Апробация подходов к моделированию вытеснения нефти газом в тонкой трубке

Введение. Базовым методом определения минимального давления смесимости (МДС) нефти и газа является проведение эксперимента по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. Результатом эксперимента является набор зависимостей коэффициента вытеснения от прокачанного порового объема газа при различных давлениях. Для корректного прогнозирования режима смесимости в условиях пласта необходимо выполнить адаптацию численной модели на результаты экспериментов.

Цель. Целью работы является определение оптимальных подходов к моделированию эксперимента по вытеснению нефти газом в тонкой трубке и набора данных, необходимых для достижения высокой точности адаптации.

Материалы и методы. Материалы: результаты экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. Методы: численное моделирование с использованием гидродинамических симуляторов Eclipse 300 и Eclipse 100.

Результаты. Наилучшую сходимость с экспериментальными данными модель смешивающегося вытеснения Тодда–Лонгстаффа показывает при режимах несмешивающегося вытеснения и полной смесимости. Применение данной модели для выполнения прогнозных расчетов целесообразно при условии полной смесимости нефти и газа в пласте. Более корректным является подход к адаптации, основанный на модификации функций Kro, Krg, Scr от межфазного натяжения при использовании композиционной модели. Помимо данных типовых исследований, в данном случае необходимо использовать результаты VIT-теста.

Заключение. В работе рассмотрены варианты адаптации результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке, основанные на использовании модели black oil и композиционной модели. Показано, что вариант адаптации, основанный на модификации функций Kro, Krg, Scr от межфазного натяжения позволяет добиться наиболее точного совпадения расчетных данных с фактическими. При этом для настройки PVT-модели пластовых флюидов данные типовых исследований пластовых флюидов необходимо дополнить результатами VIT-тестов. Установлены границы применимости модели Тодда–Лонгстаффа.

1. Ahmadi K., Jons R.T. Multiple-Mixing-Cell Method for MMP Calculations // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver. — 21–24 September, 2008. — P. 733–742.

2. Salari Sardai F., Khorsand Movaghar M.R. A simulation approach to achieve the best miscible enrichment in gas fl ooding and chemical injection process for enhanced oil recovery // Asia-Pacifi c Journal of Chemical Engineering. — 2017. № 424. — P. 1–17. https://doi.org/10.1002/apj.2067

3. Domagoj Vulin, Marko Gacina, Valentina Bilicic. Slim-tube simulation model for carbon dioxide enchanced oil recovery // The Mining-Geology-Petroleum Engineering Bulletin. — 2018. — P. 37–49. https://doi.org/10.17794/rgn.2018.2.4

4. Jaferi S., Ashoori S., Alaskari G. Determination of the minimum miscibility pressure using the eclipse 300 simulator and compare it with the laboratory results // Int. J. Petrochem. Sci. Eng. — 2019. — № 4(3). — P. 97–107. https://doi.org/10.15406/ ipcse.2019.04.00109

5. Nutakki R. at all. Experimental Analysis, Modelling, and Interpretation of Recovery Mechanisms in Enriched-Gas Processes // Society of Petroleum Engineers. — P. 411–423. Dallas, TX, October 6–9, 1991.

6. Кобяшев А.В. и др. Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождения Восточной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. — 2021. — № 4. — С. 35–38. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-4-35-38

7. Кобяшев А.В. Экспериментальное и численное определение параметров смесимости при обосновании газового воздействия на примере Северо-Даниловского месторождения / А.В. Кобяшев // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2022. — № 5. — С. 75–89. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2022-5-75-89

8. Dullien F.A. Porous Media, Fluid Transport and Pore Structure // London: Academic Press, 1979.