Определение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов методом рентгеновской томографии

UDK: 622.276.031.011.431
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-3-38-42
Ключевые слова: рентгеновская томография, виртуальные кубы, остаточная водонасыщенность, интегральная интенсивность
Авторы: И.В. Язынина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Е.В. Шеляго (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), А.А. Абросимов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Н.Е. Грачёв (МГУ им. М.В. Ломоносова), Д.А. Бикулов (МГУ им. М.В. Ломоносова)

Одной из задач, которую исследователи ставят перед рентгеновской компьютерной микротомографией, является регистрация флюидов - нефти, воды и газа - в поровом пространстве пород-коллекторов. В открытой литературе в настоящее время можно найти немало работ на эту тему, но основная их часть выполнена на насыпных моделях либо грубодисперсных породах. Использование объектов с размером пор и каналов в несколько десятков или даже сотен микрометров позволяет проводить съемку с микронным разрешением, достаточным для получения изображений смачивающих и несмачивающих фаз. Из-за недостаточности разрешения тонкопористые насыщенные системы не изучают, хотя именно они составляют значительную долю коллекторов нефти и газа.

В оценены возможности и представлены новые подходы к применению рентгеновской компьютерной микротомографии для определения остаточной водонасыщенности пористых сред. Из-за отсутствия практического применения задача непосредственной визуализации фаз из данных съемки не ставилась. Принятию такого решения способствовал анализ капиллярных кривых исследованных образцов керна – значительная часть фильтрующих каналов и тем более поры, заполненные остаточной водой, имеют субмикронный размер.

Опробованы четыре методики получения коэффициента остаточной водонасыщенности: выделение спектра поглощения водной фазы с рентгеноконтрастом и без него; анализ интегральных интенсивностей спектров поглощения; анализ поля скоростей однофазной фильтрации (полностью расчетная методика). Последние две методики являются новыми и применяются для изучения горных пород впервые. Результаты определения остаточной водонасыщенности по новым методикам сопоставлены с лабораторными измерениями. Расчетная методика, анализирующая поле скоростей однофазной фильтрации, позволила по ограниченному числу съемок получить корреляционные связи пористости и остаточной водонасыщенности, близкие к фактическим лабораторным связям для всего пласта.

Список литературы

1. Fast microtomography using high energy synchrotron radiation / Di Michiel Marco, J.M. Merino, D. Fernandez-Carreiras [et al.] // Review of Scientific Instruments. – 2005. – V. 76.

2. 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. – V. 46.

3. Petrovic A.M., Siebert J.E., Rieke P.E. Soil bulk-density analysis in 3 dimensions by computed tomographic scanning // Soil Sci Soc Am J. – 1982. – V. 46 (3). – P. 445–450.

4. Withjack E.M. Computed tomography for rock-property determination and fluid-flow visualization // SPE Format Evaluat. – 1988. – № 3(4). – Р. 696–704.

5. Pore level imaging of fluid transport using synchrotron X-ray microtomography / M.E. Coles [et al.] // J Petrol Sci Eng. – 1998. – V. 19 (1–2). – P. 55–63.

6. Using X-ray computed tomography in hydrology: systems, resolutions, and limitations / D. Wildenschild, J.W. Hopmansc, C.M.P. Vazd, [et al.] // Journal of Hydrology. – 2002. – V. – 267. – P. 285–297.

7. Turner M. Three-dimensional imaging of multiphase flow in porous media // Physica A. – 2004. – V. 339 (1–2). – P. 166–72.

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. – V. 86. – № 2. – P. 495–515.

9. Al-Raoush R., Willson C. A pore-scale investigation of a multiphase porous media system // J Contam Hydrol. – 2005. – V. 77(1–2). – P. 67–89.

10. Matthew Andrew, Branko Bijeljic, Martin J. Blunt Pore-scale contact angle measurements at reservoir conditions using X-ray microtomography // Advances in Water Resources. – 2014. – V. 68. – P. 24–31.

11. Pore-Scale Imaging of Oil and Wettability in Native-State, Mixed-Wet Reservoir Carbonates / N. Dodd, R. Marathe, J. Middleton [et al.] // International Petroleum Technology Conference, 19-22 January, Doha, Qatar, 2014.

12. Imaging of pore scale distribution of fluids and wettability / M. Kumar [et al.] // International symposium of the society of core analysts. SCA2008-16. – 2008.

13. Applications of X-ray Computed Tomography in the Geosciences / F. Mees, R. Swennen, M. Van Geet, P. Jacobs // The Geological Society. – 2003.

14. Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов, Н.А. Веремко, Н.Е. Грачев, Д.С. Сенин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 19–23.

15.Апробация нового подхода к определению петрофизических связей по данным рентгеновской томографии / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2 – С. 36–40.



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