Влияние смачиваемости на процессы вытеснения нефти в пористой среде: комплексный подход на основе данных микрокомпьютерной томографии, численного и гидродинамического моделирования; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 337, № 7
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет.— .— Томск: Изд-во ТПУ, 2015-.— 2413-1830 Т. 337, № 7.— 2026.— С. 173-186 |
|---|---|
| Main Author: | |
| Other Authors: | |
| Summary: | Актуальность. Смачиваемость коллектора является одним из ключевых факторов, определяющих распределение фаз, характер капиллярных сил и эффективность вытеснения нефти при заводнении. Недооценка её влияния приводит к некорректному прогнозированию фильтрационных процессов, неоптимальному выбору технологий увеличения нефтеотдачи и росту остаточных запасов. Современные методы прямой микроскопической визуализации порового пространства и высокоточных численных моделей, а также гидродинамическое моделирование позволяют по-новому раскрыть механизмы формирования остаточной нефтенасыщенности. Комплексный подход, объединяющий микро- и макроуровень, необходим для обоснованного управления смачиваемостью и оптимизации процессов заводнения в реальных условиях разработки. Цель: комплексное исследование влияния характера смачиваемости на механизмы и эффективность вытеснения нефти водой в пористой среде путём интеграции микрокомпьютерной томографии, прямого численного моделирования и трёхмерного гидродинамического моделирования. Методы: микрокомпьютерная томография кернового образца для получения реалистичной трёхмерной геометрии порового пространства; прямое численное моделирование двухфазного течения на реконструированной цифровой модели порового пространства с использованием метода Volume of Fluid в пакете OpenFOAM; трёхмерное гидродинамическое моделирование двухфазной фильтрации в ПО тНавигатор компании ИРМ. Результаты. Получено согласованное описание процессов вытеснения на микро- и макроуровнях, подтверждающее ключевую роль смачиваемости в эффективности водонефтяного вытеснения. На поровом уровне установлено, что гидрофильные условия обеспечивают наиболее равномерное продвижение фронта воды, минимальное количество изолированных нефтяных ганглиев и наибольший коэффициент вытеснения. Для гидрофобных условий выявлены выраженные капиллярные ловушки, ранняя нестабильность фронта и низкая степень дренирования порового пространства. Переходный режим демонстрирует промежуточные закономерности. Гидродинамическое моделирование показало аналогичную зависимость на уровне пласта: гидрофильные коллекторы характеризуются максимальным коэффициентом вытеснения (0,94) и наименьшей долей остаточной нефти, тогда как гидрофобные – минимальным (0,51). Интеграция результатов различных уровней моделирования подтвердила, что смещение смачиваемости в сторону гидрофильности является эффективным резервом повышения конечной нефтеотдачи и улучшения охвата заводнением Relevance. Reservoir wettability is one of the key factors governing phase distribution, capillary interactions, and the efficiency of oil displacement during waterflooding. Underestimating its effect leads to inaccurate forecasting of filtration behaviour, sub-optimal selection of enhanced oil recovery technologies, and an increase in residual oil reserves. Modern methods of direct microscopic visualisation of pore space (micro-computed tomography, μCT), high-fidelity numerical simulations, and hydrodynamic reservoir modelling provide new insights into the mechanisms controlling residual oil saturation. An integrated, multi-scale approach that combines pore-scale and reservoir-scale analysis is essential for the justified management of wettability and optimisation of waterflood performance under field conditions. Aim. To perform a comprehensive investigation of wettability impact on the mechanisms and efficiency of oil displacement by water in porous media through the integration of microcomputed tomography, direct numerical simulation, and three-dimensional hydrodynamic reservoir modelling. Methods. Microcomputed tomography of a core sample was used to obtain a realistic three-dimensional representation of the pore geometry. Direct numerical simulation of two-phase flow was conducted on a digitally reconstructed pore-scale model using the Volume of Fluid method implemented in OpenFOAM. Three-dimensional hydrodynamic modelling of two-phase filtration processes was carried out in the tNavigator reservoir simulation environment developed by IRM. Results. The authors have obtained consistent multi-scale description of the displacement processes, confirming the decisive role of wettability in the efficiency of water–oil displacement. At the pore scale, hydrophilic conditions were shown to promote the most uniform advancement of the water front, the lowest occurrence of isolated oil ganglia, and the highest displacement efficiency. Under hydrophobic conditions, pronounced capillary trapping, early front instability, and poor drainage of the pore space were observed. Intermediate (mixed) wettability demonstrated transitional behaviour between these regimes. Reservoir-scale hydrodynamic modelling revealed an analogous trend: hydrophilic reservoirs exhibited the highest displacement efficiency (0.94) and the smallest proportion of residual oil, whereas hydrophobic reservoirs showed the lowest value (0.51). Integration of multi-level modelling results confirmed that shifting reservoir wettability towards more hydrophilic conditions represents an effective means of increasing ultimate oil recovery and improving sweep efficiency during waterflooding Текстовый файл |
| Language: | Russian |
| Published: |
2026
|
| Subjects: | |
| Online Access: | bulletin_tpu-2026-v337-i7-16.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2026/7/5427 |
| Format: | Electronic Book Chapter |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=688633 |