Модель для выбора оптимальной стратегии при разработке карбонатных коллекторов, требующая ввода минимального объема данных о месторождении, разработали ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ), 30 января сообщает пресс-служба вуза.

Из-за высокой пористости, наличия трещин, каверн и других пустот, карбонатные пласты (коллекторы) впитывают нефть, как губка, что создает проблемы для ее извлечения из такой породы. Их помогает решить методика, разработанная учеными Пермского Политеха.

Результаты исследования разработанной модели ученые представили в статье «Учет анизотропии проницаемости в сложных карбонатных коллекторах при выборе оптимальной стратегии разработки месторождения», опубликованной в журнале «Energies» (№ 15, 2022 год).

Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений ведется с помощью имитационного моделирования коллектора. В случае разработки карбонатных коллекторов со сложной пустотной структурой возникает необходимость моделировать поток жидкости с учетом того, что нефть «прячется» в трещинах коллектора.

Доцент кафедры геологии нефти и газа, кандидат технических наук Сергей Кривощеков рассказал о проделанной работе:

«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».

Течение жидкости в пласте зависит от множества различных факторов, таких как проницаемость породы, типы пустот коллектора (трещины, каверны, поры), наличие изменений породы (выщелачивание, доломитизация, кальцитизация и т. д.). Неоднородность пласта может приводить к тому, что на двух соседних скважинах свойства породы могут сильно различаться, что необходимо учитывать при проектировании добывающих и нагнетательных скважин.

С помощью разработанного метода комплексирования данных различного масштаба, ученые выделили участки с высокими фильтрационными свойствами пласта из-за наличия в них трещин и каверн и зоны интенсивного выщелачивания (палеокарст).

Эти данные позволяют уже на стадии проектирования оптимизировать процесс разработки месторождения, снизить риски прорывов воды от нагнетательных скважин и повысить эффективность бурения новых скважин.

В сообщении отмечается, что разработанный учеными Пермского Политеха метод вносит свой вклад в обеспечение технологического суверенитета России.