Please use this identifier to cite or link to this item: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/15480
Title: Гидродинамическое моделирование процесса добычи нефтяных углеводородов в условиях разноскоростной выработки карбонатных пластов-коллекторов
Other Titles: Hydrodynamic Modeling of the Production of Petroleum Hydrocarbons in the Conditions of Different-Speed Production of Carbonate Reservoirs
Authors: Nelli, F. Chistyakova
Yuliya, M. Onishchuk
Чистякова, Нелли Федоровна
Онищук, Юлия Максимовна
Keywords: simultaneous-separate injection of technogenic waters;different-speed production;filtration-capacitive properties;hydrodynamic model;the oil recovery factor;разноскоростная выработка;фильтрационно-емкостные свойства;гидродинамическая модель;коэффициент извлечения нефти;одновременно-раздельная закачка техногенных вод
Issue Date: 2018
Citation: Чистякова, Н. Ф. Гидродинамическое моделирование процесса добычи нефтяных углеводородов в условиях разноскоростной выработки карбонатных пластов-коллекторов / Н. Ф. Чистякова, Ю. М. Онищук // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2018. - Т. 4, № 3. - С. 53-67.
metadata.dc.relation.ispartof: Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4 №3
Abstract: Оценены возможности использования метода гидродинамического моделирования многопластовых месторождений нефти при изучении особенностей выработки запасов углеводородного сырья из пластов со значительно различающимися фильтрационно-емкостными свойствами при их совместной разработке одной сеткой с применением технологии одновременно-раздельной закачки флюидов для поддержания пластового давления. Построена фильтрационная модель карбонатных пластов-коллекторов изучаемого месторождения с использованием базовой геологической основы, учитывающей данные промыслово-геофизических, гидродинамических исследований, и использованием технологии одновременно-раздельной закачки техногенных вод. Проведено теоретическое изучение различных вариантов разработки на моделях многофазной фильтрации пластовых водно-углеводородных флюидов в системе карбонатных пород-коллекторов с существенно различающимися фильтрационно-емкостными свойствами с использованием гидродинамической модели. Рассчитаны прогнозные показатели эксплуатации многопластового месторождения на завершающей стадии разработки. Показано, что при течении водно-углеводородных флюидов в послойно-неоднородных по проницаемости пластах значительные запасы нефти остаются в низкопроницаемых межскважинных зонах пласта-коллектора. Установлено, что в призабойных зонах скважин образуется водный конус за счет вертикального перетока воды, поступающей из заводненного высокопроницаемого слоя, препятствующего эмиграции нефти из низкопроницаемого коллектора к устью скважины. Обоснован вывод об увеличении коэффициента извлечения нефти за счет перевода всех нагнетательных скважин месторождения на технологию одновременно-раздельной закачки техногенных . A filtration model of carbonate reservoirs of the studied deposit is constructed using the basic geological basis that takes into account the data of field geophysical studies, hydrodynamic studies, and the use of technology of simultaneous separate injection of man-made waters. The possibilities of using the method of hydrodynamic modeling of multi-layer oil fields are observed in studying the features of producing hydrocarbon reserves from reservoirs with significantly different filtration and capacitance properties when they are jointly developed by a single grid using the technology of simultaneous-separate injection of fluids to maintain reservoir pressure. A theoretical study of various development options on models of multiphase filtration of formation water-hydrocarbon fluids in a system of carbonate reservoir rocks with significantly different filtration-capacitive properties using a hydrodynamic model was carried out. The forecast indicators of exploitation of a multi-layer deposit at the final stage of development are calculated. It is shown that during flow of water-hydrocarbon fluids in layer-inhomogeneous permeability layers significant oil reserves remain in the low-permeability inter-well zones of the reservoir. It has been established that a water cone is formed in the bottomhole zones of the wells due to the vertical water flow coming from the flooded high-permeability layer, which prevents the emigration of oil from the low-permeability reservoir to the wellhead. The conclusion is substantiated about the increase in the oil recovery factor due to the transfer of all injection wells of the field to the technology of simultaneous-separate injection of man-made waters.
URI: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/15480
Appears in Collections:Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика

Files in This Item:
File SizeFormat 
053_067.pdf1,2 MBAdobe PDFView/Open


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