Рассмотрено применение разработанной стохастической порово-сетевой модели. Приведены результаты тестирования и апробации созданной компьютерной программы, которая применялась для обоснования зависимости пористость – абсолютная проницаемость слабоизученной керном группы пластов неокомских отложений месторождения Западной Сибири.
Представленная в работе стохастическая порово-сетевая модель виртуальных образцов горной породы строилась в два этапа. Первый этап заключался в стохастической реконструкции пустотного пространства. Для этого в работе использовались статистические данные о размерах пор, получаемые по кривым капиллярного давления. Из-за отсутствия детальных данных о микроструктуре порового пространства ряд корреляционных и топологических характеристик, таких как максимальный радиус связи (напрямую влияет на координационное число), весовые функции и др., являлся настроечными параметрами. На втором этапе проводился расчет абсолютной проницаемости, исходя из численной имитации течения однофазной несжимаемой жидкости в поровых каналах. Для этого использовались уравнения гидравлики: уравнения баланса массы в порах и уравнения для расходов жидкости в каналах (уравнения Пуазейля).
С целью доизучения малоисследованного керном объекта создано несколько стохастических порово-сетевых моделей с детальной настройкой на имеющиеся керновые данные с учетом литологического описания образцов. В результате усреднения большого числа расчетов уточнена корреляционная взаимосвязь между абсолютной проницаемостью и коэффициентом пористости. По результатам расчетов получена новая зависимость пористость – абсолютная проницаемость, которая характеризует горную породу как обладающую лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) по сравнению с ранее обоснованной зависимостью. Улучшение ФЕС также согласуется с результатами промысловых исследований скважин.
Показано, что применение в гидродинамической модели новой зависимости позволило заметно улучшить соответствие расчетных и фактических показателей разработки. Это свидетельствует о правомерности полученной петрофизической зависимости.
Список литературы
1. Степанов С.В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений: дис. ... д-ра техн. наук. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2016.
2. Okabe H. Pore-Scale Modelling оf Carbonates: thesis for degree of Doctor of Philosophy. – London, 2004. – 142 p.
3. Жижимонтов И.Н., Мальшаков А.В. Метод расчета коэффициента пористости и проницаемости горной породы на основе кривых капиллярного давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2016. – Т.2. – № 1. C. 72–81.
4. Blunt M.J. Physically-Based Network Modeling of Multiphase Flow in Intermediate-Wet Porous Media // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. – V. 20. – P. 117–125.
5. Mostaghimi P. Transport Phenomena Modelled on Pore-Space Image: dissertation for degree of Doctor of Philosophy. – London, 2010. – 191 p.
