Моделювання видобутку нафти у родовищах геосолітонового типу
DOI:
https://doi.org/10.33271/crpnmu/85.102Ключові слова:
комп, ’ютерне моделювання, комбінований скінчено-елементно-різницевий, метод, поклад геосолітонового типу, збільшення нафтовіддачі пластівАнотація
Мета. Дослідити оптимальне розміщення видобувних нафтоносних свердловин в гілках родовища геосолітонового типу. Метод досліджень. Чисельне моделювання розподілу тиску навколо видобувних свердловин в неоднорідних ізотропних нафтоносних гілках (пластах) геосолітону здійснюється за допомогою комбінованого скінчено-елементно-різницевого методу. Результати. Встановлено закономірності розподілу тиску в гілках геосолітону при різних фільтраційних параметрах та різних розташуваннях свердловин. Показано, що, коефіцієнти інфільтрації нафти менші за 0,001 м швидко призводять до виснаження пластів. Розташування видобувних свердловин відносно довжини пластів геосолітону при інших задовільних умовах видобутку практично не впливає на інтенсивність нафтовіддачі.Встановлено, домінуючий вплив проникності нафтової фази в пластах геосолітону на інтенсивність фільтрації й відповідно нафтовіддачу в пластах, при цьому коефіцієнт проникності меншій за 0,02 Д призводить до швидкого виснаження пластів геосолітону Наукова новизна. Вперше на основі чисельного моделювання за допомогою комбінованого скінчено-елементно-різницевого методу було встановлено закономірності розподілу тиску в гілках геосолітону при різних фільтраційних параметрах та різних розташуваннях свердловин. Показано, що коефіцієнти інфільтрації нафти менші за 0,001 м швидко призводять до виснаження пластів. Розташування видобувних свердловин відносно довжини пластів геосолітону при інших задовільних умовах видобутку практично не впливає на інтенсивність нафтовіддачі. Практична значимість. Встановлено, домінуючий вплив проникності нафтової фази в пластах геосолітону на інтенсивність фільтрації й відповідно нафтовіддачу в пластах, при цьому коефіцієнт проникності меншій за 0,02 Д призводить до швидкого виснаження пластів геосолітону.Посилання
1. Megerja, V. M., Filatov, V. G., & Starostenko, V. I. (2012). Possibilities and perspectives for the application of non-seismic methods for the search for hydrocarbon accumulations and the geosoliton concept of their formation. Geofiz. zhurn . , 34 (3), 4–21.
2. Starostenko, V. I., Rusakov, O. M., & Pashkevich, I. K. (2015). Tectonics and hydrocarbon potential of the crystalline basement of the Dnieper-Donetsk Depression. Galaktika.
3. Лубков,М. В. (2017). Тектоніка геосолітонових родовищ нафти і газу. Геоінформатика , 61 (1), 26–32.
4. Lukin, A. E., & Pikovskic, Ju. M. (2004). About the role of deep and superdeep fluids in oil formation. Geol. zhurn., 2 , 21–33.
5. Esmaeilpour, M., Ghanbarian, B., & Liang, F. (2021) Scale-dependent permeability and formation factor in porous media: Applications of percolation theory. Fuel, 301 , 121090. https://doi:org/10.1016/j.fuel.2021.121090
6. Chung, T., Da Wang, Y., & Armstrong, R. T. (2021). Minimising the impact of sub-resolution features on fluid flow simulation in porous media. Journal of Petroleum Science and Engineering. 207 , 109055. https://doi:org/10.1016/j.petrol.2021.109055
7. Kmec, J., Fürst, T., & Vodák, R. (2021). A two dimensional semi-continuum model to explain wetting front instability in porous media. Scientific reports. 11 (1), 1–13. https://doi:org/10.1038/s41598-021-82317-x
8. Сhen, Z., Huan, G., & Ma, Y. (2006). Computational methods for multiphase flows in porous media. Society for Industrial and Applied Mathematics.
9. Ertekin, T., Abou-Kassem, J. H., & King, G. R. (2001). Basic applied reservoir simulation . Richardson.
10. Kor, K., Ertekin, S., & Yamanlar, S. (2021). Penetration rate prediction in heterogeneous formations: A geomechanical approach through machine learning. Journal of Petroleum Science and Engineering. 207 , 109138. https://doi:org/10.1016/j.petrol.2021.109138
11. Lubkov, M. V., & Zacharchuk, O. O. (2019). Modeling of oil filtration processes near production well. Paper presented at the 18th International Conference "Geoinformatics: Theoretical and Applied Aspects", Geoinformatics. Kuyv . https://doi:org/10.3997/2214-4609.201902015
Завантаження
Опубліковано
Номер
Розділ
Ліцензія
All articles are published under the Creative Commons Attribution License (CC BY 4.0), which permits unrestricted use, distribution, and reproduction in any medium, provided the original work is properly cited. Authors retain copyright and grant the journal right of first publication.
Authors are permitted and encouraged to deposit the final published version of their article, or the Author's Accepted Manuscript (AAM), in institutional or subject-specific open-access repositories (including the university's own institutional repository, CORE, Zenodo, or Figshare), ensuring maximum visibility, accessibility, and impact of the publication.
