Цифровые двойники горной породы могут помочь при проектировании газовых скважин

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.