Введение. В области отбора проб и гидродинамики многофазных потоков пластовых флюидов наблюдается несоответствие учебно- и нормативно-методических подходов к определению терминов и реальной практики их применения. Это создает барьеры для восприятия информации молодыми специалистами и неопределенности в профессиональном общении.

Цель. Цель настоящей работы — разработать непротиворечивую терминологическую систему для описания многофазных потоков.

Материалы и методы. При формировании терминологической системы использовались методы экспертного опроса и мысленного эксперимента.

Результаты. Представлена непротиворечивая терминологическая система, позволяющая описывать современные представления о гидродинамике многофазных потоков Заключение. Рекомендуется использовать предложения при формировании нормативно-методической документации и обучающих материалов в области отбора проб и гидродинамики многофазных потоков.

Введение. Сейсмическая инверсия относится к некорректно поставленным задачам с множеством решений. Для оптимизации решения таких задач требуется проведение регуляризации, основанной на приближении некорректно поставленной задачи некоторой последовательностью корректно поставленных задач.

Цель. Целью работы является апробация различных алгоритмов регуляризации для более точного восстановления упругих свойств среды и прогноза насыщения в зависимости от исходных сейсмических данных и геологических особенностей региона.

Материалы и методы. Первоначально был проведен эксперимент на синтетической модели с разными уровнями шума, толщинами пластов и доминантными частотами. Для апробации результатов были выбраны месторождения Восточной Сибири и Северного моря с различным геологическим строением и динамическими свойствами сейсмического куба.

Результаты. В ходе эксперимента предложена матрица решений по подбору алгоритмов регуляризации для различных исходных данных, что было далее подтверждено на реальных данных. С точки зрения количественного прогноза пористости точность увеличилась примерно на 10–15 % относительно базового сценария. Выполнение синхронной инверсии с регуляризацией также позволило более точно определить возможные перспективные зоны нефтегазонасыщения по аномалиям коэффициента Пуассона.

Заключение. Результаты работы показали, что инверсия с использованием грамотно подобранного алгоритма регуляризации позволяет получать более обоснованные пористости и идентифицировать перспективные области по сравнению с базовым вариантом инверсии, что снижает риски при оценке ресурсного потенциала малоизученных участков.

Введение. Методика спектральной декомпозиции и связанный с ней алгоритм RGB-визуализации находят широкое применение на многих проектах для картирования геологических объектов.

Цель. Целью работы является создание и апробация новой технологии автоматического выбора частот для цветового комбинирования результатов спектральной декомпозиции, а также выработка методики оценки качества получаемого результата.

Материалы и методы. Для тестирования предлагаемого подхода использованы реальные данные одного из месторождений Западной Сибири. Разработка алгоритма и расчеты выполнены с привлечением языка программирования Python.

Результаты. В результате проведенного исследования предложен новый подход к выбору частот для реализации спектральной декомпозиции и последующей RGB-визуализации. В качестве инструмента оценки информативности получаемого результата предлагается оценка энтропии Шеннона.

Заключение. Разработанный алгоритм подбора частот показал свою эффективность на реальных практических примерах, получаемые карты цветового смешивания являются более информативными, чем эмпирический подбор.

Введение. В работе представлено обобщение опыта использования геомеханического моделирования для решения задач разработки месторождений в части изучения и воспроизведения фактических событий на скважинах, связанных с ранним обводнением залежей ввиду разрушения коллектора и перемычек. Рассмотрена методика оценки изменения упруго-прочностных свойств на керне для различных типов коллекторов Западной и Восточной Сибири при смене насыщающего флюида на воду. Разработанный граф моделирования с учетом влияния изменения упруго-прочностных свойств горных пород от изменения насыщения на разрушение коллектора и возникновение высокопроводящих каналов применен для газовых и нефтяных отложений. Полученные результаты свидетельствуют об актуальности проведения подобных исследований для прогноза возможных негативных геомеханических эффектов на залежах, склонных к образованию высокопроводящих каналов от подхода подошвенной воды или воды скважин ППД.

Цель. Изучение негативных геомеханических эффектов, связанных с ранним обводнением добывающих скважин, ввиду разрушения коллектора и перемычек.

Материалы и методы. На основании анализа имеющихся подходов к моделированию и типовых наборов данных, используемых для геомеханического моделирования, и способов калибровки разработан и апробирован алгоритм воспроизведения геомеханических эффектов, связанных с изменением упругопрочностных свойств пород от насыщения, который позволяет учесть влияние разрушения породы на проницаемость.

Результаты. По результатам проведенных исследований удалось показать образование негативных геомеханических эффектов на скважинах (образование «кинжальных» прорывов и подход воды из аквифера).

Заключение. При различных исходных базовых насыщениях керна проведены исследования изменения упруго-прочностных свойств горных пород при смене насыщения. Исследования показали значительное (до 10 раз) ослабление прочностных свойств в слабоконсолидированных отложениях при смене естественного насыщения на воду. Созданная методика изучения фильтрационно-значимых геомеханических эффектов использована для подтверждения фактических событий на скважинах, связанных с образованием высокопроводящих каналов.

Введение. В работе рассматриваются вопросы воспроизведения фактических показателей разработки на основе концептуальных геологических моделей пластов Восточно-Мессояхского месторождения. Особенность рассматриваемых пластов, приуроченных к Среднемессояхскому валу (грабенообразная зона), — высокая степень покрытия субвертикальными скважинами, в связи с этим реализации геологических моделей сопоставимы при использовании различных алгоритмов/подходов моделирования. Оценка подвижных запасов газа в газовой шапке по данным работы скважин значительно отличается от запасов в геологической модели (во всех реализациях). Проблема осложняется малым количеством гидродинамических исследований.

Цель. Необходимо уточнить геолого-гидродинамическую модель, согласованную с данными ГИС и динамикой технологических показателей разработки эксплуатационных объектов.

Материалы и методы. Представлен итерационный подход корректировки геолого-гидродинамической модели на основе анализа разрезов скважин, карт палеомощностей, сейсмических атрибутов, фациального анализа.

Результаты. Выявлены предпосылки наличия латеральных барьеров (тектонический и литологический факторы) в межскважинном пространстве, подтвержденные расчетами гидродинамических моделей. Разрез исследуемого интервала пластов, приуроченных к отложениям раннего мела (берриас-валанжин), представлен не просто серией напластований слоев, а чередованием тел различного масштаба, протяженности и фильтрационно-емкостных свойств. Тела могут разделяться глинистыми перемычками или зонами пониженной песчанистости — то есть быть разобщенными. На основании проведенной работы рекомендованы исследования: мониторинг энергетического состояния газовой шапки пьезометрическими скважинами, снятие КВД и определение Рпл, проведение гидропрослушивания.

Заключение. При высокой плотности фонда скважин реализации геологических моделей в межскважинном пространстве схожи. Однако, несмотря на высокую степень геолого-геофизической изученности, история эксплуатации скважин свидетельствует о более сложном строении пластов. Это является предпосылкой к детализации и пересмотру геологических моделей. Существуют гидродинамические границы, которые частично видны на сейсмических данных, но они могут быть подтверждены данными ГДИС, энергетическим состоянием залежи, различным положением газожидкостных контактов и обусловлены условиями накопления отложений.

Введение. В статье рассмотрены результаты фактической эксплуатации горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Бурение и ввод скважин проводится в рамках реализации технологического эксперимента по поиску оптимальной технологии разработки баженовской свиты. Представлены материалы, обосновывающие выбор целевой технологии стимуляции.

Цель. Разработка оптимальной технологии, обеспечивающей рентабельную добычу УВС из баженовской свиты.

Материалы и методы. Использованы фактические промысловые данные по эксплуатации скважин баженовской свиты, рассмотрены методы гидродинамического и вероятностного моделирования.

Результаты. Определены целевые параметры горизонтальной скважины на баженовскую свиту: длина ствола, объем проппанта, количество стадий ГРП, расход.

Заключение. Результаты работы использованы при проектировании разработки баженовской свиты на рассматриваемом участке недр

Введение. Работа является описанием практической реализации подхода к созданию геологической модели юрских пластов месторождения Западной Сибири с целью прогноза строения в неразбуренной части лицензионного участка. Авторы опирались на ранее накопленный опыт создания постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей Ватинского, Мегионского, Аригольского, ЮжноАганского месторождений.

Цель. С целью реализации бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин эксплуатационного и разведочного этапа реализуется создание постоянно действующей геолого-гидродинамической модели, отражающей основные характеристики объекта и дающей наилучший результат при реализации по принципу «прогноз—факт».

Материалы и методы. Авторы выполнили анализ предыдущих реализаций геологических моделей объекта и сопоставление с фактическими данными. Сформировав концепцию и выполнив обоснование, реализовали геологическую модель с пликативным строением ВНК пласта ЮВ1(1).

Результаты. Изменение геологической основы геолого-гидродинамической модели позволило улучшить модель разработки и повысить качество адаптации, оценить потенциал площади в сторону увеличения, модель апробирована на реализации двухзабойной пилотной скважины, подтвердившей прогноз модели за контуром залежи.

Заключение. Наилучший практический результат получен на модели, базирующейся на альтернативных, неклассических теориях, что указывает на необходимость дальнейшего развития научной основы для решения актуальных производственных задач.

Введение. Для промышленной добычи нефти из низкопроницаемых нефтяных пластов необходимо бурение скважин с протяженным горизонтальным стволом (ГС) и многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). В течение всего периода жизни скважины темп снижения дебитов хорошо описывается кривыми Арпса. За первый год работы темпы снижения добычи варьируются от 60 до 80 %, скважины становятся низкодебитными и для эффективной добычи нефти из них необходимо использования механизированных способов добычи. Наиболее популярным и эффективным способом на сегодня является электроцентробежный насос (ЭЦН), который используют как при работе в постоянном режиме, так и при работе в режиме периодических кратковременных включений (ПКВ), что позволяет добывать нефть из скважин при дебитах, не превышающих нескольких тонн в сутки. При работе ЭЦН в режиме ПКВ течение в скважине является нестационарным, и для оптимизации режимов работы необходимо использования специализированных симуляторов моделирования многофазного нестационарного течения.

Цель. Данная работа посвящена анализу и моделированию режимов работы низкодебитных скважин с протяженным ГС и МГРП при механизированной добыче с ЭЦН. В статье проведен комплексный анализ режимов работы скважин баженовской свиты с ГС и МГРП, работающих с ЭЦН. Показаны осложнения при работе ЭЦН в подобных скважинах, связанные с постоянным снижением продуктивности и ростом газового фактора, приводятся данные эксплуатации различных типов ЭЦН в скважинах сложной конструкции.

Материалы и методы. Одним из основных достижений работы является методика создания модели многофазного нестационарного течения в скважине с ЭЦН, работающим в режиме ПКВ с использованием специализированного ПО. Для точного описания физических процессов использовались различные подходы для численного моделирования нестационарных многофазных течений в скважине с ЭЦН с забойным сепаратором.

Результаты. В статье продемонстрирован процесс адаптации нестационарных режимов работы двух скважин с ЭЦН в режиме ПКВ с использованием специализированного ПО на основе реальных промысловых данных (многофазный расходомер, манометры и т.д.) с учетом конструкции скважины, характеристик ЭЦН, дополнительного оборудования (клапаны, сепаратор и т.д.) и параметров пласта. Проведена адаптация модели на фактические данные, показаны возможные пути оптимизации режима работы. Кроме этого, в работе приводится анализ чувствительности свойств жидкости и параметров скважины к нестационарному течению в скважине.

Заключение. В работе проведен анализ работы более 40 малодебитных скважин с ГС и МГРП с ЭЦН в режиме ПКВ. По результатам проведенного анализа ЭЦН в ПКВ могут эффективно снижать забойное давление до минимальных значений в 20–30 бар при условии наличия стабильного уровня жидкости в затрубном пространстве. Для выбора оптимального режима работы ЭЦН в ПКВ для малодебитных скважин рекомендуется использование математических моделей нестационарного многофазного течения в скважинах.

Цель. Высокое гидравлическое трение в НКТ может стать причиной преждевременной остановки операции ГРП и дорогостоящего ремонта. Резкие изменения гидравлического трения жидкости могут свидетельствовать о сбое в подаче химии, являясь важным диагностическим фактором. Моделирование ГРП всегда включает расчёт трения в НКТ по имеющимся картам трения, требующим постоянной актуализации. В данной работе представлена методика и её реализация в новом инженерном инструменте для анализа трения в симуляторе ГРП «РН-ГРИД», позволяющие восстанавливать карты трения по фактическим данным ГРП.

Материалы и методы. Предлагаемая методика анализа трения требует загрузить фактические данные по расходу и забойному и устьевому давлениям. Затем нужно разбить весь интервал фактических данных на отдельные интервалы, указав, когда закачивалась какая жидкость и какой проппант. Затем решение обратной задачи идентификации параметров модели трения позволяет разделить замещающие друг друга в стволе жидкости, идентифицировав карту трения для каждой из них в виде степенной зависимости от расхода.

Результаты. В работе приведена апробация разработанной методики для анализа трения на реальных данных ГРП на вертикальных и горизонтальных скважинах. Апробация инструмента показывает, что он успешно восстанавливает параметры модели трения, возвращая ожидаемые и воспроизводимые результаты на 10 и 18 закачках на двух горизонтальных скважинах. В работе также приведены ограничения метода и рекомендации по изменению плана закачки для достижения максимальной информативности результатов.

Заключение. Новая методика анализа трения позволяет без проведения дополнительных исследований идентифицировать карты трения участвующих в работе ГРП жидкостей, замещающих друг друга в стволе, и поправку трения на проппант. Инструмент предназначен для актуализации инженерами используемых ими карт трения в симуляторе ГРП «РН-ГРИД».

Цель. Выполнить обзор и систематизацию имеющихся на рынке технических средств для решения данной задачи.

Методы. Разработанная классификация основана на анализе открытых источников и опросах экспертов.

Результаты. Представлена классификация современных методов и подходов к отбору глубинных проб в обводненных потоках. Проанализированы конкретные технические решения и направления конструкторской мысли.

Заключение. Рекомендуется использовать предлагаемую классификацию для подбора технических решений при выполнении задач по отбору проб пластовых флюидов и исследований / испытаний скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин на территории России с каждым годом становится всё более сложной задачей для нефтедобывающих компаний. Одним из главных факторов является повышение сложности бурения в разрезах с непростыми геолого-техническими условиями. К таким условиям относится узкое операционное окно безопасных эквивалентных циркуляционных плотностей (ЭЦП) и связанные с ним технологические вызовы — газонефтеводопроявление (ГНВП), поглощение промывочной жидкости, обрушение ствола и т.д. Подобные условия часто встречаются в естественно-трещиноватых карбонатах. Встречаются зоны с несовместимыми геолого-техническими условиями, при вскрытии которых традиционным подходом к бурению возникает одновременное поглощение и ГНВП. Для преодоления таких зон, к примеру на Северо-Даниловском месторождении, проводился комплекс ремонтно-изоляционных работ, направленных на ликвидацию осложнений. Однако в 90 % случаев изоляция зон становится неэффективной, и единственным решением является ликвидация и зарезка нового ствола.

Цель. С целью оптимизации процесса бурения в осложнённых условиях Северо-Даниловского месторождения была внедрена технология динамического управления давлением, которая заключалась в применении специализированного оборудования, программного обеспечения и комплексного инженерного подхода для оптимизации ЭЦП в условиях узкого окна на всех операциях, а также для преодоления зон с несовместимыми условиями.

Материалы и методы. Под ожидаемые технологические вызовы проекта был разработан подход, подразумевающий гибкий переход между различными техниками контроля давления — MPD (бурение с контролем давления) и PMCD (бурение с грязевой шапкой). Для преодоления аномальных условий, выраженных в обильном вспенивании промывочных жидкостей, а также в эффекте «дыхания скважины» проводились нестандартные испытания скважины при различной репрессии/депрессии через оборудование DPM. Контроль за скважиной осуществлялся с помощью датчика забойного давления, а также путём отбора проб на выходе.

Результаты. Применение технологии динамического управления давления и разработка нестандартных процедур позволили успешно пробурить скважину в несовместимых условиях. Внедрённый комплекс испытаний скважины через оборудование DPM позволил подобрать оптимальную методику по глушению скважины, проведению спуско-подъёмных операций с КНБК и обсадной колонной.

Заключение. Положительный опыт применения технологии DPM, а также методики и процедуры, разработанные в рамках данного проекта, помогут существенно упростить технологический цикл и сократить затраты операционного времени при строительстве скважин через рифовые постройки естественно-трещиноватых карбонатных коллекторов, где ожидается риск несовместимых условий бурения совместно с аномальным вспениванием раствора и «дыханием» скважины.

Введение. Наряду с широким использованием автоматизации, цифровизации, систем удалённого управления и мониторинга, в том числе видеоконтроля, на различных этапах нефтегазовых проектов в некоторых операциях бурения до сих пор применяются технологии второй половины прошлого века. В первую очередь это относится к системе контроля технологических параметров буровых растворов. В статье авторы представляют основные результаты технологического проекта «Поток», реализация которого позволяет автоматизировать данный процесс.

Цель. Разработка оборудования для обеспечения непрерывного мониторинга параметров бурового раствора, направленного на снижение рисков возникновения осложнений в процессе бурения, таких как газонефтеводопроявления, неудовлетворительная очистка ствола, загрязнение (изменение требуемых параметров) бурового раствора и прочие.

Материалы и методы. Анализ коммерческих продуктов, представленных на рынке, показал, что большая часть предложенных на рынке устройств осуществляют мониторинг ограниченного перечня параметров буровых промывочных жидкостей, что не обеспечивает необходимого уровня контроля за технологическими параметрами раствора, в том числе и в режиме удалённого мониторинга [1]. Таким образом, необходимо отметить серьёзную востребованность отечественной отрасли в разрабатываемом технологическом решении.

Результаты. В рамках реализации проекта проведено значительное количество исследований, определен перечень измеряемых характеристик и экспериментально подтверждены основные физические принципы измерений, методики и механизм отбора проб. Работы по НИОКР были завершены успешно.

Заключение. Опытно-промышленные работы, проведённые в эксплуатационных условиях, показали перспективность применения разработанной технологии. Тиражирование испытанного технологического решения в периметре группы компании «Газпром нефть» начнётся с 2024 года.

Введение. Авторы выделяют два аспекта автоматизации концептуального проектирования обустройства. Аспект технологический. Специфика вероятностных ГЭО заключается в высокой степени неопределенности параметров геологии и разработки, что приводит к большому количеству комбинаций и является причиной генерации более 10 тыс. вариантов профилей добычи флюидов. Данное множество является исходной информацией для выполнения технологических и стоимостных расчетов. Вероятностная постановка задачи исключает возможность ручного труда инженера для каждого отдельного варианта. Программное обеспечение, реализующее технологический аспект в вероятностной постановке задачи, должно методически соответствовать подходам к ранним этапам КПО, охватывать все принципиальные технологические процессы и расчеты — сбор, подготовку и внешний транспорт нефти, газа, конденсата, формирование газового баланса и баланса энергопотребления. Также важно обеспечить высокую скорость расчетов, она не должна превышать нескольких секунд на вариант. На глобальном рынке программного обеспечения отсутствуют готовые решения, кроме модуля «Обустройство», разработанного авторами настоящего исследования [1, 2].

Аспект экспертный. Авторы впервые ставят задачу о создании экспертной системы поддержки инженера как варианта реализации искусственного интеллекта. Целевой результат состоит в том, чтобы экспертная система на основе ограниченных исходных данных автоматически генерировала варианты концепции обустройства и формировала задание на расчет в технологический и стоимостный модуль «Обустройство».

Цель. Разработка экспертной системы для автоматизации концептуального проектирования обустройства (КПО) в экспресс-оценках (скрининге) и в вероятностных геолого-экономических оценках (ГЭО).

Материалы и методы. Процесс концептуального проектирования обустройства дополнен участием экспертной системы. Авторы сформировали онтологическую базу знаний, достаточную для автоматического принятия решений о технической рациональности/нерациональности вариантов концепций обустройства — сценариев. В данном случае экспертная система является способом реализации искусственного интеллекта, основанном на моделировании логического процесса принятия решения, с возможностью демонстрации хода «размышлений» — причинно-следственный связей, ведущих к принятию конкретного решения Результаты. Функционал прототипа авторской разработки продемонстрирован на модельном нефтяном кейсе.

Заключение. Дальнейшее развитие экспертной системы позволит перейти инженеру от роли разработчика концепции к роли эксперта, рассматривающего автоматически сформированную концепцию.

Введение. Моделирование процесса пескопроявления является одним из приоритетных направлений в области эксплуатации фонда скважин, осложненного выносом механических примесей. Ввиду постоянного смещения зоны дренирования в сторону зоны успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), а также большого количества скважин, пробуренных на терригенные породы, проблема выноса механических примесей не теряет своей актуальности. Решение рассматриваемой проблематики требует не только стратегии защиты глубинно-насосного оборудования (ГНО), но и эффективного прогнозирования процесса выноса механических примесей из пласта.

Цель. Рассмотрение имеющихся в мировом опыте технологий прогнозирования процесса выноса механических примесей, а также приведен обзор способов защиты ГНО от данного вида осложнений.

Материалы и методы. Рассматриваемыми в статье материалами являются результаты моделирования процессов движения жидкости из пласта с совместным выносом обломков породы, результаты стендовых испытаний и промысловые данные о работе целевого фонда скважин.

Результаты. Проведен обзор мирового и отечественного опыта в области прогнозирования и защиты по направлению выноса механических примесей из пласта.

Заключение. В процессе эксплуатации скважин с целью повышения качества работы фонда, осложненного выносом механических примесей, необходимо своевременно проводить эффективное прогнозирование процессов разрушения породы, а также выстраивать стратегию защиты ГНО, обеспечивающую целостность всех узлов.

Введение. Особенности строительства и эксплуатации объектов энергетики в зоне вечной и многолетней мерзлоты способствовали развитию и созданию целых научных направлений в области низкотемпературного металловедения. На этапе обустройства месторождений при строительстве фундаментов используется значительный объем свай. Обоснование применения и подтверждение возможности применения электросварных свайных труб без объемной термической обработки при обустройстве фундаментов на многолетнемерзлых грунтах позволит сократить затраты предприятий.

Целью работы являлось исследование изменений структуры и свойств в сварном шве стали 09Г2С буроопускных свай при термической обработке после сварки токами высокой частоты.

Материалы и методы. Для проведения натурных испытаний макетов трубчатых свай на открытом испытательном полигоне были смонтированы 6 трубчатых металлических свай из стали 09Г2С с ОТО (объемная термическая обработка) и без ОТО. После выдержки произведена демонтаж свай и произведены замеры остаточных напряжений, микронапряжений, испытания на определения ударной вязкости при отрицательных температурах и анализ микроструктуры.

Результаты. Исследования показали отсутствие существенных различий распределений остаточных напряжений, значений микронапряжений, в механических свойствах труб при испытаниях на одноосное растяжение труб с термической обработкой и без неё. Различие в результатах по ударной вязкости участка перегрева ЗТВ, труб с термической обработкой и без неё, возможно, связано с отпускной хрупкостью первого рода. Микроструктура основного металла трубы с ОТО и без ОТО представляет собой ферритоперлитную структуру.

Заключение. Установлено, что термическая обработка труб после сварки не имеет положительного влияния на микроструктуру и механические свойства. Показано, что микроструктура ЗТВ сварного шва стали 09Г2С неустойчива к охрупчиванию при отрицательных температурах –60 оС. Необходимо оптимизировать режим сварки токами высокой частоты для уменьшения эффекта охрупчивания металла сварного шва.

Введение. При постановке эксперимента с естественным керновым материалом у недропользователя возникает ряд сложностей и технических ограничений, связанных как с оборудованием, так и со свойствами самого керна. Необходимость использования многомасштабного подхода в цифровом моделировании процессов в горных породах на уровне пор диктуется главной целью — обеспечить представительный цифровой двойник натурального образца того или иного класса пород, к которому этот образец принадлежит, для оценки запасов и исследования поведения свойств коллектора при воздействии на него.

Цель. В настоящей исследовательской работе поставлена цель дать систематизированный подход получения адекватных и соответствующих результатам лабораторного эксперимента характеристик породы на цифровых моделях и показать это на примерах. А также провести исследование и указать на особенности решения задач многофазной гидродинамики в системе нефть–вода в классе цифровых экспериментов и сделать обстоятельное сопоставление результатов с лабораторным экспериментом.

Материалы и методы. При выполнении работы применялись современные методики и оборудование для измерений — компьютерная микротомография образцов мини-керна, потоковые эксперименты в стационарной постановке, измерение межфазного натяжения методом рентгенографии.

Результаты. В работе построены МЦМК натуральных образцов по результатам микротомографии. В статье представлены результаты калибровки МЦМК к результатам экспериментальных исследований. Обсуждается сравнение результатов в нескольких постановках задач: гидродинамика в однофазной и двухфазной постановке, а также моделирование электрического поля водонасыщенных образцов.

Заключение. Приводятся выводы о перспективах развития цифрового анализа керна (ЦАК) в контексте современных тенденций применительно к задачам оценки запасов и коэффициентов извлечения углеводородов. Описываются дальнейшие планы исследовательских работ.