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.
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.
В работе представлено исследование влияния неопределенности исходных данных о геомеханических и прочностных свойствах породы, а также горизонтальных пластовых напряжениях на результаты численных оценок депрессии начала пескопроявления.
Для решения задачи строилась модель горного массива в околоскважинном пространстве на основе данных геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна. Она представляла собой слоистую многофациальную линейно-упругую среду. При восстановлении профиля вертикального напряжения использовалась гипотеза о субвертикальности одной из главных осей тензора напряжений. При оценке профилей горизонтальных напряжений использовалась методика, основанная на реконструкции пространственного распределения напряжений в слоистой среде по данным точечных измерений, а именно данных гидроразрыва пласта.
Выполнялось варьирование неопределенности во входных данных упругих и прочностных свойств среды и горизонтальных пластовых напряжений. Указанные параметры изменялись случайным образом в рамках диапазона неопределенности, соответствующего фактическому разбросу свойств пород, относящихся к одной геомеханической фации. В рамках простейшей модели оценки давления начала пескопроявления это давление определялось для различных реализаций комбинаций исходных параметров методом Монте-Карло.
Использованный статистический подход позволял определить функцию плотности вероятности начала пескопроявления при заданной дисперсии определенного параметра. Отмечено, что прогноз критического значения давления наиболее чувствителен к величине максимального горизонтального напряжения.
Результаты применения описанного подхода сделали возможным корректный учет неопределенности исходных данных для построения геомеханических моделей. На примере задачи пескопроявления оценена реальная неоднозначность определения давления начала необратимого разрушения пород околоскважинной зоны из-за разработки месторождений углеводородов.
В работе представлены результаты моделирования центратора-турбулизатора, разработанного на Кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного технологического университета. Разработка устройства была направлена на решение одной из ключевых проблем строительства нефтяных и газовых скважин с наклонно-направленными и горизонтальными участками – сокращение непроизводительного времени, связанного с ликвидацией осложнений и аварий в процессе бурения.
В ходе проектирования центратора было выполнено моделирование течения промывочной жидкости для девяти наиболее распространённых профилей устройства. По результатам исследований установлено, что максимальная скорость потока достигается в центральной части центратора. Применение моделирования позволяет заранее определять необходимые конструктивные и гидродинамические характеристики устройства, что способствует снижению материальных затрат на разработку и создание прототипов.
Разработанный центратор-турбулизатор формирует интенсивный турбулентный поток промывочной жидкости с высокой частотой и амплитудой локальных пульсаций скорости. Такой режим течения препятствует оседанию шлама на стенках скважины и, как следствие, снижает вероятность механических прихватов. Уменьшение числа подобных осложнений позволяет сократить непроизводительное время при строительстве скважин и повысить экономическую эффективность нефтесервисных компаний.
В работе проведена оценка зависимости скин-фактора от различных параметров каналов при применении управляемого радиального вскрытия пласта с учетом известного опыта оптимизации технологических параметров обработки призабойной зоны скважин на основе динамики изменения параметров скин-фактора. В качестве переменных параметров были рассмотрены: длина каналов, диаметр каналов, исходный коэффициент проницаемости продуктивного пласта и расположение каналов относительно кровли пласта. По результатам гидродинамического моделирования отмечено, что диаметр канала напрямую влияет на скин-фактор, но для рассматриваемых вариантов значения скин-фактора находятся в узких пределах. При этом каждое последующее увеличение диаметра скважины даёт более слабый эффект по уменьшению скин-фактора. Определено, что технология управляемого радиального вскрытия пласта даёт выраженный эффект для коллекторов с величиной коэффициента проницаемости до 100 мД, для коллекторов с коэффициентами проницаемости в пределах 100-200 мД имеет незначительный эффект. Положение каналов в пласте следует выбирать в зависимости от геолого-технических особенностей прискважинной зоны, так как изменение скин-фактора незначительно. Показано, что базовая модель каналов при управляемом радиальном вскрытии пласта является оптимальным вариантом реализации.
В работе представлены результаты комплексного исследования изменения состава остаточного битумоида в керне после различных режимов теплового воздействия. В качестве объектов исследования использовались нефтенасыщенные образцы керна, подвергнутые воздействию горячей воды, пара, перегретого пара, а также режимам с увеличенным объемом закачки теплоносителя. Для оценки изменений органического вещества применялся комплекс методов, включающий пиролиз, SARA-анализ и хромато-масс-спектрометрию. Установлено, что все исследованные режимы воздействия приводят к снижению общего содержания углеводородов в керне, однако состав остаточного битумоида изменяется по-разному в зависимости от исходных свойств нефти. Показано, что для объектов с более легким и менее преобразованным исходным составом основным процессом является селективный вынос легких и среднемолекулярных компонентов, в результате чего остаточная нефть становится более тяжелой и обогащается смолисто-асфальтеновыми соединениями. Для объектов с более высокомолекулярным или биодеградированным составом изменения выражены значительно слабее даже при высокоэнергетических режимах воздействия. Комплексная интерпретация результатов пиролиза, SARA-анализа и хромато-масс-спектрометрии показала, что одинаковые режимы теплового воздействия могут приводить к формированию принципиально различного состава остаточного битумоида. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости учета исходного молекулярно-группового состава нефти при выборе режимов теплового воздействия и прогнозировании свойств остаточной нефти после термической обработки пласта.
С целью снижения антропогенных выбросов СО2 необходима реализация проектов по улавливанию и закачке диоксида углерода в пласт для геологического хранения и повышения нефтеотдачи. В статье рассмотрены основные методы закачки CO2 в пластовые системы, применяемые для повышения нефтеотдачи и геологического хранения углекислого газа. Проанализированы закачка сверхкритического CO2, технология водогазового воздействия (WAG), а также закачка карбонизированной воды. Некоторые исследования показывают, что удержание CO наиболее эффективно при его закачке в растворенном виде в пластовой воде по сравнению с другими методами, однако, при этом закачивается меньшая масса CO2. В сверхкритическом состоянии наблюдается более высокая подвижность фронта вытеснения. Для технологии водогазового воздействия характерны промежуточные показатели охвата и эффективности.
В работе рассматриваются результаты определения петромагнитных свойств (магнитная восприимчивость, термомагнитный коэффициент, остаточная намагниченность) кернового материала скважины, расположенной в пределах Навского вала (Западно-Сибирский регион). В стратиграфическом отношении керновый материал представлен осадочными породами юрского возраста и породами палеозойского фундамента. Породы палеозойского фундамента относятся к категории пород с трудноизвлекаемыми запасами. Целью работы является получение сведений о петромагнитных свойствах кернового материала юрских отложений и пород палеозойского фундамента для оценки распределения магнитных минералов и детального литологического расчленения исследуемых отложений. Установлено, что в даниловской свите хорошо диагностируются: аргиллиты по низким значениям магнитной восприимчивости и остаточной намагниченности; прослои с повышенными концентрациями сидерита, по росту магнитной восприимчивости и снижению термомагнитного коэффициента. Петромагнитные свойства пород тюменской свиты можно использовать при: выделении в разрезе смены литологических типов, а именно смены аргиллитов даниловской свиты на алевролиты тюменской свиты по росту остаточной намагниченности, а также диагностики прослоев с повышенным содержанием сидерита по росту магнитной восприимчивости и снижению термомагнитного коэффициента. Петромагнитные свойства пород палеозойского фундамента можно использовать для их детального расчленения, а именно: определения пород коры выветривания по значениям магнитной восприимчивости и термомагнитного коэффициента; базальтов по магнитной восприимчивости и остаточной намагниченности; эффузивных пород кислого состава по магнитной восприимчивости и остаточной намагниченности.
В статье представлены результаты изучения различных особенностей глиносодержащих пород, определены основные свойства глинистых минералов, которые необходимо учитывать при подборе оптимального комплекса мероприятий в ходе разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами. Рекомендовано применять дифференцированный подход к подбору вытесняющих агентов с учетом, преобладающих в составе цемента глинистых минералов. Такой подход позволяет оптимизировать геолого-технологические процессы и минимизировать риски негативного воздействия на коллекторские свойства пласта.
В статье рассмотрена возможность применения электропроводности в качестве потенциального метода для оценки коррозионной активности кислотных растворов. Основное внимание уделено анализу связи между изменением электропроводности кислотной среды и изменением её коррозионной активности. В экспериментальной части моделировалась дестабилизация ингибитора коррозии путём дозированного введения ионов железа в ингибированные кислотные растворы. Параллельно проводили гравиметрические испытания образцов углеродистой стали и измерения удельной электропроводности и омического сопротивления растворов. Установлено, что увеличение концентрации ионов железа в растворе приводит к росту скорости коррозии стали, что сопровождается снижением электропроводности и повышением омического сопротивления. Полученные данные свидетельствуют о наличии возможной корреляции между ростом коррозионной активности кислотных растворов и его электрическими характеристиками. Предположительно, измерение электропроводности может быть использовано как вспомогательный дополнительный способ оперативного контроля состояния кислотных растворов, например, при их хранении или перед применением. При этом электропроводность и омическое сопротивление не определяют коррозионную активность напрямую, однако потенциально могут фиксировать преобразования, сопровождающие возможные изменения растворов кислот. Поэтому предлагаемый метод может рассматриваться как ориентировочный, требующий дальнейших исследований.
