RU2773492C1 - Способ оценки воздействия раствора на породу с целью повышения нефтеотдачи пласта - Google Patents
Способ оценки воздействия раствора на породу с целью повышения нефтеотдачи пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2773492C1 RU2773492C1 RU2022103566A RU2022103566A RU2773492C1 RU 2773492 C1 RU2773492 C1 RU 2773492C1 RU 2022103566 A RU2022103566 A RU 2022103566A RU 2022103566 A RU2022103566 A RU 2022103566A RU 2773492 C1 RU2773492 C1 RU 2773492C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- samples
- solution
- oil
- electron microscope
- cracks
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 title abstract description 12
- 239000011162 core material Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000003325 tomography Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 206010028980 Neoplasm Diseases 0.000 claims abstract description 8
- 238000001493 electron microscopy Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 7
- 230000001965 increased Effects 0.000 abstract description 5
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 1
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- 229920000247 Superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 1
- 201000004073 acute interstitial pneumonia Diseases 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 1
- 230000029578 entry into host Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 1
- 238000009114 investigational therapy Methods 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 230000004301 light adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000010603 microCT Methods 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при проведении работ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Техническим результатом является повышение информативности исследования пор и трещин в образцах горных пород за счет обеспечения возможности оценить весь размерный спектр пустот и их изменение под влиянием внешних воздействий технологическим раствором для обеспечения оптимального выбора технического раствора для обработки пласта с целью повышения нефтеотдачи. Предложен способ выбора технологического раствора для повышения нефтеотдачи пластов, основанный на изучении кернового материала нефтяного месторождения, характеризующий тем, что выбирают наиболее характерные прослои геологического разреза по керну скважин, из которых выпиливают образцы размером 30х30 мм; производят фотографирование исходных образцов на цифровой камере для общей характеристики основных деталей структуры и вещественного состава; исследуют образцы на рентгеновском томографе с получением 2D-срезов и 3D-изображений; затем образцы помещают на столик сканирующего электронного микроскопа, сканируют поверхности, выбирают и фотографируют «опорные точки» - места сгущения трешин или пор. Далее образцы помещаются в раствор с имитацией реального процесса в скважине и выдерживают в нем в течение 20 дней, затем вынимают их, просушивают и последовательно изучают в рентгеновском томографе и электронном микроскопе. Под электронным микроскопом исследуют участки «опорных точек» с получением микрофотографий и определяют химический состав новообразований микрозондовым методом. Далее обрабатывают данные рентгеновской томографии с построением карт трещиноватости до и после эксперимента, а также определяют количество трещин разного диапазона раскрытости. Данные электронной микроскопии обрабатывают путем сравнения изображений участков «опорных точек». Составляют таблицы химического состава новообразований. Затем составляют общее заключение по результатам экспериментов, и делается вывод о выборе рабочей жидкости для данного нефтеносного пласта. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при проведении работ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.
В нефтяной геологии существует много способов повышения нефтеотдачи пласта. Так, в группе гидродинамических методов выделяются такие приемы, как специализированный отбор технических жидкостей, изменение направления фильтрационных потоков и др. Из физико-химических методов активно применяется вытеснение нефти водными растворами. Разработаны также газовые, тепловые, микробиологические и другие методы. Нередко применяют комбинации различных методов.
Практическое применение этих методов часто встречается с большими трудностями и даже не дает желательных результатов из-за сложности процессов, происходящих в нефтяном коллекторе под их воздействием. Так, очень разнообразны фазовые переходы вещества, химические реакции с появлением сложных новообразований, капиллярные явления, процессы гравитационного расслоения и перемещения. Предвидеть результаты совместного влияния этих процессов в конкретных условиях нефтедобычи практически невозможно.
Важнейшим количественным показателем, который используется при оценке эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи, является расчет коэффициента извлечения нефти. Для этого расчета требуется использовать значительное количество показателей, которые для сложных нефтяных залежей часто определяются недостаточно надежно.
При решении проблем повышения эффективности нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов используются методы лабораторного моделирования с использованием образцов керна малого размера. Однако при оценке результатов экспериментов недостаточно полно учитываются возможности современной аналитической аппаратуры.
Среди этих методов в многочисленных статьях различных авторов характеризуются приемы рентгеновской томографии и электронной микроскопии при решении задач нефтяной геологии. При этом используются образцы керна. Однако в них не рассматривалась задача экспериментального обоснования выбора технического раствора с целью повышения нефтеотдачи пластов.
Задачей данного изобретения является решение некоторых проблем повышения нефтеотдачи пластов с использованием лабораторных экспериментов с керном месторождения. Основными мероприятиями при подготовке и проведении экспериментов являются следующие.
1) выбор интервалов отбора керна скважин, характеризующих наиболее важные нефтеносные пласты;
2) проведение лабораторных экспериментов по воздействию нескольких рекомендуемых жидкостей на образцы керна;
3) применение при оценке результатов воздействия жидкостей на образец методов рентгеновской томографии и сканирующей электронной микроскопии;
4) использование оригинальных приемов обработки данных и интерпретации результатов рентгеновской томографии и электронной микроскопии;
5) в конечном итоге производится выбор одной из жидкостей для практического применения на основе сравнения результатов экспериментов.
В качестве близкого аналога может быть указано изобретение «Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна» (Российский патент 2019 г. по МПК G01N 13/2). Заявка 2018112528, 2018-04-06.
Патент RU 2682098 C1
Авторы: Галкин С.В., Ефимов А.А., Колычев И.Ю., Савицкий Я.В., Черепанов С.С.
Кроме того, довольно близким аналогом можно считать материал, приведенный в статье «Применение метода рентгеновской томографии для оценки влияния технологических жидкостей на горные породы в процессе бурения и освоения скважин», опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство», №6, 2020. С. 40-44.
Авторы: Гаршина О,В„ Казаков Д.А., Некрасова И.Л., Хвощин П.А., Предеин А.А., Казымов К.П., Жданов В.М., Осовецкий Б.М., Конесев Г.В.
Недостатком аналогов является нелостаточно высокое разрешение при использовании методов рентгеновской томографии, которые позволяют различать в образцах (трещины, поры) только пустоты размером более 25 мкм. Однако нередко преобладают в породе (особенно в аргиллитах) микротрещины и микропоры меньшего размера, которые существенно влияют на нефтеотдачу пластов. Только методы электронной микроскопии позволяют устранить этот недостаток, а совместное применение методов рентгеновской томографии и электронной микроскопии дают возможность оценить весь размерный спектр пустот и их изменение под влиянием внешних воздействий. Существенными признаками предлагаемого способа являются следующие.
1. Применение с целью повышения нефтеотдачи пласта экспериментальных лабораторных методов на опытных образцах керна.
2. Проведение экспериментов по воздействию выбранных жидкостей на образцы керна.
3. Использование современной аналитической аппаратуры (рентгеновского томографа и сканирующего электронного микроскопа) при изучении влияния жидкости на пустотное пространство и вещественный состав коллектора.
4. Использование принципиально новых алгоритмов и методов обработки данных рентгеновской томографии и электронной микроскопии для сопоставления результатов эксперимента.
5. Определение химического состава новообразований (выпадение вещества из раствора, результат химической реакции и т.д.), признаки растворения компонентов с применением микрозондового анализа.
6. Обобщение полученной информации с комплексной оценкой характера происходящих в породе изменений и рекомендация по выбору жидкости.
Повышение нефтеотдачи пластов с использованием предложенного способа достигается следующим образом.
1. Наиболее целесообразным является применение указанного способа при использовании на производстве гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. В этом случае на месторождении планируется проводить операции по вытеснению нефти из пласта различными растворами (водными растворами ПАВ, растворами полимеров, щелочными растворами или композициями химических реагентов) или растворителями.
2. Предложенный способ позволяет установить характер и уровень воздействия раствора на пласт по количественным данным изменения пористости и трещиноватости опытных образцов, степени воздействия растворов на легкорастворимые компоненты, роли процессов кольматации вещества в трещинах и т.д.
3. Выбор раствора для вытеснения нефти из пласта рекомендуется производить на основе сравнения полученных данных для каждой жидкости. По мере накопления информации на конкретных объектах вырабатываются оптимальные условия применения метода и соответствующие рекомендации для исполнителей.
Способ практически осуществляется в следующем порядке.
1. При изучении кернового материала нефтяного месторождения выбираются наиболее характерные прослои, из которых выпиливаются образцы размером 30×30 мм.
2. Образцы исследуются на рентгеновском томографе марки Nikon Metrology XT Н 225+180 LC с получением 2D-срезов и 3D-изображений.
3. Те же образцы помещаются на столик сканирующего электронного микроскопа марки JSM 6390LV, производится сканирование поверхности, выбор и фотографирование «опорных точек» (места сгущения трешин или пор).
4. Образцы помещаются в технологический раствор с имитацией реального процесса в скважине и выдерживаются в нем в течение 20 дней.
5. После окончания эксперимента образцы вынимаются из раствора, просушиваются и последовательно изучаются в рентгеновском томографе и электронном микроскопе. Под электронным микроскопом исследуются участки «опорных точек» с получением микрофотографий и определением химического состава новообразований микрозондовым методом.
6. Обрабатываются данные рентгеновской томографии с построением карт трещиноватости (до и после эксперимента), а также определением количества трещин разного диапазона раскрытости.
7. Обрабатываются данные электронной микроскопии путем сравнения изображений участков «опорных точек», составлением таблиц химического состава новообразований.
8. Составляется общее заключение по результатам экспериментов и делается вывод о наиболее целесообразном выборе рабочей жидкости для данного нефтеносного пласта.
Примеры применения способа.
Для проверки эффективности предлагаемого метода был просмотрен керновый материал скважины, пробуренной в одном из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Были выбраны два интервала с тонкослоистым переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Из керна были выпилены два цилиндрических образца диаметром и высотой 30 мм. Образцы были исследованы на рентгеновском томографе и затем под электронным микроскопом. Затем образцы были помещены в технологические растворы на углеводородной основе с высокой и низкой минерализацией на 20 дней. После этого образцы были извлечены из растворов, высушены и снова изучены на томографе и электронном микроскопе. Ниже приведено сопоставление полученных данных.
1. Результаты сравнения объемной модели пустотного пространства образца до и после воздействия технологического раствора на основе карт объемного пустотного пространства, построенным по данным рентгеновской томографии.
Применен картографический способ изображения объемной трещиноватости образца с применением цветной гаммы зон разной трещиноватости (бурые и желтые тона - высокая трещиноватость, по данным накопленной раскрытости трещин, голубые и фиолетовые - низкая). Результатом воздействия на образец технологической жидкости с высокой минерализацией является заполнению участков повышенной трещиноватости новообразованным веществом, выпавшим из раствора, и тем самым к снижению объема пустотного пространства (Фиг. 1).
2. Результаты сравнения объемной модели пустотного пространства двух образцов до и после воздействия разных технологических растворов по данным рентгеновской томографии с применением расчетного способа (определения количества трещин разного диапазона раскрытости). С учетом предела чувствительности томографа замер раскрытости производился для трещин шириной более 25 мкм.
На примере образца №1 выявлено существенное снижение количества трещин в эксперименте с применением высокоминерализованного раствора. Обратный эффект зафиксирован в случае применения слабоминерализованного раствора (таблица).
При этом дополнительно получена информация о том, какой именно диапазон раскрытости трещин преобладает в образце до и после воздействия жидкости. В частности, в первом образце отмечено заметное сокращение количества наиболее крупных трещин, а во втором - увеличение количества трещин всех диапазонов крупности, но особенно наиболее крупных (свыше 200 мкм).
3. Результаты применения методов сканирующей электронной микроскопии для оценки изменений в образце после воздействия раствора.
Методами сканирующей электронной микроскопии определяются размерные параметры трещин (длина, ширина) размером менее 25 мкм, форма, взаимное расположение в породе (пересекающиеся, соприкасающиеся, разветвленные и т.д.). Кроме того, оцениваются другие типы пустот (поры, межзерновые межагрегатные, внутриагрегатные пустоты и т.д.),
Сравнение электронно-микроскопических снимков одного и того же участка до и после воздействия раствора дает наглядное представление о характере и степени этого воздействия на пустотное пространство породы (Фиг. 2).
Наиболее характерными результатами воздействия являются:
- выпадение новообразованного вещества из раствора на определенных участках (см. рис. 2 внизу - светлые участки);
- расширение или, наоборот, залечивание микротрещин;
- сгущение сети микротрещин за счет появления новых, соединения отдельных трещин в протяженные зоны трещиноватости,
- появление новых микропор,
- заполнение микропор новообразованным веществом раствора,
- появление зон растворения (карбонатного, сульфатного вещества, хлоридов, каолинита и др.) разной протяженности.
Литература
1. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах // М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 31 с.
2. Габузов Г.Г. Оценка влияния свойств бурового раствора на устойчивость глинистых пород // Нефтяное хозяйство. 1983 №9. С. 34-36.
3. Галкин С.В., Кривощеков С.Н., Козырев Н.Д., Кочнев А.А., Менгалиев А.Г Учет геомеханических свойств пласта при разработке многопластовых нефтяных месторождений // Записки Горного института. 2020. Т. 244, с. 408-417. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.3.
4. Гаршина О.В., Д.А. Казаков, И.Л. Некрасова и др. Применение метода рентгеновской томографии для оценки влияния технологических жидкостей на горные породы в процессе бурения скважин // Нефтяное хозяйство. 2020. №6. С. 40-44.
5. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7, №3. С 1-12.
6. Жуковская ЕА., Лопушняк Ю.М. Использование рентгеновской томографии при исследовании терригенных и карбонатных коллекторов // Геология и геофизика. 2008. №1. С. 25-27.
7. Мартюшев Д.А., Галкин С.В., Шелепов В.В. Влияние напряженного состояния горных пород на матричную и трещинную проницаемость в условиях различных литолого-фациальных зон турне-фаменских нефтяных залежей Верхнего Прикамья // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. 2019. №5, с. 44-52.
8. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001. 238 с.
9. Репина В.А., Галкин В.И., Галкин С.В. Применение комплексного учета петрофизических характеристик при адаптации геолого-гидродинамических моделей (на примере визейской залежи Гондыревского месторождения нефти) // Записки Горного института. 2018. Т. 231, с. 268-274. DOI. 10.25515/PMI.2018.3.268.
10. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // J. Petroleum Tech. 1977. No 6. P. 586-592.
11. Galkin S.V., Efimov A.A., Krivoshchekov S.N., Savitskiy Ya. V., Cherepanov S.S. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields // Russian Geology and Geophysics - 2015. - №5. - P. 782-792.
12. Efimov A.A., Galkin S.V., Savitckii Ia.V., Galkin V.I. Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data // Ecology, Environment and Conservation. 2015. Vol 21 (Nov. Suppl.). P. 79-85.
13. Galkin S.V., Kolychev I.J., Savitskiy Ya. V. Potentialities of investigation of reservoir hydrophobization by compilation of X-ray core tomography and lateral logging // Russian Geology and Geophysics - 2019. - №10. - P. 1496-1507.
14. Ketova Y.A.. Galkin S.V. Kolychev I.J. Evaluation and X-Ray tomography analysis of super-absorbent polymer for water management in high salinity mature reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 196, N. 107998. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107998
15. Seredin V., Khrulev A., Andreiko S., Galkin S. Possibilities for calculating the stress state of rocks during their uniaxial tension and compression // AIP Conference Proceedings. 2020. Vol 2216, N.020011. DOI: 10. 1063/5.0003676.
Claims (12)
1. Способ выбора технологического раствора для повышения нефтеотдачи пластов, основанный на изучении кернового материала нефтяного месторождения, характеризующий тем, что:
- выбирают наиболее характерные прослои геологического разреза по керну скважин, из которых выпиливают образцы размером 30х30 мм;
- производят фотографирование исходных образцов на цифровой камере для общей характеристики основных деталей структуры и вещественного состава;
- исследуют образцы на рентгеновском томографе марки Nikon Metrology XT H 225+180 LC с получением 2D-срезов и 3D-изображений;
- затем образцы помещают на столик сканирующего электронного микроскопа марки JSM 6390LV, сканируют поверхности, выбирают и фотографируют «опорные точки» - места сгущения трешин или пор;
- помещаются образцы в раствор с имитацией реального процесса в скважине и выдерживают в нем в течение 20 дней;
- образцы вынимают из раствора, просушивают и последовательно изучают в рентгеновском томографе и электронном микроскопе;
- под электронным микроскопом исследуют участки «опорных точек» с получением микрофотографий и определяют химический состав новообразований микрозондовым методом;
- обрабатывают данные рентгеновской томографии с построением карт трещиноватости до и после эксперимента, а также определяют количество трещин разного диапазона раскрытости;
- обрабатывают данные электронной микроскопии путем сравнения изображений участков «опорных точек», составляют таблицы химического состава новообразований;
- составляют общее заключение по результатам экспериментов, и делается вывод о выборе рабочей жидкости для данного нефтеносного пласта.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве технологического раствора используют водный раствор ПАВ, раствор полимеров, щелочные растворы или композиции химических реагентов или растворители, при этом выбор раствора для вытеснения нефти из пласта осуществляют на основе сравнения полученных данных для каждой жидкости.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2773492C1 true RU2773492C1 (ru) | 2022-06-06 |
Family
ID=
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792960C1 (ru) * | 2022-12-15 | 2023-03-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки воздействия технологических жидкостей на горную породу |
| WO2024123719A1 (en) * | 2022-12-08 | 2024-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method of preparation of formation water model |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1122951A1 (ru) * | 1983-08-29 | 1984-11-07 | Научно-исследовательский институт медицинской радиологии АМН СССР | Способ рентгенографического исследовани структуры пустотного пространства материалов |
| US20070239359A1 (en) * | 2006-04-07 | 2007-10-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for creating a stratigraphic model using pseudocores created from borehole images |
| WO2009126881A2 (en) * | 2008-04-10 | 2009-10-15 | Services Petroliers Schlumberger | Method to generate numerical pseudocores using borehole images, digital rock samples, and multi-point statistics |
| RU2548605C1 (ru) * | 2014-01-28 | 2015-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ определения пространственного распределения в керновом материале эффективного порового пространства |
| RU2586397C2 (ru) * | 2012-03-30 | 2016-06-10 | Ингрейн, Инк. | Эффективный способ выбора репрезентативного элементарного объема на цифровых представлениях пористых сред |
| RU2651679C1 (ru) * | 2016-12-28 | 2018-04-23 | Акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (АО "ВНИИнефть") | Способ создания синтетического образца керна с использованием трехмерной печати и компьютерной рентгеновской томографии |
| RU2682098C1 (ru) * | 2018-04-06 | 2019-03-14 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1122951A1 (ru) * | 1983-08-29 | 1984-11-07 | Научно-исследовательский институт медицинской радиологии АМН СССР | Способ рентгенографического исследовани структуры пустотного пространства материалов |
| US20070239359A1 (en) * | 2006-04-07 | 2007-10-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for creating a stratigraphic model using pseudocores created from borehole images |
| WO2009126881A2 (en) * | 2008-04-10 | 2009-10-15 | Services Petroliers Schlumberger | Method to generate numerical pseudocores using borehole images, digital rock samples, and multi-point statistics |
| RU2586397C2 (ru) * | 2012-03-30 | 2016-06-10 | Ингрейн, Инк. | Эффективный способ выбора репрезентативного элементарного объема на цифровых представлениях пористых сред |
| RU2548605C1 (ru) * | 2014-01-28 | 2015-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ определения пространственного распределения в керновом материале эффективного порового пространства |
| RU2651679C1 (ru) * | 2016-12-28 | 2018-04-23 | Акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (АО "ВНИИнефть") | Способ создания синтетического образца керна с использованием трехмерной печати и компьютерной рентгеновской томографии |
| RU2682098C1 (ru) * | 2018-04-06 | 2019-03-14 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2024123719A1 (en) * | 2022-12-08 | 2024-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method of preparation of formation water model |
| RU2792960C1 (ru) * | 2022-12-15 | 2023-03-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки воздействия технологических жидкостей на горную породу |
| RU2799218C1 (ru) * | 2022-12-21 | 2023-07-04 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ геохимического мониторинга оценки эффективности работы скважин после применения химических методов увеличения нефтеотдачи |
| RU2803697C1 (ru) * | 2023-05-31 | 2023-09-19 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ определения содержания воздушных пустот в щебеночно-мастичном асфальтобетоне |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Al-Menhali et al. | Pore scale observations of trapped CO2 in mixed-wet carbonate rock: Applications to storage in oil fields | |
| US9121808B2 (en) | Procedure for the determination of effective and total porosity of carbonated sedimentary rocks, and morphology characterization of their micro and nanopores | |
| Martyushev et al. | Study of void space structure and its influence on carbonate reservoir properties: X-ray microtomography, electron microscopy, and well testing | |
| Zhang et al. | Investigating the effect of the temperature and pressure on wettability in crude oil–brine–rock systems | |
| Galkin et al. | Evaluation of void space of complicated potentially oil-bearing carbonate formation using X-ray tomography and electron microscopy methods | |
| WO2015021088A1 (en) | Methods for determining a saturation-height function in oil and gas reservoirs | |
| CN108442927B (zh) | 现场录井应用的岩屑孔隙度测量方法、测量装置和应用 | |
| Lv et al. | Evaluating seepage radius of tight oil reservoir using digital core modeling approach | |
| CN113348458B (zh) | 评估非均质地层中的烃的方法和系统 | |
| Gan et al. | Application of computed tomography (CT) in geologic CO2 utilization and storage research: A critical review | |
| CN111007230A (zh) | 定量评价陆相湖盆低孔隙度致密油储层含油量的方法 | |
| Li et al. | The application of laser confocal method in microscopic oil analysis | |
| Gundogar et al. | Multiphysics investigation of geochemical alterations in Marcellus shale using reactive core-floods | |
| Zhang et al. | Permeability prediction of carbonate rocks based on digital image analysis and rock typing using random forest algorithm | |
| Xu et al. | Identifying the comprehensive pore structure characteristics of a rock from 3D images | |
| RU2455483C2 (ru) | Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности | |
| Zhang et al. | The retention and flowback of fracturing fluid of branch fractures in tight reservoirs | |
| Ma et al. | Quantification of mineral accessible surface area and flow-dependent fluid-mineral reactivity at the pore scale | |
| Andrews et al. | Pore-scale X-ray imaging of wetting alteration and oil redistribution during low-salinity flooding of berea sandstone | |
| Wu et al. | Quantitative characterization of non-wetting phase in water-wet porous media based on multiphase flow experiment and numerical simulation | |
| Wang et al. | Dissolution of marine shales and its influence on reservoir properties in the Jiaoshiba area, Sichuan Basin, China | |
| Alaamri et al. | Experimental and numerical investigation of spontaneous imbibition in multilayered porous systems | |
| RU2773492C1 (ru) | Способ оценки воздействия раствора на породу с целью повышения нефтеотдачи пласта | |
| Alaamri et al. | Interplay of interfacial tension and capillarity: Optimizing surfactant displacement efficiency in reservoirs | |
| Castro et al. | Analysis of the length scale characterized by the yield stress fluids porosimetry method for consolidated media: comparison with pore network models and mercury intrusion porosimetry |