Ноя 17
Всем привет! Есть такая тема:
- https://sk.ru/news/b/news/archive/2016/03/17/zapuschena-unikalnaya-laboratoriya-cifrovoy-kern.aspx
- http://www.slb.ru/about/rd/smr/
- еще SPE-171216-RU
Кто-нибудь работал в этом направлении? Насколько результаты такого цифрового анализа керна оказались полезны? Коррелируют ли они с физическими исследованиями?
Опубликовано
09 Ноя 2017
Активность
22
ответа
6247
просмотров
12
участников
7
Рейтинг
Михаил, есть некоторые работы, где калибровали с рутинными исследованиями - пористостью, проницаемостью, ртутными капиллярками. Но таких работ, где реальные исследования калибровались бы с digital core analysis, отчего-то не так много встречается. На практике применений не видел, наверное все еще эта тема в стадии R&D.
Михаил, насколько мне известно, данная задача уже долгие годы находится в стадии научных исследований(c 60x-70x). Большой интерес отечественных ученых вызывал следующий вопрос, как же ,все таки, изменяются упруго-прочностные свойства горных пород при изменении масштаба образца или масштаба включений. Однако все методики упираются либо в убористое моделирование , которые требуют алгоритмы распараллеливания и суровые расчетные мощности(кластер), либо в статистику (к примеру вводится функция распределения включений в образце). Плюс для такой работы нужен человек с хорошей научной базой.
Поэтому проще обходиться стандартными лабораторными исследованиями.
Можете провести литературный поиск на тему "Масштабный эффект упруго-прочностых свойств горных пород" или "Scale effect". Если вам интересно =)
В качестве примера, приведу статью "Study of scale effect on intact rock strength using particle flow modeling" (DOI: 10.1016/j.ijrmms.2011.09.016).
Обычно когда говорят про цифровой керн, в основном имеют в виду структуру порового пространства, полученную с помощью томографии. В первый раз увидел, что в такую модель еще добавили данные по минералогии.
Я не против развития цифровых технологий, но какую информацию можно извлечь из такой модели? Если предварительно не заложить в модель данные по остаточной водонасыщенности, с какой степенью достоверности их можно спрогнозировать? А проницаемость, по газу, жидкости и нефти?
Цифровой керн хорошо, а как же цифровая нефть, цифровая пластовая вода и цифровая вода системы ППД? Или их параметры всегда одинаковые?
Цифровым керном занимаются в СколТехе. Делали пару работ по ТрИЗам. В целом, тема стара, за рубежом из крупных - Ingrain, FEI..
https://www.researchgate.net/profile/Tom_Bultreys - imperial
Видел пару статей, где результаты "бились" с рутиными анализами керна.
Практическую применимость результатов анализа пока не понял.
Пока компании-операторы вроде все же опираются на реальный керн.
Мы занимаемся цифровым анализом керна и как исполнитель 10 проектов по применению этого метода к исследованию пород коллекторов Западной, Восточной Сибири и Среднего Востока хочу сообщить вам, что этот метод --- исключительно специальный инструмент, который:
а) нисколько на заменяет стандартный и специальный анализы керна, а дополняет их результаты;
б) нужно применять только если совокупность данных стандартного и специального анализа керна не позволяют построить адекватное понимание о строении (неоднородность, анизотропия), свойствах (петрофизика) и отклике пласта на динамическое воздействие.
Вот как-то так. Если у вас есть конкретные вопросы и/или задачи, то с удовольствием вас проконсультирую по вопросу.
Если не сложно, расскажите пожалуйста, анизотропию каких свойств вы определяете (проницаемость, акустика) и каким способом?
Для понимания строения пласта обычно привлекают литологов и шлифы, в чем ваше преимущество перед ними?
В представленных статьях упоминается об использовании цифрового керна для тестирования МУН, вы таким занимаетесь?
Насколько мне известно о цифровом керне еще как-то говорил Гильманов в ТННЦ. Что-то они там в этом направлении делали или собирались делать.
Цифровой керн позволяет, имея модельку образца породы, масштабировать ее на бОльшие мощности, проводить численные эксперименты в бесконечном количестве, не портя "тестовую" породу.
Проблема только одна - любая модель - это всего лишь некое приближение к реальности.
Если воспроизвести геометрию поровых каналов еще более менее не проблема (это решает томография с достаточной разрешающей способностью), то воспроизведение всех физических эффектов, которые реализованы на микроуровне в природе, является основным вызовом данного направления исследований. Это микроэлектрические эффекты, эффекты диффузии, поверхностное взаимодействие, хим. состав компонент системы и хим. взаимодействие между ними и прочие, каждый из которых - тема отдельного большого моделирования.
Есть такое понятие - EARTH MODEL применительно к изучаемой залежи углеводородов, так вот здесь что то типа такой всеобъемлющей модели, связывающей воедино физику, химию и механику, только на уровне поровых каналов.
AKazak, было бы очень интересно послушать про эту технологию в целом. Что и как меряете, что получаете на выходе и как это применяется. Уверен что на форуме есть много читателей незнакомых с этой технологией, но которые могут заинтересоваться, если поймут ее ценность.
Что-то не торопятся специалисты по цифровому керну защищать свою работу. А вопросов к ним достаточно много. Начать хотя бы с размеров исследуемых образцов. Где баланс между минимальным размером образца, достоверно характеризующим структурно-текстурные свойства исследуемых пород, и необходимой разрешающей способностью?
Если говорить об анизотропии конкретных свойств пласта, тогда интересует вопрос метрологического обеспечения исследований. С какой точностью определяются параметры, какова погрешность измерений?
Ну и самый главный вопрос: готовы ли нефтяные компании пользоваться результатами цифровых исследований?
Что делать с адекватным пониманием строения пласта, если петрофизическая лаборатория не способна обосновать такую модель месторождения? Как тогда построить геологическую и гидродинамическую модели?
Прошу прощения за паузу - специалисть по цифровому керну был перегружен :)
Начну отвечать на ваши вопросы по порядку. Ответы чисто мои, то есть могут быть неполными и не совпадать с мнением редакции.
Методами цифрового анализа керна (ЦАК) можно определить причину анизотропии, то есть количественно оценить удлинённость пустотного пространства, ориентированность структурных элементов матирцы, закономерность расположения минералов/органического вещества в пространстве и так далее. Определение анизотропнии по цифровой модели породы возможно для любого физико-химического процесса, который формально может быть описан уравнением, включая, фильтрацию, тепломассоперенос, акустическое воздествие, механическую нагрузки, распространение трещины механической природы. Более того, по 3D-модели породы можно оценить анизотропию свойства не только в двух направлениях, но и оценить все компоненты тензора.
Да, в подавляющем большинстве случаев привлекают литологов и шлифы.
Проблема с литологами: слишком много слов в отчётах и мало формализации; даже в редких случаях хорошей формализации результаты зависят от классификации и школы, из которой произошёл конкретный литолог (РГУ, МГУ, СПб, Новосибирск, Томск). Если вам интересно я могу показать свою (далеко не полную) коллекцию литологических классификаций :)
По шлифам: если это претрографический анализ шлифа, то опять же --- много слов и немного количественных параметров, если это так-называемый имидж-анализ им. Постниковых (РГУ), то это в явном виде метод ЦАК, только в 2D, а не в 3D.
Да, мы таким занимаемся. Однако это очень сильно зависит от вида МУН. Уточните, пожалуйста.
===
Полностью согласен!
Да, так точно. Множество моделей также включает, петрофизическую, геологическую и гидродинамическую модели. Причём неопределённость последней представляется как минимум на порядок больше неопределённости первой.
Рассуждения справедливы, но здесь нет лимитирующего фактора, а именно задачи, которая решается с помощью инструмента ЦАК. Для того, чтобы решить некую конкрентную задачу, например оценить зависимости пористость-проницаемость для тонкослоистого коллектора (1-2 см), не нужно всё многообразие физико-химических эффектов. Следовательно можно обойти тему отдельного большого моделирования, и сфокусироваться на решении конкретно поставленной задачи.
Понятие есть, но приведите, пожалуйста, примеры подготовленных Earth Models для залежей углеводородов.
В общих словах: проводим ряд микроструктрутных исследований, строим модель пустотного пространства, наполняем её свойтвами (необходимыми для решения поставленной задачи) и проводим серию расчётов из которых получаем требуемые оценки. Используются результаты по-разному: если партнёр понимает зачем он это заказал (таких в России, к сожалению не очень много), то вопрос решается на стороне нефтегазовой компании; если заказали просто потому, чтобы быть "инновационными" или потому, что это "современно"/"модно", то, как правило, результаты дальше красивых картинок в презентациях не идут.
В общем я хочу подчернуть, что ЦАК - это не комплект готовых услуг по прейскуранту. Под каждую задачу формируется отдельная программа лабораторных исследований и физико-математических расчётов. Если есть интерес, то я могу поделиться несколькими публикациями на русском языке по теме ЦАК.
Давайте поставим так: специалисты не будут защищать свою работу, а вы не будете на неё нападать. Предлагаю продложить обсуждать вопросы и ответы на них в свободном, непринуждённом формате, а защиту (на НТС заказчика) оставим на период договорных отношений.
Вижу тут как минимум две темы:
- минимальный размер образца, который является представительным для лито-физического типа --- эта задача сложная и, как показывает моя практика, решается успешно только в совместной работе с командой заказчика, и
- необходимая разрешающая способность --- дело в том, что цифровая модель строистя под конкретную физико-химию процесса(ов), описывающего решение поставленной задачи; эти процессы протекают в пустотах с некоторым диапазоном размеров; технология создания модели строится таким образом, чтобы разрешить целевой диапазон размеров пустот и/или элекментов пустотного пространства; под термином "разрешить" я на практике использую 10-20 вокселей (пикселей) на эффективный диаметр минимального целевого элемента пустотного пространства, другими словами самая малая пустота разрешается 10-20 точками.
Если я не верно понял ваш вопрос, то уточните его, пожалуйста.
Ответ на вопрос зависит от построенного плана исследований. Если 3D-модель калибруется на лабораторные данные, то точность расчётов по ней не превышает точность определения параметров в лаборатории.
Другое дело, когда с помощью ЦАК определяются параметры, которые принципиально невозможно определить в лаборатории. Например, просчитать процесс развития трещины механической природы в образце и поле напряжений вокруг трещины. В таких случаях точность результата ограничивается разрешающей способностью и точностью определения параметров, которые закладывались в модель в процессе её построения.
Преимущество результатов ЦАК в том, что можно просчитаться область неоднозначности параметров и получить на выходе целое семейство результатов, которые описывает различные сценарии и соответственно неопределённость.
По моей практике в России --- нет. Главная проблема заключается в том, что специалисты компаний не могут адекватно поставить задачу (им приходится помогать) и, следовательно, не могут адекватно использовать результат в своих внутренних процессах. Например, очень часто заказывают просто "томографию" (построение модели пустотного пространства), а руководитель верхнего эшелона на презентации результатов удивлённо спрашивает почему не был расчитан КИН :)
За рубежом ЦАК используется в ExxonMobil (хотя судя по литературе сильно критикуют подход), Shell, BP и Total.
Вопрос крайне важный, однако его обсуждение выходит за рамки темы. Педлагаю создать отдельную тему для обсуждения этого вопроса.
Давайте рассмотрим два примера
Есть нефтяная залежь с небольшой глубиной залегания <1000м. Продуктивные отложения сложены слабосцементированным песчаником. Керн исследовать стандартным комплексом исследований не удается ввиду его разрушения при изготовлении образцов и экстрагировании. Можно ли с помощью цифрового керна получить информацию о пористости, газопроницаемости, остаточной водонасыщенности, кривой капиллярного давления, остаточной нефтенасыщенности и ОФП?
Есть месторождение высоковязкой нефти. Есть данные по рутинным исследованиям керна, есть коэффициент вытеснения и ОФП по пластовой воде. На месторождении планируется применять полимерное заводнение. Поставщики технологий предлагают 2 полимера. Возможно ли с помощью цифрового керна сравнить эти полимеры и оценить эффект от их применения (увидеть прирост добычи нефти).
1) Очень интересная и практически значимая задача. Прежде всего, если не "получить информацию о", а "оценить", то да, можно. Дополнительные вопросы:
1а) предполагаем, что частицы "скелета" мигрируют в при фильтрации или считается, что при фильтрации в пластовых условиях зёрна стоят на месте?
1б) Ков, Кон, ККД и наконец ОФП в какой системе флюидов?
1в) флюиды предполагаем смешивающимися или несмешивающимися?
1г) какой срок на один образец?
2) Да, это тоже можно сделать. Единственный момент: необходимо снять с поставщиков всю инфомрацию о физико-химических свойствах полимера (вязкость(P,T), плотность (P,T), межфазное натяжение(P,T), химическую реактивность по отношению к скелету породы). Дело в том, что цифровой керн, как уже было написано выше --- это только один компонент, а второй --- это цифровой флюид. Другими словами флюиды, участвующие в моделировании, тоже нужно формализовать перед выполнением расчёта.
1 в чем разница между получить информацию и оценить? Цель исследований посчитать запасы, построить рабочую гидродинамическую модель, и все это защитить в гос. органах.
а,б,в - все интересует как происходит в пласте, и миграция частиц и реальные флюиды и температура и давление и т.д.
г - сроки и стоимость от вас больше зависят. Обычно все хотят получить результаты бесплатно и вчера.
2. если информацию о флюидах будет предоставлять производитель технологии ПНП, то как вы проверите их правдивость? На презентациях обычно утверждается, что нам продают панацею, и кин будет 146%. Поэтому цифровой полимер может разительно отличаться от реального.
Хотелось бы получить информацию о методике проведения исследований. Существует уже утвержденный метод, или все в стадии разработки? Есть ли статьи, презентации с конференций? И вообще о чем мы говорим, о проведении каких либо исследований или о математическом расчете на основе томографии?
Если финальная цель --- защитить в госудаственных органах РФ, то, по моему мненю, технология ЦАК здесь помочь не может. В процессе защиты используются совсем другие технологии.
1а-в) всё понятно.
1г) бесплатно и вчера --- это в монографиях Дж. С. Пирсона, Катца и Максета от прошлого века.
2) Проверить правдивость можно и, даже может быть и нужно, но только это будет стоить дополнительных денег и времени. С другой стороны представляется, что здоровая доля доверия не помещает: так можно поставить под сомнение и данные каротажа (не ресуют ли сервисные компании от руки), данные испытаний скважин, квалификации геологов, создающих модель и даже результаты стандартного и специального анализов керна.
По методике исследований.
В настоящее время утверждённый метод существует лишь для ощей "визуализации" пустотного пространства образца. Все расчёты, включающие создание цифрового флюида являются скорее авторскими методиками, чем некоторой услугой.
Технология активно развивается года с 2003 и статьи конечно есть --- если интересно, то я с удовольствием предоставлю вам подборку, так сказать, для чтения на первые выходные.
В кратце, мы говорим про физико-математические расчёты на цифровых моделях, которые в общем случае не калиброваны (есть свои плюсы) или калиброваны на результаты лабораторных экспериментов (комплекс зависит от решаемой задачи).
Вот в этих работах представлены конкретные результаты по применению компьютерной рентгеновской томографии керна для оценки эффективности технологий интенсификации притока нефти.
http://old.spmi.ru/system/files/lib/sci/aspirant-doctorant/avtoreferaty/2016/2016-2/litvin_dissertaciya.pdf
http://www.ngtp.ru/rub/11/36_2015.pdf
Если интерес к теме ещё не угас, то дайте знать --- я с удовольствием предоставлю вам подборку, так сказать, для чтения на первые выходные.
:)
Я бы с удовольствием занял свои выходные данным чтивом. Подборку в студию!))
Заранее благодарю!
Пожалуйста, часть 1 (зарубежный опыт): https://yadi.sk/d/5KdK2ny43QVrRe пароль к архиву адрес темы "https://www.petroleumengineers.ru/node/...").
Готов ответить на любые вопросы по материалам.
Если есть интерес, то дайте знать --- я готов выложить часть 2 (российский опыт).
Спасибо, очень интересно!
Коллеги, хотел бы оживить тему, российский опыт тоже очень интересен.
Просьба выложить часть 2 :)
Добрый день, коллеги!
Также есть интерес, ознакомиться с российским опытом, выложите, пожалуйста, часть 2
Спасибо.