Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.19.№4.2017
Стр.
Скачать статью

Локальное уточнение решения суперэлементной модели разработки нефтяного пласта

А.Б. Мазо, К.А. Поташев

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.19.4.4

323-330
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license

Предложен метод двухэтапного моделирования разработки нефтяного пласта, использующий две модели различной степени детализации для описания гидродинамических процессов разных пространственно-временных масштабов. На первом этапе моделируется глобальная динамика энергетического состояния залежи и запасов (характерные масштабы таких изменений – км/год). Уравнения двухфазной фильтрации в модели глобальных изменений оперируют гладкими осредненными полями давления и насыщенности, они решаются численно на крупной расчетной сетке суперэлементов с характерным размером ячейки 200-500 м. Тензорные коэффициенты суперэлементной модели подсчитываются с помощью специальных процедур апскейлинга абсолютной и относительных фазовых проницаемостей. На втором этапе строится локальное уточнение суперэлементной модели для расчета мелкомасштабных фильтрационных процессов (масштабы – м/сутки), протекающих, например, при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по повышению нефтеотдачи пласта. На выделенном участке ГТМ решается задача двухфазной фильтрации на детальной трехмерной сетке, разрешающей геологическую структуру коллектора, и с временным шагом, достаточным для описания быстротекущих процессов. Начальные и граничные условия локальной задачи формулируются на основе суперэлементного решения. Данный подход позволяет на порядки сократить вычислительные затраты при решении задач проектирования и мониторинга разработки нефтяной залежи. Для демонстрации предложенного подхода приведен пример двухэтапного моделирования разработки нефтяной залежи слоистой структуры с локальным уточнением модели в период изоляции обводненного высокопроницаемого пропластка. Показано хорошее совпадение локально уточненного решения суперэлементной модели на участке ГТМ и результатов численного моделирования всей истории разработки пласта на детальной расчетной сетке.

суперэлементный метод, численное моделирование, нефтяной пласт, локальное уточнение, моделирование геолого-технических мероприятий, двухфазная фильтрация, демасштабирование

  • Беляев А.Ю. Усреднение в задачах теории фильтрации. Москва: Наука. 2004. 200 с.
  • Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. Москва: Недра. 1974. 232 с.
  • Булыгин Д.В., Мазо А.Б., Поташев К.А., Калинин Е.И. Геолого-технические аспекты суперэлементной фильтрационной модели нефтяных месторождений. Георесурсы. 2013. № 3(53). С. 31-35.
  • Булыгин Д.В., Марданов Р.Ф. Трехмерная визуализация сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2007612386. 07.06.2007г.
  • Мазо А.Б., Булыгин Д.В. Суперэлементы. Новый подход к моделированию разработки нефтяных месторождений. Нефть. Газ. Новации. 2011. № 11. С. 6-8.
  • Мазо А.Б., Поташев К.А. (а) Апскейлинг абсолютной проницаемости для суперэлементной модели разработки нефтяного пласта. Математическое моделирование. 2017. Т. 29 (6). С. 89-102.
  • Мазо А.Б., Поташев К.А. (б) Апскейлинг относительных фазовых проницаемостей для суперэлементного моделирования разработки нефтяных пластов. Математическое моделирование. 2017. Т. 29 (3). С. 81-94.
  • Мазо А.Б., Поташев К.А., Баушин В.В., Булыгин Д.В. Расчет полимерного заводнения нефтяного пласта по модели фильтрации с фиксированной трубкой тока. Георесурсы. 2017. Т. 19. № 1. С. 15-20.
  • Мазо А.Б., Поташев К.А., Булыгин Д.В. ДельтаИнтегра. Суперэлементная фильтрационная модель разработки нефтяного пласта. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012660559. 23.11.2012 г.
  • Мазо А.Б., Поташев К.А., Калинин Е.И., Булыгин Д.В.. Моделирование разработки нефтяных месторождений методом суперэлементов. Математическое моделирование. 2013. Т. 25 (8). С. 51-64.
  • Марданов Р.Ф., Булыгин Д.В. ДельтаИнтегра. Построение трехмерной геологической модели. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012660561. 23.11.2012.
  • Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с неоднородной внутренней структурой. Москва: Наука. 1996. 383 с.
  • Пергамент А.Х., Семилетов В.А., Томин П.Ю. О некоторых многомасштабных алгоритмах секторного моделирования в задачах многофазной фильтрации. Математическое моделирование. 2010. Т. 22 (11). С. 3-17.
  • Поташев К.А., Абдрашитова Л.Р. Учет неоднородности заводнения области дренирования скважины при крупноблочном моделировании разработки нефтяного пласта. Ученые записки Казанского университета. Серия физ.-мат. науки. 2017. Т. 159 (1). С. 116-129.
  • Поташев К.А., Мазо А.Б., Рамазанов Р.Г., Булыгин Д.В. Анализ и проектирование разработки участка нефтяного пласта с использованием модели фиксированной трубки тока. Нефть. Газ. Новации. 2016. Т. 187 (4). С. 32-40.
  • Aarnes J.E., Kippe V., Lie K.-A. Mixed multiscale finite elements and streamline methods for reservoir simulation of large geomodels. Adv. in Water. Res. 2005. V. 28 (3). Pp. 257-271.
  • Arbogast T. Numerical subgrid upscaling of two-phase flow in porous media. Numerical treatment of multiphase flows in porous media. 2000. V. 552 of Lecture Notes in Phys. Berlin: Springer. Pp. 35-49.
  • Daigle H., Dugan B. Extending NMR data for permeability estimation in fine-grained sediments. Marine and Petroleum Geology. 2009. V. 26. Pp. 1419-1427.
  • Durlofsky L.J. Coarse scale models of two phase flow in heterogeneous reservoirs: volume averaged equations and their relationship to existing upscaling techniques. Computational Geosciences. 1998. V. 2. Pp. 73-92.
  • Dykstra H. and Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Waterflooding. Secondary Recovery of Oil in the United States. Smith J. Second edition. API. New York. 1950. 160 p.
  • Efendiev Y., Ginting V., Hou T., and Ewing R. Accurate multiscale finite element methods for two-phase flow simulations. J. Comput. Phys. 2006. V. 220 (1). Pp. 155-174.
  • Eymard R., Gallouet T., Herbin R. Finite Volume Methods. Handbook of Numerical Analysis. North Holland. 2000. Pp. 713-1020.
  • Gautier Y., Blunt M.J., and Christie M.A. Nested gridding and streamline-based simulation for fast reservoir performance prediction. Comput. Geosci. 1999. V.3 (3-4). Pp. 295-320.
  • Jenny P., Lee S., and Tchelepi H. Adaptive fully implicit multi-scale finite-volume methods for multi-phase flow and transport in heterogeneous porous media. J. Comput. Phys. 2006. V. 217 (2). Pp. 627-641.
  • Kozeny J. Ueber kapillare Leitung des Wassers im Boden. Aufstieg, Versickerung und Anwendung auf die Bewaesserung. Sitzungsberichte der Akademie der Wissenschaften in Wien. 1927. 136. Pp. 271-306.
  • Mazo A.B., Potashev K.A. Upscaling of absolute permeability for a super-element model of petroleum reservoir. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2016. 158 (012068). Pp. 1-6.
  • Mazo A., Potashev K., Kalinin E.. Petroleum reservoir simulation using Super Element Method. Procedia Earth and Planetary Science. 2015. V. 15. Pp. 482-487.
  • Potashev K. The Use of ANN for the Prediction of the Modified Relative Permeability Functions in Stratified Reservoirs. Lobachevskii Journal of Mathematics. 2017. V. 38 (5). Pp. 843-848.
  • Stiles W.E. Use of Permeability Distribution in Waterflood Calculations. J. Petrol. Technol. 1949. V. 1 (1). Pp. 9-13.
  • Yang Y., Aplin A.C. Permeability and petrophysical properties of 30 natural mudstones. Journal of Geophysical Research B: Solid Earth. 2007. V. 112 (3). Pp. 1-14.

Казанский (Приволжский) федеральный университет, Казань, Россия

Для цитирования:

Мазо А.Б., Поташев К.А. Локальное уточнение решения уперэлементной модели разработки нефтяного пласта. Георесурсы. 2017. Т. 19. № 4. Ч. 1. С. 323-330. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.19.4.4

For citation:

Mazo A.B., Potashev K.A. Local Refinement of the Super Element Model of Oil Reservoir. Georesursy = Georesources. 2017. V. 19. No. 4. Part 1. Pp. 323-330. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.19.4.4

© 2025 Коллектив авторов