Ayrat Sh. Ramazanov

Relevance. Assessing heterogeneity parameters in the near-wellbore zone, such as the radius and permeability of the altered zone, is crucial for optimizing oil production and the effectiveness of reservoir stimulation techniques. Traditional methods have limitations, while thermometry, successfully applied for single-phase filtration (Chekalyuk's method), requires validation for the widely encountered two-phase (oil-water) conditions in practice. It remains insufficiently studied whether the classical approach of analyzing temperature curves retains its diagnostic value for the separate assessment of the altered zone radius and permeability under two-phase filtration conditions. Object. Non-isothermal two-phase (oil-water) filtration in a porous medium (reservoir) with a radial zone of altered permeability during fluid production at a constant rate. Aim. To investigate the influence of the near-wellbore zone parameters on bottomhole temperature dynamics during two-phase filtration, considering thermodynamic effects (Joule–Thomson, adiabatic); and to evaluate the informativeness of analyzing temperature dynamics and its logarithmic derivative for the separate assessment of the altered zone radius and permeability distribution in the near-wellbore zone under two-phase conditions. Methods. Numerical modeling based on a developed mathematical model that includes phase mass conservation equations (incorporating Darcy's law) and heat transport equations, accounting for convection, thermal conduction, and thermodynamic effects. Sensitivity analysis of the temperature response to variations in the radius and permeability of the near-wellbore zone. Results. It is shown that the bottomhole temperature dynamics is sensitive to the radius of the altered zone and the permeability distribution within the near-wellbore zone. Analysis of the logarithmic temperature derivative revealed that the time τ, corresponding to the derivative maximum, is predominantly determined by the radius of the altered zone, whereas the magnitude of this maximum significantly depends on its permeability. Furthermore, it was established that both these indicators (time τ and the magnitude of the derivative maximum) depend as well on the reservoir water saturation, which determines the phase composition of the flow. This confirms that the classical thermal interpretation approach retains its informativeness and is potentially applicable for the separate assessment of the near-wellbore zone parameters during two-phase oil-water filtration, provided that the effect of the flow phase composition is correctly considered. For citation: Islamov D.F., Ramazanov A.Sh., Davletshin F.F., Akchurin R.Z. Modeling thermal field in two-phase oil-water filtration in a heterogeneous reservoir considering thermodynamic effects. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2026, vol. 337, no. 6, pp. 110-121. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/6/5157

Актуальность работы. Оценка параметров прискважинной зоны пласта (ПЗП), таких как радиус и проницаемость зоны нарушения фильтрационных свойств, является ключевой задачей для планирования и контроля эффективности геолого-технических мероприятий. Существующие методы диагностики имеют ограничения, особенно в широко распространенных на практике условиях двухфазной (нефть-вода) фильтрации. Классические подходы, разработанные для однофазной среды, требуют адаптации и валидации для более сложных многофазных систем. Цель. Разработка и апробация простой и физически обоснованной методики для последовательного определения радиуса и проницаемости зоны нарушения в ПЗП по данным нестационарной термометрии при двухфазной фильтрации нефти и воды. Объект и методы. Объектом исследования является процесс неизотермической двухфазной фильтрации в пласте с радиальной неоднородностью. Методологической основой работы является новое аналитическое решение для нестационарного температурного поля, учитывающее термодинамические эффекты. Методика интерпретации основана на билинейной аппроксимации диагностического графика температуры в полулогарифмических координатах и нахождении точки пересечения линейных трендов, соответствующих фильтрации в нарушенной и ненарушенной зонах пласта. Апробация методики проведена путем сравнения ее результатов с данными численного моделирования в Ansys. Результаты. Разработана пошаговая методика, позволяющая последовательно определять проницаемость и радиус нарушенной зоны в ПЗП. Показано, что время прихода теплового сигнала от границы зон определяется по точке пересечения аппроксимирующих прямых, что позволяет вычислить радиус зоны нарушения. Проницаемости зон определяются по тангенсам углов наклона этих прямых. Численный эксперимент подтвердил высокую точность методики: погрешность определения радиуса зоны нарушения составила 1.4 %, а проницаемостей – менее 8 %. Установлено, что небольшая погрешность обусловлена физическими эффектами (теплопроводность, сжимаемость), не учтенными в аналитической модели. Выводы.Разработанная методика является эффективным инструментом для экспресс-диагностики состояния ПЗП, применимым в практических условиях двухфазного потока Relevance. Evaluation of near-wellbore zone (NWZ) parameters, such as radius and permeability of the filtration property disturbance zone, is a key task for planning and monitoring the efficiency of geological and technical measures. Existing diagnostic methods have limitations, especially under widely used conditions of two-phase (oil-water) filtration. Classical approaches developed for a single-phase medium require adaptation and validation for more complex multiphase systems. Aim. Development and testing of a simple and physically sound technique for sequential determination of the radius and permeability of the disturbance zone in the NWZ based on non-stationary thermometry data during two-phase oil and water filtration. Object and methods. The object of the study is the process of non-isothermal two-phase filtration in a formation with radial heterogeneity. The methodological basis of the work is a new analytical solution for a non-stationary temperature field that takes into account thermodynamic effects. The interpretation technique is based on the bilinear approximation of the diagnostic temperature graph in semi-logarithmic coordinates and finding the intersection point of the linear trends corresponding to filtration in the disturbed and undisturbed formation zones. The technique was tested by comparing its results with the data of numerical modeling in Ansys. Results. A step-by-step technique has been developed that allows sequentially determining the permeability and radius of the disturbed zone in the NWZ. It is shown that the time of arrival of the thermal signal from the zone boundary is determined by the intersection point of the approximating lines, which allows calculating the radius of the disturbed zone. The permeabilities of the zones are determined by the tangents of the angles of inclination of these lines. A numerical experiment confirmed...

В работе приведены результаты исследований в скважине, проведенных специально для апробации методики восстановления равновесной температуры горных пород по измеренным нестационарным распределениям температуры в скважине. Методика основана на численном моделировании теплообменных процессов при промывке длительно простаивающей скважины и последующем решении обратной задачи. Были проведены измерения до, в процессе и после промывки скважины. Затем численно моделировался процесс обратного восстановления температуры. Для этого использован симулятор DRILLSIM, который учитывает теплофизические свойства горных пород и промывочной жидкости, конструкцию скважины, а также историю работы скважины. На основе разработанного симулятора предлагается реализовать решение обратной задачи об определении равновесной температуры горных пород по измеренным нестационарным распределениям после ее возмущения. Как показано в работе, разработанный алгоритм позволяет определить не только геотермическое распределение температуры, но и расход циркулировавшей в стволе скважины жидкости.

Temperature wellbore studies are widely applied for well testing and logging at the stages of exploration and development. However, in nowadays practice the interpretation is still done mainly qualitatively. In last few years different approaches to joint interpretation of temperature along with pressure and flow rates are discussed more and more widely. In particular, there is a special interest in determination of flow profile and individual properties of near-wellbore zone of perforated wells in multi-layer reservoirs from analysis of transient temperature and pressure during different transitional regimes. In this work an application of mathematical modeling to quantitative interpretation of field temperature data from multi-layer wells is discussed. For assessing flow rates and hydrodynamic parameter of individual layers of a multi-layer well, different approaches to inverse problem solution are analyzed. It is pointed out that for reaching higher reliability it is necessary to use for interpretation all available field data, including unsteady temperature logging data. Reasons of disagreement between field and simulation data are discussed. The analysis of uncertainties arising in interpreting data from deviated wells is presented that indicates necessity to apply additional methods of analysis. It is shown that making use of supplementary simulations allows reaching better agreement between field and simulation data. Therefore, the complex approach to interpretation of thermal logging data comprising application of sophisticated numerical temperature simulators to interpretation of the full available field data set of temperature logs and fixed-depth measurements accompanied by uncertainty analysis allows, on the one hand, to increase reliability of qualitative interpretation results and, on the other, to provide quantitative analysis of flow profiles and hydrodynamic properties of multi-layer well.