«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»

Технология оценки остаточной водонасыщенности и ее распределения в горных породах по данным компьютерной томографии

УДК: 552.1:53
DOI: 10.33285/2413-5011-2023-12(384)-30-37

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия

Ключевые слова: компьютерная томография, остаточная водонасыщенность, рентгеновское излучение, спектр поглощения, интегральная интенсивность

Аннотация:

В статье описываются методология и результаты исследований по оценке распределения остаточной водонасыщенности в реальных образцах керна с использованием рентгеновской компьютерной томографии. Целью работы является повышение информативности петрофизических лабораторных исследований путем разработки методики по определению остаточной водонасыщенности с использованием компьютерной томографии, а также сравнение результатов с лабораторными исследованиями. Алгоритм определения остаточной водонасыщенности основан на анализе интегральных интенсивностей спектров поглощения, который также применяется в других методах исследования химического состава вещества, например инфракрасной спектроскопии, ядерного магнитного резонанса. Данная методика апробирована на стандартных петрофизических образцах терригенных и карбонатных отложений с различными фильтрационно-емкостными свойствами и типом коллектора. Разработанная методика позволила установить распределение остаточной воды в образцах керна, что может служить дополнительной информацией для инженеров-разработчиков нефтегазовых месторождений.

Список литературы:

1. Неволин А.И., Чижов Д.Б., Путилов И.С. Комплексный подход к определению остаточной водонасыщенности в лабораторных условиях на керне негидрофильных коллекторов месторождений нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 5(365). – С. 43–49. – DOI: 10.33285/2413-5011-2022-5(365)-43-49.

2. Большаков Ю.Я., Неелова Е.Ю. Смачиваемость пород-коллекторов как важнейший фактор распределения воды, нефти и газа в их емкостном пространстве // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 10(370). – С. 57–60. – DOI: 10.33285/2413-5011-2022-10(370)-57-60

3. The Sensitivity of Estimates of Multiphase Fluid and Solid Properties of Porous Rocks to Image Processing / G. Garfi, C.M. John, S. Berg, S. Krevor // Transport in Porous Media. – 2019. – № 131. – Pp. 985–1005. – DOI: 10.1007/s11242-019-01374-z

4. Jackson S.J., Lin Q., Krevor S. Representative elementary volumes, hysteresis and heterogeneity in multiphase flow from the pore to continuum scale // Water Resources Research. – 2020. – DOI: 10.1029/2019WR026396

5. Imaging and measurement of pore-scale interfacial curvature to determine capillary pressure simultaneously with relative permeability / Q. Lin, B. Bijeljic, R. Pini [et al.] // Water Resources Research. – 2018. – Vol. 54. – Pp. 7046–7060. – DOI: 10.1029/2018WR023214

6. Digital rock physics applied to squirt flow / S. Lissa, M. Ruf, H. Steeb, B. Quintal // Geophysics. – 2018. – № 86(4). – DOI: 10.1190/geo2020-0731.1

7. Validating the Generalized Pore Network Model Using Micro-CT Images of Two-Phase Flow / A.Q. Raeini, J. Yang, I. Bondino [et al.] // Transport in Porous Media. – 2019. – № 130. – Pp. 405–424. – DOI: 10.1007/s11242-019-01317-8

8. Microtomography and Pore-Scale Modeling of Two-Phase Fluid Distribution / D. Silin, L. Tomutsa, S.M. Benson, T.W. Padzek // Transport in Porous Media. – 2011. – Vol. 86(2). – Pp. 495–515. – DOI: 10.1007/s11242-010-9636-2

9. Quantification of nonlinear multiphase flow in porous media / Y. Zhang, B. Bijeljic, Y. Gao [et al.] // Geophysical Research Letters. – 2021. – Vol. 48. – DOI: 10.1029/2020GL090477

10. Fast Microtomography Using High Energy Synchrotron Radiation / M.D. Michiel, J.M. Merino, D. Fernandez-Carreiras [et al.] // Review of Scientific Instruments. – 2005. – Vol. 76. – DOI: 10.1063/1.1884194

11. Measurement and prediction of the relationship between capillary pressure, saturation and interfacial area in a NAPL-water-glass bead system / M.L. Porter, D. Wildenschild, G. Grant, J.I. Gerhard // Water Resources Research. – 2010. – Vol. 46(8). – DOI: 10.1029/2009WR007786

12. Residual CO2 imaged with x-ray micro-tomograph / S. Iglauer, A. Paluszny, C.H. Pentland, M.J. Blunt // Geophysical research letters. – 2011. – Vol. 38.

13. Role of heterogeneous surface wettability on dynamic immiscible displacement, capillary pressure and relative permeability in a CO2-water-rock system / R. Guo, D. Crandall, J. Mcclure, L.E. Dalton // Advances in Water Resources. – 2022. – Vol. 165. – DOI: 10.1016/j.advwatres.2022.104226

14. Pore-Scale Imaging of Oil and Wettability in Native-State, Mixed-Wet Reservoir Carbonates / N. Dodd, R. Marathe, J. Middleton [et al.] // Int. Petroleum Technology Conference. – Doha, Qatar, 2014.

15. Imaging of pore scale distribution of fluids and wettability / M. Kumar, T.J. Senden, M.A. Knackstedt, A.P. Val // Petrophysics. – 2009. – № 34. – Pp. 311–321.

16. Landry C.J., Karpyn Z.T., Piri M. Pore-scale analysis of trapped immiscible fluid structures and fluid interfacial areas in oil-wet and water-wet bead packs // Geofluids. – 2011. – № 11(2). – Pp. 209–227.

17. Абдулов Х.Ш., Маджидов Н.А. Интенсивности полос поглощения в поляризационных ИК-спектрах некоторых моделей ориентированных полимеров // Вестник Таджикского нац. ун-та. Сер. естественных наук. – 2019. – № 4. – С. 77–82.

18. Nitrile Infrared Intensities Characterize Electric Fields and Hydrogen Bonding in Protic, Aprotic, and Protein Environments / J.B. Weaver, J. Kozuch, J.M. Kirsh, S.G. Boxer // Journal of American Chemical Society. – 2022. – Vol. 144(17). – Pp. 7562–7567. – DOI: 10.1021/jacs.2c00675

19. The Encyclopedia of Spectroscopy and Spectrometry / Wu Si, Ma Hongyan, Iya Prytkova [et. al.]. – 2017. – Vol. 3. – Pp. 774–778.

20. Optical Characterization of Quinoline Yellow Fluorochemosensors for Analyzing Its Photonics Applications with Synthesized Nano Particles / R. Melavanki, V. Kumar, N.L. Ramesh [et al.] // Research Square. – 2021. – DOI: 10.21203/rs.3.rs-1113299/v1