Меченая вода поможет смоделировать сложные залежи нефти

Российские ученые предложили повысить точность 3D-моделей карбонатных коллекторов трассерным методом.

Ученые Пермского Политеха разработали подход, повышающий достоверность моделирования сложных нефтяных залежей. Он дает возможность качественно оценить реальные фильтрационные потоки, по которым жидкость продвигается к скважине. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения ПНИПУ.

Горные породы имеют маленькие пустоты и трещины, по которым протекает нефть или газ. Для продуктивной разработки месторождений важно понимать, сколько ресурсов залегает в пласте, и как они продвигаются внутри породы.

Для этого ученые проводят различные геофизические и гидродинамические исследования скважин. С их помощью они 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 этого свойства такого пласта неоднородны. Поэтому сложно точно предсказать, как будет вести себя жидкость при добыче.

В таких условиях улучшить качество моделирования можно с помощью дополнительных исследований. Ученые Пермского Политехнического университета 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, – рассказывает профессор кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ Инна ПОНОМАРЕВА. - Несмотря на это, результаты его проведения не учитываются при создании гидродинамической модели».

В качестве основного объекта политехники выбрали сложнопостроенную залежь нефти, отличающуюся неоднородностью пустотного пространства и высокой вязкостью. Сначала была построена ее гидродинамическая 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, - поясняет доктор технических наук Пономарева. - Ее дополнительная адаптация с помощью трассерного метода позволила не менее чем на 10% улучшить сходимость расчетных и фактических показателей добычи».

Это влияет на планирование новых, более продуктивных способов разработки месторождения. 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.

В 2019 году ИА «Девон» сообщало, что татарстанским нефтяникам предложили использовать трассерные технологии. С помощью маркеров можно установить гидродинамическую связь между источником загрязнения и водным объектом, а также между скважинами. Об этом рассказал гендиректор ООО «Индикатор» Антон ГЕНЕРАЛОВ на Научно-техническом совете АО «Татнефтехиминвест-холдинг».