Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Моделирование экспериментов по двухфазной фильтрации с учетом неоднородности внутреннего строения керна в симуляторе "

Работа на тему: Моделирование экспериментов по двухфазной фильтрации с учетом неоднородности внутреннего строения керна в симуляторе
Оценка: хорошо.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ МАТЕМАТИКИ И КОМПЬЮТЕРНЫХ НАУК
Кафедра фундаментальной математики и механики

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ С УЧЕТОМ НЕОДНОРОДНОСТИ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ КЕРНА В СИМУЛЯТОРЕ ECLIPSE

01.04.01 Математика
Магистерская программа «Вычислительная механика»

Тюмень 2022

СОДЕРЖАНИЕ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 4
ВВЕДЕНИЕ 6
ГЛАВА 1. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ОФП 8
1.1. ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ОФП 8
1.2. ЭМПИРИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ОФП 10
1.3. РАСЧЕТ ОФП С ПОМОЩЬЮ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ В МАСШТАБЕ КЕРНА 12
ГЛАВА 2. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ СИМУЛЯТОРА SCHLUMBERGER ECLIPSE 17
2.1. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДВУХФАЗНОЙ ИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ 17
2.2. АНАЛИЗ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ РАЗНОСТНЫХ СХЕМ ПО ВРЕМЕНИ СЧЕТА 20
2.3. УСКОРЕНИЕ РАСЧЕТОВ В СИМУЛЯТОРЕ ECLIPSE 26
ГЛАВА 3. ПОСТРОЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ КЕРНА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ 30
3.1. ОПИСАНИЕ ИССЛЕДУЕМОЙ ВЫБОРКИ ОБРАЗЦОВ 30
3.2. ПОСТРОЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ КЕРНА 34
3.3. ВЕРИФИКАЦИЯ МОДЕЛЕЙ 37
3.4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ОДНОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ 41
3.4.1. ВЛИЯНИЕ ДИСКРЕТИЗАЦИИ РАСЧЕТНОЙ СЕТКИ НА СХОДИМОСТЬ И ВРЕМЯ РАСЧЕТА 43
3.5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ 47
3.6. МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ И ВОДЫ ПРИ РАЗНЫХ ДАВЛЕНИЯХ ОБЖИМА 51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 56
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 58
ПРИЛОЖЕНИЕ. ПРОФИЛИ ПОРИСТОСТИ, ПОЛУЧЕННЫЕ В РЕЗУЛЬТАТЕ ТОМОГРАФИРОВАНИЯ СУХИХ ОБРАЗЦОВ 61

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
ФЕС - Фильтрационно-емкостные свойства ОФП - Относительная фазовая проницаемость КИН - Коэффициент извлечения нефти
КТ - Компьютерная томография ГМ - Геологическая модель ГДМ - Гидродинамическая модель
SCAL - Special core analysis (Специальные исследования керна) ФБЛ - Функция Баклея-Леверетт
КП, m д. ед. Коэффициент пористости
с
S -
м-1 Константа Козени. Извилистость поровых каналов
Удельная поверхность поровых каналов
Sw д. ед. Водонасыщенность
Swс, Swr д. ед. Остаточная водонасыщенность
Swn д. ед.
Нормированная (относительная) водонасыщенность
So д. ед. Нефтенасыщенность
Sowcr, Sor д. ед. Остаточная нефтенасыщенность
Кпр, КАБС, k мД Коэффициент абсолютной проницаемости Ko(Sw), fo(Sw) мД Фазовая проницаемость нефти
Kw(Sw), fw(Sw) мД Фазовая проницаемость воды krow(Sw), kro(Sw) д. ед. ОФП нефти
krw(Sw) д. ед. ОФП воды
krow(Swc), kro(Swc) д. ед. ОФП нефти при остаточной водонасыщенности krw(Sowcr), krw(Sor) д. ед. ОФП воды при остаточной нефтенасыщенности Pc, Pcow атм Капиллярное давление на границе нефть-вода
P атм Давление
?P атм Перепад давления между торцами модели керна
Pгорн, Pобж МПа Горное давление, давление обжима
А см2 Площадь поперечного сечения керна
L см Длина керна
D см Диаметр керна
Qo см3/час Объемный расход нефти
Qw см3/час Объемный расход воды
F д. ед. Функция Баклея-Леверетта
?о, ?o0 кг/м3 Плотность нефти
?w, ?w0 кг/м3 Плотность вод
µo сП Вязкость нефти
µw сП Вязкость воды
Bo м3/м3 Объемный коэффициент нефти
Bw м3/м3 Объемный коэффициент воды
N ед. Количество расчетных блоков
g м/c2 Ускорение свободного падения
x м Координата
dx, ?x, ? м Координатный шаг (размер сеточного блока)
t, T c Время
dt, ?t c Временной шаг

ВВЕДЕНИЕ
Моделирование разработки месторождений нефти во многом опирается на данные по относительным фазовым проницаемостям (ОФП), получаемым посредством проведения фильтрационных экспериментов на кернах.
Как показывает практика, количество данных по ОФП ориентировочно на
2 порядка меньше, чем по другим свойствам горной породы, например, пористости и проницаемости. Такая ситуация наблюдается для традиционных высокопроницаемых коллекторов и особенно критична для пород-коллекторов, относящихся к категории трудно извлекаемых запасов (ТрИЗ).
В этой связи актуальным направлением становится проведение вычислительных фильтрационных экспериментов, которые стоит рассматривать не как замену лабораторному эксперименту, а как инструмент, позволяющий увеличить количество данных об относительных фазовых проницаемостях и вычислять ОФП в непрерывном диапазоне насыщенностей фаз, в том числе по данным нестационарной фильтрации и центрифугирования. Существующие программные комплексы для моделирования потоковых экспериментов в качестве математической модели используют широко распространенную систему дифференциальных уравнений “blackoil” и принимают в качестве допущения однородное распределение ФЕС по длине керна [6]. Однако проведенные томографические исследования [9, 18] показывают, что у терригенных и, в особенности, карбонатных образцов наблюдается неоднородность внутреннего строения, влияющая на характер многофазного течения и, как следствие, на относительные фазовые
проницаемости.
Целью работы является исследование возможности математического моделирования многофазной фильтрации в кернах в симуляторе ECLIPSE с учетом неоднородности внутреннего строения керна и последующей адаптацией моделей на фактические данные.
Задачи исследования:
1. Провести обзор существующих подходов и исследований в области численного моделирования потоковых экспериментов;
2. Создать геологические модели исследуемых образцов керна на основе данных их рентгеновской компьютерной томографии;
3. Выполнить моделирование экспериментов по однофазной фильтрации для определения абсолютной проницаемости. Провести адаптацию моделей;
4. Провести анализ сходимости результатов расчета с позиции особенностей неоднородного строения моделей образцов;
5. Выполнить моделирование экспериментов по двухфазной фильтрации для определения ОФП в системе нефть-вода. Провести адаптацию моделей;
6. Исследовать особенности моделирования фильтрации нефти и воды при разных давлениях обжима.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Adenutsi C. D. Influence of net confining stress on NMR T2 distribution and two-phase relative permeability / C. D. Adenutsi, Z. Li, Z. Xu, L. Sun // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 178. Pp. 766-777.
2. Almutairi A. Modified Johnson-Bossler-Naumann method to incorporate capillary pressure boundary conditions in drainage relative permeability estimation / Almutairi A., Othman F., Ge J., Le-Hussain F. // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 210.
3. Al-Quraisji A. Pore pressure versus confining pressure and their effect on oil- water relative permeability curves / A. Al-Quraisji, M. Khairy // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. Vol. 48. Pp. 120-126.
4. Ebeltoft E. Parameter based SCAL – analysing relative permeability for full field application / E. Ebeltoft, F. Lomeland, A. Brautaset, A. Haugen // International Symposium of the SCA, September 8-11, 2014, Avignon, France.
5. Jenei B. Numerical modelling and automated history matching in SCAL for improved data quality / Jenei B. // Master Thesis. – 2017.
6. Lenormand R. Comparison of four numerical simulators for SCAL experiments / Lenormand R., Lorentzen K., Maas J. G., Ruth D. // International Symposium of the SCA, August 21-26, 2016, Snowmass, USA
7. Lian P. Q. The characteristics of relative permeability curves in naturally fractured carbonate reservoirs / P. Q. Lian, L. S. Cheng, C. Y. Ma // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2012. Vol. 51. No. 2. Pp. 137-142.
8. Lomeland F. A new versatile relative permeability correlation / Lomeland F., Ebeltoft E., Thomas W. H. // International Symposium of the SCA, August 21- 25, 2005, Toronto, Canada
9. Maas J. G. Defining a sample heterogeneity cut-off value to obtain representative Special Core Analysis (SCAL) measurements / Maas J. G., Springer N., Hebing A. // International Symposium of the SCA, July 26-28, 2019, Los Angeles, USA
10. McPhee C. Core Analysis: А Best Practice Guide / McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. – Amsterdam: Elsevier Inc., 2015.
11. Mostaghimi P. Transport Phenomena Modelled on Pore-Space Images. Ph. D. diss. / P. Mostaghimi // Imperial College London. 2012.
12. Wallis J. R. Constrained Residual Acceleration of Conjugate Residual Methods
/ Wallis J. R., Kendall R. P., Little T. E., Nolen J. S. // SPE 1985 Reservoir Simulation Symposium, February 10-13, 1985, Dallas, USA
13. Zhang J. Interpretation of Gas/Water Relative Permeability of Coal Using the Hybrid Bayesian-Assisted History Matching: New Insights / Zhang J., Zhang B., Xu S., Feng Q., Zhang X., Elsworth D. // Energies. 2021. №14.
14. Байков В. А. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора / В. А. Байков, С. И. Коновалова, С. П. Михайлов // Территория нефтегаз. 2018. №11. С. 37.
15. Басниев К. С. Подземная гидромеханика / Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. – Москва: “Недра”, 1993. – 27.
16. Загоровский М. А. Особенности физического и математического моде- лирования фильтрации нефти и воды при разных давлениях обжима / М. А. Загоровский, С. В. Степанов, Я. И. Гильманов, А. А. Загоровский, А. И. Зайцев // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021. Том 7. № 4 (28). С. 93-110.
17. Иванов В. А. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа
/ В. А. Иванов, В. Г. Храмова, Д. О. Дияров // Москва: “Недра”, 1974. C. 56.
18. Комиссаренко А. С. Проблема обоснования коэффициента вытеснения нефти водой из кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторов / А. С. Комисаренко, А. В. Кочетов, А. А. Загоровский, Е. Г. Кузнецов, И. В. Федорцов // Геология нефти и газа. – 2021. - №4. – С.54
19. Математическое моделирование пластовых систем. Методические указания. – Тюменское отделение “СургутНИПИнефть”, ОАО “Сургутнефтегаз”
20. Меркулов В. П. Геофизические исследования скважин / В. П. Меркулов. – Томск: Издательство ТПУ, 2008. С. 68.
21. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого- технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели). – Москва: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2003.
– 152c.
22. Орлов Д. М. Методика определения относительных фазовых проницаемостей по данным нестационарной фильтрации путем совместного физического и компьютерного моделирования / Орлов Д. М., Рыжов А. Е., Перунова Т. А. // Прикладная механика и техническая физика. – 2013. - №5. – 122c
23. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации, 1989.
– 36c.
24. Практическое руководство по созданию гидродинамических моделей / Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2012.
25. Руководство пользователя Schlumberger ECLIPSE 2014 26.Руководство пользователя Weatherford Sendra 2013.2
27.Виноградов И. А. Лабораторные и численные исследования процесса рассоления заслонённых терригенных коллекторов / И. А. Виноградов, А. А. Загоровский, К. Ю. Богачев, С. В. Милютин, И. А. Долгов // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE 2015. Москва