Ученые усовершенствовали моделирование горных пород с помощью рентгеновской томографии
17 февраля 2025 г.
Ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета разработали метод, который позволяет точно контролировать параметры порового пространства и плотности скелета горной породы, а также наиболее достоверно интерпретировать структуры пустотного пространства по результатам рентгеновской томографии. Статья опубликована в журнале «Георесурсы».
Для эффективной добычи нефти нужно знать, как изнутри устроена горная порода пласта-коллектора и каковы ее свойства — пористость, проницаемость, водонасыщенность, наличие в ней трещин и каверн (крупных пустот). Для изучения этих параметров ученые извлекают керн из скважин с глубин до 3000 метров, изготавливают из него цилиндры высотой и диаметром 30 мм и изучают с помощью рентгеновского томографа. Он делает серию рентгеновских снимков образца, а затем преобразует их в 3D-модель. Такой метод позволяет исследовать горную породу без разрушения и визуализировать ее внутреннюю структуру, включая поры.
Применение томографии для наиболее распространенных образцов керна размером 30 мм ограничено, так как размер многих пустот оказывается меньше, чем может различить томограф, а значит, невозможно исследовать образец подробно. Также трудной остается задача отделения минерального скелета горной породы от воздуха в порах и трещинах внутри образца. Ученые Пермского Политеха разработали метод, который позволяет решить данную проблему путем создания цифровых моделей керна. Для этого они написали программу, которая сама производит вычислительный эксперимент.
«Компьютерное моделирование решает главную проблему – невозможность полного и достоверного измерения свойств реальных образцов. В них мы не контролируем все параметры: например, не можем заглянуть в каждую пору и измерить ее точный объем, знать плотность каждой составной части и так далее. А все это в конечном итоге необходимо для понимания того, сколько нефти может содержаться в коллекторе и как она в нем движется. Поэтому мы создали такие модели на компьютере для улучшения процесса исследования реальных образцов», – комментирует к.т.н. Я. В. Савицкий, инженер кафедры геологии нефти и газа ПНИПУ.
«Для получения фантомов с полностью заданными параметрами мы написали программу на языке Python. С ее помощью мы разработали виртуальные образцы с разными свойствами – так, чтобы имитировать настоящий керн. При этом мелкие поры в них составляли большинство (75–95% от объема), а соотношения между долями пор крупного размера задавалось случайно. Затем мы повторили процедуру томографического исследования, как если бы мы исследовали реальные фрагменты горной породы: воспроизвели процесс получения рентгеновских 2D-снимков и из них создали трехмерную структуру. Таким образом было получено и проанализировано 124 цифровых фантома. Этот способ позволил нам сравнить характеристики исходной модели и полученной томограммы и предложить собственную модель для повышения достоверности визуализации порового пространства в образцах керна. Это улучшит оценку пористости реальных образцов по результатам рентгеновской компьютерной томографии», – рассказывает д.г.-м.н. С. В. Галкин, профессор, декан горно-нефтяного факультета.
Модель, созданная учеными Пермского Политеха, имеет хорошее качество прогноза: применение модели прогноза граничного значения на реальных данных томографии на 46 образцах керна пластов коллекторов нефтяных месторождений Пермского края (которые не использовались для разработки модели) показало хорошее соответствие при оценке коэффициента пористости, коэффициент корреляции между фактическим и прогнозным значением r=0,751 (чем ближе значение r к 1, тем лучше корреляция).
Таким образом, исследование политехников повысит эффективность обработки результатов томографии образцов нефтегазоносных пород, а также поможет в разработке отечественных программ для анализа таких томографий.
Источник: Пермский Политех.
Метки: добывающая промышленность, геология