РЕЖИМЫ ВЫТЕСНЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ АНИЗОТРОПНОГО ПЛАСТА В ПОЛЕ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

Рассмотрена задача двухфазной фильтрации несжимаемых жидкостей в анизотропной пористой среде, находящейся в поле силы тяжести. Определены критерии подобия, характеризующие направления течения вытесняющей и вытесняемой жидкостей. В рамках исследования численных решений профильной задачи фильтрации проведена классификация режимов вытеснения из анизотропного пласта. Показано, что существует четыре режима, соответствующих качественно различным течениям. Проведено сравнение их эффективности в терминах коэффициента извлечения жидкости из пласта и коэффициента его охвата вытеснением. Исследовано влияние капиллярного давления на эффективность вытеснения в различных режимах течения. Показано, что в одних случаях увеличение влияния капиллярного давления приводит к повышению коэффициента вытеснения, а в других режимах, наоборот, – к его снижению.

Об авторах

А. А. Чернова

Научно-исследовательский институт механики МГУ им. М.В. Ломоносова

Email: a.chernova@imec.msu.ru
Россия, Москва

А. А. Афанасьев

Научно-исследовательский институт механики МГУ им. М.В. Ломоносова

Автор, ответственный за переписку.
Email: afanasyev@imec.msu.ru
Россия, Москва

Список литературы

  1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 332 с.
  2. Willhite G.P. Waterflooding, Vol. 3. Richardson, Texas: Textbook Series, SPE, 1986.
  3. Green D.W., Willhite G.P. Enhanced Oil Recovery, Second Edition. Textbook Series, SPE, 2018.
  4. Lake L.W. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall. 1989.
  5. Bermudez L., Johns R.T., Parakh H. Parametric investigation of WAG floods above the MME // SPE Journal. 2007. V. 12. P. 224–234.
  6. Чернова А.А., Афанасьев А.А. Влияние гравитационного расслоения фаз на оптимальные режимы водогазового воздействия на нефтяные пласты// Изв. РАН МЖГ 2022 № 5. С. 51–61.
  7. Афанасьев А.А., Султанова Т.В. Исследование нестационарного двухмерного вытеснения в пористой среде в автомодельной постановке// Изв. РАН МЖГ. 2017. №4. С. 62–72.
  8. Rapoport L.A., Leas W.J. Properties of Linear Waterfloods // J Pet Technol. 1953. V. 5. P. 139–148.
  9. Afanasyev A., Andreeva A., Chernova A. Influence of oil field production life on optimal CO flooding strategies: Insight from the microscopic displacement efficiency // Netherlands: Elsevier BV. JPSE. V.205. 108803.
  10. Afanasyev A., Andreeva A., Chernova A. Numerical optimisation of CO flooding using a hierarchy of reservoir models // Advances in Geosciences. 2021. V. 56. P. 19–31.
  11. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands // Trans. AIME. 1942. V. 146. P. 107–116.
  12. Баренблат Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
  13. Brooks R., Corey A. Hydraulic properties of porous media // Hydrology Papers, Colorado State University, 1964.
  14. Riaz A., Tchelepi H.A. Linear stability analysis of immiscible two-phase flow in porous media with capillary dispersion and density variation // Phys. Fluid. 2004. V. 16 (12). P. 4727–4737.
  15. Цыпкин Г.Г., Шаргатов В.А. Линейная устойчивость фильтрационного течения с поверхностью раздела газ-нефть в рамках подхода Бринкмана // Изв. РАН МЖГ. 2022. № 3. С. 56–64.
  16. Афанасьев А.А., Султанова Т.В. Исследование гидродинамической неустойчивости фронта вытеснения при закачке углекислого газа в водонасыщенный пласт // Изв. РАН МЖГ. 2016. № 4. С. 85–96.
  17. Afanasyev A. Hydrodynamic modelling of petroleum reservoirs using simulator MUFITS // Energy Procedia. 2015. V. 76. P. 427–435.
  18. MUFITS. Reservoir Simulation Software. [Электронный ресурс]. 2013–2023. URL: http://www.mufits.org/ (дата обращения: 10.03.2023).

Дополнительные файлы


© А.А. Чернова, А.А. Афанасьев, 2023