В работе исследовано влияние разнопроницаемых областей геологической пористой среды на относительные фазовые проницаемости воды и нефти, которые являются важнейшими характеристиками процесса вытеснения вода–нефть. Неоднородная пористая среда, моделируемая на сетке, представляет собой композицию двух поровых пространств, микроструктура которых определяется экспериментальными гистограммами, полученными для наборов А, В, С разнопроницаемых образцов Самотлорского нефтяного месторождения. Проведено сравнение кривых относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления, полученных в результате вычислительного компьютерного моделирования, с аналогичными кривыми, полученными в результате моделирования в гомогенных сетках, построенных для конкретных образцов из наборов А, В, С. Дано объяснение полученным результатам. Настоящее исследование может быть использовано как петрофизическая информация при построении эффективных моделей, используемых для решения задач полноволнового компьютерного моделирования 3D сейсмического поля перспективных нефтяных месторождений.

Манучарянц Эльвира Осиповна, кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник отделения «Геоинформатики» «ВНИИГеосистем» ФГБУ «ВНИГНИ». 117105, Москва, Варшавское ш., д. 8. E-mail: manuelvi@mail.ru.

Зырянов Вадим Борисович, геофизик 1 категории ФГБУ «Росгеолфонд». 123995, г. Москва, ул. Магистральная 3-я, д. 38. E-mail: zyr1@yandex.ru.

1. Манучарянц Э.О. Расчет относительных фазовых проницаемостей с использованием экспериментальных кривых капиллярного давления // Геоиформатика. – 1998. – № 4. – С. 7-13.
2. Хлопин А.Н., Динариев О.Ю. Фрактальный анализ трехмерной микроструктуры пористых материалов // ЖТФ. – 2015. – Т. 86. – Вып. 8.
3. Sahimi M. Effect of long-range correlation on transport phenomena in disorder media // AIChe J. – 1995. – N 41. – P. 229-240.
4. Knackstedt M., Steppard A., Sahimi M. Pore network modeling of two-phase flow in porous rock: the effect of correlated heterogeneity // Advances in water resources. – 2001. – N 24. – P. 257-277.
5. Mani V., Mohanty K.K. Effect of pore-space spatial correlation on two-phase flow in porous media // Journal of petroleum science and engineering. – 1999. – N 23. – P. 173-188.
6. Ewing R.P., Gupta S.C. Percolation and permeability in partially structured networks // Water resources research. – 1993. – Vol. 29, N 9. – P. 3179-3188.
7. Sahimi M., Mukhopadhyay S. Scaling properties of percolation model model with long-range correlations // Phys. Rev. – 1996. – E 54. – P. 3780.
8. Deylami J., Mousavi S.H. A new model for calculate capillary pressure and relative permeability in reservoir rocks based on pore network modeling // 78-th EAGE conference, 2016, Vienna, Austria.
9. Roof A., Hassanizadeh S.M. A new formulation for pore-network modeling of two-phase flow // Water resources rerearch. – 2012. – Vol. 48, wo. 154. – P. 1-13.