Фрактальная размерность и морфологическая гетерогенность пор в карбонатных породах: последствия для различий в добыче между соседними скважинами

Почему две близко расположенные газовые скважины могут вести себя так по‑разному

Представьте, что вы пробурили две газовые скважины всего в нескольких сотнях метров друг от друга и обнаружили, что одна фонтанирует газом, а другая почти сухая. В этом исследовании рассматривается, почему так может происходить, даже если обе скважины вскрывают один и тот же пласт. Увеличив масштаб до микроскопических отверстий в карбонатных породах из юго‑западного Китая, авторы показывают, как небольшие различия в форме и связности пор могут сильно влиять на то, насколько легко газ движется к поверхности.

Пласт, питающий газ

Команда сосредоточила внимание на формации Цанлянпу — древнем слое карбонатных пород, залегающем глубоко под бассейном Сычуань. Карбонатные породы, похожие на эти, содержат около половины мировых запасов нефти и газа, однако их добыча сложна из‑за высокой внутренней неоднородности. Даже внутри одного пласта жидкости могут свободно передвигаться в одной точке и испытывать затруднения всего в нескольких сотнях метров от неё. В этом месторождении скважины P7 и P9 расположены близко и имеют похожую крупномасштабную геологию, однако P9 дает стабильный суточный поток газа, тогда как P7 практически не продуцирует. Эта загадочная разница побудила провести детальное микроскопическое исследование пород.

Изучение крошечных пор с помощью мощных микроскопов

Для исследования ученые отобрали мелкие образцы пород из обеих скважин и отполировали их для наблюдения в сканирующем электронном микроскопе. Эти приборы создают детализированные изображения поверхности породы, где видны отдельные поры, гораздо мельче человеческого волоса. Команда не ограничилась визуальным анализом: они применили инструменты машинного обучения в программном обеспечении ImageJ, чтобы обучить компьютер отличать поровое пространство от твердой породы. После преобразования изображений в простые черно‑белые карты программа измеряла площадь, периметр, округлость и степень растянутости каждой поры, превращая сложные микроструктуры в большой набор численных показателей для сравнения между скважинами.

Разные формы и закономерности пор внутри каждой скважины

Используя эти измерения, поры были сгруппированы в пять простых классов формы: почти круглые, слегка деформированные, переходные, удлинённые и сильно неправильные. В обеих скважинах значительно преобладали слегка деформированные поры, но их соотношение с другими типами отличалось. В скважине P7 наблюдалась сильная микромасштабная вариативность от одного поля зрения к другому: в одних областях доминировали удлинённые поры, в других — сильно неправильные. Это указывало на крайне пятнистую и сложную внутреннюю структуру. В P9 также был набор форм, но поровая картина была более согласованной по всем проанализированным изображениям. По сути, поровая система P7 выглядела более хаотичной, тогда как в P9 она была более упорядоченной и воспроизводимой.

Измерение сложности одним числом

Чтобы выйти за рамки визуальных впечатлений, исследование использовало концепцию фрактальной размерности для суммирования того, насколько извилисты границы пор. Это число растёт по мере того, как края пор становятся более шероховатыми и неправильными. Связав площадь каждой поры с её периметром по всем изображениям, команда вычислила значения фрактальной размерности для обеих скважин. P7 показала более высокие типичные значения и более широкий разброс, что означает, что её поровая сеть одновременно более сложна и более вариабельна. P9 продемонстрировала слегка более низкие значения в более узком диапазоне, что согласуется с более равномерной и менее запутанной поровой системой. Лабораторные испытания кернов подтвердили, что породы из P9 также обладают более высокой пористостью и проницаемостью, что вместе указывает на лучшие пути для миграции газа.

Что эти микроструктуры значат для добычи газа

Собрав воедино эти доказательства, исследователи утверждают, что сильно неправильная и пятнистая поровая сеть в P7 создаёт длинные извилистые пути, замедляющие движение газа, даже если пространство для его накопления присутствует. Напротив, более однородная поровая система в P9 обеспечивает более короткие и лучше связанные маршруты, что облегчает попадание газа в естественные трещины и далее в скважину. Другие крупномасштабные факторы, такие как мощность газоносного пласта или количество трещин, по‑прежнему имеют значение, но эта работа показывает, что микроскопические поровые закономерности сами по себе могут сильно влиять на то, какая скважина станет хорошим продуктивом, а какая — нет. Для будущих поисков исследование предлагает, что тщательное измерение форм пор и их сложности может помочь выделять интервалы с более благоприятными путями для потока, улучшая прогнозы производительности скважин в сложных карбонатных коллекторах.

Цитирование: Zhang, Y., Long, H., Li, Y. et al. Fractal dimension and morphological heterogeneity of pore in carbonate rocks: implications for production differences between adjacent wells. Sci Rep 16, 15457 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-47223-0

Ключевые слова: карбонатный коллектор, поровая структура, фрактальная размерность, бассейн Сычуань, добыча газа