Розробка удосконаленого методу оцінки колекторських властивостей пласта

Автор(и)

  • Олена Володимирівна Мартусь Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка», Україна https://orcid.org/0000-0002-2470-0381
  • Віктор Васильович Агарков Державне підприємство «Харківстандартметрологія», Україна https://orcid.org/0000-0001-9883-0480

DOI:

https://doi.org/10.15587/2706-5448.2022.266572

Ключові слова:

перенос флюїду, поровий простір, пре-альфа версія, порода-колектор, ступінь невизначеності

Анотація

Об’єктом дослідження у роботі є процес переносу флюїду через поровий простір породи-колектора. Традиційний метод оцінки колекторських властивостей має значну кількість потенційних джерел невизначеності. У цій роботі для компенсації недоліків існуючої методики характеризації пласта запропоновано алгоритм дій по збільшенню точності та репрезентативності її результатів.

Представлено робочий процес функціонування пре-альфа версії програмного забезпечення, для існуючого алгоритму відтворення порового простору. У цій роботі аналітично було встановлено поетапність дій необхідних для створення додатку, що матиме змогу відтворювати поровий простір та процеси масопереносу у ньому за допомогою зчитування даних магнітно-резонансної томографії (МРТ) породи. Зокрема пропонується використання готового відкритого коду, який відображає породу за знімками, а також відтворює процеси протікання флюїду в породі колекторі, але не має пристосованої оболонки для звичайного користувача.

Використання подібного додатку, запропонованого авторами, призведе до значно меншого ступеня невизначеності колекторських властивостей, допоможе більш вірогідно відобразити фільтраційні властивості породи колектора, скласти більш вірогідне уявлення про роботу пласта на етапі проєктування його розробки.

Запропоноване програмне забезпечення, на основі вже наявних напрацювань у відкритому доступі на платформі GitHub, допоможе користувачу в повному обсязі використовувати наявний інструментарій побудови тривимірної моделі пористого зразка за даними МРТ знімків породи.

Після доопрацювання інтерфейсу користувача та фронт-енд розробки, інженерні кадри отримають змогу проводити дослідження породи на макроскопічному рівні.

Біографії авторів

Олена Володимирівна Мартусь, Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка»

Аспірантка

Кафедра нафтогазової інженерії та технологій

Віктор Васильович Агарков, Державне підприємство «Харківстандартметрологія»

Кандидат технічних наук, заступник директора, начальник лабораторії

Посилання

  1. Martus, O., Petrash, O. (2022). Improved methodology development for assessing the reservoir collector properties by the quantitative reservoir characterization tools. Technology Audit and Production Reserves, 4 (1 (66)), 42–46. doi: https://doi.org/10.15587/2706-5448.2022.263640
  2. Blunt, M. J. (2017). Multiphase flow in permeable media: A pore-scale perspective. Cambridge university press, 56–72. doi: https://doi.org/10.1017/9781316145098
  3. Fang, X., Zhang, J., Liu, T., Zhang, Z., Li, F. (2022). New prediction method of horizontal principal stress of deep tight reservoirs. Scientific Reports, 12 (1). doi: https://doi.org/10.1038/s41598-022-16954-1
  4. LBPM Homepage. Available at: https://github.com/OPM/LBPM Last accessed: 20.10.2022
  5. Unsal, E., Rücker, M., Berg, S., Bartels, W. B., Bonnin, A. (2019). Imaging of compositional gradients during in situ emulsification using X-ray micro-tomography. Journal of Colloid and Interface Science, 550, 159–169. doi: https://doi.org/10.1016/j.jcis.2019.04.068
  6. Wang, Y. D., Blunt, M. J., Armstrong, R. T., Mostaghimi, P. (2021). Deep learning in pore scale imaging and modeling. Earth-Science Reviews, 215, 103555. doi: https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2021.103555
  7. Taylor, H. F., O’Sullivan, C., Sim, W. W. (2015). A new method to identify void constrictions in micro-CT images of sand. Computers and Geotechnics, 69, 279–290. doi: https://doi.org/10.1016/j.compgeo.2015.05.012
  8. Jacob, A., Enzmann, F., Hinz, C., Kersten, M. (2019). Analysis of Variance of Porosity and Heterogeneity of Permeability at the Pore Scale. Transport in Porous Media, 130 (3), 867–887. doi: https://doi.org/10.1007/s11242-019-01342-7
  9. Ringrose, P., Bentley, M. (2016). Upscaling Flow Properties. Reservoir model design. Berlin: Springer, 115–149. doi: https://doi.org/10.1007/978-94-007-5497-3_4
  10. Digital Rocks Portal, Bentheimer micro-CT with waterflood. Available at: https://www.digitalrocksportal.org/projects/172/sample/178/ Last accessed: 24.10.2022
  11. Catalog NGC Nvidia. LBPM. Available at: https://catalog.ngc.nvidia.com/orgs/hpc/containers/lbpm Last accessed: 24.10.2022
  12. Vislt Homepage. Available at: https://visit-dav.github.io/visit-website/ Last accessed: 24.10.2022
Development of improved method for evaluation of reservoir properties of formation

##submission.downloads##

Опубліковано

2022-10-31

Як цитувати

Мартусь, О. В., & Агарков, В. В. (2022). Розробка удосконаленого методу оцінки колекторських властивостей пласта. Technology Audit and Production Reserves, 5(1(67), 33–37. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2022.266572

Номер

Том 5 № 1(67) (2022): Виробничо-технологічні системи

Розділ

Технології та системи енергопостачання: Звіт про науково-дослідну роботу

Ліцензія

Авторське право (c) 2022 Olena Martus, Viktor Agarkov

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.