Пористые карбонатные пласты, как губка, впитывают нефть. Из-за неоднородной структуры добывать из них «черное золото» проблематично, ведь жидкость затекает в трещины породы. Методика ученых Пермского Политеха позволит выбрать наиболее эффективную стратегию разработки карбонатных коллекторов, используя минимум данных о месторождении.
Модель ученых Пермского Политеха позволит эффективно добывать нефть из карбонатных коллекторов / ©Getty images
Исследование выполнено в рамках реализации программы академического стратегического лидерства «Приоритет 2030». Разработка вносит вклад в обеспечение технологического суверенитета России.
Исследование опубликовано в журнале Energies. Современные методы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений основаны на имитационном моделировании коллектора. Карбонатные коллекторы обладают сложной пустотной структурой, включающей трещины, поры и каверны. Поэтому при проектировании разработки таких месторождений нужно смоделировать поток жидкости, приняв во внимание способность нефти «прятаться» в трещинах коллектора.
«В своей статье мы представили подход к учету проницаемости разных типов пород, составляющих коллектор, уже на ранней стадии разработки. Для этого мы использовали комплекс скважинных, керновых и 3D-сейсморазведочных исследований. На основе комплекса разномасштабных исследований мы построили трехмерную модель потока жидкости. По полученной модели были проведены сравнительные расчеты для выбора оптимальной стратегии разработки месторождения», — рассказывает доцент кафедры геологии нефти и газа, кандидат технических наук Сергей Кривощеков.
На течение жидкости в пласте влияют различные факторы: проницаемость породы, типы пустот коллектора (трещины, каверны, поры), наличие вторичных изменений породы (выщелачивание, доломитизация, кальцитизация и так далее). Из-за высокой неоднородности пласта на двух соседних скважинах могут наблюдаться принципиально разные свойства породы. Такие особенности необходимо учитывать при проектировании добывающих и нагнетательных скважин.
Следуя предложенному методу комплексирования данных различного масштаба, ученые выделили участки с более высокими фильтрационными свойствами пласта (наличие трещин и каверн) и зоны интенсивного выщелачивания (палеокарст). Благодаря этим данным можно оптимизировать управление процессом разработки месторождения, снизить риски прорывов воды от нагнетательных скважин и повысить эффективность бурения новых скважин. В результате, выбрать наиболее эффективную стратегию нефтедобычи можно будет уже на стадии проектирования разработки месторождения.
