Please use this identifier to cite or link to this item: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/15100
Title: Влияние неоднородностей фильтрационно-емкостных параметров на процессы миграции и аккумуляции углеводородов в естественных геологических системах
Other Titles: The Heterogeneity Effect of Reservoir Properties on Migration and Accumulation of Hydrocarbons in Natural Geological Systems
Authors: Aleksander, S. Zhuravlev
Evgeniy, S. Zhuravlev
Журавлев, Александр Сергеевич
Журавлев, Евгений Сергеевич
Keywords: accumulation of hydrocarbons;reservoir simulation;migration of hydrocarbons;миграция углеводородов;аккумуляция углеводородов;моделирование пластовых систем
Issue Date: 2016
Citation: Журавлев, А. С. Влияние неоднородностей фильтрационно-емкостных параметров на процессы миграции и аккумуляции углеводородов в естественных геологических системах / А. С. Журавлев, Е. С. Журавлев // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2016. - Т. 2, № 1. - С. 101-109.
metadata.dc.relation.ispartof: Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016. Том 2 №1
Abstract: В работе проводится численное исследование влияния неоднородности фильтрационно-емкостных параметров на процессы миграции и аккумуляции нефти. Авторами анализируется влияние неоднородности пористости, абсолютной проницаемости, относительных фазовых проницаемостей и разности давления в фазах, а также используется двумерный модельный геологический объект; в каждом расчете неоднородным является только один параметр. Инструментом исследования является разработанный авторами программный комплекс, также приводятся результаты расчетов и их анализ. В результате было установлено, что неоднородность разницы давления в фазах может приводить к наклонному «экономическому» водонефтяному . This paper presents a numerical study of the heterogeneity effect of reservoir properties on the processes of migration and accumulation of oil. We analyze the heterogeneity of porosity, absolute permeability, relative permeability, and pressure difference in phases. A two-dimensional geological model is used; in each calculation only one parameter is heterogenetic. The software package developed by the authors is the research tool. The results of calculations and the analysis are provided. It has been found that the heterogeneity of pressure difference in phases may lead to a tilted “economic” oil-water contact.
URI: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/15100
Appears in Collections:Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика

Files in This Item:
File SizeFormat 
101_109.pdf954,54 kBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.