Моделирование кольматации пористой среды при закачке воды с частицами примеси
Автор: Архипова Е.Н., Гильманов А.Я., Шевелв А.П.
Журнал: Вычислительная механика сплошных сред @journal-icmm
Статья в выпуске: 2 т.16, 2023 года.
Бесплатный доступ
В процессе извлечения нефти давление в пласте со временем постепенно уменьшается, и в этом случае для его поддержания прибегают к закачке воды в пласт - заводнению. Зачастую в составе пластовой воды присутствуют различные примеси, минералы и металлы. Они оседают на поверхности пор породного скелета и приводят к уменьшению начальной пористости призабойной зоны и замедлению продвижения фронта вытеснения нефти водой. Это негативно сказывается на продуктивности скважины и влечет за собой падение объёмов добытой нефти. В связи с этим исследование процесса заводнения является актуальной задачей. Естественный процесс засорения пор горных пород называется кольматацией. Цель данной работы заключается в оценке влияния параметров пласта и флюида (нефти, газа, воды) на распределение пористости, проницаемости и концентрации примеси в результате кольматации. Исследуемая проблема формулируется математически в виде системы уравнений механики сплошных сред и включает: уравнения баланса массы частиц в суспензии и несущей жидкости; закон Дарси для представления фильтрации воды в пласт; формулу Козени-Кармана для связи начальной пористости и проницаемости; уравнение, описывающее кинетику оседания частиц на скелете пористой среды. Решение системы уравнений осуществляется с помощью явной конечно-разностной схемы. Получено распределение концентрации примеси в пласте. Впервые показано, что уменьшение коэффициента кольматации приводит к снижению её скорости и возникновению стабилизированной зоны вблизи фронта вытеснения. Установлено, что коэффициент кольматации, хотя и является малым параметром, существенно влияет на характер процесса заводнения. Анализ чувствительности характеристик вытеснения нефти водой к параметрам пласта и флюида показывает, что скорость фронта вытеснения и координата этого фронта возрастают с увеличением проницаемости и давления на забое нагнетательной скважины и уменьшаются с ростом вязкости в соответствии с законом Дарси.
Механика сплошных сред, кольматация, суспензия, закон сохранения массы, закон дарси, фронт вытеснения, формула козени-кармана, натурное и численное моделирование
Короткий адрес: https://sciup.org/143180510
IDR: 143180510 | УДК: 532.5-1/-9 | DOI: 10.7242/1999-6691/2023.16.2.14
Modeling colmatation of a porous medium during the injection of water with impurity particles
In the process of oil production, the reservoir pressure gradually decreases with time and, to maintain it, water injection, also known as waterflooding, is applied. The formation water composition typically contains various impurities, minerals and metals. They settle on the pore matrix, decrease the porosity of the bottomhole zone and slow down the advance of the water-oil displacement front. This negatively affects the productivity of the well and reduces oil production. Therefore, the study of these processes is a relevant task. The natural process of pore blocking is called colmatation. The purpose of this work is to evaluate the influence of reservoir and fluid parameters on the distribution of porosity, permeability and impurity concentration as a result of the colmatation phenomenon. To solve the problem, we use a system of equations of continuum mechanics that includes the mass balance equations for particles in suspension and carrier fluid, Darcy's law for water filtration into the reservoir, the Kozeny-Karman formula for the relationship between the initial porosity and permeability, and an equation describing the kinetics of particle settling on the porous matrix. A solution to the system of equations is found using an explicit finite-difference scheme. The distribution of impurity concentration in the reservoir is obtained. It is shown for the first time that a decrease in the coefficient of colmatation leads to a decrease in the rate of colmatation and the emergence of a stabilized zone near the displacement front. It has been established that although the coefficient of colmatation is a small parameter, it has a significant effect on the waterflooding nature. Analysis of the sensitivity of the water-oil displacement characteristics to the reservoir and fluid parameters shows that the velocity of the displacement front and the coordinate of this front increase with an increase in permeability and pressure at the bottomhole of an injection well and decrease with an increase in viscosity in accordance with Darcy's law.
Список литературы Моделирование кольматации пористой среды при закачке воды с частицами примеси
- Tolmacheva K.I., Boronin S.A., Osiptsov A.A. Formation damage and cleanup in the vicinity of flooding wells: Multi-fluid suspension flow model and calibration on lab data // J. Petrol. Sci. Eng. 2019. Vol. 178. P. 408-418. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.03.035
- Гараева А.Н., Королев Э.А., Храмченков М.Г. Особенности кольматации порового пространства в напряженно-деформируемых глинистых коллекторах // Нефтяное хозяйство. 2017. № 8. С. 72-74. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-8-72-74
- Orlov D., Koroteev D., Sitnikov A. Self-colmatation in terrigenic oil reservoirs of Eastern Siberia // J. Petrol. Sci. Eng. 2018. Vol. 163. P. 576-589. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.12.087
- Wong R.C.K., Mettananda D.C.A. Permeability reduction in Qishn sandstone specimens due to particle suspension injection // Transp. Porous Med. 2010. Vol. 81. P. 105-122. https://doi.org/10.1007/s11242-009-9387-0
- Zamani A., Maini B. Flow of dispersed particles through porous media — Deep bed filtration // J. Petrol. Sci. Eng. 2009. Vol. 69. P. 71-88. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.06.016
- Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М.: Изд-во АН СССР, 1961. 237 с.
- Sorbie K.S. Polymer-improved oil recovery. Springer, 1991. 359 p. https://doi.org/10.1007/978-94-011-3044-8
- Bedrikovetsky P. Upscaling of stochastic micro model for suspension transport in porous media // Transp. Porous Med. 2008. Vol. 75. P. 335-369. https://doi.org/10.1007/s11242-008-9228-6
- De N., Singh A. Stokesian dynamics simulation of suspension flow in porous media // Transp. Porous Med. 2020. Vol. 131. P. 473-502. https://doi.org/10.1007/s11242-019-01354-3
- Боронин С.А., Толмачева К.И., Осипцов А.А., Орлов Д.М., Коротеев Д.А., Ситников А.Н., Яковлев А.А., Белозеров Б.В., Белоногов Е.В., Галеев Р.Р. Моделирование приемистости нагнетательных скважин с учетом повреждения проницаемости прискважинной зоны на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва, 16-18 октября 2017 г. 15 с. (English version https://doi.org/10.2118/187806-MS)
- Сираев Р.Р. Фильтрация жидкости в пористой среде Форцгеймера с пространственно неоднородными пористостью и проницаемостью // Вычисл. мех. сплош. сред. 2019. Т. 12, № 3. С. 281-292. https://doi.org/10.7242/1999-6691/2019.12.3.24
- Safari M., Gholami R., Jami M., Ananthan M.A., Rahimi A., Khur W.S. Developing a porosity-permeability relationship for ellipsoidal grains: A correction shape factor for Kozeny-Carman's equation // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. Vol. 205. 108896. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108896
- Демин В.А., Марышев Б.С., Меньшиков А.И. Движение концентрационного фронта и адсорбция примеси при прокачке наножидкости через пористую среду // Вычисл. мех. сплош. сред. 2020. Т. 13, № 1. С. 83-97. https://doi.org/10.7242/1999-6691/2020.13.1.7
- Maryshev B.S., Klimenko L.S. Convective stability of a net mass flow through a horizontal porous layer with immobilization and clogging // Transp. Porous Med. 2021. Vol. 137. P. 667-682. https://doi.org/10.1007/s11242-021-01582-6
- Nield D.A., Bejan A. Convection in porous media. Springer, 2013. 778 p. https://doi.org/10.1007/978-1-4614-5541-7
- Herzig J.P., Leclerc D.M., Goff P.L. Flow of suspensions through porous media – Application to deep filtration // Ind. Eng. Chem. 1970. Vol. 62. P. 8-35. https://doi.org/10.1021/IE50725A003
- Fedorov K.M., Gilmanov A.Ya., Shevelev A.P., Kobyashev A.V., Anuriev D.A. A theoretical analysis of profile conformance improvement due to suspension injection // Mathematics. 2021. Vol. 9. P. 1727-1741. https://doi.org/10.3390/math9151727
- Zhou K., Hou J., Sun Q., Guo L., Bing S., Du Q., Yao C. A study on particle suspension flow and permeability impairment in porous media using LBM–DEM–IMB simulation method // Transp. Porous Med. 2018. Vol. 124. P. 681-698. https://doi.org/10.1007/s11242-018-1089-z
- Parvan A., Jafari S., Rahnama M., Norouzi-Aapourvari S., Raoof A. Insight into particle retention and clogging in porous media; a pore scale study using lattice Boltzmann method // Adv. Water Resour. 2020. Vol. 138. 103530. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2020.103530
- Леонтьев Н.Е. О структуре фронта пористости при движении суспензии в пористой среде // Вест. Моск. Ун-та. Сер. 1. Матем., мех. 2006. № 5. С. 73-76.
- Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.-Ижевск: ИКИ, 2004. 628 с.
- Уиллхайт Г.П. Заводнение пластов. М.-Ижевск: ИКИ, 2009. 792 с.
- Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
