«В результате гидродинамического моделирования мы установили, что первоочередная разработка небольшой по объему нефтяной части газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, которая находится между газовой шапкой и водоносным слоем, позволяет достичь больших коэффициентов извлечения нефти по сравнению с одновременной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки. Так, в случае небольшого расстояния между поверхностями газонефтяного и водонефтяного контактов необходимо начинать добывать газ практически одновременно с добычей нефти», — сообщил доцент кафедры моделирования физических процессов и систем Школы естественных наук Тюменского госуниверситета Александр Гильманов.
Молодые ученые также установили, что наличие оптимального значения дебита нефти связано с тем, что дальнейшее его увеличение приводит к возрастанию перепада давления между газовой шапкой и нефтяной оторочкой в районе скважины. Оно ускоряет проявление эффекта конусообразования газа, причем это значение в два раза меньше полученного приближенными аналитическими методами.
Исследование показало, что тип нефтегазоконденсатной залежи определяет наиболее влияющие параметры на коэффициент извлечения нефти. В частности, для ряда нефтяных залежей величина горизонтальной проницаемости влияет на проявление эффекта прорыва газа к добывающим скважинам, чем вертикальная.
В рамках работы физики впервые ввели безразмерные комплексы подобия для классической гидродинамической модели фильтрации флюида в пористой среде.
Для оперативной оценки эффективности сценариев разработки нефтегазоконденсатных залежей при различной последовательности разработки нефтяной и газовой частей физики планируют создать универсальный инструмент, учитывающий экономических показатели и алгоритмы машинного обучения.
Исследования идут в рамках программы Приоритет 2030.