Ученые Губкинского университета создали модель для точного учета остаточной нефти в пластах

Москва, 25 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Специалисты РГУ нефти и газа им. И. Губкина подготовили цифровую гидродинамическую модель, с помощью которой удалось более точно рассчитать перемещение нефти в зоне остаточной нефтенасыщенности месторождений.
Об этом сообщили в пресс-службе вуза.

Ранее данный фактор при выборе стратегии нефтедобычи во внимание не принимался.

Эксперименты с использованием модели показали, какие объемы нефти уходят в пласт при стандартных методах добычи и остаются там. При определенных геологических условиях корректный учет зоны остаточной нефтенасыщенности дает возможность сохранить от потерь до 2-5% подвижных запасов. Если же подобрать подходящую систему разработки, удается увеличить и извлекаемые запасы.

П. Пятибратов, декан факультета разработки нефтяных и газовых месторождений и заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Губкинского университета, пояснил, что новая модель принимает в расчет нефть не только выше водонефтяного контакта, что практикуется сегодня, но и в переходной зоне, расположенной между этим контактом и зеркалом чистой воды. Хотя нефть в данной зоне не перемещается, учитывать ее необходимо при проектировании, так как она воздействует на гидродинамические процессы и фильтрацию флюидов в ходе разработки. Опыты продемонстрировали: при заводнении часть нефти способна опускаться ниже водонефтяного контакта и становиться неподвижной.

Если изначально верно задать распределение нефти по всей высоте пласта, а не только в границах залежи, модель сможет точнее предсказать объемы добычи и участки вероятных потерь. Это дает возможность скорректировать систему заводнения таким образом, чтобы не вытеснять нефть в водоносную зону, а направлять ее к добывающим скважинам.

По словам ученого, разработка особенно востребована на месторождениях Западной Сибири с обширными водонефтяными зонами. Большая площадь контактных зон, комплекс геолого-физических характеристик пласта и перепады давлений, создаваемые при разработке, в совокупности могут приводить к значительным потерям подвижных запасов.

Вода присутствовала в пластах Западной Сибири еще при формировании этих пород. Нефть мигрировала в такие ловушки позднее - из глубин земли через трещины и разломы. В результате нефть и вода оказались заперты в одних и тех же пластах, поэтому при добыче углеводородов неизбежно извлекается и вода, с которой приходится постоянно бороться.

П. Пятибратов отметил, что традиционная «легкая» сибирская нефть почти выработана, поэтому необходимы новые эффективные методы ее извлечения. С одной стороны, это поиск новых технологий для трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных ресурсов, с другой - максимально бережное отношение к разрабатываемым месторождениям, на которых уже имеется вся необходимая инфраструктура.

Эксперимент с применением данных одного из месторождений Западной Сибири показал, что новый подход к расчетам позволил точнее оценить потери нефти в контактных зонах. Для среднего по запасам нефтяного месторождения отличие составило около 40 тыс. м3.

Исследователь заключил, что разница в 40 тыс. м3 - это локальный пример. Для более крупных месторождений цифры могут быть выше в зависимости от геолого-физических характеристик, геологического строения месторождения и применяемых технологий. Учет техногенных процессов, протекающих в пластах во время разработки, - это путь к выработке обоснованных проектных решений и повышению коэффициента извлечения нефти.

Водонефтяной контакт представляет собой границу раздела между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта. Ниже этой границы в поровом пространстве преобладает вода, выше - нефть, а в переходной зоне насыщенность меняется постепенно. Точное описание подобных зон имеет значение для проектирования разработки залежей с подошвенной водой.