Том 337 № 6 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/6/5157
Моделирование теплового поля при двухфазной фильтрации нефти и воды в неоднородном пласте с учетом термодинамических эффектов
Актуальность. Оценка параметров неоднородности в прискважинной зоне пласта, таких как радиус и проницаемость нарушенной зоны, важна для оптимизации добычи нефти и эффективности методов воздействия на пласт. Традиционные методы имеют ограничения, а термометрия, успешно применяемая для однофазной фильтрации (метод Чекалюка), требует валидации для распространенных на практике двухфазных (нефть–вода) условий. Недостаточно изучен вопрос, сохраняет ли классический подход анализа температурных кривых свою диагностическую ценность для раздельной оценки радиуса нарушенной зоны и ее проницаемости при двухфазной фильтрации. Объект. Процессы неизотермической двухфазной (нефть–вода) фильтрации в пористой среде (пласте) с радиальной зоной измененной проницаемости при отборе флюида с постоянным дебитом. Цель. Исследовать влияние параметров прискважинной зоны пласта на динамику забойной температуры при двухфазной фильтрации с учетом термодинамических эффектов (Джоуля–Томсона, адиабатического); оценить информативность анализа динамики температуры и ее логарифмической производной для раздельной оценки радиуса нарушенной зоны и распределения проницаемости в прискважинной зоне пласта в двухфазных условиях. Методы. Численное моделирование на основе разработанной математической модели, содержащей уравнения сохранения массы фаз (с законом Дарси) и переноса тепла с учетом конвекции, теплопроводности, термодинамических эффектов. Анализ чувствительности температурного отклика к вариациям радиуса и проницаемости в прискважинной зоне пласта. Результаты. Показано, что динамика забойной температуры чувствительна к радиусу нарушенной зоны и распределению проницаемости в прискважинной зоне пласта. Анализ логарифмической производной температуры выявил, что время τ, соответствующее максимуму производной, преимущественно определяется радиусом нарушенной зоны, тогда как величина этого максимума в значительной степени зависит от ее проницаемости. При этом установлено, что оба этих показателя (время τ и величина максимума производной) также зависят от водонасыщенности пласта, определяющей фазовый состав потока. Это подтверждает, что классический подход термозондирования сохраняет информативность и потенциально применим для раздельной оценки параметров прискважинной зоне пласта при двухфазной фильтрации нефти и воды, при условии корректного учета влияния фазового состава потока.
Для цитирования: Исламов Д.Ф., Рамазанов А.Ш., Давлетшин Ф.Ф., Акчурин Р.З. Моделирование теплового поля при двухфазной фильтрации нефти и воды в неоднородном пласте с учетом термодинамических эффектов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 6, С. 110-121. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/6/5157
Ключевые слова:
двухфазная фильтрация, нефть–вода, прискважинная зона пласта, термометрия, моделирование теплового поля, термодинамические эффекты, логарифмическая производная, проницаемость
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Anikin O.V., Bolotov A.V., Minkhanov I.F., Varfolomeev M.A., Tazeev A.R., Chalin V.V., Lutfullin A.A., Abusalimov E.M. Factors influencing hydrogen peroxide decomposition dynamics for thermochemical treatment of bottomhole zone. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2022, Vol. 12, P. 2587–2598. DOI: 10.1007/s13202-022-01507-z
2. Ситдиков М.Р. Применение симуляторов ОПЗ, ГРП и РИР в нефтесервисе и добыче. Инженерная практика, 2023, № 5, С. 12–18.
3. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. Amsterdam: Elsevier, 2002. 426 p.
4. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Data Analysis. V 5.42. Sophia Antipolis: Kappa Engineering, 2022. 772 p.
5. Earlougher R.C., Jr. Advances in well test analysis. New York: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1977. 264 p.
6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. М.; Ижевск: ИКИ, 2012. 896 с.
7. Давлетбаев А.Я., Асалхузина Г.Ф., Уразов Р.Р., Сарапулова В.В. Гидродинамические исследования скважин в низкопроницаемых коллекторах. Новосибирск: ООО «ДОМ МИРА», 2023. 176 с.
8. Economides M.J., Hill A.D., Ehlig-Economides C., Zhu D. Petroleum Production Systems. New Jersey: Prentice Hall Publ., 2012. 752 p.
9. Макарова А.А., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния динамики изменения околоскважинной зоны на данные электрокаротажа. Геофизика, 2015, № 2, С. 9–15.
10. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. 238 с.
11. Ramazanov A., Nagimov V., Akhmetov R. Analytical model of temperature prediction for a given production history. Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 2013. № 1, P. 537–546.
12. Рамазанов А.Ш., Исламов Д.Ф. Аналитическая модель нестационарной температуры в неоднородном пласте. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2017, Т. 328, № 5, С. 39–48.
13. Duru O., Horne R.N. Combined temperature and pressure data interpretation: Applications to characterization of near-wellbore reservoir structures. Paper SPE 146614. SPE ATCE. Denver, Colorado, USA, 30 October – 2 November 2011. P. 98–116. DOI: 10.2118/146614-MS.
14. Mao Y., Zeidouni M. Temperature transient analysis for characterization of multilayer reservoirs with crossflow. Paper SPE 185654. SPE Western Regional Meeting. Bakersfield, California, USA, 23 April 2017. P. 114–134. DOI: 10.2118/185654-MS.
15. Panini F., Onur M. Parameter estimation from sandface drawdown temperature transient data in the presence of a skin zone near the wellbore. Paper SPE 190773-MS. SPE Europec Featured at 80th EAGE Conference and Exhibition. Copenhagen, Denmark, 2018. P. 1–18. DOI: 10.2118/190773-MS.
16. Ахметова О.В., Уразов Р.Р., Давлетбаев А.Я., Мардамшин Р.Р., Сарапулова В.В., Гимаев А.Ф., Зылева С.А., Якупов Р.Ф., Пестриков А.В. Графический метод определения параметров скин-зоны по данным температуры и давления в РН-ВЕГА. Экспозиция Нефть Газ, 2023, № 3, С. 74–79.
17. Ramazanov A.Sh., Valiullin R.A., Sadretdinov A.A. Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation. Paper SPE 136256. SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition, 2010, P. 1–22. DOI: 10.2118/136256-MS.
18. Sui W., Zhu D., Hill A.D., Ehlig-Economides C.A. Determining multilayer formation properties from transient temperature and pressure measurements. Paper SPE 116270. SPE ATCE. Denver, Colorado, USA, 21–24 September 2008. P. 1–14. DOI: 10.2118/116270-MS.
19. Muradov K., Davies D., Durham C., Waterhouse R. Transient pressure and temperature interpretation in intelligent wells of the Golden Eagle Field. Paper SPE 185817-MS. SPE Europec featured at 79th EAGE Conference and Exhibition. Paris, France, 12–15 June 2017. P. 1–20. DOI: 10.2118/185817-MS.
20. Гайдуков Л.А., Посвянский Д.В., Новиков А.В. Исследование термогидродинамических процессов при многофазной фильтрации флюидов к скважине в техногенно-измененном пласте со вторичным вскрытием с целью определения параметров околоскважинной зоны. SPE-181964. Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE. М., 2016. С. 1–14. DOI: 10.2118/181964-MS.
21. Sharafutdinov R.F., Bochkov A.S., Sharipov A.M., Sadretdinov A.A. Filtration of live oil in the presence of phase transitions in a porous medium with inhomogeneous permeability. Journal of Applied Mechanics and Technical Physics, 2017, Vol. 58, № 2, P. 271–274.
22. Сулейманова М.Д., Шарафутдинов Р.Ф., Канафин И.В. Исследование температурного поля в неоднородных по проницаемости пластах при двухфазной фильтрации. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2023, Т. 9, № 4 (36), С. 6–17. DOI: 10.21684/2411-7978-2023-9-4-6-17.
23. Sharafutdinov R.F., Sadretdinov A.A., Bochkov A.S. Radial-azimuthal nonisothermal inflow of fluid to a well under thermal action. High Temperature, 2011, Vol. 49, № 3, P. 434–438. DOI: 10.1134/S0018151X11010184.
24. Kanafin I.V., Sharafutdinov R.F., Valiullin R.A., Davletshin F.F. Toward quantitative interpretation of thermograms over the wellbore on oil degassing with regard to thermohydrodynamic heat sources. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2024, Vol. 97, № 3, P. 641–648. DOI: 10.1007/s10891-024-02933-y.
25. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. Elsevier Science, 1977. 175 p.
REFERENCES
1. Anikin O.V., Bolotov A.V., Minkhanov I.F., Varfolomeev M.A., Tazeev A.R., Chalin V.V., Lutfullin A.A., Abusalimov E.M. Factors influencing hydrogen peroxide decomposition dynamics for thermochemical treatment of bottomhole zone. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2022, vol. 12, pp. 2587–2598. DOI: 10.1007/s13202-022-01507-z
2. Sitdikov M.R. Application of simulators for bottomhole formation treatment, hydraulic fracturing, and remedial cementing in oilfield services and production. Inzhenernaya praktika (Engineering Practice), 2023, no. 5, pp. 12–18. (In Russ.)
3. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. Amsterdam, Elsevier, 2002. 426 p.
4. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Data Analysis. V 5.42. Sophia Antipolis, Kappa Engineering, 2022. 772 p.
5. Earlougher R.C., Jr. Advances in well test analysis. New York, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1977. 264 p.
6. Kremenetsky M.I., Ipatov A.I., Gulyaev D.N. Information support and technologies for hydrodynamic modeling of oil and gas reservoirs. Moscow; Izhevsk, IKI Publ., 2012. 896 p. (In Russ.)
7. Davletbaev A.Ya., Asalkhuzina G.F., Urazov R.R., Sarapulova V.V. Hydrodynamic well testing in low-permeability reservoirs. Novosibirsk, DOM MIRA LLC Publ., 2023, 176 p. (In Russ.)
8. Economides M.J., Hill A.D., Ehlig-Economides C., Zhu D. Petroleum production systems. New Jersey, Prentice Hall Publ., 2012. 752 p.
9. Makarova A.A., Mikhailov D.N., Shako V.V. Modeling the influence of near-wellbore zone dynamics on electrical logging data. Geofizika (Geophysics), 2015, no. 2, pp. 9–15. (In Russ.)
10. Chekalyuk E.B. Thermodynamics of an oil reservoir. Moscow, Nedra Publ., 1965. 238 p. (In Russ.)
11. Ramazanov A., Nagimov V., Akhmetov R. Analytical model of temperature prediction for a given production history. Elektronnyy nauchnyy zhurnal Neftegazovoe delo (Oil and Gas Business e-journal), 2013, no. 1, pp. 537–546.
12. Ramazanov A.Sh., Islamov D.F. Analytical model of unsteady temperature in a heterogeneous reservoir. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2017, vol. 328, no. 5, pp. 39–48. (In Russ.)
13. Duru O., Horne R.N. Combined temperature and pressure data interpretation: Applications to characterization of near-wellbore reservoir structures. Paper SPE 146614. SPE ATCE. Denver, Colorado, USA, 30 October – 2 November 2011. pp. 98–116. DOI: 10.2118/146614-MS.
14. Mao Y., Zeidouni M. Temperature transient analysis for characterization of multilayer reservoirs with crossflow. Paper SPE 185654. SPE Western Regional Meeting. Bakersfield, California, USA, 23 April 2017. pp. 114–134. DOI: 10.2118/185654-MS.
15. Panini F., Onur M. Parameter estimation from sandface drawdown temperature transient data in the presence of a skin zone near the wellbore. Paper SPE 190773-MS. SPE Europec Featured at 80th EAGE Conference and Exhibition. Copenhagen, Denmark, 2018. pp. 1–18. DOI: 10.2118/190773-MS.
16. Akhmetova O.V., Urazov R.R., Davletbaev A.Ya., Mardamshin R.R., Sarapulova V.V., Gimaev A.F., Zyleva S.A., Yakupov R.F., Pestrikov A.V. Graphical method for determining skin zone parameters from temperature and pressure data in RN-VEGA. Ekspozitsiya Neft' Gaz (Exposition Oil Gas), 2023, no. 3, pp. 74–79. (In Russ.)
17. Ramazanov A.Sh., Valiullin R.A., Sadretdinov A.A. Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation. Paper SPE 136256. SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. Moscow, Russia, 2010. pp. 1–22. DOI: 10.2118/136256-MS.
18. Sui W., Zhu D., Hill A.D., Ehlig-Economides C.A. Determining multilayer formation properties from transient temperature and pressure measurements. Paper SPE 116270. SPE ATCE. Denver, Colorado, USA, 21–24 September 2008. pp. 1–14. DOI: 10.2118/116270-MS.
19. Muradov K., Davies D., Durham C., Waterhouse R. Transient pressure and temperature interpretation in intelligent wells of the Golden Eagle Field. Paper SPE 185817-MS. SPE Europec featured at 79th EAGE Conference and Exhibition. Paris, France, 12–15 June 2017. pp. 1–20. DOI: 10.2118/185817-MS.
20. Gaidukov L.A., Posvyansky D.V., Novikov A.V. Investigation of thermohydrodynamic processes during multiphase fluid filtration to a well in a technogenically altered reservoir with reperforation for determining near-wellbore zone parameters. SPE-181964. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Moscow, 2016. pp. 1–14. (In Russ.) DOI: 10.2118/181964-MS.
21. Sharafutdinov R.F., Bochkov A.S., Sharipov A.M., Sadretdinov A.A. Filtration of live oil in the presence of phase transitions in a porous medium with inhomogeneous permeability. Journal of Applied Mechanics and Technical Physics, 2017, vol. 58, no. 2, pp. 271–274.
22. Suleymanova M.D., Sharafutdinov R.F., Kanafin I.V. Investigation of the temperature field in heterogeneous permeability reservoirs during two-phase filtration. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 2023, vol. 9, no. 4 (36), pp. 6–17. (In Russ.) DOI: 10.21684/2411-7978-2023-9-4-6-17.
23. Sharafutdinov R.F., Sadretdinov A.A., Bochkov A.S. Radial-azimuthal nonisothermal inflow of fluid to a well under thermal action. High Temperature, 2011, vol. 49, no. 3, pp. 434–438. DOI: 10.1134/S0018151X11010184.
24. Kanafin I.V., Sharafutdinov R.F., Valiullin R.A., Davletshin F.F. Toward quantitative interpretation of thermograms over the wellbore on oil degassing with regard to thermohydrodynamic heat sources. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2024, vol. 97, no. 3, pp. 641–648. DOI: 10.1007/s10891-024-02933-y.
25. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. New York, Elsevier Science Publ., 1977. 175 p.
