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.
