В КФУ разработали формулу для оценки проницаемости неоднородных пористых сред

Проект получил поддержку Российского фонда фундаментальных исследований.

В современной геологии для представления идеи на всеобщее обозрение, ее необходимо развить и хорошо аргументировать, согласовать с данными наблюдений и эксперимента, а также представить в виде математической модели. Исследования ученых приоритетного направления «Эконефть» не ограничивается одними лишь данными экспериментов, в ход идут и методы математического моделирования. Феномен абсолютной проницаемости не составил исключения. Благодаря этой способности, горные породы пропускают сквозь себя различные жидкости и газы. Почти все осадочные породы, слагающие нефтяные и газовые пласты (пески, песчаники, известняки, доломиты и др.), в той или иной степени проницаемы. Измерение абсолютной проницаемости лабораторными методами, как известно, является трудоемкой процедурой, требующей дорогостоящего оборудования и длительное время проведения экспериментов. По данной причине, разработка аналитических зависимостей, связывающих проницаемость с пористостью, удельной поверхностью пор и иными характеристиками порового пространства, привлекает больший интерес у широкого круга исследователей. Подробности работы были опубликованы в Chemical Engineering Science.

Как объяснили ученые приоритетного направления «Эконефть», проницаемость и извилистость – это два важнейших параметра пористой среды. Новая формула была выведена при помощи обработки цифровых моделей порового пространства, которые могут получены как при искусственной генерации, так и при помощи метода рентгеновской микротомографии. Имея в распоряжении цифровую модель пористой среды, а также новую формулу, исследователи могут предугадать величину проницаемости и извилистости как для моно-, так и для полидисперсных гранулярных структур.

«На данном этапе, мы рассматривали только изотропные среды. То есть их свойства во всех направлениях считаются одинаковыми. Сейчас мы развиваем данное исследование и пытаемся выявить эффект не только неоднородности,но также анизотропности пористой среды на ее фильтрационные свойства», – сообщил доцент Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ Тимур Закиров.

Валидация разработанных соотношений показывала, что расхождения между численными и аналитическими результатами не превышает 10%.