Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Ремасштабирование сеточных моделей нефтяных месторождений с учетом микронеоднородности пористой среды

Диссертация: Ремасштабирование сеточных моделей нефтяных месторождений с учетом микронеоднородности пористой среды
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На основе капиллярной модели пористой среды, составленной из капилляров разного радиуса, разработан метод модификации кривых капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей при ремасштабировании сеточных моделей пористой среды. Особенностью метода является учет микронеоднородности пористой среды с помощью использования функции распределения капилляров по радиусам. Достоверность… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ОБЗОР РАБОТ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И МАСШТАБИРОВАНИЮ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОРИСТЫХ СРЕД
    • 1. 1. 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

Ремасштабирование сеточных моделей нефтяных месторождений с учетом микронеоднородности пористой среды (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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 (ЗБ) 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 ирэсаНг^ - процедура построения укрупненной ЗБ 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 3 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.

Научная новизна:

• На основе капиллярной модели пористой среды определены зависимости капиллярного давления и относительной фазовой проницательности от функции распределения капилляров по радиусам, позволяющие вычислить по одной известной функции две другие.

• Построен метод ремасштабирования сеточных моделей пористой среды, учитывающий ее микронеоднородность.

Практическая значимость. Все теоретические результаты диссертации имеют практическую направленность. Предложенный метод ремасштабирования относительных фазовых проницаемостей и кривых капиллярного давления, учитывающий неоднородность пористой среды, позволяет более точно определить параметры укрупненной ячейки при переходе от геологической модели месторождения к гидродинамической. Данный метод реализован в виде программного комплекса, который апробирован при моделировании разработки действующего месторождения.

Достоверность результатов. Предложенные в диссертации математические модели и вытекающие из них результаты основаны на общих законах и уравнениях подземной гидромеханики. Обоснованность результатов подтверждается многовариантными тестовыми расчетами и сопоставлением результатов расчётов с расчётами других исследователей.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Диссертационная работа изложена на 95 страницах, содержит 43 рисунков и библиографию, насчитывающую 62 наименования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

• На основе капиллярной модели пористой среды установлены зависимости кривой капиллярного давления и относительной фазовой проницаемости от функции распределения капилляров по радиусам. Установленные зависимости позволяют однозначно определить по одной известной функции две другие.

• Разработан метод получения аналитической формы функции Леверетта для пористой среды на основе заданной функции распределения капилляров по радиусам.

• Установлено, что вид функции Леверетта изменяется только при изменении коэффициента вариации (отношение дисперсии к среднему значению) функции распределения капилляров по радиусам.

• На основе капиллярной модели пористой среды, составленной из капилляров разного радиуса, разработан метод модификации кривых капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей при ремасштабировании сеточных моделей пористой среды. Особенностью метода является учет микронеоднородности пористой среды с помощью использования функции распределения капилляров по радиусам.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Д., Басс Д., Уайтииг Р. Физика нефтяного пласта. Перевод сангл. М.: Гостоптехиздат. — 1962. — 572 с.
  2. Е.Ю., Шутов A.A. Пористая пленка из политетрафторэлилена // Письма в ЖТФ. 2007. Т. 33, вып. 6.
  3. Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Издание 2, переработанное и дополненное. М.: Недра. — 1971.-312 с.
  4. A.A., Иванов М. А., Ямпольский В. З. Метод и программный модуль для ремасштабирования трехмерных геологических моделей месторождений нефти и газа. URL: http://www.problem-info.ru/2010−3/3.pdf
  5. В.В., Хургин Я. И. Современные вероятностные подходы при решении задач микро- и макроуровня в нефтегазовой отрасли. М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований — НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». — 2006. 240 с.
  6. Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. — 2002. — 140 с.
  7. JI.C. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.: Гостехиздат. — 1947. — 244 с.
  8. В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Е.: «Путиведъ». — 2002. — 208 с.
  9. A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: Недра. -1982.- 192 с.
  10. Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. Л.: Недра. — 1985.-239 с.
  11. JI.H. Совершенствование методов ремасштабирования в гидродинамическом моделировании пластовых систем. Диссертация на соискание учёной степени кандидата физико-математических наук. -Тюмень. — 2011. — 97 с.
  12. В.Р., Фатихов С. З. О подходе к ремасштабированию относительных фазовых проницаемостей и капиллярных кривых // Вестник ЦКР Роснедра. 2010. — № 5. — С. 42−46.
  13. С.З., Сыртланов В. Р. К вопросу вычисления относительных фазовых проницаемостей // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. — № 1. — С. 324−332.
  14. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Fatikhov/Fatikliovl .pdf
  15. С.З., Сыртланов В. Р., Фатихова Ф. З. Свидетельство о регистрации программы «RPCScale». 2010 — № 2 010 618 058.
  16. В.Ш. О фильтрации газированной жидкости // Ж. прикл. механ. и тхн. физ. 1993. — № 5. — С. 97.
  17. В.Ш., Сыртланов В. Р. Фильтрация кипящей жидкости в пористой среде // Теплофизика высоких температур. 1994. — Т. 32, вып. 1. С. 87.
  18. Ahmadi A., Quintard, M. Large-scale properties for two-phase flow in random porous media // Journal of Hydrology. 1996. № 183. P. 69−99.
  19. Arbogast Т., Bryant S.L. Numerical subgrid upscaling for waterflood simulations // TIC AM Report 01−23.
  20. Archer R.A. Pseudo Function Generation. Master Report. — Department of Petroleum Engineering, Stanford University. — 1996.
  21. Barker J.W., Dupouy P. An analysis of dynamic pseudo-relative permeability methods for oil-water flows // Petrol. Geosci. 1999. — № 5. — P. 385 394.
  22. Barker J.W., Thibeau S. A Critical Review of the Use of Pseudorelative Permeabilities for Upscaling // Paper SPE 35 491 presented at the 1996 European 3D Reservoir Modeling Conference. Stavanger. — 16−19 April 1996.
  23. Barker J.W., Thibeau S. A critical review of the use of pseudo-relative permeabilities for upscaling // SPEJ. 1997. — № 12. — P. 138−143.
  24. Bogdanov I., Turetskaya F. Testing and Improvement of Stone’s Dynamic Pseudo Functions // Unpublished report courtesy of Intera. June 1995.
  25. Cao H., Aziz K. Evaluation of Pseudo Functions // Paper SPE 54 589 presented at the 1999 SPE Western Regional Meeting held in Anchorage. Alaska. — 1999.
  26. Chatenever A., Calhouh J.C. Visual examinations of fluid behavior in porous media // Petrol. Technol. 1952. — № 6 — 4. — P. 149−154.
  27. Christie M.A. Upscaling for reservoir simulation // Paper SPE 37 324 -1996.
  28. Darman N.H., Pickup G.E., Sorbie K.S. A comparison of two-phase dynamic upscaling methods based on fluid potentials // Computational Geosciences. 2002. — № 6. — P. 5−27.
  29. Durlofsky L.J. Numerical calculation of equivalent grid block permeability tensors for heterogeneous porous media. // Water Resour. Res. 1991. — № 5 — 27. -P. 699−708.
  30. Durlofsky L.J., Behrens R.A., Jones R.C., Bernath A. Scale up of heterogeneous three dimensional reservoir descriptions // Paper SPE 30 709. -1996.-№ 1.-P. 313−326.
  31. Durlofsky L.J., Jones R.C., Milliken W.J. A nonuniform coarsening approach for the scale up of displacement processes in heterogeneous porous media // Advances in Water Resources. 1997. — № 20. — P. 335−347.
  32. Farmer L.C. Upscaling: a review // International Journal for Numerical Methods in Fluids. № 40. — P. 1−2.
  33. Fatt I. The network model of porous media // Trans. AIME. 1956. — № 207.-P. 160−181.
  34. Ginting V., Ewing R., Efendiev Y., Lazarov R. Upscaled Modeling in Multiphase Flow Applications // Journal of Computational and Applied Mathematics. -2004. № 23, 2−3. — P. 213−233.
  35. Guzman R.E., Giordano D., Fayers F.J., Godi A., Aziz K. The use of dynamic pseudo-functions in reservoir simulation // 5th Internat. Forum on Reservoir Simulation. Muscat, Oman. — 1994.
  36. Hewett T.A., Archer R.A. Scale-averaged effective flow properties for coarse-grid reservoir simulation // Paper SPE 37 988 presented at the 14th SPE Symposium on Reservoir Simulation. Dallas — TX. — June 8−11, 1997.
  37. Holden L., Nielsen B.F. Global upscaling of permeability in heterogeneous reservoirs: the Output Least Squares (OLS) method // Transport in Porous Media. -2000. -№ 40. -P. 115−143.
  38. Intera Information Technologies Ltd. PSEUDO Reference Manual, 94a Release.
  39. Jack H.H., Smith O.J.E., Mattax C.C. The Modeling of a Three Dimensional Reservoir With a Two-Dimensional Reservoir Simulator The Use of Dynamic Pseudo Functions // SPEJ. — June 1973. P. 175−185.
  40. King P.R. The use of renormalization for calculating effective permeability // Transport in Porous Media. 1989. — № 4. P. 37−58.
  41. King P.R., Muggeridge A.H., Price W.G. Renormalization calculations of immiscible flow // Transport in Porous Media. 1993. — № 12. — P. 237−260.
  42. Kyte J.R., Berry D.W. New Pseudo Functions to Control Numerical Dispersion // SPEJ. August 1975. — P. 269−276.
  43. Lewerett M.C. Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands // Trans AIME. 1939. — № 132. — P. 149−152.
  44. Marshall A. Relation between permeability and size distrubation of pores // Soil Sci. 1958.-№ 9- l.-P. 2−7.
  45. Peszynska M., Wheeler M.F., Yotov I. Mortar upscaling for multiphase flow in porous media // Computat. Geosci. 2002. — № 6. — P. 73−100.
  46. Pickup G.E., Sorbie K.S. The scaleup of two-phase flow in porous media using phase permeability tensors // Soc. Petrol. Engr. J. -1996. -December. P. 369−381.
  47. Portella R.C.M., Hewett T.A. Upscaling, gridding, and simulation using streamtubes // Soc. Petrol. Eng. J. 2000. — № 5. — P. 315.
  48. Quintard M., Whitaker S. Two-phase flow in heterogeneous porous media, the method of large-scale averaging // Transport in Porous Media. 1988. -№ 3. -P. 357−413.
  49. Schlumberger Limited. Инструмент апгридинга в Petrel. URL: http://www.slb.ru/sis/item380
  50. Slichter C.S. Theoretical investigations of the motion of ground waters. // 19-th Am. Rep. U. S. Geol Survey. 1899. №. 2. — P. 295−384.
  51. Smith E. The influence of small-scale heterogeneity on average relative permeability // Reservoir Characterization II, eds. L.W. Lake, H.B. Carroll, Jr. and T.C. Wesson (Academic Press, San Diego). -1991. P. 52−76.
  52. Stone H.L. Rigorous Black Oil Pseudo Functions // Paper SPE 21 207 presented at the SPE Symposium on Reservoir Simulation. Anaheim — California. — 1991.-P. 57−68.
  53. Wallstrom T.C., Hou S., Christie M.A., Durlofsky L.J., Sharp D.H., Accurate scale up of two phase flow using renormalization and nonuniform coarsening // Computational Geosciences. 1999. — № 3. — P. 69−87.
  54. Wen X.-H., Gomez-Hernandez J.J. Upscaling hydraulic conductivities in heterogeneous media: An overview // J. Hydrology. -1996. № 183. — P. 9−32.
  55. Willie M.R.J., Gardner G.H.F. The generelaized Kozeny Carman equation // World oil. — 1958. — № 4 -146. — P. 121−126.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!