Оптимизирована точность микротомографии горных пород

В Казанском федеральном университете определили варианты разрешения при моделировании разных условий нефтедобычи.

(7 августа 2026 13:58 , ИА "Девон" ) Сегодня геологи все чаще используют цифровые модели горных пород. Сначала образец сканируют на рентгеновском компьютерном микротомографе и получают его трехмерное изображение. Затем по нему рассчитывают пористость, структуру породы и ее способность пропускать различные жидкости и газы.

Эти характеристики необходимо знать, чтобы оценивать способность пород вмещать воду, газы и нефть. Также это даст возможность моделировать движение подземных вод и разрабатывать технологии добычи и подземного хранения полезных ископаемых.

Однако результат цифрового моделирования сильно зависит от выбранного разрешения съемки. Если изображение слишком грубое, мелкие поры, пронизывающие породу, могут быть изображены неверно, а рассчитанные для нее свойства искажены.

В то же время слишком детальная съемка не всегда оправдана. Ее сложно проводить для крупных образцов, а полученные данные приходится обрабатывать очень долго. Поэтому нужен критерий, который позволит понять, какое разрешение будет оптимальным в каждом случае.

Ученые из Казанского федерального университета выяснили, что достаточное разрешение при проведении микротомографии нельзя задать одним универсальным числом. Оно зависит от свойства породы, которое специалист хочет рассчитать, узнало Информагентство «Девон» из сообщения пресс-службы Института геологии и нефтегазовых технологий (ИГиНГТ) КФУ.

Авторы исследовали с помощью микротомографии структуру породы песчаника. Ученые просканировали его шесть раз, постепенно уменьшая размеры образца и повышая разрешение — от 16,3 микрона до 1,6 микрона. После съемки исследователи совместили все томограммы и выделили на них одну и ту же область породы.

Благодаря этому удалось сравнить модели с разным разрешением строго для одного участка песчаника. Затем по трехмерным моделям исследователи оценили объем и строение пор, их связанность, а также извилистость путей, по которым движется жидкость. Способность песчаника пропускать жидкость ученые независимо рассчитали тремя компьютерными методами.

При грубом сканировании (с разрешением около 16 микрометров) мелкие сужения между порами отображались неточно. Из-за этого отдельные поры могли искусственно сливаться в более широкие каналы, и цифровая модель завышала способность песчаника пропускать жидкость.

По мере повышения разрешения структура порового пространства воспроизводилась точнее, а рассчитанная проницаемость последовательно уменьшалась во всех трех примененных методах моделирования.

«Нам было важно сравнивать не просто похожие фрагменты, а один и тот же физический участок песчаника, – сообщил старший научный сотрудник лаборатории внутрипластового горения Раиль КАДЫРОВ. - На каждой модели мы оценили объем и связанность пор, площадь их внутренней поверхности и извилистость путей движения жидкости. Проницаемость рассчитали тремя независимыми компьютерными методами, чтобы проверить, сохраняется ли общая закономерность».

При разрешении около 3–4 микрометров рассчитанные пористость и извилистость каналов в породе перестали меняться. Это означает, что для оценки этих характеристик не требуется большая детализация. Она только увеличивает объем данных и сложность вычислений, но не повышает их точность.

Для корректного расчета внутренней поверхности пор и их структуры требуется гораздо более высокое разрешение — выше 1,6 микрометра. Поэтому универсального разрешения, одинаково подходящего для всех задач, не существует. Для оценки пористости может быть достаточно менее детальной модели. Изучение проницаемости, поверхности пор и их тонкой структуры требует более высокого разрешения и дополнительной проверки результатов.

«Главный практический результат работы заключается в том, что исследователь может заранее определить, когда дальнейшее повышение разрешения уже не улучшает расчет нужной характеристики, — рассказывает руководитель проекта, завкафедрой математических методов в геологии КФУ Тимур ЗАКИРОВ — Это позволяет сократить объем обрабатываемых данных и вычислительную нагрузку, не усложняя цифровую модель без необходимости».

Авторы планируют изучить, как сегментация — выбор границы между порами и минеральной частью породы — влияет на результаты, полученные при разных разрешениях микротомографии. Это поможет понять, какие расхождения связаны с детализацией исходного изображения, а какие возникают уже на этапе его обработки.

ИА «Девон»: ЦИФРОВОЙ АНАЛИЗ БУРОВОГО ШЛАМА ОБХОДИТСЯ БЕЗ ИЗВЛЕЧЕНИЯ КЕРНА.

«Псевдокерн» от Казанского федерального университета называют новым видом нефтесервиса.

Поделиться этой новостью у себя в соцсетях

Поиск по теме: IT, Казанский федеральный университет, Институт геологии и нефтегазовых технологий КФУ, геология