Проект ученых ИГиНГТ КФУ разработки аналитических зависимостей между проницаемостью и пористостью и другими характеристиками 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 ограничиваются одними лишь данными экспериментов, в ход идут и методы математического моделирования.

Феномен абсолютной проницаемости не стал исключением. 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 длительного времени проведения экспериментов. По этой причине разработка аналитических зависимостей, связывающих проницаемость с пористостью, удельной поверхностью пор и иными характеристиками порового пространства, привлекает широкий круг 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 быть 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 показала, что расхождение между численными и аналитическими результатами не превышает 10%.