Ученые РФ оценили объемы «убегающей» нефти Западной Сибири

Москва. Специалисты Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина создали цифровую гидродинамическую модель, которая позволяет более точно рассчитывать движение нефти в зоне остаточной нефтенасыщенности месторождений. Об этом сообщили в пресс-службе вуза.

Ранее этот фактор не принимался во внимание при формировании стратегии добычи. Эксперименты с использованием модели показали, какой объем нефти уходит в пласт при стандартных методах извлечения и остается там. В отдельных геологических условиях корректный учет зоны остаточной нефтенасыщенности дает возможность сохранить от потерь от 2 до 5% подвижных запасов, а при подборе подходящей системы разработки – увеличить и извлекаемые запасы.

Как пояснил декан факультета разработки нефтяных и газовых месторождений, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Губкинского университета Петр Пятибратов, суть новой модели заключается в том, чтобы учитывать нефть не только выше водонефтяного контакта, как это делается сейчас, но и в переходной зоне между этим контактом и зеркалом чистой воды. Несмотря на то, что нефть в этой зоне неподвижна, ее учет важен при проектировании, поскольку она влияет на гидродинамические процессы и фильтрацию флюидов в ходе разработки. Эксперименты показали: при заводнении часть нефти может уходить вниз, под водонефтяной контакт, и превращаться в неподвижную. 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. 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. 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 – 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, проложит путь к выработке обоснованных проектных решений и повышению коэффициента извлечения нефти, заключил исследователь.