Статистический анализ определения коэффициентов пористости пород-коллекторов нефти и газа методами газоволюметрии и рентгеновской томографии

Для решения актуальных задач в нефтяной отрасли, связанных с моделированием структуры порового пространства в 3D-модели керна и оценкой фильтрационно-емкостных свойств («Цифровой керн»), необходимо получение представительной характеристики пустотного пространства. Аналогичная характеристика требуется для решения задач геомеханики, связанных с моделированием и оценкой прочностных свойств неоднородных горных пород. Кроме того, она важна для исследований капиллярных процессов в пористых средах. Статья посвящена сравнительному анализу значений пористости пород-коллекторов нефти и газа, полученных методами газоволюметрии и рентгеновской компьютерной томографии. Целью работы является разработка статистических моделей для оценки расхождения определения коэффициента пористости Kп по данным компьютерной томографии (КТ) с более достоверными данными лабораторной петрофизики для двух литологических типов пород – терригенных и карбонатных. Задачи исследования включают: оценку влияния литологического состава пород на оценку Kп разными методами (петрофизика и КТ); рассмотрение и оценку влияния диапазона варьирования пористости пород коллекторов на сходимость результатов этих двух методов для разных литологических типов пород; построение статистических моделей для корректировки значений Kп по результатам КТ для разных литологических типов пород. Решение данных задач основывается на проведении детального статистического анализа исследований терригенных и карбонатных пород нефтяных месторождений Пермского края. Измерение пористости проводилось на автоматизированном порозиметре-пермеаметре AP-608 и системе рентгеновской томографии Nikon XT H 225. Описаны методики измерения объемов пор образцов газоволюметрическим методом, бинаризации изображений и расчета пористости по методу рентгеновской томографии. Результаты анализа показали, что изучаемые методы дают различающиеся значения коэффициентов пористости в зависимости от литологического состава пород. Для карбонатных пород характерно большее соответствие оценки коэффициента пористости, полученных различными методами, что обусловлено структурными особенностями порового пространства. В терригенных породах установлены значительные различия, объясняемые ограниченной разрешающей способностью рентгеновской томографии. По итогам анализа получены статистические модели для оценки и корректировки данных Kп, полученных методом рентгеновской томографии для терригенных и карбонатных пород в различных диапазонах значений Kп. Результаты исследования могут быть использованы при петрофизическом обосновании фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов месторождений нефти и газа.