ویژگی‌های الاستیک سنگ مخزن‌های کربناته: اندازه‌گیری‌های آزمایشگاهی و مدل‌سازی عددی با استفاده از تصاویر میکرو سی‌تی‌‌ اسکن

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه زمین‌شناسی مهندسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه تربیت مدرس

2 گروه زمین شناسی مهندسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه تربیت مدرس

3 دانشکده عمران و معدن، دانشگاه تورنتو

چکیده

ویژگی‌های الاستیک (مدول الاستیسیته و نسبت پواسون) به عنوان مهم‌ترین پارامترهای ژئومکانیکی مخازن و میدان‌های هیدروکربنی در نظر گرفته می‌شوند. به طور معمول این پارامترها با استفاده از داده‌های آزمون‌های ژئومکانیکی در آزمایشگاه محاسبه می‌شوند. اما به دلیل عدم دسترسی به نمونه‌های مناسب، تجهیزات آزمایشگاهی و هزینه‌های بالا، در بسیاری از موارد به منظور تخمین این پارامترها از معادلات تجربی، روش‌های آماری و ریاضی استفاده می‌شود. در این پژوهش ما به کمک روش‌های عددی با استفاده از نمونه دیجیتالی ساخته شده براساس تصاویر میکروسی‌تی اسکن با وضوح بالا ویژگی‌های الاستیک نمونه‌های کربناته را به روشی غیر مخرب تخمین زده‌ایم. این مدل‌سازی به روش المان محدود و بر روی مدل هندسی وکسلی بازسازی شده از نمونه مکعبی که به عنوان حجم نماینده در نظر گرفته می‌شود انجام شده است. حجم نماینده با توجه به تخلخل در نظر گرفته شده است. همچنین این ویژگی‌ها در آزمایشگاه براساس منحنی تنش محوری-کرنش محوری به دست آمده از آزمایش مقاومت تک فشارشی محوری و سه محوری محاسبه شده است و در نهایت نتایج بدست آمده از هر دو روش مقایسه شد. به طور کلی نتایج حاصل از مدل‌سازی در مقایسه با نتایج آزمون‌های آزمایشگاهی بین 3/4 تا 9/18 درصد مقادیر بیش‌تر نشان می‌دهند. بیش‌ترین خطا مربوط به نمونه‌های با بالاترین مقادیر تخلخل است که عمدتا دولومیتی هستند. مفروضات درباره ویژگی‌های الاستیک ماده پایه (بخش جامد) با توجه به کانی‌شناسی همچنان چالش‌برانگیز است.

کلیدواژه‌ها

عنوان مقاله [English]

Elastic properties of Carbonate Reservoir Rocks: Laboratory Measurement and Numerical Simulation using X-ray Computed Tomography Images on Kangan Carbonates

نویسندگان [English]

  • Shirin Samani 1
  • Ali Uromeihy 2
  • Behzad Mehrgini 3
  • Hassan Eshraghi 3
1 EngineeringGeology Group, Basic Science Faculty, Tarbiat Modares University
2 Engineering Geology Group, Basic Science Faculty, Tarbiat Modares University
3 Department of Civil and Mineral Engineering, University of Toronto
چکیده [English]

Elastic properties (Young's modulus and Poisson's ratio) are considered to represent important parameters in geomechanical investigations of reservoirs and hydrocarbon fields. These parameters can be calculated using common geomechanical tests in the laboratory. However, due to the lack of access to suitable samples, laboratory equipment and high costs, in many cases, empirical equations, statistical and mathematical methods have been used to estimate these characteristics. We present a Digital Rock Simulation (DRS) approach using high-resolution CT-images to estimate Young's Modulus and Poisson's ratio of carbonate samples following a non-destructive approach. In the numerical simulations we use a voxel model of reconstructed 3D geometry that is evaluated using Finite Element Method (FEM). We extract Representative Volume Elements (REV) of Kangan carbonates with different porosity and mineralogy. In laboratory experiments, we quantified the modulus based on Axial Stress-Axial Strain Curve that was obtained from Triaxial Compression Tests. Finally, we compare the simulation results and laboratory measurements. Our analysis shows that obtained Young's Modulus of modeling are between 4.3% and 18.9% higher than compared to the results of laboratory tests. The highest error is related to the samples with the more porous, which are mainly dolomite. The assumptions about solid fraction properties regarding to mineralogy differences remains challenging

کلیدواژه‌ها [English]

  • Young's modulus
  • Poisson's ratio
  • Representative Element Volume
  • Micro-CT
  • Kangan Formation

مراجع

[1] Abdideh, M., & Ghasemi, A. (2014). A comparison of various statistical and geostatistical methods in estimating the geomechanical properties of reservoir rocks. Petroleum science and technology, 32(9), 1058-1064.
[2] Xu, H., Zhou, W., Xie, R., Da, L., Xiao, C., Shan, Y., & Zhang, H. (2016). Characterization of rock mechanical properties using lab tests and numerical interpretation model of well logs. Mathematical Problems in Engineering, 2016.
[3] Aboutaleb, S., Behnia, M., Bagherpour, R., & Bluekian, B. (2018). Using non-destructive tests for estimating uniaxial compressive strength and static Young’s modulus of carbonate rocks via some modeling techniques. Bulletin of Engineering Geology and the Environment, 77, 1717-1728.
[4] Anemangely, M., Ramezanzadeh, A., & Behboud, M. M. (2019). Geomechanical parameter estimation from mechanical specific energy using artificial intelligence. Journal of Petroleum Science and Engineering, 175, 407-429.
[5] Beiki, M., Majdi, A., & Givshad, A. D. (2013). Application of genetic programming to predict the uniaxial compressive strength and elastic modulus of carbonate rocks. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 63, 159-169.
[6] Ghasemi, E., Kalhori, H., Bagherpour, R., & Yagiz, S. (2018). Model tree approach for predicting uniaxial compressive strength and Young’s modulus of carbonate rocks. Bulletin of Engineering Geology and the Environment, 77, 331-343.
[7] Hadi, F., & Nygaard, R. (2022). Estimating unconfined compressive strength and Young’s modulus of carbonate rocks from petrophysical properties. Petroleum Science and Technology, 1-23.
[8] Dvorkin, J., Tutuncu, A., Tutuncu, M., Nur, A. and Mese, A., (2003 September),. Rock property determination using digital rock physics. In Geophysics of the 21st Century-The Leap into the Future (pp. cp-38). European Association of Geoscientists & Engineers.
[9] Claes, S., Soete, J., Cnudde, V., & Swennen, R. (2016). A three-dimensional classification for mathematical pore shape description in complex carbonate reservoir rocks. Mathematical Geosciences, 48, 619-639.
[10] Cnudde, V., & Boone, M. N. (2013). High-resolution X-ray computed tomography in geosciences: A review of the current technology and applications. Earth-Science Reviews, 123, 1-17.
[11] Andrä, H., Combaret, N., Dvorkin, J., Glatt, E., Han, J., Kabel, M., ... & Zhan, X. (2013). Digital rock physics benchmarks—Part II: Computing effective properties. Computers & Geosciences, 50, 33-43.
[12] Qajar, J., & Arns, C. H. (2022). A comparative study of micro-CT and mercury intrusion techniques for predicting permeability and surface area evolution during chemical dissolution. Advances in Water Resources, 168, 104301.
[13] Arns, C. H., Knackstedt, M. A., Pinczewski, W. V., & Garboczi, E. J. (2002). Computation of linear elastic properties from microtomographic images: Methodology and agreement between theory and experiment. Geophysics, 67(5), 1396-1405.
[14] Saenger, E. H., Enzmann, F., Keehm, Y., & Steeb, H. (2011). Digital rock physics: Effect of fluid viscosity on effective elastic properties. Journal of Applied Geophysics, 74(4), 236-241.
[15] Saenger, E. H., Vialle, S., Lebedev, M., Uribe, D., Osorno, M., Duda, M., & Steeb, H. (2016). Digital carbonate rock physics. Solid Earth, 7(4), 1185-1197.
[16] Schepp, L. L., Ahrens, B., Balcewicz, M., Duda, M., Nehler, M., Osorno, M., ... & Saenger, E. H. (2020). Digital rock physics and laboratory considerations on a high-porosity volcanic rock. Scientific Reports, 10(1), 5840.
[17] Ikeda, K., Subramaniyan, S., Quintal, B., Goldfarb, E. J., Saenger, E. H., & Tisato, N. (2021). Low-Frequency Elastic Properties of a Polymineralic Carbonate: Laboratory Measurement and Digital Rock Physics. Frontiers in Earth Science, 9, 628544.
[18] Wu, Y., Tahmasebi, P., Lin, C., & Dong, C. (2022). Using digital rock physics to investigate the impacts of diagenesis events and pathways on rock properties. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 108025.
[19] Nordmann, J., Aßmus, M., & Altenbach, H. (2018). Visualising elastic anisotropy: theoretical background and computational implementation. Continuum Mechanics and Thermodynamics, 30, 689-708.
[20] Böhlke, T., & Brüggemann, C. (2001). Graphical representation of the generalized Hooke’s law. Technische Mechanik, 21(2), 145-158.
نشریه علمی ژئومکانیک نفت
دوره 6، شماره 1
فروردین 1402
صفحه 32-39

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار