«Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина»

Структурный анализ порового пространства газовых коллекторов на основе методов цифрового керна

УДК: 553.98.04:550.8.014
DOI: -

Авторы:

¹ Институт проблем механики им. А.Ю. Ишлинского РАН, Москва, Российская Федерация

Ключевые слова: пористость, проницаемость, рентгеновская микротомография, цифровой анализ керна, извилистость, удельная поверхность пор, анизотропия, моделирование фильтрации, уравнение Козени – Кармана

Аннотация:

В статье представлены результаты количественного исследования порового пространства и фильтрационно-емкостных свойств коллектора газоконденсатного месторождения с использованием методов цифрового анализа керна. Исследование выполнено на основе трехмерных микротомографических моделей, полученных с применением высокоразрешающей рентгеновской томографии на сканере ProCon X-Ray CT-MINI. В рамках работы проведены численные расчеты геодезической извилистости, проницаемости, удельной поверхности пор и распределения типов пористости. Показана высокая степень связности порового пространства, структура породы демонстрирует выраженную фильтрационную анизотропию, несмотря на геометрическую изотропность порового пространства, что важно учитывать при моделировании и эксплуатации. Выполнено сопоставление экспериментальных и теоретических оценок проницаемости с применением различных форм уравнения Козени – Кармана. Установлено, что все рассмотренные модификации уравнения дают завышенные значения, что подчеркивает ограниченность их применимости без верификации по цифровым моделям. Полученные результаты могут быть использованы для уточнения гидродинамических моделей и расчета условий эксплуатации коллекторов в сложных геомеханических условиях.

Список литературы:

1. Palmer A., Croasdale K. Arctic Offshore Engineering. – Singapore: World Scientific, 2013. – 538 p. – DOI: 10.3189/2013JoG13J030
2. Sedimentary rocks in the basement of the Alpha–Mendeleev Rise, Arctic Ocean / S.G. Skolotnev, S.I. Freiman, A.I. Khisamutdinova [et al.] // Lithology and Mineral Resources. – 2022. – Vol. 57, no. 2. – P. 121–142. – DOI: 10.1134/S0024490222020079
3. Применение микротомографии для исследования новых материалов. Обзор / И.С. Разина, С.Г. Семенова, А.Г. Саттаров, И.Н. Мусин // Вестник Казанского технологического университета. – 2013. – № 19 (16). – С. 163–169. – EDN: RDTCUN.
4. Al-Marzouqi H. Digital rock physics: Using CT scans to compute rock properties // IEEE Signal Processing Magazine. – 2018. – Vol. 35, no. 2. – P. 121–131. – DOI: 10.1109/MSP.2017.2784459
5. Applications of CT for non-destructive testing and materials characterization / M. Wevers, B. Nicolaï, P. Verboven [et al.] // Industrial X-ray Computed Tomography. – 2018. – P. 267–331. – DOI: 10.1007/978-3-319-59573-3_8
6. Microstructure characterization techniques for shale reservoirs: A review / Y. Qian, Y. Lu, Y. Zhang [et al.] // Frontiers in Earth Science. – 2022. – Vol. 10. – Article 930474. – DOI: 10.3389/feart.2022.930474
7. Pore size distribution and soil water suction curve from micro-tomography measurements and real 3D digital microstructure of a compacted granular media by using direct numerical simulation technique / F.H. Kim, D. Penumadu, V.P. Schulz, A. Wiegmann // Multiphysical Testing of Soils and Shales. – Berlin Heidelberg: Springer, 2013. – P. 171–176. – DOI: 10.1007/978-3-642-32492-5_20
8. 3D granulometry using image processing / R.D. Labati, A. Genovese, E. Munoz [et al.] // IEEE Transactions on Industrial Informatics. – 2018. – Vol. 15, no. 3. – P. 1251–1264. – DOI: 10.1109/TII.2018.2856466
9. Hasiuk F., Ishutov S., Pacyga A. Validating 3D-printed porous proxies by tomography and porosimetry // Rapid Prototyping Journal. – 2018. – Vol. 24, no. 3. – P. 630–636. – DOI: 10.1108/RPJ-06-2017-0121
10. Moreno-Atanasio R., Williams R.A., Jia X. Combining X-ray microtomography with computer simulation for analysis of granular and porous materials // Particuology. – 2010. – Vol. 8, no. 2. – P. 81–99. – DOI: 10.1016/j.partic.2010.01.001
11. Bear J. Dynamics of Fluids in Porous Media. – New York: Elsevier, 1972. – 764 p.
12. Sheng J.C., Elsworth D. Effects of local rock heterogeneities on the hydromechanics of fractured rocks using a digital-image-based technique / W.C. Zhu, J. Liu, T.H. Yang [et al.] // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2006. – Vol. 43, no. 8. – P. 1182–1199. – DOI: 10.1016/j.ijrmms.2006.03.009
13. Васильев Ю.Н. Новое уравнение фильтрации, учитывающее влияние погребенной воды и тупиковых пор на движение газа в продуктивном пласте // Вести газовой науки. – 2014. – № 4. – С. 4–15. – EDN: TEWWAH.
14. Xue B., Lv P., Wang N., Ma W. Oil production optimization by means of a combined “Plugging, profile control, and flooding” treatment: Analysis of results obtained using computer tomography and nuclear magnetic resonance / Y. Li, C. Liu, W. Bao [et al.] // Fluid Dynamics and Materials Processing. – 2022. – Vol. 18, no. 3. – P. 737–749. – DOI: 10.32604/fdmp.2022.019139
15. Determination of well stability and sand risk minimization parameters for gas condensate field conditions using geomechanical and CT-based approaches / V.V. Khimulia, Y. Kovalenko, V. Karev, S. Barkov // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. – 2025. – In press. – DOI: 10.1016/j.jrmge.2025.02.017
16. Сомов В.Ф., Туманова Е.С. Оценка неоднородности коллектора с использованием эмпирической зависимости // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2024. – № 10. – С. 56–59.
17. Абросимов А.А. Применение рентгенотомографии для изучения фильтрационно-емкостных систем коллекторов нефти и газа // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2015. – № 4. – С. 5–15.
18. Оценка фильтрационно-емкостных свойств песчаников методом рентгеновской компьютерной томографии (на примере Ашальчинского месторождения) / Т.Р. Закиров, А.А. Галеев, Э.А. Королев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 8. – С. 36–40.