Ученые оценили объемы "убегающей" нефти Западной Сибири
Созданная исследователями гидродинамическая модель позволит снизить потери нефти при добыче в Западной Сибири.
Ученые РГУ нефти и газа (РГУ) имени И. М. Губкина разработали цифровую гидродинамическую модель, которая помогла точнее рассчитать движение нефти в зоне остаточной нефтенасыщенности месторождений. До сих пор этот фактор не учитывался при разработке стратегии нефтедобычи.
Эксперименты с моделью показали, сколько нефти уходит в пласт при обычных методах добычи и остается там. В некоторых геологических условиях правильный учет зоны остаточной нефтенасыщенности позволяет спасти от потерь до 2-5% подвижных запасов, а если подобрать подходящую систему разработки, можно нарастить и извлекаемые запасы.
«Суть новой модели — в том, чтобы учитывать нефть не только выше водонефтяного контакта, как это делают сейчас, но и в переходной зоне между этим контактом и зеркалом чистой воды. Несмотря на то, что нефть в этой зоне неподвижна, учет ее важен при проектировании, так как она влияет на гидродинамические процессы и фильтрацию флюидов в процессе разработки. Эксперименты показали: при заводнении часть нефти может уходить вниз, под водонефтяной контакт, и превращаться в неподвижную», - рассказал декан факультета разработки нефтяных и газовых месторождений, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Губкинского университета Петр Пятибратов.
Если изначально корректно задать распределение нефти по всей высоте пласта, а не только в пределах залежи, модель точнее спрогнозирует объемы добычи и участки возможных потерь. Это позволяет скорректировать систему заводнения так, чтобы не вытеснять нефть в водоносную зону, а направлять ее к добывающим скважинам.
«Разработка особенно актуальна для месторождений Западной Сибири с обширными водонефтяными зонами. Большая площадь контактных зон, комплекс геолого-физических характеристик пласта и создаваемые при разработке перепады давлений в совокупности могут приводить к значительным потерям подвижных запасов», - объяснил ученый.
Вода находилась в пластах Западной Сибири еще при формировании этих пород. Нефть мигрировала в эти ловушки позже — из глубин земли через трещины и разломы. В итоге нефть и вода оказались заперты в одних и тех же пластах, поэтому при добыче углеводородов неизбежно выходит и вода, с которой приходится постоянно бороться.
«Традиционная «легкая» сибирская нефть почти выработана, поэтому нужны новые эффективные методы ее извлечения. С одной стороны, это поиск новых технологий для трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных ресурсов, а с другой – максимально бережное отношение к разрабатываемым месторождениям, на которых уже есть вся необходимая инфраструктура», - пояснил Петр Пятибратов.
Эксперимент с использованием данных одного из месторождений Западной Сибири показал, что новый подход к расчетам позволил точнее оценить потери нефти в контактных зонах. Отличие составило около 40 тыс. куб м. для среднего по запасам нефтяного месторождения.
«Разница в 40 тыс. кубометров — 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», - заключил исследователь.
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"