Отметим, что открытое сопоставление лабораторных и расчётных данных является редкостью в области томографических исследований керна. В большинстве опубликованных статей, связанных с расчётом свойств пород, используют модельные, крупнопористые, высокопроницаемые породы, насыпные модели. Применять описанные методы для работы с породами разрабатываемых сегодня месторождений можно лишь с существенными ограничениями. Фактически, ни одна группа исследователей не предложила экономически целесообразного, быстрого способа построения петрофизических связей по данным томографии. Предлагаемые нами способы и алгоритмы расчёта пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, коэффициентов неоднородности показали себя как универсальные на реальных породах разрабатываемых сегодня нефтяных месторождений России.
Ниже представлено сопоставление результатов наших расчётов с лабораторными данными, полученными стандартными способами. Наши методики позволяют получать тренды в широком диапазоне значений, оценивать фильтрационные свойства продуктивного пласта и его запасы. Мы заинтересованы в изучении новых объектов, и рассмотрим все возможности сотрудничества в этом направлении.
Мы используем запатентованные алгоритм мультипликации расчётных данных (одна съёмка – несколько расчётных значений пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности), алгоритм модификации исходных томографических данных (повышает детализацию трёхмерной модели горной породы и снижает нижний порог расчётных значений проницаемости при заданном разрешении томографической съёмки). На рисунке ниже показан пример работы алгоритма модификации. Все расчётные петрофизические данные были получены из томографии цилиндрических образцов керна размером 10х10 мм, снятых с разрешением 1,8 мкм. Алгоритм модификации позволил снизить предел расчёта проницаемости со значений порядка 100 миллидарси до значений порядка 1 миллидарси.
Расчёт коэффициента остаточной водонасыщенности основан на анализе гистограммы скоростей однофазной фильтрации. Алгоритм расчёта имеет возможность калибровки на единичные лабораторные замеры, что позволяет учесть индивидуальные особенности формирования остаточной воды в разных пластах. В отличие от громоздких и сложных алгоритмов двухфазной фильтрации, данный алгоритм менее требователен к вычислительным ресурсам и качеству исходной трёхмерной модели горной породы. На рисунке ниже представлена визуализация скоростей однофазной фильтрации в поровом пространстве. Застойные зоны интерпретируют как заполненные остаточной водой.
Вы можете более подробно ознакомиться с данным материалом в наших публикациях: