Применение аддитивных технологий для воспроизведения физической структуры керна и валидации численных расчетов

Об авторах:

Мещеряков Александр Ахатович, аспирант, кафедра прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; meshcheryakov.a.a@outlook.com, https://orcid.org/0009-0006-6240-0415

Шабиев Фарид Канафеович, кандидат физико-математических наук, доцент, профессор кафедры прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет; faridshab@mail.ru

Аннотация:

С развитием технологий увеличения нефтеотдачи возникает необходимость в более детальном изучении процессов вытеснения нефти в пористых средах. Традиционные лабораторные методы исследования кернов имеют ограничения, включая длительность экспериментов и низкую воспроизводимость. В данной работе представлен новый подход к созданию трехмерных микрофлюидных моделей пористых сред с использованием аддитивных технологий.

Предложенный подход включает разработку цифровой модели, численное моделирование фильтрационно-емкостных характеристик, 3D-печать физического образца и экспериментальную валидацию. Использование современных методов 3D-печати, таких как SLA/DLP и двухфотонная полимеризация, позволяет воспроизводить сложные геометрические структуры с разрешением до наномасштаба. Это открывает новые возможности для точного моделирования процессов двухфазной фильтрации, взаимодействия буровых растворов с породами и других задач нефтегазовой гидродинамики.

Результаты исследования показывают перспективы управления фильтрационно-емкостными характеристиками 3D-печатных микрофлюидных моделей для повышения эффективности экспериментальных исследований. Предложенный методический подход позволяет создавать универсальные инструменты для изучения пористых сред и закладывает основу для дальнейших разработок в области нефтеотдачи.

Список литературы:

Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. 2013. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов // Вестник Санкт-Петербургского университета. Физика и химия. № 2. С. 46–76.

Байков В. А., Колонских А. В., Макатров А. К., Политов М. Е., Телин А. Г. 2013. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения // Вестник ОАО «НК “Роснефть”». Вып. 31. № 2. С. 4–7.

Гладких Е. А., Галкин В. И., Хижняк Г. П. 2018. Влияние фильтрационно-емкостных свойств объектов разработки на величину коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях // Известия Томского политехнического Университета. Инжиниринг георесурсов. Том 329. № 7. С. 77–85.

Дерендяев Р. А., Захаров Л. А., Мартюшев Д. А., Дерендяев К. А. 2019. Повышение эффективности применения технологии по ограничению водопритока на основании геолого-физических характеристик пластов (на примере месторождений Пермского края) // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. Том 330. № 9. С. 154–163. DOI: 10.18799/24131830/2019/9/2264

Иванов М. К., Калмыков Г. А., Белохин В. С., Корост Д. В., Хамидуллин Р. А. 2008. Петрофизические методы исследования кернового материала: учебное пособие: в 2 кн. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. М.: Изд-во Моск. ун-та. 113 с.

Комаров Ф. Ф., Парфимович И. Д., Ткачев А. Г., Щегольков А. В., Мильчанин О. В., Бондарев В. В. 2021. Влияние методов формирования полимерных композитных материалов с углеродными нанотрубками на механизмы электропроводности // Журнал технической физики. Том 91. № 3. С. 475–483. DOI: 10.21883/JTF.2021.03.50526.222-20.

Коробов К. Я., Антипин Ю. В. 1968. О нарушении линейного закона фильтрации при низких градиентах давления // Нефтяное хозяйство. № 8. С. 26–28.

Латыпова М. Р., Перепонов Д. И., Казаку В. В. [и др.]. 2025. Воспроизведение структуры пустотного пространства Ачимовских песчаников Восточно-Уренгойского месторождения в искусственно созданной геометрии кремниевого микрофлюидного чипа // Георесурсы. Том 27. № 1. С. 63–80. DOI: 10.18599/grs.2025.1.2

МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. 2015. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. М.: Издательство «Нефтегаз». 354 с.

Мещеряков А. А. Технология производства пористых структур аддитивным способом // Всероссийская конференция «XI Школа-семинар молодых учёных по теплофизике и механике многофазных систем “Трансформация нефтегазового комплекса 2030”» под руководством заслуженного деятеля науки Российской Федерации, д. т. н., проф. А. Б. Шабарова: тезисы докладов. (22–25 мая 2024 г., Тюмень, Россия) / отв. ред.
Б. В. Григорьев; сост. А. П. Садыкова. Тюмень, 2024.

Пахаруков Ю. В., Шабиев Ф. К., Сафаргалиев Р. Ф. 2018. Вытеснение нефти из пористой среды с использованием графитовой суспензии // Письма в журнал технической физики. Том 44. № 4. С. 3–8. DOI: 10.21883/PJTF.2018.04.45632.16943

Пахаруков Ю. В., Шабиев Ф. К., Сафаргалиев Р. Ф., Ездин Б. С., Каляда В. В. 2020. Использование нанофлюидов на основе углеродных наночастиц для вытеснения нефти из модели пористой среды // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 6. № 4 (24). С. 141–157. DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-4-141-157

Разницын А. В. 2022. Интерпретация данных исследований методом ядерного магнитного резонанса в комплексе лабораторных работ по изучению керна (на примере терригенных отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) // Недропользование. Том 22. № 3. С. 109–115. DOI: 10.15593/2712-8008/2022.3.2

Фомкин А. В., Гришин П. А. 2018. Способ создания синтетического образца керна с использованием трехмерной печати и компьютерной рентгеновской томографии: пат. RU 2651679 / C1 Российская Федерация. № 2016151903; заявл. 28.12.2016; опубл. 23.04.2018. URL: https://yandex.ru/patents/doc/RU2651679C1_20180423?ysclid=ma3tna7re2881417488 (дата обращения: 06.04.2025).

Шабаров А. Б., Григорьев Б. В., Кузина О. А. [и др]. 2023. Фазовые проницаемости при фильтрации водонефтяных смесей: учебное пособие / под ред. А. Б. Шабарова. Тюмень: ТюмГУ-Press, 2023. 204 с.

Шабаров А. Б., Шаталов А. В. 2016. Геометрическая модель порового пространства для расчета фильтрации нефти и воды // IX школа-семинар молодых ученых «Теплофизика, теплотехника, гидрогазодинамика. Инновационные технологии». Тюмень: Изд-во Тюм. гос. ун-та. С. 172–183.

Юрьев А. В., Белозеров И. П., Шулев В. Е. 2014. Определение относительных фазовых проницаемостей и коэффициентов вытеснения нефти водой на образцах полноразмерного керна // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. № 1. С. 342–345.

Akintola S. A., Oriji A. B., Bala Z. 2014. The use of length/diameter ratio to determine the reliability of permeability data from core samples // American Journal of Engineering Research (AJER). Vol. 3, No. 6. Pp. 186–194.

Anycubic. 2023. High Clear Resin. Safety Data Sheet. Revision 1.0. Issue date: 12/01/2023. URL: https://cdn.shopify.com/s/files/1/0245/5519/2380/files/EN_SDS_High_Clear_Resin___SDS_SGS_GHS_ANNEXII... (дата обращения: 27.01.2025).

Anycubic. 2024. Photon Mono M7 Max. User Manual. URL: https://wiki.anycubic.com/m7-max/photon_mono_m7_max-en-v0.0.2.pdf (дата обращения: 27.01.2025).

Bazazi P., Sanati-Nezhad A., Hejazi S. H. 2019. Role of chemical additives on water-based heavy oil mobilization: A microfluidic Approach // Fuel. 2019. Vol. 241. Pp. 1195–1202. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.12.099

Ezdin B. S., Pakharukov Y. V., Kalyada V. V., Shabiev F. K, et al. 2022. The novel method of synthesis of nanostructured materials for the enhancing recovery in oil displacement technologies // Catalysis Today. Vol. 397–399. Pp. 249–256. https://doi.org/10.1016/j.cattod.2021.09.024

Gear J. I., Cummings C., Sullivan J., Cooper-Rayner N., Downs P., Murray I., Flux G. D. 2020. Radioactive 3D printing for the production of molecular imaging phantoms // Physics in Medicine and Biology. Vol. 65, No. 17. Article. 175019. DOI: 10.1088/1361-6560/aba40e

Hele-Shaw H. S. 1898. Flow of water // Nature. Vol. 58. No. 1509. Pp. 520. DOI: 10.1038/058034a0

KompasFlow. 2023. Система гидродинамического и термодинамического экспресс-анализа для КОМПАС-3D. Версия программы 22.0.0. Версия документации 09.06.2023. URL: https://flowvision.ru/images/2023/pdf/KompasFlow_rus.pdf (дата обращения: 27.01.2025).

Martyushev D. A., Govindarajan S. K. 2021. Development and study of a visco-elastic gel with controlled destruction times for Killing oil wells // Journal of King Saud University – Engineering Sciences. Vol. 34. No. 7. Pp. 408–415. DOI: 10.1016/j.jksues.2021.06.007

Martyushev D. A., Vinogradov J. 2021. Development and application of a double action acidic emulsion for improved oil well performance: laboratory tests and field trials // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. Vol. 612. Article 125998. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2020.125998

Pakharukov Yu. V., Shabiev E. K., Safargaliev R. F., Simonov A. S., Ezdin B. S., Zarvin A. E., Kalyada V. V. 2020. The use of nanoparticles to displace oil from a porous medium // Journal of Physics: Conference Series. Vol. 1683. Article 022082. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1683/2/022082

Saadat M., Yang J., Dudek M., et al. 2021. Microfluidic investigation of enhanced oil recovery: The effect of aqueous floods and Network wettability // Journal of Petroleum Science
and Engineering. Vol. 203. Article 108647. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108647

Song W., de Haas T. W., Fadaei H., Sinton D. 2014. Chip-off-the-old-rock: the study of reservoir-relevant geological processes with Real-rock micromodels // Lab on a Chip. Vol. 14. No. 22. Pp. 4382–4390. DOI: 10.1039/C4LC00608A

Xiaolong Peng, Xiangzeng Wang, Xiang Zhou, et al. 2021. Lab-on-a-chip systems in imbibition processes: A review and applications/issues for studying tight formations // Fuel. Vol. 306. Article 121603. DOI: 10.1016/j.fuel.2021.121603

Xuezhi Zhao, Yujun Feng, Guangzhi Liao, Weidong Li. 2020. Visualizing in-situ emulsification in porous media during surfactant flooding: A microfluidic study // Journal of Colloid and Interface Science. Vol. 578. Pp. 629–640. DOI: 10.1016/j.jcis.2020.06.019

Wang Q., Hu Q., Zhao C., Wang Y., Zhang T., Ilavsky J., Sun M., Zhang L., Shu Y. 2023. Sample size effects on petrophysical characterization and fluid-to-pore accessibility of natural rocks // Nanomaterials. Vol. 13. No. 10. P. 1651. DOI: 10.3390/nano13101651