Russian Journal of Earth Sciences Russian Journal of Earth Sciences Russian Journal of Earth Sciences 1681-1208 88746 10.2205/2025ES000988 hliwkc ОРИГИНАЛЬНЫЕ СТАТЬИ ORIGINAL ARTICLES ОРИГИНАЛЬНЫЕ СТАТЬИ Digital Analysis of Changes in Hydrocarbon Reservoir Pore Space Characteristics After Filtration Tests Цифровой анализ изменений характеристик порового пространства коллектора углеводородов после проведения фильтрационных испытаний https://orcid.org/0000-0003-2116-6483 Химуля Валерий Владимирович Khimulia Valerii Vladimirovich valery.khim@gmail.com

кандидат физико-математических наук;

candidate of physical and mathematical sciences;

 Институт проблем механики им. А.Ю. Ишлинского РАН Москва Россия Ishlinsky Institute for Problems in Mechanics of the Russian Academy of Sciences Moscow Russian Federation 18 03 2025 18 03 2025 25 1 1 13 18 09 2024 14 01 2025 https://rjes.ru/en/nauka/article/88746/view

В работе представлены результаты неразрушающих цифровых исследований остаточных изменений структурных и емкостных свойств коллектора Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в результате закачки жидкости гидроразрыва пласта. Получены снимки компьютерной рентгеновской томографии с использованием высокоразрешающего томографа ProСon X-Ray CT-MINI Института проблем механики РАН. На базе снимков созданы 3D модели коллектора для проведения цифрового анализа изменения свойств коллектора после испытаний. Проведено сравнение структуры и взаимного расположения зерен породы до и после испытаний. Выполнена оценка локальных изменений пористости в объеме образцов, включая построение карт пористости для интегрального анализа порового пространства. Построены распределения пор по размерам, сделаны выводы о характере изменения порометрических характеристик пород. На базе цифрового подхода получены значения пористости пород, показано хорошее соответствие с данными лабораторных измерений. Описаны изменения распределения пористости по объему образца крупнозернистого песчаника. Обнаружена неравномерность распределения пористости в образце после испытаний. Предложены обоснования причин описываемого изменения пористости. Показано, что при наличии существенной неоднородности структуры и порового пространства пород, применение традиционных способов измерения фильтрационно-емкостных свойств может оказаться недостаточным для точного описания изменений в породах. Подтверждено, что применение методов неразрушающего анализа позволяет значительно уточнить полученные лабораторным способом результаты измерений емкостных свойств пород, а в отдельных случаях может стать незаменимым инструментом для их корректной оценки.

The paper presents the results of non-destructive digital studies of remaining changes in the structural and reservoir volumetric properties of the rocks of the Chayanda oil and gas condensate field as a result of hydraulic fracturing fluid injection. Computed X-ray tomography images were obtained using a high-resolution ProCon X-Ray CT-MINI scanner of the Institute for Problems in Mechanics of the Russian Academy of Sciences. 3D models of the reservoir were created on the basis of the images for digital analysis of the change in reservoir properties after the tests. The structure and relative disposition of rock grains before and after the tests were compared. Local porosity changes in the specimen volume were assessed, including plotting of porosity maps for integral pore space analysis. Pore size distributions were drawn, and conclusions were made about the nature of changes in porometric characteristics of rocks. On the basis of the digital approach the porosity values of rocks were calculated, good agreement with the laboratory measurement data was shown. Changes in porosity distribution over the volume of a specimen of coarse-grained sandstone are described. Uneven distribution of porosity in the specimen after tests is found. Reasons for the described changes in porosity are proposed. It is shown that in the presence of significant heterogeneity of structure and pore space of rocks, the application of traditional methods of reservoir flow properties measurement may be insufficient for accurate characterization of changes in rocks. It is confirmed that the application of nondestructive analysis methods allows to significantly clarify the results of measurements of rock reservoir properties obtained by laboratory method, and in some cases can become an indispensable tool for their correct assessment.

 цифровой анализ керна рентгеновская томография горных пород пористость емкостные свойства коллекторов распределение пористости структура порового пространства X-ray computed tomography of rocks (CT) porosity pore space structure digital core analysis reservoir capacity properties porosity distribution Работа выполнена в рамках государственного задания, номер госрегистрации 124012500441-6. Автор выражает благодарность начальнику лаборатории комплексных исследований кернового материала Московского центра исследования пластовых систем (керн и флюиды) ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Семенову Евгению Олеговичу, а также заместителю начальника лаборатории физического моделирования многофазных процессов Московского центра исследования пластовых систем (керн и флюиды) ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Мизину Андрею Витальевичу за предоставление материала для исследования и проведение цикла лабораторных испытаний образцов. The work was carried out within the framework of the state assignment, state registration number 124012500441-6. The author expresses gratitude to the head of the laboratory of complex studies of core material of the Moscow center for the study of reservoir systems (core and fluids) of Gazprom VNIIGAZ LLC Semenov Evgeny Olegovich, and to the deputy head of the laboratory of physical modeling of multiphase processes of the Moscow center for the study of reservoir systems (core and fluids) of Gazprom VNIIGAZ LLC Mizin Andrey Vitalievich for providing the material for the study and conducting a cycle of laboratory tests of the samples.

Абросимов К. Н., Фомин Д. С., Романенко К. А. и др. Связность порового пространства почв. Показатели связности на примере различных типов порового пространства // Почва как связующее звено функционирования природных и антропогенно-преобразованных экосистем. — Иркутск : Иркутский государственный университет, 2021. — С. 206—210. — EDN: IGOWHR. Abrosimov K. N., Fomin D. S., Romanenko K. A., et al. Connectivity of Soil Pore Space. Connectivity Indicators on the Example of Different // Soil as a link in the functioning of natural and anthropogenically transformed ecosystems. — Irkutsk : Irkutsk State University, 2021. — P. 206–210. — EDN: IGOWHR ; (in Russian). Алиев З. С., Котлярова Е. М. Приближенный метод создания и эксплуатации ПХГ в неоднородных по толщине пластах с использованием горизонтальных скважин // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Оренбургский филиал. Экологическая ответственность нефтегазовых предприятий: Материалы научно-практической конференции. — Саратов : ООО «Амирит», 2017. — С. 46—55. — EDN: ZBVNGD. Aliyev Z. S., Kotlyarova E. M. Approximate method for creating and operating UGS in formations of heterogeneous thickness using horizontal wells // Proceedings of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University). Orenburg branch. Environmental responsibility of oil and gas enterprises: Proceedings of the scientific and practical conference. — Saratov : «Amirit» LLC, 2017. — P. 46–55. — EDN: ZBVNGD ; (in Russian). Иванов М. К., Бурлин Ю. К., Калмыков Г. А. и др. Петрофизические методы исследования кернового материала (Терригенные отложения). Учебное пособие. Книга 1. — Москва : Издательство Московского университета, 2008. — 112 с. Ivanov M. K., Burlin Yu. K., Kalmykov G. A., et al. Petrophysical methods of studying core material (Terrigenous deposits). Study guide. Book 1. — Moscow : Publishing House of Moscow University, 2008. — P. 112. — (In Russian). Кривощёков С. Н., Кочнев А. А. Опыт применения рентгеновской компьютерной томографии для изучения свойств горных пород // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. — 2013. — Т. 12, № 6. — С. 32—42. — EDN: SGLWLL. Krivoshchekov S. N., Kochnev A. A. Experience of using X-ray computed tomography to study the properties of rocks // Bulletin of the Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil and Gas and Mining. — 2013. — Vol. 12, no. 6. — P. 32–42. — EDN: SGLWLL ; (in Russian). Химуля В. В. Исследование структурных особенностей порового пространства коллектора углеводородов на основе снимков рентгеновской компьютерной томографии // Актуальные проблемы нефти и газа. — 2023. — № 43. — С. 44—57. — DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2023-43.art4. Khimulia V. Study of Structural Characteristics of Hydrocarbon Reservoir Pore Space Based on X-Ray Computed Tomography Images // Actual problems of oil and gas. — 2023. — No. 43. — P. 44–57. — DOI: 10.29222/ipng.2078- 5712.2023-43.art4. — (In Russian). Ar Rushood I., Alqahtani N., Wang Y. D., et al. Segmentation of X-Ray Images of Rocks Using Deep Learning // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. — SPE, 2020. — DOI: 10.2118/201282-ms. Ar Rushood I., Alqahtani N., Wang Y. D., et al. Segmentation of X-Ray Images of Rocks Using Deep Learning // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. — SPE, 2020. — DOI: 10.2118/201282-ms. Becker J., Hilden J., Planas B. GeoDict User Guide – PoroDict 2022. — Math2Market GmbH, 2022. — DOI: 10.30423/userguide.geodict2022-porodict. Becker J., Hilden J., Planas B. GeoDict User Guide – PoroDict 2022. — Math2Market GmbH, 2022. — DOI: 10.30423/userguide.geodict2022-porodict. Blunt M. J. Multiphase Flow in Permeable Media: A Pore-Scale Perspective. — Cambridge University Press, 2016. — DOI: 10.1017/9781316145098. Blunt M. J. Multiphase Flow in Permeable Media: A Pore-Scale Perspective. — Cambridge University Press, 2016. — DOI: 10.1017/9781316145098. Ganat T. A.-A. O. Fundamentals of Reservoir Rock Properties. — Springer International Publishing, 2020. — DOI: 10.1007/978-3-030-28140-3. Ganat T. A.-A. O. Fundamentals of Reservoir Rock Properties. — Springer International Publishing, 2020. — DOI: 10.1007/978-3-030-28140-3. GeoDict. The Digital Material Laboratory. — 2024. — URL: https://www.math2market.de/ (visited on 09/23/2024). GeoDict. The Digital Material Laboratory. — 2024. — URL: https://www.math2market.de/ (visited on 09/23/2024). Jia L., Chen M., Jin Y. 3D imaging of fractures in carbonate rocks using X-ray computed tomography technology // Carbonates and Evaporites. — 2013. — Vol. 29, no. 2. — P. 147–153. — DOI: 10.1007/s13146-013-0179-9. Jia L., Chen M., Jin Y. 3D imaging of fractures in carbonate rocks using X-ray computed tomography technology // Carbonates and Evaporites. — 2013. — Vol. 29, no. 2. — P. 147–153. — DOI: 10.1007/s13146-013-0179-9. Khimulia V., Karev V., Kovalenko Yu., et al. Changes in filtration and capacitance properties of highly porous reservoir in underground gas storage: CT-based and geomechanical modeling // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. — 2024. — Vol. 16, no. 8. — P. 2982–2995. — DOI: 10.1016/j.jrmge.2023.12.015. Khimulia V., Karev V., Kovalenko Yu., et al. Changes in filtration and capacitance properties of highly porous reservoir in underground gas storage: CT-based and geomechanical modeling // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. — 2024. — Vol. 16, no. 8. — P. 2982–2995. — DOI: 10.1016/j.jrmge.2023.12.015. Menke H. P., Gao Y., Linden S., et al. Using Nano-XRM and High-Contrast Imaging to Inform Micro-Porosity Permeability During Stokes-Brinkman Single and Two-Phase Flow Simulations on Micro-CT Images // Frontiers in Water. — 2022. — Vol. 4. — DOI: 10.3389/frwa.2022.935035. Menke H. P., Gao Y., Linden S., et al. Using Nano-XRM and High-Contrast Imaging to Inform Micro-Porosity Permeability During Stokes-Brinkman Single and Two-Phase Flow Simulations on Micro-CT Images // Frontiers in Water. — 2022. — Vol. 4. — DOI: 10.3389/frwa.2022.935035. Merkus H. G. Particle Size, Size Distributions and Shape // Particle Size Measurements. — Springer Netherlands, 2009. — P. 13–42. — DOI: 10.1007/978-1-4020-9016-5_2. Merkus H. G. Particle Size, Size Distributions and Shape // Particle Size Measurements. — Springer Netherlands, 2009. — P. 13–42. — DOI: 10.1007/978-1-4020-9016-5_2. Mostaghimi P., Blunt M. J., Bijeljic B. Computations of Absolute Permeability on Micro-CT Images // Mathematical Geosciences. — 2012. — Vol. 45, no. 1. — P. 103–125. — DOI: 10.1007/s11004-012-9431-4. Mostaghimi P., Blunt M. J., Bijeljic B. Computations of Absolute Permeability on Micro-CT Images // Mathematical Geosciences. — 2012. — Vol. 45, no. 1. — P. 103–125. — DOI: 10.1007/s11004-012-9431-4. Naresh K., Khan K. A., Umer R., et al. The use of X-ray computed tomography for design and process modeling of aerospace composites: A review // Materials & Design. — 2020. — Vol. 190. — P. 108553. — DOI: 10.1016/j.matdes.2020.108553. Naresh K., Khan K. A., Umer R., et al. The use of X-ray computed tomography for design and process modeling of aerospace composites: A review // Materials & Design. — 2020. — Vol. 190. — P. 108553. — DOI: 10.1016/j.matdes.2020.108553. Nimmo J. R. Porosity and Pore Size Distribution // Reference Module in Earth Systems and Environmental Sciences. — Elsevier, 2013. — DOI: 10.1016/B978-0-12-409548-9.05265-9. Nimmo J. R. Porosity and Pore Size Distribution // Reference Module in Earth Systems and Environmental Sciences. — Elsevier, 2013. — DOI: 10.1016/B978-0-12-409548-9.05265-9. Njeru R. M., Halisch M., Szanyi J. Micro-scale investigation of the pore network of sandstone in the Pannonian Basin to improve geothermal energy development // Geothermics. — 2024. — Vol. 122. — P. 103071. — DOI: 10.1016/j.geothermics.2024.103071. Njeru R. M., Halisch M., Szanyi J. Micro-scale investigation of the pore network of sandstone in the Pannonian Basin to improve geothermal energy development // Geothermics. — 2024. — Vol. 122. — P. 103071. — DOI: 10.1016/j.geothermics.2024.103071. Ren D., Xu J., Su Sh., et al. Characterization of internal pore size distribution and interconnectivity for asphalt concrete with various porosity using 3D CT scanning images // Construction and Building Materials. — 2023. — Vol. 400. — P. 132751. — DOI: 10.1016/j.conbuildmat.2023.132751. Ren D., Xu J., Su Sh., et al. Characterization of internal pore size distribution and interconnectivity for asphalt concrete with various porosity using 3D CT scanning images // Construction and Building Materials. — 2023. — Vol. 400. — P. 132751. — DOI: 10.1016/j.conbuildmat.2023.132751. Romano C. R., Zahasky Ch., Garing Ch., et al. Subcore Scale Fluid Flow Behavior in a Sandstone With Cataclastic Deformation Bands // Water Resources Research. — 2020. — Vol. 56, no. 4. — DOI: 10.1029/2019wr026715. Romano C. R., Zahasky Ch., Garing Ch., et al. Subcore Scale Fluid Flow Behavior in a Sandstone With Cataclastic Deformation Bands // Water Resources Research. — 2020. — Vol. 56, no. 4. — DOI: 10.1029/2019wr026715. Vajdova V., Baud P., Wong T.-F. Permeability evolution during localized deformation in Bentheim sandstone // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. — 2004. — Vol. 109, B10. — DOI: 10.1029/2003jb002942. Vajdova V., Baud P., Wong T.-F. Permeability evolution during localized deformation in Bentheim sandstone // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. — 2004. — Vol. 109, B10. — DOI: 10.1029/2003jb002942.