Определение емкостных характеристик трещиновато-пористых геоматериалов по данным нестационарных фильтрационных испытаний на основе решения обратных задач в рамках модели среды с двойной пористостью

Разработан, теоретически обоснован и на сконструированном универсальном лабораторном стенде с использованием образцов, изготовленных из искусственного геоматериала по оригинальной технологии, апробирован двухэтапный метод валидации геомеханико-гидродинамических моделей сред с двойной пористостью и проницаемостью (DPDP), предназначенных для описания процессов массопереноса в трещиноватопористых массивах горных пород при действии квазистатических напряжений. На первом этапе по результатам деформационных и стационарных фильтрационных испытаний образцов находятся коэффициент массообмена, а также проницаемости матрицы и трещинного пространства. Разработана и конечно-разностным методом реализована DPDP-модель нестационарной фильтрации, описывающая лабораторные эксперименты. Последние проводились на блочных образцах-параллелепипедах регулярно-слоистой структуры при переменном внешнем напряжении  (приложено ортогонально границам блоков), и заключались в регистрации изменения во времени давления P(t, ) в эталонном объеме при различных условиях на выходе. Сжимаемости матрицы и трещинного пространства определялись на втором этапе на основе решения в рамках DPDP модели обратных коэффициентных задач по входным данным P(t, ). Методом наименьших квадратов установлено, что зависимость сжимаемости трещинного пространства от напряжений хорошо аппроксимируется убывающей экспоненциальной функцией.

Назаров Л. А., Голиков Н. А., Скулкин А. А., Назарова Л. А. Определение емкостных характеристик трещиновато-пористых геоматериалов по данным нестационарных фильтрационных испытаний на основе решения обратных задач в рамках модели среды с двойной пористостью // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2024. – № 12. – С. 5–17. DOI: 10.25018/0236_1493_2024_12_0_5.

Исследование выполнено при финансовой поддержке Российского Научного Фонда (проект № 23-27-00339).

Назаров Леонид Анатольевич¹ — д-р физ.-мат. наук, главный научный сотрудник, e-mail: mining1957@mail.ru, ORCID ID: 0000-0002-9857-295X,
Голиков Никита Александрович¹ — канд. тех. наук, старший научный сотрудник, e-mail: golikovna@ipgg.sbras.ru, ORCID ID: 0000-0001-8101-230X,
Скулкин Александр Александрович¹ — младший научный сотрудник, e-mail: chuptt@yandex.ru,
Назарова Лариса Алексеевна — д-р физ.-мат. наук, главный научный сотрудник, Институт горного дела им. Н.А.Чинакала СО РАН, e-mail: larisa.a.nazarova@mail.ru, ORCID ID: 0000-0002-3712-2939,
¹ Новосибирский национальный исследовательский государственный университет.

Назаров Л.А., e-mail: mining1957@mail.ru.

1. Малышев Ю. Н., Айруни А. Т. Комплексная дегазация угольных шахт. — М.: Изд-во АГН, 1999. — 327 с.

2. Mishra A., Govindarajan S. K. Methane gas production from a coal bed methane reservoir: An overview // Journal of Oil, Gas and Coal Engineering. 2020, vol. 5, no. 1, pp. 39—46.

3. Рубан А. Д., Артемьев В. Б., Забурдяев В. С., Захаров В. Н., Логинов А. К., Ютяев Е. П. Подготовка и разработка высокогазоносных угольных пластов. — М.: Изд-во «Горная книга», 2010. — 500 с.

4. Benson S. M., Cole D. R. CO2 sequestration in deep sedimentary formations // Elements. 2008, vol. 4, no. 5, pp. 325—332. DOI: 10.2113/gselements.4.5.325.

5. Pashin J. C. Geologic considerations for CO2 storage in coal / V. Vishal & T. N. Singh (Eds.), Geologic carbon sequestration: Understanding reservoir behavior. Springer Cham, 2016, pp. 137—159. DOI: 10.1007/978-3-319-27019-7.

6. Whittaker C. Fundamentals of production logging. Schlumberger Digital Marketing, Houston, Texas, USA, 2013, 201 p.

7. van Golf-Racht T. Fundamentals of fractured reservoir engineering. Elsevier, 1982, 732 p.

8. Забурдяев В. С., Малинникова О. Н., Трофимов В. А. Метанообильные шахты: добыча угля, газовыделение, метановая опасность. — Калуга: ООО «Манускрипт», 2020. — 334 с.

9. Назаров Л. А., Голиков Н. А., Скулкин А. А., Назарова Л. А. Метод экспериментального определения деформационных и фильтрационных характеристик горных пород регулярноблочной структуры // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2023. — № 11. — С. 70—81. DOI: 10.25018/0236_1493_2023_11_0_70.

10. Назарова Л. А., Назаров Л. А., Полевщиков Г. Я., Родин Р. И. Определение коэффициента диффузии и содержания газа в угле на основе решения обратной задачи // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. — 2012. — № 5. — С. 15—23. DOI: 10.1134/ S1062739148050024.

11. Ahmed T. Reservoir engineering handbook. Elsevier, 4th ed., 2006, 1376 p.

12. Гайворонский И. Н., Замахаев В. С., Леоненко Г. Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. — М.: Геоинформмарк, 2000. — 364 с.

13. Жемчужников Ю. А., Гинзбург А. И. Основы петрологии углей. — М.: Изд-во Академии наук СССР, 1960. — 179 с.

14. Баренблатт Г. И., Желтов Ю. П. Кочина И. Н. Об основных представлениях теории фильтрации в трещиноватых средах // ПММ. — 1960. — Т. 24. — № 5. — С. 58—73.

15. Ewing R., Efendiev Y., Ginting V., Wang H. Upscaling of transport equations for multiphase and multicomponent flows / Domain decomposition methods in science and engineering XVII. Conference proceedings: Lecture notes in computational science and engineering. 2008, vol. 60, pp. 193—200. DOI: 10.1007/978-3-540-75199-1_20.

16. Wu Y.-S., Yuan D., Kang Z. Fakcharoenphol P. A multiple-continuum model for simulating single-phase and multiphase flow in naturally fractured vuggy reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2011, vol. 78, no. 1, pp. 13—22. DOI: 10.1016/j.petrol.2011.05.004.

17. Xiao Q., Wang H., Yang Y., Li Z., Jiang B., Li J., Xiang Z. Triple-porosity and dual-permeability productivity prediction model of CBM wells considering complex flow regimes // Frontiers in Earth Science. 2022, vol. 10. DOI: 10.3389/feart.2022.906276.

18. Соколов А. Ф., Рассохин С. Г., Троицкий В. М., Мизин А. В., Ваньков В. П., Алеманов А. Е., Рассохин А. С., Монахова О. М., Малышев С. В. Универсальный автоматизированный комплекс для специальных исследований керна, моделирования фильтрационных процессов и методов воздействия на пористую среду в термобарических условиях залегания пласта // Вести газовой науки. — 2021. — № 2 (47). — С. 171—176.

19. Жуков В. С., Кузьмин Ю. О. Экспериментальная оценка коэффициентов сжимаемости трещин и межзерновых пор коллектора нефти и газа // Записки Горного института. — 2021. — Т. 251. — С. 658—666.

20. Berre I., Doster F., Keilegavlen E. Flow in fractured porous media: a review of conceptual models and discretization approaches // Transport in Porous Media. 2019, vol. 130, pp. 215—236. DOI: 10.1007/s11242-018-1171-6.

21. Wu Y.-S. Multiphase fluid flow in porous and fractured reservoirs. Elsevier, Amsterdam, 2016, 418 p.

22. Назарова Л. А., Назаров Л. А., Голиков Н. А., Скулкин А. А. Зависимость проницаемости геоматериалов от напряжений по данным лабораторных экспериментов на цилиндрических образцах с центральным отверстием // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. — 2019. — № 5. — С. 18—25. DOI: 10.15372/FTPRPI20190503.

23. Barenblatt G. I., Entov V. M., Ryzhik V. M. Theories of fluid flows through natural rocks. Kluwer Academic Publishers, 1990, 395 p.

24. Самарский А. А. Теория разностных схем. — М.: Наука, 1989. — 616 с.