Для увеличения нефтеотдачи большинство нефтедобывающих компаний, имея сложнопостроенные коллекторы, применяют циклическое заводнение. Это популярный и малозатратный метод, при котором периодически меняют режим работы скважины путем прекращения и возобновления закачки воды. На примере геолого-гидродинамической модели, которая учитывает трещиноватость и неравномерную проницаемость турнейско-фаменской залежи Гагаринского месторождения, ученый Пермского Политеха показал, как циклическое заводнение позволит увеличить нефтедобычу из труднодоступного коллектора. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения Пермского национального исследовательского политехнического университета.

— В большинстве случаев циклическое заводнение моделируется на трехмерных синтетических моделях, не учитывая реальные процессы в глубинах земли, — сообщил кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ Дмитрий МАРТЮШЕВ. - Для точности исследования были разработаны модифицированные цифровые двойники месторождений, которые максимально приближены к реальным условиям и учитывают все процессы в пластовых условиях.

После создания геолого-гидродинамической модели был произведен расчет различных вариантов, исходя из особенностей строения участков залежи Гагаринского месторождения. Кроме того, был выполнен подбор эффективных параметров проведения циклического метода воздействия. 

По словам ученых, выполненное моделирование циклического заводнения на определенных участках залежи продемонстрировало увеличение добычи нефти. На сегодняшний день модифицированы более 10 цифровых двойников месторождений, проведен расчет циклического заводнения, выделены участки залежи, где технология эффективна и может быть реализована, подобраны параметры ее проведения. 

Данная технология находится на стадии внедрения и промышленной апробации. Исследователи готовят патентную заявку. Результаты позволяют в дальнейшем развивать и совершенствовать геолого-гидродинамическое моделирование и проектирование различных видов заводнения, отмечается в сообщении.

В исследовании также принял участие Александр МЕНГАЛИЕВ, ведущий инженер группы внедрения и сопровождения интегрированных моделей, ТПП «Ямалнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Результаты разработки были опубликованы в журнале «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов 2021».

Ранее ИА Девон сообщало, что определить потенциал нефтяного пласта без остановки скважины поможет разработанная в Пермском политехническом университете многомерная математическая модель. Она позволяет спрогнозировать объем нефти и значительно снизить потери в добыче «черного золота» без дополнительных вложений.