Учет вязкостной нестабильности при гидродинамическом моделировании вытеснения высоковязкой нефти

Предметом исследования является вязкостная нестабильность (вязкие пальцы) фронта вытеснения, возникающая при неблагоприятном соотношении подвижностей в процессе заводнения залежей высоковязкой нефти, и способы ее учета при
гидродинамическом моделировании. Цель работы: количественная оценка воспроизведения вязкостной нестабильности на расчетных сетках различного разрешения, выявление ограничений численных постановок и обоснование концепции крупносеточного учета эффекта через калиброванные псевдо-параметры вытеснения. В качестве эталонного инструмента использован симулятор с открытым исходным кодом porousMultiphaseFoam (PMF), построенный на платформе OpenFOAM; для сопоставления привлечен промышленный (коммерческий) гидродинамический симулятор. Выполнены две серии численных экспериментов: прямое сопоставление двух симуляторов на идентичной задаче высоковязкого вытеснения и исследование влияния шага расчетной сетки в PMF при неизменной физической постановке. Сопоставление проводилось по полям водонасыщенности и интегральным технологическим показателям разработки – динамике добычи нефти и воды, обводненности продукции и коэффициенту извлечения нефти. Установлено, что континуальная двухфазная постановка в однородной среде без явного источника возмущений не инициирует пальцеобразование, а штатная численная диффузия конечно-объемных схем подавляет вязкие пальцы; при достаточном измельчении расчетной сетки нестабильность проявляется и существенно снижает прогнозный коэффициент извлечения нефти. Полученные результаты обосновывают необходимость построения псевдо-параметров вытеснения для полномасштабных моделей. Результаты применимы при проектировании систем заводнения и методов увеличения нефтеотдачи на объектах с высоковязкой нефтью.

1. Андреев В.А., Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Ведменский А.М., Стешенко И.Г., Баженова О.А. (2024). Применение характеристик вытеснения нефти водой при разработке нефтяных залежей. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 10(3), с. 135–149. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2024-10-3-135-149

2. Кряжев Я.А., Гильманов А.Я., Федоров К.М., Шевелев А.П. (2024). Критериальный анализ возникновения неустойчивости фронта вытеснения при заводнении нефтяных пластов. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 10(4), с. 114–131. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2024-10-4-114-131

3. Никитин В.Ф., Скрылева Е.И., Макеева М.Н., Манахова А.Н. (2022). Моделирование неустойчивого вытеснения вязкой жидкости из пористой среды с учетом химических взаимодействий между фазами. Успехи кибернетики, 3(3), с. 22–32. https://doi.org/10.51790/2712-9942-2022-3-3-3

4. Шахвердиев А.Х., Шестопалов Ю.В., Мандрик И.Э., Арефьев С.В. (2019). Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 12, с. 118–123. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-118-123

5. Barker J.W., Thibeau S. (1997). A critical review of the use of pseudorelative permeabilities for upscaling. SPE Reservoir Engineering, 12(2), p. 138–143. https://doi.org/10.2118/35491-PA

6. Beteta A., Sorbie K.S., Johnson G. (2023). Immiscible viscous fingering at the field scale: numerical simulation of the Captain polymer flood. SPE Journal, 28(6), p. 3165–3179. https://doi.org/10.2118/215813-PA

7. Beteta A., Sorbie K.S., Skauge A., Skauge T. (2024). Immiscible viscous fingering: the effects of wettability/capillarity and scaling. Transport in porous media, 151(1), p. 85–118. https://doi.org/10.1007/s11242-023-02034-z

8. Horgue P., Soulaine C., Franc J., Guibert R., Debenest G. (2015). An open-source toolbox for multiphase flow in porous media. Computer physics communications, 187, p. 217–226. https://doi.org/10.1016/j.cpc.2014.10.005

9. Koval E.J. (1963). A method for predicting the performance of unstable miscible displacement

10. in heterogeneous media. Society of Petroleum engineers journal, 3(2), p. 145–154. https://doi.org/10.2118/450-PA

11. Pinilla A., Asuaje M., Ratkovich N. (2021). Experimental and computational advances on the

12. study of viscous fingering: an umbrella review. Heliyon, 7(7), e07614. https://doi.org/10.1016/j.

13. heliyon.2021.e07614

14. Saffman P.G., Taylor G.I. (1958). The penetration of a fluid into a porous medium or Hele-Shaw cell

15. containing a more viscous liquid. Proceedings of the Royal Society of London. Series A, 245(1242), p. 312–329. https://doi.org/10.1098/rspa.1958.0085

16. Salmo I.C., Sorbie K.S., Skauge A., Alzaabi M.A. (2022). Immiscible viscous fingering: modelling

17. unstable water-oil displacement experiments in porous media. Transport in Porous Media,

18. (2), p. 291–322. https://doi.org/10.1007/s11242-022-01847-8

19. Smirnov N.N., Nikitin V.F., Kolenkina E.I., Gazizova D.R. (2021). Evolution of a phase interface in the displacement of viscous fluids from a porous medium. Fluid dynamics, 56(1), p. 79–92. https://doi.org/10.1134/S0015462821010122

20. Starkov I.A., Pavlov D.A., Tikhomirov S.B., Bakharev F.L. (2023). The non-monotonicity of growth rate of viscous fingers in heterogeneous porous media. Computational geosciences, 27(5), p. 783–792. https://doi.org/10.1007/s10596-023-10240-3