В Пермском Политехе создали модель, повышающую эффективность добычи нефти из карбонатных коллекторов

Пермь, 29 янв - ИА Neftegaz.RU. Ученые из Пермского Политеха разработали модель, которая позволяет выбрать наиболее эффективную стратегию разработки карбонатных коллекторов, используя минимум данных о месторождении.

Об этом сообщила пресс-служба вуза.

Исследование выполнено в рамках реализации программы академического стратегического лидерства Приоритет 2030.

Исследование опубликовано в журнале Energies (15, 2022г.).

Пористые карбонатные пласты, как губка, впитывают нефть.

Из-за неоднородной структуры добывать из них нефть проблематично, ведь жидкость затекает в трещины породы.

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.

Ученые разработали новый подход к учету проницаемости разных типов пород, составляющих коллектор, уже на ранней стадии разработки.

Для этого ученые использовали комплекс скважинных, керновых и 3D-сейсморазведочных исследований - на их основе построили 3D-модель потока жидкости.

На основе этой модели были проведены сравнительные расчеты для выбора оптимальной стратегии разработки месторождения.

На течение жидкости в пласте влияют различные факторы:

• проницаемость породы,

• типы пустот коллектора (трещины, каверны, поры),

• наличие вторичных изменений породы (выщелачивание, доломитизация, кальцитизация и т.д.).

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.