К вопросу о закономерностях в трансформации параметров относительной фазовой проницаемости при изменении размерности модели нефтяного пласта

Abstract

В статье приводятся результаты исследований по поиску закономерностей в трансформации параметров функции относительной фазовой проницаемости при изменении размерности математической модели на примере двух синтетических моделей (однослойная латеральная 2D-модель и 0D-модель материального баланса CRM) нефтяной залежи, расположенной в неоднородном пласте и разрабатываемой при заводнении. Установлено, что трансформация параметров относительной фазовой проницаемости связана с фильтрационными свойствами и упругоемкостью пласта, а также со спецификой работы скважин. При этом для трех из пяти параметров сохраняется зависимость от проницаемости, но в иной форме, а для оставшихся двух параметров зависимость теряется. Качество аппроксимации зависимостей практически не зависит от объемов рассмотренных выборок данных. Полученные результаты направлены на совершенствование технологии моделирования разработки месторождений углеводородов, особенно в части иерархического моделирования.

The article presents the results of research on the search for patterns in the transformation of the parameters of the relative phase permeability function when the dimension of the mathematical model changes using the example of two synthetic models (a single-layer lateral 2D model and a 0D model of the CRM material balance) of an oil deposit located in an inhomogeneous reservoir and developed during flooding. It is established that the transformation of the parameters of the relative phase permeability is associated with the filtration properties and elastic capacity of the formation, as well as with the specifics of well operation. At the same time, for three of the five parameters, the dependence on permeability remains, but in a different form, and for the remaining two parameters, the dependence is lost. The quality of the approximation of dependencies practically does not depend on the volume of the data samples considered. The results obtained are aimed at improving the technology of modeling the development of hydrocarbon deposits, especially in terms of hierarchical modeling.