Новая модель снижает потери нефти при добыче в Западной Сибири

Учёные РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина создали цифровую гидродинамическую модель, которая точнее рассчитывает движение нефти в зоне остаточной нефтенасыщенности. Ранее этот фактор не учитывали при планировании нефтедобычи, хотя он существенно влияет на фильтрацию флюидов и потери сырья, сообщила пресс-служба института.

Модель позволяет прогнозировать, сколько нефти уходит в пласт при традиционных методах добычи. В отдельных геологических условиях корректный учёт переходной зоны помогает сохранить до 2–5% подвижных запасов, а при грамотном подборе системы разработки — нарастить извлекаемые объёмы. Эксперимент на одном из месторождений Западной Сибири показал расхождение в оценках потерь на уровне 40 тыс. куб. м — для крупных объектов эффект может быть ещё заметнее.

Ключевое преимущество подхода — учёт нефти не только выше водонефтяного контакта, но и в переходной зоне между ним и зеркалом чистой воды. Это помогает корректировать систему заводнения: не вытеснять нефть в водоносную часть пласта, а направлять её к добывающим скважинам. Метод особенно актуален для месторождений Западной Сибири с обширными водонефтяными зонами.

Декан факультета разработки нефтяных и газовых месторождений Губкинского университета Пётр Пятибратов подчеркнул, что «лёгкая» сибирская нефть почти выработана, поэтому важно максимально бережно использовать действующие месторождения и применять новые технологии для трудноизвлекаемых запасов.

Узнавайте первыми главные энергетические новости и актуальную информацию о важных событиях дня в России и мире.

Подписывайтесь на наш канал в МАX

"ГИС-Профи. Информационное сопровождение предприятий энергетической отрасли"