Российские ученые представили комплекс для виртуального моделирования керна, который применяется для прогноза содержания углеводородных ресурсов в пласте и выбора наиболее результативных способов разработки, направленных на повышение нефтеотдачи. Одним из таких решений стал новый программный комплекс «РН-Цифровой керн», созданный специалистами ООО «Тюменский нефтяной научный центр», входящего в научно-проектный блок ПАО «Роснефть», совместно с негосударственным институтом развития «Иннопрактика». Разработка не имеет аналогов в России. В компании подчеркивают, что наращивание технологического потенциала остается одним из ключевых направлений стратегии «Роснефть-2030», а инновационная деятельность и внедрение передовых научных подходов рассматриваются как определяющий фактор конкурентоспособности на рынке нефти.
В основу «РН-Цифровой керн» положены алгоритмы и методы, которые ранее не использовались в коммерческом программном обеспечении. Программа формирует математическую модель — цифровой двойник керна — по трёхмерным снимкам высокого разрешения, полученным для образцов горной породы. Такой подход дает возможность анализировать физические, механические и фильтрационные характеристики пород.
Ключевое преимущество цифровой модели состоит в том, что один и тот же образец можно исследовать многократно, меняя условия эксперимента. При работе с реальным образцом однократное воздействие уже приводит к изменению его свойств. Сейчас программный комплекс применяется как дополнительный инструмент лабораторных исследований и рассчитан на традиционные высокопроницаемые горные породы. В дальнейшем его функционал планируется расширить для трудноизвлекаемых запасов.
Технология «цифровой керн» в настоящее время становится все более востребованной, поскольку дополняет классические лабораторные исследования образцов горных пород широкими возможностями вычислительного эксперимента. В данной области также используются различные математические модели, а отдельное место занимает программный комплекс DiMP-Hydro, который разрабатывается в ИПМ им. М.В. Келдыша РАН и предназначен для моделирования микротечений различных флюидов в поровом пространстве пород-коллекторов.
Сегодня математическое моделирование широко применяется при анализе процессов разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. К числу основных задач относятся подготовка и обоснование плана освоения месторождения, выбор оптимального метода воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи, а также прогноз и оценка технико-экономических рисков. Эффективность решения таких задач в значительной степени определяется качеством исходных данных и корректной оценкой степени их неопределенности. Для определения параметров пласта традиционно используются исследования скважин, в том числе ГИС и ГДИС, а также лабораторное изучение керна.
Лабораторные исследования керна остаются одним из важнейших инструментов, поскольку позволяют устанавливать большое число физических свойств образцов, включая пористость, абсолютную и относительную фазовые проницаемости. Вместе с тем этот подход имеет ряд ограничений: получение и обработка качественного кернового материала в достаточном количестве могут быть затруднены или вовсе невозможны; ряд методик отличается высокой стоимостью и практически не подходит для массового применения; проведение множественных экспериментов на одном образце невозможно, а значит, результаты исследований в строгом смысле не воспроизводятся; кроме того, нельзя воссоздать полный спектр пластовых условий и организовать полноценные параметрические исследования.
Одной из технологий, активно развивающихся в последние десятилетия и повышающих точность описания системы «флюид» – «порода», стала совокупность подходов, обычно обозначаемых как «цифровой керн» («digital rock physics»)~[1]. Независимо от того, о какой физике процесса идет речь — гидродинамике течения флюида в порах, анализе напряженно–деформированного состояния, электрических или акустических свойств, — такие подходы предполагают детальное описание геометрической структуры порового пространства и учет в математических моделях «первичных», по сравнению с усредненными моделями макроуровня, физико–химических механизмов, действующих на «микроуровне». По сути, речь идет о прямом математическом моделировании процессов в пласте на «микроуровне», которые определяют как исход макроскопических лабораторных экспериментов, так и динамику фильтрационных процессов в масштабе месторождения. Именно это позволяет устранить целый ряд недостатков, характерных для лабораторных исследований.
На текущем этапе развития технологию «цифровой керн» рассматривают как дополнительный инструмент, повышающий качество и надежность определения свойств пород-коллекторов и снижающий степень неопределенности результатов лабораторных исследований.
Исторически первыми моделями, предложенными для изучения течений в поровом пространстве, были модели типа поровых сетей. В них геометрическая структура керна представляется графом, где вершины соответствуют порам, а ребра — каналам между ними. Такой граф строится на основе анализа микротомограммы образца керна либо по другим качественным соображениям. К преимуществам этого класса моделей относятся высокая скорость расчета и экономичность по вычислительным ресурсам. Недостатки связаны с необходимостью построения самой поровой сети, а также с этапом интерпретации моделей, параметры которых нередко не обладают прозрачной физической трактовкой и не могут быть напрямую определены в натурном эксперименте.
Поэтому в последнее время значительное внимание уделяется новым моделям, которые опираются на решение уравнений гидродинамики и напрямую используют первичное, то есть минимально обработанное, представление порового пространства образца породы, полученное томографическими методами.
Один из возможных вариантов прямого моделирования течений жидкости в геометрии порового пространства связан с непосредственным решением уравнений Навье-Стокса либо их обобщений, учитывающих межфазное взаимодействие. В качестве примера можно привести уравнения Навье-Стокса-Кана-Хилларда, относящиеся к группе моделей фазового поля, или диффузной границы. В последние десятилетия интерес к таким моделям существенно вырос, прежде всего потому, что они дают естественный и термодинамически согласованный способ описания физических процессов и подходят для прямого моделирования многофазных течений.
При использовании гидродинамических моделей для анализа течений в поровом пространстве микрообразцов горных пород стандартным способом задания геометрии считается воксельное представление. Геометрия области в этом случае описывается трехмерным бинарным массивом, каждый элемент которого принимает значение «0» или «1», причем области течения соответствует значение «1». Иными словами, область течения задается как трехмерная двухцветная «фотография» образца керна, где один цвет обозначает фон, а другой — область течения. По аналогии с обычными растровыми изображениями ячейки массива, связанные с узлами декартовой ортогональной расчетной сетки, называются вокселями (voxel — VOlumtric ELement, по аналогии с pixel — PIcture Element).
В ИПМ им. М.В. Келдыша РАН с 2015 года ведутся работы в этом направлении: там разрабатывается комплекс средств математического моделирования, включающий математические модели, вычислительные алгоритмы и их программную реализацию. Эта работа привела к созданию программного комплекса DiMP и его расчетного модуля DiMP-Hydro [2]. В настоящее время DiMP-Hydro предназначен прежде всего для математического моделирования течений различных жидкостей и газов в поровом пространстве горных пород.
Система позволяет рассчитывать течения однофазных жидкостей; газов с учетом эффекта проскальзывания на границе с твердой поверхностью в случае умеренно-разреженных течений; двухфазных двухкомпонентных жидкостей с учетом межфазного взаимодействия, включая поверхностное натяжение и контактный угол на твердой стенке; а также однофазных жидкостей с неньютоновской реологией. Функциональность разрабатываемого программного симулятора дает возможность определять коэффициент абсолютной проницаемости образца, коэффициент Клинкенберга, кривые капиллярных давлений и относительные фазовые проницаемости. Геометрия расчетной области в этом случае также предполагается воксельной и строится по сегментированным результатам микротомографии образцов горных пород.
Программный комплекс DiMP создан с применением современных технологий программирования. Он может использоваться на большинстве современных вычислительных систем, однако в первую очередь ориентирован на высокопроизводительные.
В качестве примеров работы DiMP-Hydro приводятся результаты моделирования однофазных и двухфазных течений жидкости. На рисунке 1 показаны линии тока, полученные при моделировании течения однофазной жидкости в образце песчаника: для наглядности четверть породы не отображена, а оставшаяся часть представлена полупрозрачным цветом. На рисунке 2 приведен результат моделирования вытеснения одной жидкости другой в керне на некоторый момент времени: отображена только вытесняющая фаза красного цвета, синим обозначена межфазная граница, то есть фронт вытеснения, а серым для наглядности показана часть скелета породы. На рисунках 3а и 3б продемонстрировано вытеснение в модели порового дуплета, геометрия которого проще и нагляднее геометрии реального керна, при задании различных углов смачивания.
Присоединяйтесь к нашему Telegram-каналу.
Присоединяйтесь к нашей группе в ВК.
Создание сайтов