Изучение поровой структуры и расчет макроскопических характеристик горных пород на основе изображений рентгеновской микрокомпьютерной томографии

Обоснование. Абсолютная и относительная фазовая проницаемости и капиллярное давление являются важными параметрами при прогнозировании добычи нефти и газа из пластов, особенно при проведении кислотной обработки призабойной зоны скважины. Они в основном определяются во время длительных и ресурсоемких лабораторных экспериментов. Тем самым, требуются дополнительные подходы для оперативного определения вышесказанных параметров. Поросетевое моделирование на основе данных с микрокомпьютерной томографии позволяет, во-первых, изучать поровое пространство образцов горных пород с учётом растворения породы, во-вторых, рассчитать основные макроскопические свойства образцов горных пород, не разрушая их, и в-третьих, создать базу данных цифровых кернов для дальнейших исследований.

Цель. Изучение порового пространства двух образцов карбонатной породы и течения жидкостей в них с помощью МТ General Electric V|tome|X S240 и с использованием программного пакета Avizo и PNFLOW.

Материалы и методы. В настоящей статье используется микрокомпьютерная томография с пространственным разрешением ~19 мкм и поросетевое моделирование течения жидкостей в пористых средах для изучения порового пространства образцов карбонатной породы и определения абсолютной и фазовой проницаемостей, а также капиллярного давления.

Результаты. Показано, что увеличение значения параметра Marker Extent приводит к уменьшению количества пор и завышенной абсолютной проницаемости из-за неправильного разделения пор, а уменьшение значения этого параметра позволило выявить более мелкие поры. Также показано, что абсолютная проницаемость и пористость имеют разные взаимосвязи до и после растворения породы с высокими коэффициентами корреляции, которые варьируются от 0,62 до 0,81. Было показано, что растворение породы существенно повлияет на относительные фазовые проницаемости образцов.

Заключение. Растворение породы привело к уменьшению остаточной насыщенности нефти у обоих образцов. В случае вытеснения нефти водой, в результате растворения породы остаточная насыщенность нефти снижалась от 38% до 22% и от 53% до 43% для двух исследуемых образцов. Эти результаты имеют важное значение для понимания течения жидкостей в карбонатных образцах.