Моделирование полимерного заводнения с использованием сетки Вороного
DOI:
https://doi.org/10.7242/1999-6691/2018.11.1.2Ключевые слова:
фильтрация в пористой среде, модель нелетучей нефти, полимерное заводнение, закон Дарси, адсорбция, сетка Вороного, эффект ориентации сетки, неявная схема, нелинейные дифференциальные уравнения, метод конечных объемов, метод НьютонаАннотация
В настоящее время доля трудноизвлекаемых углеводородов в общем балансе запасов России составляет более 60% и продолжает расти. Для эффективного освоения залежей такого типа требуется развитие и применение методов увеличения нефтеотдачи, одним из которых является полимерное заводнение. Практическое применение этой технологии невозможно без проведения численного моделирования. При подземном гидродинамическом моделировании для представления геометрии пласта обычно применяют структурированные сетки. Однако неструктурированные сетки имеют ряд преимуществ перед классическими структурированными сетками: они позволяют лучше описать неоднородности пласта, получить более точное решение задачи вблизи скважин, сократить эффект ориентации сетки, а в некоторых случаях дают возможность увеличить скорость вычислений за счет уменьшения количества ячеек. В работе рассмотрена модель полимерного заводнения, учитывающая осадкообразование и минерализацию пластовой воды и включающая классические компоненты модели нелетучей нефти и компоненты полимера и соли. Записаны основные уравнения и сформулирована постановка задачи, осуществлена дискретизация методом конечных объемов на неструктурированной сетке Вороного по полностью неявной схеме с последующей верификацией результатов. В рамках вычислительного эксперимента по численному моделированию полимерного заводнения выполнено сравнение нескольких конфигураций расчетных сеток. Дебиты нефти из расчета на гексагональной локально измельченной сетке Вороного оказались точнее по сравнению с дебитами, полученными на локально измельченной прямоугольной сетке с таким же количеством ячеек. Показано, что за счет снижения эффекта ориентации сетка Вороного способна более реалистично изобразить фронт движения воды.
Скачивания
Библиографические ссылки
Chang, H.L. Polymer flooding technology - yesterday, today, and tomorrow // Journal of Petroleum Technology. – 1978. – Vol. 30, no. 8. – P. 1113-1128. DOI
Bondor P.L, Hirasaki G.J., Tham M.J. Mathematical simulation of polymer flooding in complex reservoirs // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1972. – Vol. 12, no. 5. – P. 369-382. DOI
Clifford P.J., Sorbie K.S. The effects of chemical degradation on polymer flooding // SPE Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium. – Phoenix, Arizona, 1985. DOI
Luo H., Mohanty K.K., Delshad M., Pope G. Modeling and upscaling unstable water and polymer floods: dynamic characterization of the effective finger zone // SPE Improved Oil Recovery Conference. – Tulsa, Oklahoma, 2016. DOI
Forsyth P.A. A control volume finite element method for local mesh refinement // SPE Symposium on Reservoir Simulation. – Houston, Texas, 1989. DOI
Heinemann Z.E., Brand C., Munka M., Chen Y.M. Modeling reservoir geometry with irregular grids // SPE Reservoir Engineering. – 1991. – Vol. 6, no. 2. – P. 225-232. DOI
Palagi C.L., Aziz K. Use of Voronoi grid in reservoir simulation // SPE Advanced Technology Series. – 1994. – Vol. 2, no. 2. – P. 69-77. DOI
Kim SK., Bae GO., Lee KK., Geosci J. Improving accuracy and flexibility of numerical simulation of geothermal heat pump systems using Voronoi grid refinement approach // Geosciences Journal. – 2015. – Vol. 19, no. 3. – P. 527-535. DOI
Ding X.Y., Fung, L.S.K. An unstructured gridding method for simulating faulted reservoirs populated with complex wells // spe reservoir simulation symposium. – Houston, Texas, 2015. DOI
Schlumberger Ltd. ECLIPSE Technical Description, 2010. – 1758 p.
Abou-Kassem J. H., Aziz K. Analytical well models for reservoir simulation // Society of Petroleum Engineers. – 1985. – Vol. 25, no. 4. – P. 573-579. DOI
Fortune S. A sweepline algorithm for Voronoi diagrams // Proceedings of the second annual symposium on Computational geometry. – ACM, New York, USA, 1987. – P. 313-322. DOI
Кудрявцев Л.Д. Курс математического анализа. В трех томах. Т.2. – М.: Высшая школа, 2004. – 720 с.
Cardwell W.T., Parsons R.L. Average permeabilities of heterogeneous oil sands // Transactions of the AIME. – 1945. – Vol. 160, no. 1. – P. 34-42. DOI
Калиткин Н.Н. Численные методы. – М.: Наука, 1978. – 512 с.
Corey A.T. The interrelation between gas and oil relative permeabilities // Producers monthly. – 1954. – Vol. 19, no. 1. – P. 38-41.
Stone H.L. Estimation of three-phase relative permeability and residual oil data // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1973. – Vol. 12, no. 4. – P. 53-61. DOI
http://opm-project.org (дата обращения: 23.10.2017).
Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1983. – Vol. 23, no. 3. – P. 531-543. DOI
Загрузки
Опубликован
Выпуск
Раздел
Лицензия
Copyright (c) 2018 Вычислительная механика сплошных сред
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution-NonCommercial» («Атрибуция — Некоммерческое использование») 4.0 Всемирная.
