Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.23.№4.2021
Стр.
Скачать статью

Применение рентгеновской микротомографии керна в нефтепромысловой геологии

А.А. Пономарев, М.Д. Заватский, Т.С. Нуруллина, М.А. Кадыров, К.А. Галинский, О.А. Тугушев

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.4

34-43
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license
В работе представлены исследования, посвященные практическому применению компьютерной рентгеновской микротомографии (микро-КТ) в нефтепромысловой геологии. В частности приводятся результаты возможностей использования метода для дефектоскопии образцов перед петрофизическими исследованиями с целью повышения качества анализов; приводится пример оценки глубины кольматации керна буровым раствором; показаны возможности оценки минерального состава методом микро-КТ и возможность экспериментальных исследований керна при моделировании теплового воздействия на нефтематеринские породы баженовской свиты. Рассматривается современное состояние исследований в области «цифровой петрофизики» или «цифрового керна». Исследование направлено на внедрение метода микро-КТ в нефтепромысловый процесс.
 
компьютерная рентгеновская микротомография, нефтепромысловая геология, исследования керна, цифровая модель керна, структура пустотного пространства
 
  • Белозеров И.П., Губайдуллин М.Г. (2020). О концепции технологии определения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов на цифровой модели керна. Записки Горного Института, 244, с. 402–407. https://doi.org/10.31897/pmi.2020.4.2
  • Бембель С.Р., Александров В.М., Пономарев А.А., Марков П.В., Родионов С.П. (2019). Оценка фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных пород-коллекторов с использованием результатов микротомографии керна. Нефтяное хозяйство, 8, с. 86–89. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-86-88
  • Галкин С.В., Ефимов А.А., Кривощеков С.Н., Савицкий Я.В., Черепанов С.С. (2015). Применение метода рентгеновской томографии при петрофизических исследованиях керна нефтяных и газовых месторождений. Геология и геофизика, 56(5), с. 995–1007. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2015.04.009
  • Герке К.М., Корост Д.В., Васильев Р.В., Карсанина М.В., Тарасовский В.П. (2015). Изучение строения и определение проницаемости материалов на основе данных рентгеновской микротомографии (на примере пористой керамики). Неорганические материалы, 51(9), с. 1032.
  • Герке К.М., Сизоненко Т.О., Карсанина М.В., Корост Д.В., Баюк И.О. (2018). Апскелинг фильтрационных характеристик пород с помощью сеточных моделей. ГеоЕвразия 2018. Современные методы изучения и освоения недр Евразии: Труды Межд. геол.-геофиз. конф., с. 474–477.
  • Гильманов Я.И., Вахрушева И.А. (2019). Цифровизация исследований керна сегодня, завтра – взгляд ТННЦ. Недропользование XXI век. 5(81), с. 124–131.
  • Гильманов Я.И., Саломатин Е.Н., Вахрушева И.А. (2019). Опыт ООО «ТННЦ» по исследованию неконсолидированного и слабоконсолидированного керна. Каротажник, 6(300), с. 14–22.
  • Жижимонтов И.Н., Зарай Е.А., Гильманов Ян.И., Уткин П.С., Бобров С.Е. (2020) Особенности построения петрофизической модели с учетом засолонения терригенных пород на примере месторождения Восточной Сибири. Каротажник, 4(304), с. 3–18.
  • Корост Д.В. (2012). Неоднородность строения терригенных коллекторов и типы структуры их пустотного пространства (на примере верхней части тюменской свиты Урненского нефтяного месторождения западной сибири). Дисс. канд. геол.-мин. наук. Москва: МГУ.
  • Корост Д.В., Калмыков Г.А., Япаскурт В.О., Иванов М.К. (2010). Применение компьютерной микротомографии для изучения строения терригенных коллекторов. Геология нефти и газа, 2, с. 36–42.
  • Корост Д.В., Надежкин Д.В., Ахманов Г.Г. (2012). Изучение пустотного пространства нефтематеринской породы при генерации углеводородов. Вестник Московского университета, 4, с. 32–37.
  • Лазеев А.Н., Тимашев Э.О., Вахрушева И.А., Серкин М.Ф., Гильманов Я.И. (2018). Цифровой керн – текущее состояние и перспективы развития технологии в ПАО «НК «РОСНЕФТЬ». Нефтяное хозяйство, 11, с. 18–22. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-18-22
  • Марков П.В., Родионов С.П. (2018). Метод стохастической генерации моделей поровых сетей по распределениям их параметров. Вестник кибернетики, 3(23), с. 18–24.
  • Надеев А.Н., Казак А.В., Варфоломеев И.А., Коротеев Д.А., Коробков Д.А., Болычев Е.А., Лебедев С.В. (2013). Изучение изменений в структуре слабосцементированных горных пород методом рентгеновской микротомографии. Нефть. Газ. Новации, 4, с. 23–26.
  • Парфенов В.Г., Заватский М.Д., Никифоров А.С., Пономарев А.А. (2018). Способ исследования пространственного распределения нефти в поровом пространстве грунтов и других пористых сред. Патент РФ 2654975.
  • Пономарев А.А. (2019). Методика косвенной оценки наличия нефтегенерации в глинисто-битуминозных породах под воздействием СВЧ-волн. Технологии нефти и газа, 2(121), с. 28–31. https://doi.org/10.32935/1815-2600-2019-121-2-28-31
  • Пономарев А.А., Заватский М.Д. (2015). Методы применения компьютерной микротомографии в геологии. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 3, с. 31–35. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2015-3-31-35
  • Рыжиков Н.И. (2014). Экспериментальное исследование структуры зоны кольматации и кинетики ее формирования. Тез. 68-ой межд. молодежной конф.: Нефть и Газ 2014. 
  • Рыжиков Н.И., Михайлов Д.Н., Шако В.В. (2013). Метод расчета профилей распределения пористости и объемных долей материалов в пористой среде с помощью анализа данных рентгеновской микротомографии. Тр. МФТИ, 4(20), с. 161–169. 
  • Фазлиахметов А.М., Пономарев А.А. (2020). Сравнительный анализ применения методов рентгеновской микротомографии и оптической микроскопии при изучении обломочных пород сложного состава. Геологический вестник, 3, с. 76–83. https://doi.org/10.31084/2619-0087/2020-3-6
  • Чугунов С.С., Казак А.В., Черемисин А.Н. (2015). Комплексирование методов рентгеновской микротомографии и трехмерной электронной микроскопии при исследовании пород баженовской свиты Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 10, с. 44–49.
  • Шабаров А.Б., Шаталов А.В., Марков П.В., Шаталова Н.В. (2018). Методы определения функций относительной фазовой проницаемости в задачах многофазной фильтрации. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 4(1), с. 79–109. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-1-79-109
  • Alhosani Abdulla, Scanziani Alessio, Lin Qingyang, Pan Ziqing, Bijeljic Branko, Blunt Martin J. (2019). In situ pore-scale analysis of oil recovery during three-phase near-miscible CO2 injection in a water-wet carbonate rock. Advances in Water Resources, 134. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2019.103432
  • Faboya O.L., Sonibare O.O., Xu J.B., Olowookere N., Liao Z.W. (2020). Mineralogical and pore structure of organic-rich deltaic shales and sub-bituminous coals from early Maastrichtian Mamu Formation, Anambra Basin, Nigeria. Sn Applied Sciences, 2(12). https://doi.org/10.1007/s42452-020-03899-1
  • Fanqi Qin, Lauren E. (2019). Beckingham. Impact of image resolution on quantification of mineral abundances and accessible surface areas. Chemical Geology, 523, pp. 31–41. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2019.06.004
  • Gafurova D., Kalmykov A., Korost D., Kalmykov G. (2021) Macropores generation in the domanic formation shales: Insights from pyrolysis experiments. Fuel, 289. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119933
  • Gerke K.M., Karsanina M.V., Sizonenko T.O., Miao X., Gafurova D.R., Korost D.V. (2017). Multi-scale image fusion of x-ray microtomography and sem data to model flow and transport properties for complex rocks on pore-level. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/187874-MS
  • Gholami R., Safari M., Raza A., Downey W.S., Momeni M.S., Ganat T.A.O. (2019). A field scale approach to determine compaction-based permeability in unconsolidated reservoirs. Journal Of Natural Gas Science And Engineering, 68. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.102909
  • Katika K., Fordsmand H., Fabricius I.L. (2018). Low field NMR surface relaxivity studies of chalk and argillaceous sandstones. Microporous And Mesoporous Materials, 269, pp. 122–124. https://doi.org/10.1016/j.micromeso.2017.06.035
  • Kurchikov A.R., Yagafarov A.K., Popov I.P., Aleksandrov V.M., Ponomarev A.A., Zavatsky M.D., Kadyrov M.A. (2017). Distinguishing of the sediments with different genesis by results of core microtomography. SOCAR Proceedings, 4, pp. 16–26. https://doi.org/10.5510/OGP20170400326
  • Kushzhanov N.V, Mahammadli D. (2019). The digital transformation of the oil and gas sector in kazakhstan: priorities and problems. News of the national academy of sciences of the republic of Kazakhstan-series of geology and technical sciences, 3, pp. 203–212. https://doi.org/10.32014/2019.2518-170X.86
  • Lei Q., Zhang L.H., Tang H.M., Zhao Y.L., Chen M., Xie C.Y. (2021). Quantitative study of different patterns of microscale residual water and their effect on gas permeability through digital core analysis. Journal Of Petroleum Science And Engineering, 196. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108053
  • Lin W., Li X., Yang Z., Xiong S., Luo Y. and Zhao X. (2019). Modeling of 3D Rock Porous Media by Combining X-Ray CT and Markov Chain Monte Carlo. ASME. J. Energy Resour. Technol, 142(1). https://doi.org/10.1115/1.4045461
  • Mees F., Swennen R., Van Geet, M. & Jacobs P. (2003). Applications of X-ray Computed Tomography in the Geosciences. Geological Society, London, Special Publications, 215, pp. 1–6. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.2003.215.01.01
  • Mehmani Ayaz, Kelly Shaina, Torres-Verdín Carlos (2020). Leveraging digital rock physics workflows in unconventional petrophysics: A review of opportunities, challenges, and benchmarking. Journal of Petroleum Science and Engineering, 190. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107083
  • Mukhametdinova A., Kazak A., Karamov T., Bogdanovich N., Serkin M., Melekhin S., Cheremisin A. (2020). Reservoir Properties of Low-Permeable Carbonate Rocks: Experimental Features. Energies, 13(9). https://doi.org/10.3390/en13092233
  • Orlov D., Ebadi M., Muravleva E., Volkhonskiy D., Erofeev A., Savenkov E., Balashov V., Belozerov B., Krutko V., Yakimchuk I., Evseev N., Koroteev D. (2021). Different methods of permeability calculation in digital twins of tight sandstones. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 87. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103750
  • Ortega-Ramírez M.P., Oxarango L. (2021). Effect of X-ray μCT Resolution on the Computation of Permeability and Dispersion Coefficient for Granular Soils. Transp Porous Med, 137, pp. 307–326. https://doi.org/10.1007/s11242-021-01557-7
  • Reyes F., Lin Q., Udoudo O., Dodds C., Lee P.D., Neethling S.J. (2017). Calibrated X-ray micro-tomography for mineral ore quantification. Minerals Engineering, 110, pp. 122–130. https://doi.org/10.1016/j.mineng.2017.04.015
  • Saxena N., Dietderich J., Alpak F.O., Hows A., Appel M., Freeman J., Hofmann R., Zhao B.C. (2021). Estimating electrical cementation and saturation exponents using digital rock physics. Journal of petroleum science and engineering, 198. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108198
  • Saxena Nishank, Dietderich Jesse, Faruk O. Alpak, Amie Hows, Matthias Appel, Justin Freeman, Ronny Hofmann, Bochao Zhao. (2021). Estimating electrical cementation and saturation exponents using digital rock physics. Journal of Petroleum Science and Engineering, 198. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108198
  • Saxena Nishank, Dietderich Jesse, Faruk O. Alpak, Amie Hows, Matthias Appel, Justin Freeman, Ronny Hofmann, Bochao Zhao. (2021). Estimating electrical cementation and saturation exponents using digital rock physics. Journal of Petroleum Science and Engineering, 198. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108198
  • Slaughter A. (2020). Bits Bytes and Barrels-The Digital Transformation of Oil and Gas. Energy Journal, 41(1), pp. 289–291.
  • Sun Huafeng, Belhaj Hadi, Tao Guo, Vega Sandra, Liu Luofu. (2019).Rock properties evaluation for carbonate reservoir characterization with multi-scale digital rock images. Journal of Petroleum Science and Engineering, 175, pp. 654–664. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.12.075
  • Tan Maojin, Su Mengning, Liu Weihua, Song Xiaodong, Wang Siyu (2021). Digital core construction of fractured carbonate rocks and pore-scale analysis of acoustic properties. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107771
  • Tarik Saif, Qingyang Lin, Branko Bijeljic, Martin J. Blunt. (2017). Microstructural imaging and characterization of oil shale before and after pyrolysis. Fuel, 197, pp. 562–574. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.02.030
  • Teles A.P., Lopes R.T., Lima I. (2017). Dual Energy Microtomography Applied to Oil and Gas Assessments. In: Oral A., Bahsi Oral Z. (eds) 3rd International Multidisciplinary Microscopy and Microanalysis Congress (InterM). Springer Proceedings in Physics, 186. https://doi.org/10.1007/978-3-319-46601-9_28
  • Yang L., Wang S., Jiang Q.P., You Y., Gao J. (2020). Effects of Microstructure and Rock Mineralogy on Movable Fluid Saturation in Tight Reservoirs. Energy & Fuels, 34(11), pp. 14515–14526. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02273
  • Yun She, Chunwei Zhang, Mohammad Azis Mahardika, Anindityo Patmonoaji, Yingxue Hu, Shintaro Matsushita, Tetsuya Suekane. (2021). Pore-scale study of in-situ surfactant flooding with strong oil emulsification in sandstone based on X-ray microtomography. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 3. https://doi.org/10.1016/j.jiec.2021.03.046
  • Сведения об авторах
  • Андрей Александрович Пономарев – ассистент кафедры геологии месторождений нефти и газа, младший научный сотрудник лаборатории технологий капитального ремонта скважин и интенсификации притока, Тюменский индустриальный университет
  • Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
  • Михаил Дмитриевич Заватский – профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет
  • Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
  • Татьяна Сергеевна Нуруллина – младший научный сотрудник лаборатории технологий капитального ремонта скважин и интенсификации притока, Тюменский индустриальный университет
  • Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
  •  
Андрей Александрович Пономарев
Тюменский индустриальный университет
Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
 
Михаил Дмитриевич Заватский
Тюменский индустриальный университет
Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
 
Татьяна Сергеевна Нуруллина
Тюменский индустриальный университет
Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
 
Марсель Алмазович Кадыров
ООО «ТюменьНефтеТехнологии»
Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
 
Кирилл Александрович Галинский
Тюменский индустриальный университет
Россия, 625000, Тюмень, ул. Володарского, д. 38
 
Оскар Артурович Тугушев
ООО «Тюмень- НефтеТехнологии»
Россия, 625048, Тюмень, ул. 50 лет ВЛКСМ, д. 13, корп. 1, оф. 86
 

Для цитирования:

Пономарев А.А., Заватский М.Д., Нуруллина Т.С., Кадыров М.А., Галинский К.А., Тугушев О.А. (2021). Применение рентгеновской микротомографии керна в нефтепромысловой геологии. Георесурсы, 23(4), c. 34–43. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.4 

For citation:

Ponomarev A.A., Zavatsky M.D., Nurullina T.S., Kadyrov M.A., Galinsky K.A., Tugushev O.A. (2021). Application of core X-ray microtomography in oilfield geology. Georesursy = Georesources, 23(4), pp. 34–43. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.4

© 2024 Коллектив авторов