Исследование влияния неоднородного распределения проницаемости на процессы вытеснения нефтяной фазы

Jazyk: angličtina
Rok vydání: 2021
Předmět:
Zdroj: Technology audit and production reserves; Vol. 5 No. 1(61) (2021): Industrial and technology systems; 33-40
Technology audit and production reserves; Том 5 № 1(61) (2021): Производственно-технологические системы; 33-40
Technology audit and production reserves; Том 5 № 1(61) (2021): Виробничо-технологічні системи; 33-40
ISSN: 2664-9969
2706-5448
Popis: The object of research is the filtration processes of displacement of the oil phase under the influence of an injection well in a heterogeneous porous medium. It is possible to evaluate and take into account the effect of reservoir heterogeneity on the distribution of reservoir pressure (and, consequently, on the intensity of the filtration process) using numerical modeling of filtration processes based on the piezoelectric equation. To solve the non-stationary anisotropic problem of piezoconductivity, it is proposed to apply the combined finite-element-difference method of M. Lubkov, which makes it possible to take into account the inhomogeneous distribution of permeability inside the anisotropic oil-bearing formation and at its boundaries, and to adequately calculate the distribution of reservoir pressure. The use of the combined finite-element-difference method allows to combine the advantages of the finite-element method and the finite difference method: to model geometrically complex areas, to find the value at any point of the object under study. At the same time, the use of an implicit difference scheme when finding the nodal values of the grid provides high reliability and convergence of the results. The simulation results show that the distribution of the pressure field between the production and injection wells significantly depends on their location, both in the isotropic landslide and in the anisotropic oil-bearing reservoir. It is shown that the distance between the wells of more than 1 km levels out the effectiveness of the impact of the injection well on the oil filtration process. The influence of the permeability of the oil phase in the shear direction dominates the influence of the permeability in the axial directions (affects the pressure decrease by 4–9.5 %). In the case of a landslide-isotropic reservoir, the wells should be located in the shear (diagonal) direction, which will provide the lowest level of drop in the average reservoir pressure (by 4 %). Based on the information obtained, for the effective use of anisotropic low-permeability formations, it is necessary to place production and injection wells in areas with relatively low anisotropy of the formation permeability, especially to avoid places with the presence of landslide permeability of the formation. The location of the wells is important so that, on the one hand, there is no blockage of oil from the side of reduced permeability, and on the other hand, rapid depletion of the formation from the side of increased permeability does not occur. And also the mutual exchange between the production and injection wells did not stop. When placing a system of production and injection wells in anisotropic formations of an oil field, it is necessary to carry out a systematic analysis of the surrounding anisotropy of the formations in order to place them in such a way that would ensure effective dynamics of filtration processes around these wells. Using the method used, it is possible to predict the impact of an injection well on the distribution of reservoir pressure in the reservoir.
Объектом исследования являются фильтрационные процессы вытеснения нефтяной фазы под действием нагнетательной скважины в неоднородной пористой среде. Оценить и учесть влияние неоднородности пласта на распределение пластового давления (а следовательно, на интенсивность фильтрационного процесса) можно с помощью численного моделирования фильтрационных процессов на основе уравнения пьезопроводности. Для решения нестационарной анизотропной задачи пьезопроводности предлагается применить комбинированный конечно-элементно-разностный метод ЛубковаМ.В., что позволяет учитывать неоднородное распределение проницаемости внутри анизотропного нефтеносного пласта и на его границах, и адекватно рассчитывать распределение пластового давления. Применение комбинированного конечно-элементно-разностного метода позволяет сочетать преимущества конечно-элементного метода и метода конечных разностей: моделировать геометрически сложные области, находить значение в любой точке исследуемого объекта. При этом применение неявной разностной схемы при нахождении узловых значений сетки обеспечивает высокую надежность и сходимость результатов. Результаты моделирования показывают, что распределение поля давления между добывающей и нагнетательной скважинами существенно зависит от их расположения, как в оползнево-изотропном, так и в анизотропном нефтеносном пласте. Показано, что расстояние между скважинами более 1км нивелирует эффективность воздействия нагнетательной скважины на фильтрационный процесс нефти. Влияние проницаемости нефтяной фазы в сдвиговом направлении доминирует над влиянием проницаемости в осевых направлениях (влияет на снижение давления на 4–9,5%). В случае оползнево-изотропного пласта скважины следует располагать в сдвиговом (диагональном) направлении, что обеспечит наименьший уровень падения среднего пластового давления (на 4%). Исходя из полученной информации, для эффективного использования анизотропных слабопроницаемых пластов необходимо размещать добывающие и нагнетательные скважины в областях с относительно низкой анизотропией проницаемости пласта, особенно избегать мест с наличием оползневой проницаемости пласта. Важно такое расположение скважин, чтобы с одной стороны не происходило блокирование нефти со стороны сниженной проницаемости, а с другой стороны не происходило быстрое истощение пласта со стороны повышенной проницаемости. А также не прекращался взаимный обмен между добывающей и нагнетательной скважинами. При размещении системы добывающих и нагнетательных скважин в анизотропных пластах нефтяного месторождения необходимо проведение системного анализа окружающей анизотропии пластов с целью такого их размещения, которое обеспечивает эффективную динамику процессов фильтрации вокруг этих скважин. С помощью использованного метода можно спрогнозировать влияние нагнетательной скважины на распределение пластового давления в пласте.
Об’єктом дослідження є фільтраційні процеси витіснення нафтової фази під дією нагнітальної свердловини в неоднорідному пористому середовищі. Оцінити та врахувати вплив неоднорідності пласта на розподіл пластового тиску (а отже, на інтенсивність фільтраційного процесу) можна за допомогою чисельного моделювання фільтраційних процесів на основі рівняння п’єзопровідності. Для розв’язку нестаціонарної анізотропної задачі п’єзопровідності пропонується застосувати комбінований скінчено-елементно-різницевий метод ЛубковаМ.В., що дозволяє враховувати неоднорідний розподіл проникності всередині анізотропного нафтоносного пласта та на його межах, та адекватно розраховувати розподіл пластового тиску. Застосування комбінованого скінчено-елементно-різницевого методу дозволяє поєднувати переваги скінчено-елементного методу та методу скінчених різниць: моделювати геометрично складні області, знаходити значення в будь-якій точці досліджуваного об'єкта. При цьому застосування неявної різницевої схеми при знаходженні вузлових значень сітки забезпечує високу надійність та сходимість результатів. Результати моделювання показують, що розподіл поля тиску між видобувною та нагнітальною свердловинами суттєво залежить від їх розташування, як у зсувно-ізотропному, так і у анізотропному нафтоносному пласті. Показано, що відстань між свердловинами більше 1км нівелює ефективність впливу нагнітальної свердловини на фільтраційний процес нафти. Вплив проникності нафтової фази у зсувному напрямку домінує над впливом проникності у осьових напрямках (впливає на зниження тиску на 4–9,5%). У випадку зсувно-ізотропного пласта свердловини слід розташовувати у зсувному (діагональному) напрямку, що забезпечить найменший рівень падіння середнього пластового тиску (на 4%). Виходячи з отриманої інформації, для ефективного використання анізотропних слабопроникних пластів необхідно розміщувати видобувні та нагнітальні свердловини в областях з відносно низькою анізотропією проникності пласта, особливо уникати місць із наявністю зсувної проникності пласта. Важливе таке розташування свердловин, щоб з однієї сторони не відбувалось блокування нафти з боку пониженої проникності, а з іншої сторони не відбувалось швидке виснаження пласта з боку підвищеної проникності. А також не припинявся взаємний обмін між видобувною та нагнітальною свердловинами. При розміщенні системи видобувних та нагнітальних свердловин у анізотропних пластах нафтового родовища необхідно проведення системного аналізу навколишньої анізотропії пластів з метою такого їх розміщення, яка б забезпечувала ефективну динаміку процесів фільтрації навколо цих свердловин. За допомогою використаного методу можна спрогнозувати вплив нагнітальної свердловини на розподіл пластового тиску в пласті.
Databáze: OpenAIRE
Externí odkaz: