Как понять, сколько в нефтяных залежах осталось полезных ископаемых, как они распределены в горной породе и как повысить эффективность их добычи? Для ответов на эти вопросы нефтяники создают 3D-модель месторождения. Она позволяет спрогнозировать будущее поведение нефти и газа и спланировать их наиболее продуктивную добычу. От ее точности во многом зависит правильность всех принятых решений по извлечению ресурсов. Но пока остаются проблемы с компьютерным воспроизведением сложных коллекторов, которые отличаются большим количеством пустот и трещин в структуре. Ученые Пермского Политеха разработали подход, который на 10 процентов повышает достоверность моделирования таких нефтяных залежей. Он дает возможность качественно оценить реальные фильтрационные потоки, по которым жидкость продвигается к скважине.
Внешний вид 3D-модели залежи на примере поля распределения начальной нефтенасыщенности / © Инна Пономарева, журнал «Инженер-нефтяник»
Статья с результатами опубликована в журнале «Инженер-нефтяник». Исследование проведено в рамках реализации программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030».
В своем строении горные породы имеют маленькие пустоты и трещины, по которым протекает нефть или газ и, как через фильтр, попадает в скважину для дальнейшего извлечения. Для продуктивной разработки месторождений важно понимать, сколько ресурсов залегает в пласте и какими именно путями они продвигаются внутри горной породы. Поэтому проводят различные геофизические и гидродинамические исследования скважин, с помощью которых собирают информацию о пористости, проницаемости и структуре пласта, а также о давлении, температуре и движении жидкостей внутри него. На основе этого строят 3D-модель месторождения, отражающую всю ситуацию по нефтедобыче.
Модель должна полностью воспроизводить все реальные фильтрационные процессы пласта. Однако в случае с карбонатными коллекторами отобразить их достоверно получается далеко не всегда. Их строение осложнено большой сетью каналов, трещин и пустот, из-за чего свойства такого пласта неоднородны и тяжело точно предсказать, как будет вести себя жидкость при добыче.
В таких условиях улучшить качество моделирования можно с помощью проведения дополнительных специальных исследований. Ученые Пермского Политеха предлагают использовать метод трассирования горных каналов. Он заключается в добавлении в жидкость (воду, нефть или газ) специального индикатора. Это может быть химическое соединение, краситель или радиоактивный изотоп, который легко обнаружить. Меченую жидкость закачивают в скважину или пласт и с помощью датчиков следят за тем, где и как быстро вещество появляется в других скважинах.
– Такой метод уже давно широко используется для изучения строения пласта и движения подземных вод. Но при этом, несмотря на имеющийся опыт, результаты его проведения не учитываются при создании гидродинамической модели. Мы разработали подход, который с помощью трассерных исследований позволяет скорректировать 3D-модель нефтяных залежей и повысить ее прогностические способности за счет учета направления реальных фильтрационных потоков, – рассказывает Инна Пономарева, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук.
В качестве основного объекта политехники выбрали сложнопостроенную залежь нефти, которая отличается неоднородностью пустотного пространства и высокой вязкостью. Сначала построили ее гидродинамическую модель без учета трассерных исследований. Затем в пять нагнетательных скважин закачали индикатор и отследили его появление в 17 добывающих скважинах. Результаты подтвердили сложное строение коллектора, выраженное в разветвленной структуре реальных фильтрационных потоков.
– На основе новых данных мы донастроили существующую модель и провели имитационные расчеты добычи нефти. Ее дополнительная адаптация с помощью трассерного метода позволила не менее чем на 10% улучшить сходимость расчетных и фактических показателей добычи. Что, в свою очередь, влияет на планирование новых более продуктивных способов разработки месторождения. Это говорит о целесообразности дальнейшего тиражирования предложенного подхода в нефтепромысле, – объясняет Инна Пономарева.
Результаты, полученные учеными Пермского Политеха, доказывают перспективность применения трассерного метода при моделировании сложных нефтяных месторождений. Такой подход повышает точность 3D-модели, открывая информацию о реальном расположении каналов в структуре горных пород. Это позволяет улучшить качество прогноза поведения полезных ископаемых и оптимизировать процессы их добычи.
