В горных породах газы и жидкости (флюиды), циркулируют в микроскопических порах и каналах. Доля пустот в объеме породы называется пористостью, а способность пропускать через себя жидкости и газы — проницаемостью. Эти свойства связаны между собой, однако большая пористость не гарантирует, что флюид будет одинаково легко перемещаться по пласту во всех направлениях. На проницаемость также влияют размеры, форма и взаимное расположение поровых каналов, а также наличие сужений на пути потока.

Внутреннее строение породы важно не только для эффективной добычи газа, но и для безопасной работы скважин. Рыхлые породы могут разрушаться из-за перепадов давления и потока газа: их частицы перемещаются внутри пор, закупоривают каналы или выносятся в скважину в виде песка. Это может снижать продуктивность скважины и осложнять ее эксплуатацию.

Ученый из Института проблем механики имени А.Ю. Ишлинского РАН (Москва) выяснил, почему порода с высокой пористостью по-разному пропускает флюид в разных направлениях. Для этого с помощью рентгеновской микротомографии автор создал трехмерные цифровые модели образцов породы из газового месторождения на арктическом шельфе России. На этих моделях ученый детально исследовал особенности порового пространства и смоделировал движение жидкостей и газов в нем по трем взаимно перпендикулярным направлениям.

Моделирование показало, что в исследованных образцах почти все поры входили в единую связанную сеть. Несмотря на это, проницаемость одного и того же образца заметно менялась в зависимости от направления потока. Так, например, вдоль оси керна (в вертикальной плоскости) проницаемость во всех образцах была минимальной. При этом флюид распространялся с разной эффективностью и по двум направлениям внутри самой плоскости напластования (в горизонтальных плоскостях), поэтому свойства породы нельзя описать только простым разделением на направление вдоль оси керна и плоскость слоев. Максимальная разница между направлениями достигала 60%.

Чтобы выяснить причины различий, исследователь сопоставил распределение пор, извилистость фильтрационных путей, размеры наиболее узких каналов и распределение потерь давления внутри цифровых моделей. Оказалось, что проницаемость породы в каждом из направлений определяется не локальным препятствием или одним сужением, а организацией всей системы сквозных путей. В одних направлениях флюид проходит по более эффективной сети каналов, а в других на его пути чаще встречаются группы сужений и участки повышенного сопротивления. Поэтому, чтобы описать газоносную способность породы, недостаточно измерить только ее общую пористость: важно учитывать строение и направленность всей поровой сети.

«В дальнейшем мы планируем продолжить изучение газовых коллекторов Арктики и исследовать, как меняется поровое пространство при разных нагрузках и условиях вокруг скважины. Эта работа — часть развиваемого нами комплексного подхода к определению оптимальных параметров эксплуатации скважин в рыхлых породах арктического шельфа», — рассказывает руководитель проекта РНФ Валерий Химуля, кандидат физико-математических наук, научный сотрудник лаборатории геомеханики Института проблем механики имени А.Ю. Ишлинского РАН.

Ранее ученые предложили комплексный подход к исследованию пород в арктических газовых месторождениях, сочетающий геомеханические испытания, рентгеновскую микротомографию и цифровое моделирование. Он позволяет изучать разрушение породы около скважины, оценивать риски выноса песка и обосновывать безопасные режимы эксплуатации. Новая работа дополняет этот подход анализом направленной проницаемости и внутренней организации порового пространства породы.

Подписывайтесь на InScience.News в социальных сетях: ВКонтакте, Telegram, Одноклассники.

Тэги