Оценка масштабного эффекта и элементарного представительного объема карбонатного резервуара с помощью метода компьютерной томографии

Abstract

Актуальность. Определяется необходимостью повышения качества моделирования фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов, характеризующихся высокой степенью проявления масштабного эффекта. Цель. Количественная оценка масштабного эффекта и установление элементарного представительного объема сложнопостроенного карбонатного коллектора на основе метода компьютерной томографии. Методы. Компьютерная томография образцов керна, газоволюметрический метод, статистические методы. Результаты и выводы. Для исследования отобраны стандартные и полноразмерные образцы керна, наиболее близко расположенные друг другу по глубине (не более 10 см). Для выбранных образцов измерены значения пористости и проницаемости на Пермеаметре/Порозиметре UltraPoroPerm-500, а также выполнены томографические исследования на приборе Nikon X TH 225. По данным томографии построены трехмерные модели пустотного пространства образцов. На их основе сформирована выборка цифровых образцов различного размера путем вырезания из полученных моделей цилиндров различного объема как для стандартных, так и для полноразмерных образцов. Для каждого полученного объема определена цифровая пористость и построены графики зависимости рассчитанной пористости от исследуемого объема модели, а также графики относительной погрешности значений цифровой пористости в сравнении с фактическим значением, определенным газоволюметрическим методом на полноразмерном образце. Элементарный представительный объем породы для измерения пористости получен путем определения граничного значения объема, выше которого значения цифровой пористости не отклоняются от фактического значения более чем на 5 %. Для расчета значений проницаемости цифровых образцов были использованы зависимости проницаемость-пористость, полученные в результате петротипизации всех изученных на месторождении Альфа образцов керна. Элементарный представительный объем породы для измерения проницаемости рассчитан аналогичным способом, что и для пористости. По итогам исследования получены следующие результаты: 1) масштабный эффект для пористости в среднем составил 12 %, для проницаемости - 300 %; 2) элементарный представительный объем для пористости и проницаемости характеризуется сопоставимыми значениями; 3) значение элементарного представительного объема увеличивается с усложнением пустотного пространства (от порового типа к кавернозно-трещиновато-поровому типу)

Relevance. Determined by the need to improve the quality of modeling the porosity and permeability properties of complex carbonate reservoirs characterized by a high degree of scale effect. Aim. Quantitative assessment of the scale effect and establishment of an elementary representative volume of a complex carbonate reservoir based on the computed tomography method. Methods. Computed tomography of core samples, gas-volumetric method, statistical methods. Results and conclusions. Standard and full-size core samples located as closely to each other in depth (no more than 10 cm) were selected for the study. The authors measured porosity and permeability values for the selected samples using an UltraPoroPerm-500 Permeameter/Porosimeter, and tomographic studies were performed on a Nikon X TH 225 device. Based on the tomography data, the authors constructed 3D models of the void space of the samples. Based on these models, a sample of digital samples of various sizes was formed by cutting cylinders of various volumes from the obtained models for both standard and full-size samples. For each obtained volume, the authors determined digital porosity and calculated and constructed graphs of porosity versus the studied volume of the model, as well as graphs of the relative error of the digital porosity values in comparison with the actual value determined by the gas-volumetric method on a full-size sample. An elementary representative volume of rock for measuring porosity was obtained by determining the boundary value of the volume, above which the digital porosity values do not deviate from the actual value by more than 5%. To calculate the authors used the permeability values of the digital samples, the permeability-porosity relationships obtained as a result of petrotyping of all core samples studied at the Alpha field. An elementary representative volume of rock for measuring permeability was calculated in the same way as for porosity. The following results were obtained: 1) the scale effect for porosity averaged 12%, for permeability - 300%; 2) the elementary representative volume for porosity and permeability is characterized by comparable values; 3) the value of the elementary representative volume increases with the complexity of the void space (from the pore type to the cavernousfissured-pore type).