Цифровой анализ керна: проблемы и перспективы

UDK: 550.822.3
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-2-18-22
Ключевые слова: цифровой анализ керна, относительная фазовая проницаемость (ОФП), микротомография керна
Авторы: С.В. Степанов (ООО «ТННЦ», Тюменский гос. Университет), Д.П. Патраков (ООО «ТННЦ»), В.В. Васильев (ООО «ТННЦ»), А.Б. Шабаров (Тюменский гос. Университет), А.В. Шаталов (Тюменский гос. Университет)

Выполнен анализ практического опыта использования технологии «Цифровой керн», направленной на получение данных о структуре пустотного пространства и распределении минералов, а также предназначенной для расчета фильтрационных характеристик горных пород.

Возможность реконструкции пустотного пространства рассмотрена исходя из опыта исследований нескольких образцов керна методом компьютерной микротомографии, а также с использованием технологии FIB-SEM. Качество реконструкции проанализировано путем сопоставления значений пористости, полученных в лаборатории и вычисленных по данным микротомографии. Показано, что базовые настройки программного обеспечения для интерпретации результатов микротомографирования в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают приемлемого соответствия результатам лабораторных экспериментов. При этом расхождение с лабораторными данными растет с увеличением пористости образцов, причем независимо от их размеров.

В статье обоснован вывод, что для расчета функций относительных фазовых проницаемостей может быть эффективным расчетно-экспериментальный метод, использующий совместно результаты численного микромоделирования и данные лабораторных потоковых исследований керна. Расчет стационарного двухфазного течения нефти и воды рассмотрен в системе поровых капиллярных каналов с использованием обобщенного уравнения Бернулли, для которого функция межфазного взаимодействия может быть описана уравнениями регрессии, полученными по данным лабораторных исследований. Расчетные с помощью разработанного метода относительные фазовые проницаемости хорошо согласуются с лабораторными данными.

По результатам проведенных исследований показано, что в настоящее время технология «Цифровой керн» далека от совершенства, однако имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с традиционными лабораторными экспериментами, поэтому может рассматриваться как перспективная и практически значимая.

Список литературы

1. Шандрыгин А.Н. Цифровой анализ керна для фильтрационных процессов – это миф или реальность? // SPE 171216-RU. – 2014.

2. FIB-SEM and X-ray CT characterization of interconnected pores in high-rank coal formed from regional metamorphism/ Shiqi Liu, Shuxun Sang, Geoff Wang [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – V. 148. – P. 21–31.

3. Andrew M., Bijeljic B., Blunt M. Pore-scale contact angle measurements at reservoir condition using X-ray microtomography // Advances in Water Resources. – 2018. – V. 68. – P. 24–31.

4. Blunt M.J. Flow in porous media – pore-network models and multiphase flow // Current Opinion in Colloid & Interface Science. – 2001. – № 6. – P.198–207.

5. White J., Borja R., Fredrich J. Calculating the effective permeability of sandstone with multiscale lattice Boltzmann/finite element simulations // Acta Geotechnica. – 2006. – No. 1. – P. 195–209.

6. Efficient flow and transport simulations in reconstructed 3D pore geometries / Y. Zaretsky, S. Geiger, K. Sorbie, M. Forster// Advances in Water Resources. – 2010. – V. 33. – P. 1508–1516.

7. Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2009. – 312 с.

8. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А.Е. Алтунин, С.В. Соколов, С.В. Степанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 8. – С. 40–46.

9. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика. – Тюмень: Изд-во Тюменского гос. университета, 2013. – 460 с.

10. Бембель Г.С., Степанов С.В. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 6. – С. 30–38.

11. Шабаров А.Б., Шаталов А.В. Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2016. – Т. 2. – № 2. – С. 50–72.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.

Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178