Сравнительный анализ методов моделирования трещиноватых коллекторов: от дискретных моделей трещин к апскейлингу в модели двойной среды и одинарной пористости

В статье рассматриваются подходы к гидродинамическому моделированию трещиновато-пористых коллекторов. Цель работы – сравнительный анализ трёх моделей (EDFM, двойной проницаемости и одинарной пористости) по времени расчёта, возможности адаптации интегральных технологических показателей и способности воспроизводить пространственную выработку запасов.  Исследование выполнено на тестовой модели с 25 трещинами (апертура 3 мм, проницаемость трещин 100 Д, проницаемость матрицы 1 мД). Модель двойной проницаемости и модель одинарной пористости адаптировались под EDFM через модификацию сигма-фактора, проницаемости и концевых точек относительных фазовых проницаемостей. Для ремасштабирования свойств DFN в модель двойной среды использовался метод flow-based upscaling. Установлено, что по времени расчёта модель двойной проницаемости и модель одинарной пористости быстрее модели EDFM. Адаптация интегральных технологических показателей может быть выполнена успешно для обеих упрощённых моделей. Однако пространственная выработка запасов (карты массовых подвижных запасов нефти) при этом оказывается разной для каждого подхода. Результаты показывают, что адаптации только по интегральным показателям недостаточно для прогноза выработки запасов.

1. Chen T., Sheng H., Zhang Y., Kang F. (2025). UpsFrac v1.0: an open-source software for integrating modelling and upscaling permeability for fractured porous rocks. Geoscientific Model Development. Vol. 18. No. 23. P. 9687-9708. DOI: 10.5194/gmd-18-9687-2025

2. Dershowitz W.S., Einstein H.H. (1988). Characterizing rock joint geometry with joint system models. Rock mechanics and rock engineering. Vol. 21. p. 21–51. DOI: 10.1007/bf01019674

3. Hui M.H., Mallison B., Heidary-Fyrozjaee M., Narr W. (2013). The upscaling of discrete fracture models for faster, coarse-scale simulations of IOR and EOR processes for fractured reservoirs. SPE Annual technical conference and exhibition. SPE-166075-MS. DOI: 10.2118/166075-MS

4. Hui M.H., Mallison B., Thomas S., Muron P., Xue X., Rousset M., Earnest E., Playton T., Vo H., Ramsaran K., Jensen C. (2022). An integrated EDFM+DPDK hybrid workflow for hierarchical treatment of fractures in practical field studies. SPE Western regional meeting. SPE-209223-MS. DOI: 10.2118/209223-MS

5. Xui M.H., Mallison B., Thomas S., Muron P., Rousset M., Earnest E., Playton T., Vo H., Jensen C. (2023). A hybrid embedded discrete fracture model and dual-porosity, dual-permeability workflow for hierarchical treatment of fractures in practical field studies. SPE reservoir evaluation & engineering. Vol. 26. No. 03. P. 888–904. DOI: 10.2118/209293-PA

6. Karimi-Fard M., Durlofsky L.J. (2016). A general gridding, discretization, and coarsening methodology for modeling flow in porous formations with discrete geological features. Advances in water resources. Vol. 96. P. 1–15. DOI: 10.1016/j.advwatres.2016.07.019

7. Maier C., Oliveira G., Schiozer D.J. (2023). Flow-based upscaling of fractured porous media using a discrete fracture and matrix model and a fracture merging algorithm. SPE EuropEC – Europe energy conference. Vienna, Austria. SPE-214420-MS. DOI: 10.2118/214420-MS

8. Warren J.E., Root P.J. (1963). The behavior of naturally fractured reservoirs. Society of petroleum engineers journal. Vol. 3. No. 03. P. 245–255. DOI: 10.2118/426-PA

9. Xue X., Rey A., Muron P., Dufour G., Wen X.-H. (2019). Simplification and simulation of fracture network using fast marching method and spectral clustering for embedded discrete fracture model. SPE Hydraulic fracturing technology conference. 2019. SPE-194368-MS. DOI: 10.2118/194368-MS

10. Yan X., Qin G.-Y., Zhang L.-M., Zhang K., Yang Y.-F., Yao J., Wang J.-L., Dai Q.-Y., Wu D.-W. (2024). A dual-porosity flow-net model for simulating water-flooding in low-permeability fractured reservoirs. Geoenergy Science and Engineering. 2024. Vol. 240. 213069. DOI: 10.1016/j.geoen.2024.213069