USD 92.5492

0

EUR 99.3523

0

Brent 83.53

0

Природный газ 1.603

0

2 мин
...

В Пермском Политехе создали модель, повышающую эффективность добычи нефти из карбонатных коллекторов

Исследование опубликовано в журнале «Energies» (№15, 2022г.).

В Пермском Политехе создали модель, повышающую эффективность добычи нефти из карбонатных коллекторов

Источник: Пресс-служба ПНИПУ

Пермь, 29 янв - ИА Neftegaz.RU. Ученые из Пермского Политеха разработали модель, которая позволяет выбрать наиболее эффективную стратегию разработки карбонатных коллекторов, используя минимум данных о месторождении.

Об этом сообщила пресс-служба вуза.

Исследование выполнено в рамках реализации программы академического стратегического лидерства «Приоритет 2030».

Исследование опубликовано в журнале «Energies» (№15, 2022г.).

Пористые карбонатные пласты, как губка, впитывают нефть.

Из-за неоднородной структуры добывать из них нефть проблематично, ведь жидкость затекает в трещины породы.

Современные методы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений основаны на имитационном моделировании коллектора.

Карбонатные коллекторы обладают сложной пустотной структурой, включающей трещины, поры и каверны.

Поэтому при проектировании разработки таких месторождений нужно смоделировать поток жидкости, приняв во внимание способность нефти «прятаться» в трещинах коллектора.

Ученые разработали новый подход к учету проницаемости разных типов пород, составляющих коллектор, уже на ранней стадии разработки.

Для этого ученые использовали комплекс скважинных, керновых и 3D-сейсморазведочных исследований - на их основе построили 3D-модель потока жидкости.

На основе этой модели были проведены сравнительные расчеты для выбора оптимальной стратегии разработки месторождения.


На течение жидкости в пласте влияют различные факторы:

  • проницаемость породы,

  • типы пустот коллектора (трещины, каверны, поры),

  • наличие вторичных изменений породы (выщелачивание, доломитизация, кальцитизация и т.д.).

Из-за высокой неоднородности пласта на двух соседних скважинах могут наблюдаться принципиально разные свойства породы.

Такие особенности необходимо учитывать при проектировании добывающих и нагнетательных скважин.


Следуя предложенному методу комплексирования данных различного масштаба, ученые выделили участки с более высокими фильтрационными свойствами пласта (наличие трещин и каверн) и зоны интенсивного выщелачивания (палеокарст).

Благодаря этим данным можно оптимизировать управление процессом разработки месторождения, снизить риски прорывов воды от нагнетательных скважин и повысить эффективность бурения новых скважин.

В результате, выбрать наиболее эффективную стратегию нефтедобычи можно будет уже на стадии проектирования разработки месторождения.



Автор: А. Шевченко


Новости СМИ2




Подписывайтесь на канал Neftegaz.RU в Telegram