Аннотация 2
Содержание 3
Список иллюстраций 4
Список условных обозначений и сокращений 5
Введение 6
1 Объект исследования 7
2 Лабораторные методы определения фильтрационно-емкостных свойств 11
2.1 Стандартные методы определения. Метод Преображенского 11
2.2 Стандартные методы определения. Определение пористости по данным ГИС 13
2.2.1 Определение пористости по удельному сопротивлению 13
2.2.2 Определение пористости по ПС 15
2.2.3 Определение пористости пород по данным нейтронного каротажа 16
2.2.4 Определение коэффициента пористости по акустическому каротажу 19
2.3 Новейшие методы определения 20
2.3.1 Метод рентгеновской микротомографии для изучения пористости 20
2.3.2 Методы нестрогой фотограмметрии 22
3 Результаты исследования и обсуждения 26
3.1 Экспериментальное определение пористости. Результаты лабораторных исследований . 26
3.2 Стохастическое моделирование распределения пористого пространства 28
Вывод 32
Список использованных источников
Настоящая работа написана по обобщенным аналитическим материалам собранным во время преддипломной практики проходивший на территории института геологии и нефтегазовых технологий казанского (приволжского) федерального университета.
Во всем мире большой актуальностью пользуются методы повышения нефтеотдачи, которые основаны на изменении направления фильтрационных потоков и выравнивании фронта вытеснения, такие как потоотклоняющие технологии и полимерное заводнение. Для прогнозирования эффекта от применения таких технологий часто используется так называемое численное моделирование.
Время, которое приходится тратить для расчета гидродинамической модели, колеблется от часов до дней, в зависимости от осложнённости геологического строения, длительности выработки месторождения, детальности сетки и вычислительной способности компьютеров. Для более быстрой обработки приходится прибегать к укрупнению сетки, однако это всегда приводит к потери информации и ускорением счета. В связи с этим актуальным является минимизация потерь информации и учет микронеоднородности при помощи метода ремасштабирования геологических моделей [1].
Информационной основой для конструирования геологической модели, которая представляет собой трехмерное статичное распределение параметров пласта, и гидродинамической модели, демонстрирующей пластовые течения, служат данные обработки геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна, сейсморазведки и др. Однако каждый тип информации характеризуется собственным масштабом: от миллиметров до километров. Поэтому для корректного учета разномасштабности информации при математическом моделировании используются специальные методы ремасштабирования. «Upscaling», процедура укрупнения трехмерной сетки и усреднения фильтрационно-емкостных свойств при переходе от детальной геологической модели к укрупненной гидродинамической модели, является одним из видов ремасштибрования
Определение фильтрационно-ёмкостных свойств является одной из важных задач при поисках и добычи нефти, поэтому использование лабораторных методов для определения характеристик породы являются актуальными на сегодняшний день, а создание новых методов для получения ещё более точных данных является уникальным в своем роде. Однако применение любого машинного метода сводится к тому, что прибор имеет свою разрешающую способность и свою точность, поэтому информация даже об одном образце полученная разными методами будет отличаться, причем не является возможным провести какую-либо корреляцию и выявить зависимость. И всё-таки, чтобы свести к минимуму эти погрешности, следует использовать образец очень малых размеров (с ребром менее 5 мм), тогда будет получена достаточно точная картина о пустотном пространстве горной породы, но создание такого маленького образца является сложной задачей и на данный момент почти невозможной. Поэтому на данной стадии можно сказать, что применение стандартных и новейших методов в сочетании, помогут прийти к более точному определению коэффициента пористости, но для идеального результата этого будет не достаточно.
