Исследование влияния разрешения цифровой модели керна на расчет абсолютной проницаемости

Об авторах:

Ширшов Яков Владимирович, ведущий специалист, Тюменский нефтяной научный центр; yvshirshov@tnnc.rosneft.ru

Степанов Сергей Викторович, старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; доктор технических наук, профессор базовой кафедры ООО «ТННЦ», Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; svstepanov@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

Цифровой анализ керна с использованием трехмерных томографических изображений внутренней структуры пористых сред получил существенное развитие в последние годы. Трехмерные изображения керна, полученные с помощью рентгеновской компьютерной томографии, могут быть использованы для расчета фильтрационных свойств горных пород. Однако вопрос о влиянии качества разрешения трехмерного изображения керна на результаты моделирования до сих пор не имеет полноценного ответа. В данной работе исследовано влияние разрешения трехмерного изображения керна на расчетную абсолютную проницаемость на примере модельной пористой среды, состоящей из осесимметричных конических сужений различных размеров. На основе исходного представления модельной пористой среды было сгенерировано несколько вариантов с различными шагами дискретизации, которые соответствуют изображениям, снятым с различным разрешением томографа. Показано, что разрешение (степень дискретизации) существенно влияет на расчетную абсолютную проницаемость пористой среды. Расчетная проницаемость падает с увеличением шага дискретизации. Это связанно с тем, что малые каналы становятся не видны при низких разрешениях. Выбывание этих каналов приводит к потере связности модели.

Список литературы:

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

2. Жижимонтов И. Н. Применение стохастистического порово-сетевого моделирования для получения уточненной зависимости пористость — абсолютная проницаемость на примере неокомских отложений месторождения Западной Сибири / И. Н. Жижимонтов, С. В. Степанов, А. В. Свалов // Нефтяное хозяйство. 2017. № 9. С. 96-98.

3. Карсанина М. В. Влияние пространственного разрешения цифровой модели на точность моделирования в масштабе пор / М. В. Карсанина, К. М. Герке, Т. О. Сизоненко, Д. В. Корост // ГеоЕвразия 2018. Современные методы изучения и освоения недр Евразии. 2018. С. 423-427.

4. Костин Д. К. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна с помощью рентгеновского компьютерного томографа / Д. К. Костин, Е. Г. Кузнецов, А. П. Вилесов // Научно-технический вестник ОАО «НК „Роснефть“». 2014. № 3. С. 18-22.

5. Лазеев А. Н. Цифровой керн — текущее состояние и перспективы развития технологии в ПАО «НК „Роснефть“» / А. Н. Лазеев, Э. О. Тимашев, И. А. Вахрушева, М. Ф. Серкин, Я. И. Гильманов // Нефтяное хозяйство. 2018. № 5. С. 18-22.

6. Язынина И. В. 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. № 3. С. 19-23.

7. Язынина И. В. Определение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов методом рентгеновской томографии / И. В. Язынина, Е. В. Шеляго, А. А. Абросимов, Н. Е. Грачев, Д. А. Бикулов // Нефтяное хозяйство. 2018. № 3. С. 38-42.

8. Alyafei N. Sensitivity study of the effect of image resolution on predicted petrophysical properties / N. Alyafei, A. Raeini, A. Paluszny, M. J. Blunt // Transport in Porous Media. 2015. Vol. 110. № 1. Pp. 157-169. DOI: 10.1007/s11242-015-0563-0

9. Beresnev I. A. Condition for break-up of non-wetting fluids in sinusoidally constricted capillary channels / I. A. Beresnev, W. Li, R. D. Vigil // Transport in Porous Media. 2009. Vol. 80. № 3. Pp. 581-604. DOI: 10.1007/s11242-009-9381-6

10. Beresnev I. A. Theory of breakup of core fluids surrounded by a wetting annulus in sinusoidally constricted capillary channels / I. A. Beresnev, W. Deng // Physics of Fluids. 2010. Vol. 22. № 1. Article № 031001PHF. DOI: 10.1063/1.862466

11. Blunt M. J. Detailed physics, predictive capabilities and macroscopic consequences for pore-network models of multiphase flow / M. J. Blunt, M. D. Jackson, M. Piri, P. H. Valvatne //Advances in Water Resources. 2002. Vol. 25. № 8-12. Pp. 1069-1089. DOI: 10.1016/S0309-1708(02)00049-0

12. Borujeni A. T. Effects of image resolution and numerical resolution on computed permeability of consolidated packing using LB and FEM pore-scale simulations / A. T. Borujeni, N. Lane, K. Thompson, M. Tyagi // Computers & Fluids. 2013. Vol. 88. Pp. 753-763. DOI: 10.1016/j.compfluid.2013.05.019

13. Botha P. Mapping permeability in low‐resolution micro‐CT images: a multiscale statistical approach / P. Botha, A. P. Sheppard // Water Resources Research. 2016. Vol. 52. № 6. Pp. 4377-4398. DOI: 10.1002/2015WR018454

14. Deng W. Extended roof snap-off for a continuous nonwetting fluid and an example case for supercritical CO₂ / W. Deng, M. B. Cardenas, P. C. Bennett // Advances in Water Resources. 2014. Vol. 64. Pp. 34-46. DOI: 10.1016/j.advwatres.2013.12.001

15. Deng W. Influence of dynamic factors on nonwetting fluid snap‐off in pores / W. Deng, M. Balhoff, M. B. Cardenas // Water Resources Research. 2015. Vol. 51. № 11. Pp. 9182-9189. DOI: 10.1002/2015WR017261

16. Georgiadis A. Pore-scale micro-computed-tomography imaging: nonwetting-phase cluster-size distribution during drainage and imbibition / A. Georgiadis, S. Berg, A. Makurat, G. Maitland, H. Ott // Physical Review E. 2013. Vol. 88. № 3. Article № 033002. DOI: 10.1103/PhysRevE.88.033002

17. Guan K. M. Effects of image resolution on sandstone porosity and permeability as obtained from X-ray microscopy / K. M. Guan, M. Nazarova, B. Guo, H. Tchelepi, A. R. Kovscek, P. Creux // Transport in Porous Media. 2019. Vol. 127. № 1. Pp. 233-245. DOI: 10.1007/s11242-018-1189-9

18. Hagedorn J. G. Breakup of a fluid thread in a confined geometry: droplet-plug transition, perturbation sensitivity, and kinetic stabilization with confinement / J. G. Hagedorn, N. S. Martys, J. F. Douglas // Physical Review E. 2004. Vol. 69. № 5. P. 18. DOI: 10.1103/PhysRevE.69.056312

19. Howard J. Uncertainty quantification in image segmentation for image-based rock physics in a shaly-sandstone / J. Howard, S. Lin, S. Zhang // Petrophysics. 2019. Vol. 60. № 2. Pp. 240-254. DOI: 10.30632/PJV60N2-2019a2

20. Igoshin D. Permeability of a porous medium with axisymmetric channels of variable cross-section / D. Igoshin, A. Gubkin, A. Ignatev, A. Gubaidullin // AIP Conference Proceedings. 2018. Vol. 2027. № 1. Article № 030052. DOI: 10.1063/1.5065146

21. Keehm Y. Permeability and relative permeability from digital rocks: issues on grid resolution and representative elementary volume / Y. Keehm, T. Mukerji // SEG Technical Program Expanded Abstracts. 2004. Vol. 23. № 1. Pp. 1654-1657. DOI: 10.1190/1.1845147

22. Latief F. D. E. The effect of X-ray micro computed tomography image resolution on flow properties of porous rocks / F. D. E. Latief, U. Fauzi, Z. Irayani, G. Dougherty // Journal of Microscopy. 2017. Vol. 266. № 1. Pp. 69-88. DOI: 10.1111/jmi.12521

23. Liu T. Critical resolution and sample size of digital rock analysis for unconventional reservoirs / T. Liu, X. Jin, M. Wang // Energies. 2018. Vol. 11. № 7. Article № 1798. DOI: 10.3390/en11071798

24. Okabe H. Prediction of permeability for porous media reconstructed using multiple-point statistics / H. Okabe, M. J. Blunt // Physical Review E. 2004. Vol. 70. № 6. P. 10. DOI: 10.1103/PhysRevE.70.066135

25. Rücker M. From connected pathway flow to ganglion dynamics / M. Rücker, S. Berg, R. T. Armstrong, A. Georgiadis, H. Ott, A. Schwing, R. Neiteler, N. Brussee, A. Makurat, L. Leu, M. Wolf // Geophysical Research Letters. 2015. Vol. 42. № 10. Pp. 3888-3894. DOI: 10.1002/2015GL064007

26. Saxena N. Imaging and computational considerations for image computed permeability: operating envelope of Digital Rock Physics / N. Saxena, A. Hows, R. Hofmann, F. O. Alpak, J. Freeman, S. Hunter, M. Appel // Advances in Water Resources. 2018. Vol. 10. Pp. 127-144. DOI: 10.1016/j.advwatres.2018.04.001

27. Shah S. M. Micro-computed tomography pore-scale study of flow in porous media: effect of voxel resolution / S. M. Shah, F. Gray, J. P. Crawshaw, E. S. Boek // Advances in Water Resources. 2016. Vol. 95. Pp. 276-287. DOI: 10.1016/j.advwatres.2015.07.012

28. Sochi T. Newtonian flow in converging-diverging capillaries / T. Sochi // International Journal of Modeling, Simulation, and Scientific Computing. 2013. Vol. 4. № 3. Article 1350011. DOI: 10.1142/S1793962313500116

29. Zimmerman R. W. Permeability predictions based on two-dimensional pore space images / R. W. Zimmerman, X. Jing, P. A. Lock, M. Jurgawczynski // SPE Annual Technical Conference and Exhibition (11-14 November, Anaheim, California, USA). 2007. Article № SPE-110472-MS. DOI: 10.2118/110472-MS