Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей

А. А. Абросимов; Е. В. Шеляго; И. В. Язынина

doi:10.31897/pmi.2018.5.487

Том 233

Страницы:

487-491

Скачать том:

RUS ENG

Научная статья

Нефтегазовое дело

Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей

Авторы:

А. А. Абросимов¹

Е. В. Шеляго²

И. В. Язынина³

Об авторах

1 — канд. техн. наук инженер Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина
2 — канд. техн. наук доцент Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина
3 — канд. геол.-минерал. наук доцент Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина

Дата отправки:

2018-05-20

Дата принятия:

2018-07-07

Дата публикации:

2018-10-24

Аннотация

В статье рассмотрены вопросы обоснования объема выборки для петрофизического описания объекта по результатам традиционных лабораторных измерений, а также обработки данных рентгеновской томографии. Рассмотрен новый подход к расчету фильтрационно-емкостных свойств коллекторов из данных метода рентгеновской томографии путем формирования массива виртуальных кубов. Обсуждаются вопросы необходимого количества выделяемых кубов для моделирования флюидодинамики. Показаны критерии числа лабораторных измерений и выделяемых из цифровой модели виртуальных кубов для получения статистически достоверных петрофизических связей. Сделан вывод о необходимости корректного сравнения расчетных и лабораторных петрофизических связей.

Ключевые слова:

анализ керна рентгеновская томография петрофизические связи выборка пористость проницаемость виртуальный куб

Абросимов А.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей // Записки Горного института. 2018. Т. 233 . С. 487-491. DOI: 10.31897/PMI.2018.5.487

Abrosimov A.A., Shelyago E.V., Yazynina I.V. Justification of representative data volume of porosity and permeability properties for obtaining statistically reliable petrophysical connections // Journal of Mining Institute. 2018. Vol. 233 . p. 487-491. DOI: 10.31897/PMI.2018.5.487

10.31897/pmi.2018.5.487

Литература

Абросимов А.А. Применение рентгенотомографии для изучения фильтрационно-емкостных систем коллекторов нефти и газа // Труды РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. 2015. № 4/281. С. 5-15.
Апробация нового подхода к определению петрофизических связей по данным рентгеновской томографии / И.В.Язынина, Е.В.Шеляго, А.А.Абросимов, Н.А.Веремко, Е.А.Грачев, Д.А.Бикулов // Нефтяное хозяйство. 2017. № 2. С. 36-40. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-36-40.
Кочнев А.А. Палеонтологические исследования с помощью метода рентгеновской томографии / А.А.Кочнев, С.Н.Кривощеков // Master's Journal. 2015. № 2. С. 177-181.
Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской томографии для решения задач петрофизики / И.В.Язынина, Е.В.Шеляго, А.А.Абросимов, Н.А.Веремко, Н.Е.Грачев, Д.С.Сенин // Нефтяное хозяйство. 2017. № 1. С. 19-23.
Чугунов С.С. Комплексирование методов рентгеновской томографии и трехмерной электронной микроскопии при исследовании пород баженовской свиты Западной Сибири / С.С.Чугунов, А.В.Казак, А.Н.Черемисин // Нефтяное хозяйство. 2015. №10. С. 44-49.
Al-Raoush R. Representative elementary volume analysis of porous media using X-ray computed tomography / R.Al-Raoush, A.Papadopoulos // Powder Technology. 2010. Vol. 200. P. 69-77.
Alreshedan F. Investigation of permeability, formation factor, and porosity relationships for Mesaverde tight gas sandstones using random network models / F.Alreshedan, A.J.Kantzas // Petrol Explor Prod Technol. 2016. Vol. 6. P. 545-554. DOI: 10.1007/s13202-015-0202-x.
Effects of sampling volume on the measurement of soil physical properties: simulation with X-ray tomography data / P.Baveye, H.Rogasik, O.Wendroth, I.Onasch, J.W.Crawford // Measurement Science and Technology. 2002. Vol. 13. P. 775-784.
Gas-Water Two Phase Flow Simulation Based on Pore Network Model / M.Mutailipu, Y.Liu, B.Wu, Y.Song, D.Wang, L.Ai. // Energy Procedia. 2017. Vol. 142. P. 3214-3219.
Hickman-Lewis K. X-ray microtomography as a tool for investigating the petrological context of Precambrian cellular remains // Geological Society. London. Special Publications. 2016. Vol. 448 (1). P. 33-56.
Permeability estimation of porous media by using an improved capillary bundle model based on micro-CT derived pore geometries / L.Jiang, Y.Liul, Y.Teng, J.Zhao1, Y.Zhang, M.Yang, Y.Song // Heat Mass Transfer. 2017. Vol. 53. P. 49-58. DOI: 10.1007/s00231-016-1795-4.
Razavi M.R.B. Representative elementary volume analysis using X-ray computed tomography/ M.R.B.Razavi, B.Muhunthan, O.Al Hattamleh // Geotechnical Testing Journal. 2007. Vol. 30 (3). P. 212-219.
Various estimates of Representative Volume Element sizes based on a statistical analysis of the apparent behaviour of random linear composites / M.Salmi, F.Auslender, M.Bornert, M.Fogli // Comptes Rendus Mécanique. 2012. Vol. 340 (4-5). P. 230-246.
Vandenbygaart A.J. The representative elementary area (REA) in studies of quantitative soil micromorphology / A.J.Vandenbygaart, R.Protz // Geoderma. 1999. Vol. 89 (3-4). P. 333-346.
Wellington S.L. X-ray computerized tomography / S.L.Wellington, H.J.Vinegar // Journal of Petroleum Technology. 1987. Vol. 39. P. 885-898.

Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей

Аннотация

Литература

Похожие статьи