10.1016/j.fuel.2013.04.084.

11. On the evaluation of steam assisted gravity drainage in naturally fractured oil reservoirs / S.M.T. Hosseini, Sh. Esfahani, M.H. Doulatabadi, A.H. Sarapardeh, A.H. Mohammadi // Petroleum. – 2017. – Vol. 3 (2). – P. 273–279. DOI: 10.1016/j.petlm.2016.01.003.

12. Chung K.H., Butler R.M. Geometrical effect of steam injection on the formation of emulsions in the steam-assisted gravity drainage process // Annual Technical Meeting. – Calgary, Alberta, 1987. – DOI: 10.2118/87-38-22.

13. A new SAGD comprehensive multi-stage model for oil production using aconcave parabola geometry / Y. Guo, H. Liu, Y. Feng, X. Dong, W. Zheng // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 208, pt. A. – P. 109321. – DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109321.

14. Особенности построения геологической модели залежи сверхвязкой нефти при планировании системы разработки методом парогравитационного дренажа / С.П. Новикова, Д.К. Нургалиев, В.А. Судаков, А.Н. Делев, Н.Г. Нургалиева // Георесурсы. – 2017. – Т. 19, № 4, ч. 1. – С. 331–340. – DOI: 10.18599/grs.19.4.5.

15. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Y.G. Soloveichik, M.G. Persova, A.M. Grif, A.S. Ovchinnikova, I.I. Patrushev, D.V. Vagin, D.S. Kiselev // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. – 2022. – Vol. 390. – P. 114468. – DOI: 10.1016/j.cma.2021.114468.

16. Forecasting the efficiency of waterflooding, thermal and chemical Enhanced oil recovery methods in bobrikovian reservoirs / A.V. Nasybullin, M.G. Persova, A.A. Lutfullin, Yu.G. Soloveichik, E.V. Orekhov, L.R. Shaikhrazieva, L.G. Orekhova, D.A. Leonovich, A.P. Sivenkova // SOCAR Proceedings. – 2024. – N 2. – P. 30–40. – DOI: 10.5510/OGP20240200963.

17. Применение процедуры группирования конечных элементов для повышения эффективности моделирования нестационарного многофазного потока в высоконеоднородных трехмерных пористых средах / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Вестник Томского государственного университета. Управление, вычислительная техника и информатика. – 2021. – Т. 57. – С. 34–44.

18. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin, A.M. Grif, D.S. Kiselev, I.I. Patrushev, A.V. Nasybullin, B.G. Ganiev // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 199. – P. 108245. – DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108245.

19. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: справочник. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с.