ПРИЕМИСТОСТЬ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ ВЫТЕСНЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

В рамках осесимметричной постановки задачи фильтрации исследовано нестационарное течение газа от вертикальной скважины в водонасыщенный пласт. Оценено влияние формы газонасыщенной зоны на коэффициент приемистости скважины, т.е. фактически на максимальный темп закачки газа. Показано, что скин-фактор скважины можно разложить на два множителя, первый из которых – параметр формы – характеризует форму газового шлейфа, а второй описывает рост скин-фактора со временем. С помощью численного моделирования фильтрации построены диаграммы, описывающие зависимость отмеченных множителей от параметров подобия. Показано, что закачка газа при любых значениях параметров и формах газонасыщенных областей сопровождается ростом приемистости со временем, причем максимальные значения коэффициентов приемистости достигаются при высоких темпах нагнетания газа. Для этого предельного случая в явном виде получено соотношение для скин-фактора. Результаты исследования могут быть полезны для определения эффективных путей применения технологии Carbon Capture, Utilization and Storage. Библ. 22. Фиг. 5.

Об авторах

И. М. Сыпченко

Научно-исследовательский институт механики МГУ им. М.В. Ломоносова

Email: sypchenkoim@imec.msu.ru
Москва

А. А. Афанасьев

Научно-исследовательский институт механики МГУ им. М.В. Ломоносова

Email: afanasyev@imec.msu.ru
Москва

Список литературы

  1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1985. 308 с.
  2. Dake L.P. Fundamentals of Reservoir Engineering. Amsterdam: Elsevier Scientific Publishing Co, 1978. 462 p.
  3. Zarrouk S.J., McLean K. Geothermal Well Test Analysis: Fundamentals, Applications and Advanced Techniques. Amsterdam: Elsevier Science, 2019. 352 p.
  4. Valluri M.K., Mishra S., Ganesh P.R. Injectivity index: a powerful tool for characterizing CO2 storage reservoirs – a technical note // Greenhouse Gases: Science and Technology. 2020. V. 11.
  5. Holloway S., Savage D. The potential for aquifer disposal of carbon dioxide in the UK // Energy Conversion and Management. 1993. V. 34. P. 925–932.
  6. Bickle M.J. Geological carbon storage // Nature Geoscience. 2009. V. 2. P. 815–818.
  7. Afanasyev A., Penigin A., Dymochkina M., Vedeneeva E., Grechko S., Tsvetkova Yu., Mikheev I., Pavlov V., Boronin S., Belovus P., Osiptsov A. Reservoir simulation of the CO2 storage potential for the depositional environments of West Siberia // J. of Gas Science and Engng. 2023. V. 114. 204980.
  8. Afanasyev A., Grechko S. Analytical expression for the skin factor of the salt deposition zone around a CO2 injection well: Extension to the case of ternary miscible displacement // Geoenergy Science and Engng. 2023. V. 228. 212036.
  9. Huppert H.E., Neufeld J.A. The fluid mechanics of carbon dioxide sequestration // Annual Review of Fluid Mechanics. 2014. V. 46. P. 255–272.
  10. Sypchenko I., Afanasyev A. CO2 storage efficiency in saline aquifers: Insight from the numerical modeling of immiscible displacement // Physics of Fluids. 2024. V. 36. No. 12. 126624.
  11. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 332 с.
  12. Баренблат Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
  13. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands. // Transactions of the AIME. 1942. V. 146. P. 107–116.
  14. Chernova A., Afanasyev A. Recovery and Sweep Efficiency in a Cross-Sectional Problem of Immiscible Displacement with Gravity Override and Capillary Imbibition // Transport in Porous Media. 2024. V. 151. P. 2431–2453.
  15. Andreeva A.I., Afanasyev A.A. Regimes of Displacement from an Anisotropic Formation during Injection of Fluid through a Vertical Well // Fluid Dynamics. 2024. V. 59. P. 504–520.
  16. Blunt M. Multiphase Flow in Permeable Media: A Pore-Scale Perspective. Cambridge: Cambridge University Press, 2017. 482 p.
  17. Brooks R., Corey A. Hydraulic properties of porous media // Hydrology Papers: Colorado State University. 1964. No. 3.
  18. Чернова А.А., Афанасьев А.А. Режимы вытеснения жидкости из анизотропного пласта в поле силы тяжести // Изв. РАН МЖГ. 2023. №6. C. 95–109.
  19. Yortsos Y.C. A theoretical analysis of vertical flow equilibrium // Transport in Porous Media. 1995. V. 18. P. 107–129.
  20. Riaz A., Tchelepi H.A. Linear stability analysis of immiscible two-phase flow in porous media with capillary dispersion and density variation // Phys. Fluids. 2004. V. 16. No. 12. P. 4727–4737.
  21. Афанасьев А.А., Султанова Т.В. Исследование гидродинамической неустойчивости фронта вытеснения при закачке углекислого газа в водонасыщенный пласт // Изв. РАН МЖГ. 2016. №4. С. 85–96.
  22. Afanasyev A.A. Application of the reservoir simulator MUFITS for 3D modeling of CO2 storage in geological formations // Energy Procedia. 2013. V. 40. P. 365–374.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать

© Российская академия наук, 2025