Влияние параметризации относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления на результаты инверсии данных нестационарного фильтрационного эксперимента; 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. 228-246 |
|---|---|
| Other Authors: | , , , , |
| Summary: | Актуальность. Совместная оценка относительных фазовых проницаемостей и кривой капиллярного давления по данным нестационарного фильтрационного эксперимента рассматривается как перспективный способ сокращения объёма лабораторных исследований, особенно для объектов трудноизвлекаемых запасов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Однако практическое применение такого подхода осложняется неединственностью решения обратной задачи, ограниченной информативностью экспериментальных данных и зависимостью результата от выбранного способа задания искомых кривых. В этих условиях тип параметризации относительных фазовых проницаемостей и кривой капиллярного давления становится одним из факторов, влияющих как на точность восстановления, так и на оценку области неопределённости. Цель. Оценить влияние типа параметризации кривых относительных фазовых проницаемостей и кривой капиллярного давления на результаты численной инверсии и на последующую оценку неопределённости решения. Методы. Рассмотрены два способа задания кривых относительных фазовых проницаемостей и кривой капиллярного давления: аналитическая параметризация на основе моделей Кори–Брукса и Скъявланда и точечная параметризация в узлах насыщенности. Анализ выполнен на трёх двухфазных вычислительных экспериментах по нестационарному вытеснению нефти водой: базовом синтетическом случае с гладкими кривыми, усложнённом тесте с переменной кривизной функций и цифровом эксперименте на пористой модели с помощью метода LBM. Для решения обратной задачи использованы градиентная оптимизация и ансамблевый анализ неопределённости по множеству стартовых моделей. Результаты и выводы. Показано, что аналитическая параметризация обеспечивает быстрое решение и приемлемое восстановление в случае простых гладких кривых, однако при сложной форме относительные фазовые проницаемости и кривая капиллярного давления приводят к смещённым решениям и заниженной оценке области неопределённости. В ряде случаев аналитические модели не способны воспроизвести сложные профили насыщенности и дают нефизичные оценки кривой капиллярного давления. Точечная параметризация требует больших вычислительных затрат, но позволяет корректно описывать более широкий класс зависимостей, лучше согласуется со сложными экспериментальными данными и формирует более реалистичные доверительные интервалы. Сделан вывод, что аналитическая параметризация целесообразна для быстрых оценок и простых случаев, тогда как точечный подход является более надёжным инструментом для восстановления относительных фазовых проницаемостей и кривой капиллярного давления сложной формы и для корректного анализа неопределённости Relevance. Simultaneous estimation of relative permeability and capillary pressure-saturation functions from unsteady-state core flooding experiments is considered a promising way to reduce the scope of laboratory measurements. However, practical application of this approach is complicated by the non-uniqueness of the inverse problem, the limited informativeness of the experimental data, and the dependence of the result on the selected representation of the target curves. Under these conditions, the type of parameterization of relative permeability and capillary pressure curves becomes one of the key factors controlling both the quality of curve reconstruction and the uncertainty assessment. Aim. To evaluate the impact of the parameterization of relative permeability and capillary pressure on the results of numerical inversion and on the subsequent uncertainty quantification. Methods. Two approaches for describing the target functions were considered: analytical parameterization based on the Corey–Brooks and Skjaeveland models, and pointwise parameterization at saturation nodes. The analysis was performed on three two-phase computational experiments of unsteady-state oil displacement by water: a baseline synthetic case with smooth curves, a more complex synthetic case with variable curvature of the functions, and a digital LBM-based experiment at the pore scale. The inverse problem was solved using gradient-based optimization combined with an ensemble-based uncertainty analysis over multiple initial models. Results and conclusions. It was shown that analytical parameterization provides fast inversion and acceptable reconstruction for simple smooth curves, but leads to biased solutions and underestimated uncertainty bounds when the true saturation functions have a complex shape. In some cases, analytical models fail to reproduce complex saturation profiles and yield non-physical capillary pressure estimates. Pointwise parameterization is computationally more expensive, but it allows a wider class of functional shapes to be represented, provides a better match to complex experimental data, and produces more realistic confidence intervals. It is concluded that analytical parameterization is suitable for rapid estimates and simple cases, whereas the pointwise approach is a more reliable tool for reconstructing complex relative permeability and capillary pressure curves and for consistent uncertainty assessment Текстовый файл |
| Language: | Russian |
| Published: |
2026
|
| Subjects: | |
| Online Access: | bulletin_tpu-2026-v337-i7-20.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2026/7/5739 |
| Format: | Electronic Book Chapter |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=688667 |