Концепция применения результатов цифровых исследований керна в практике моделирования разработки

   Введение. Изучение керна путем математического моделирования фильтрационных процессов на уровне пустотного пространства горной породы, имеет ряд существенных преимуществ относительно традиционных лабораторных исследований. Тем не менее к настоящему времени отсутствует единое понимание, каким образом технологию «Цифровой керн» эффективно встроить в практическую деятельность по сопровождению разработки залежей углеводородного сырья.

   Цель работы заключается в обосновании концепции применения результатов цифровых исследований керна в практике моделирования разработки месторождений углеводородов исходя из имеющегося опыта применения этой технологии и оригинальных наработок.

   Методы. Обоснование концепции строится на наиболее показательных сторонних и собственных примерах применения технологии «Цифровой керн» для создания петрофизической основы и построения гидродинамической модели.

   Результаты. С использованием технологии «Цифровой керн» на основе оригинальной полуэмпирической модели керна и гидродинамического моделирования строения фации решена задача учета масштабного эффекта при переходе с одного уровня горной породы на другой для одного из участков месторождения ПАО «НК «Роснефть», на котором осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти водой и раствором полимера. Выполнены расчеты относительных фазовых проницаемостей в системах «нефть-вода», «нефть-полимерный раствор». Показано, что использование результатов цифровых исследований керна позволяет повысить адекватность гидродинамического моделирования и тем самым уменьшить неопределенность прогнозного моделирования.

   Заключение. Описываются место технологии «Цифровой керн» и концепция применения результатов цифровых исследований керна в процессе моделирования разработки месторождений углеводородного сырья, позволяющая сделать его более логичным и более содержательным.

1. Yakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., Ridzel O., Pletneva V., Yaryshev M., Ilyasov I., Glushchenko N., Orlov A. Study of Polymer Flooding at Pore Scale by Digital Core Analysis for East-Messoyakhskoe Oil Field. SPE-202013-MS. 2020, pp. 1–22. doi: 10.2118/202013-MS

2. Якимчук И.В., Коробков Д.А., Плетнева В.Ю., Ридзель О.Ю., Варфоломеев И.А., Реймерс И., Сафонов И.В., Евсеев Н.В., Динариев О.Ю., Денисенко А., Самохвалов А., Хан В., Кусов А., Тюрин Е., Королев А., Ситдиков Р., Максимов Е., Лознюк О.А. Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород туронских отложений с помощью цифрового анализа керна. SPE-206584-RU. — 2021. doi: 10.2118/206584-MS

3. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. — Москва — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. — 288 с.

4. Загоровский М.А., Шабаров А.Б., Степанов С.В. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды. Математическое моделирование. — 2024. — № 1(36). — С. 85–104. doi: 10.20948/mm-2024-01-06.

5. Гильманов Я.И., Вахрушева И.А. Цифровизация исследований керна сегодня, завтра — взгляд ТННЦ // Недропользование XXI век. — 2019. — № 5(81). — С. 124–131.

6. Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. — М.: Физматлит, 2009. — 312 с.

7. Поспелова Т.А., Степанов С.В., Стрекалов А.В., Соколов С.В. Математическое моделирование для принятия решений по разработке месторождений. — М.: Недра, 2021. — 427 с.

8. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. — М.: Недра, 1980. — 242 с.

9. Выломов Д.Д., Штин Н.А. Учет масштабного эффекта и неоднородности пласта для корректного перехода от микрок макроуровню // Нефтяное хозяйство. — 2021. — № 3. — С. 70–72.

10. Klov T., Oren P.E., Stensen J.A., Lerdahl T.R., Berge L.I., Bakke S., Boassen T., Virnovsky G. Pore-to-Field Scale Modeling of WAG. SPE-84549. 2003, pp. 1–32. doi: 10.2118/84549-MS

11. Степанов С.В., Шабаров А.Б. К вопросу о наличии закономерностей между функцией межфазного взаимодействия и фильтрационно-емкостными свойствами // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. — 2021. — № 1(25). — С. 77–96. doi: 10.21684/24117978-2021-7-1-77-96

12. Степанов С.В., Лопатина Е.С., Загоровский М.А., Зубарева И.А. Многомасштабное моделирование добычи высоковязкой нефти при закачке воды и раствора полимера // Автоматизация и информатизация ТЭК. — 2024. — № 7(612). — С. 51–60.

13. Степанов С.В., Глухих И.Н., Аржиловский А.В. Концепция многоуровневого моделирования как основа системы поддержки принятия решений при разработке нефтяных месторождений на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. — 2023. — № 12. — С. 112–117.

14. Степанов С.В., Степанов А.В. К вопросу о неравновесности и неопределенности системы «нефтяной пласт». Автоматизация и информатизация ТЭК. — 2024. — № 4(609). — С. 60–67.