С каждым годом карбонатные коллекторы с естественной трещиноватостью все более активно вводятся в разработку. Наличие в данных коллекторах трещиноватости и кавернозности осложняет построение гидродинамических моделей месторождений. Стандартные модели фильтрации флюида не всегда применимы к коллекторам с развитой вторичной пустотностью, поэтому возникает необходимость в рассмотрении новых подходов к моделированию, которые в полной мере позволят учесть особенности движения флюида в нефтегазоносном пласте. В работе рассмотрена модель Стокса - Бринкмана, позволяющая описать единый подход к моделированию трещиновато-ка-вернозно-порового коллектора. Преимущество представленной модели в том, что нет необходимости знать точную геометрию трещин и каверн, а также задавать дополнительные условия на границе раздела зон пористости и зон свободного течения. Для нахождения численного решения рассматриваемой системы уравнений в работе реализован алгоритм SIMPLE. Гидродинамические модели пластов, осложненных наличием кавернозности и трещиноватости, характеризуются высокими требованиями к вычислительным ресурсам и длительным временем расчетов, для сокращения которого написана параллельная версия алгоритма SIMPLE с использованием стандартов OpenMP и OpenACC. Многопоточные версии алгоритма имеют хорошую масштабируемость. Корректность расчетов написанного алгоритма численного решения системы Стокса - Бринкмана проверялась в сравнении с симулятором tNavigator на основе упрощенной модели коллектора. Результаты сравнения показали хорошую сходимость с рассматриваемым пакетом для гидродинамического моделирования.

Every year carbonate reservoirs with natural fracture system have been increasingly developed. These fractures and vugginess complicate fluid flow modeling of such reservoirs. The standard models of fluid filtration cannot always be used for reservoirs with well-developed secondary porosity, so there is a need work out new approaches to modeling which will consider all reservoir fluid flow properties. The paper studies Stokes-Brinkman model to describe a unified approach to modeling cavernous porous-fractured reservoir. The advantage of presented model is that there is no need to know the exact fracture geometry, and it is not necessary to set additional conditions on the boundary of zones with porosity and free flow. To find the numerical solution of this study system of equations we implemented the algorithm SIMPLE. Fluid flow model of reservoirs complicated by fractures and vuggs are characterized by high requirements for calculation and long computation time. To reduce this time a parallel version of SIMPLE algorithm using OpenMP and OpenACC standards was written. A multithreading version of the algorithm has good scalability. The correctness of calculations of the written algorithm for numerical solution Stokes-Brinkman system was tested in comparison with tNavigator simulator, based on a simplified reservoir model. The results of the comparison showed a good repeatability for the package set for fluid flow modeling.