Пористость показывает, сколько пустот содержится в породе, а проницаемость — насколько легко через них проходят жидкости и газы. Эти характеристики связаны, но высокая пористость сама по себе не означает, что флюид будет одинаково перемещаться во всех направлениях. Важную роль играет то, как устроена вся система поровых каналов.
Исследователь создал трехмерные цифровые двойники образцов пород из газового месторождения на арктическом шельфе России по данным рентгеновской микротомографии, а затем смоделировал движение флюида по трем взаимно перпендикулярным направлениям и проанализировал особенности порового пространства и распределение потерь давления.
✔️ Хотя почти все поры образцов были объединены в единую сеть, проницаемость в разных направлениях отличалась до 60%. Минимальной она была вдоль оси керна.
✔️ Различия определялись не отдельными сужениями, а всей организацией поровой сети: в одних направлениях поток шел по более эффективным каналам, а в других чаще встречал участки повышенного сопротивления.
«В дальнейшем мы планируем продолжить изучение газовых коллекторов Арктики и исследовать, как меняется поровое пространство при разных нагрузках и условиях вокруг скважины. Эта работа — часть развиваемого нами комплексного подхода к определению оптимальных параметров эксплуатации скважин в рыхлых породах арктического шельфа», — рассказывает руководитель проекта РНФ Валерий Химуля, кандидат физико-математических наук, научный сотрудник лаборатории геомеханики Института проблем механики имени А.Ю. Ишлинского РАН
📌 Результаты опубликованы в журнале Petroleum Research
📌 Подробнее — в материале РНФ
😊 РНФ | Телеграм | ВКонтакте | MAX #новостинауки_РНФ #наукиоЗемле