Российские и австралийские ученые разработали методику эффективной добычи нефти из низкопроницаемых пластов. Ученые Пермского Политеха и Университета Кертина (Перт, Австралия) разработали технологию для оперативной и недорогой оценки потенциала нефтяных пластов с трещинами. Это естественные «артерии», по которым проходят углеводороды. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения пресс-службы ПНИПУ.

Сегодня около 50% российских и мировых месторождений относятся к залежам, запасы из которых добыть сложно, отмечают исследователи. Разрабатывать скважины с естественными трещинами сложно. Они обладают двойной пористой структурой, в которую входит низкопроницаемая матрица и высокопроницаемая трещина.

«По этим «артериям» проходит нефтяная жидкость, и производительность скважин зависит от проницаемости трещин. Из-за падения давления в пласте они могут закрываться, и тогда добыть нефть будет сложно. Поэтому мы предложили методику, которая поможет оперативно контролировать состояние трещин», – рассказывает доцент кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского Политеха, кандидат технических наук Дмитрий МАРТЮШЕВ.

Оценка нефтяных пластов с естественными трещинами актуальна для карбонатных залежей в России и в мире. Сейчас нефтегазовые компании используют для этого дорогостоящее оборудование, которое подходит не для каждой скважины. Зачастую это требует остановки нефтедобычи, что несет убытки для компании. Кроме того, существующие технологии не всегда позволяют получить качественные результаты из-за технических особенностей месторождения, а анализ требует много времени.

Технология ученых Пермского политехнического университета поможет оперативно оценить более широкий спектр параметров раскрытия трещин. По их словам, методика не потребует привлечения дорогостоящих прямых исследований скважин и в перспективе позволит повысить объем добычи нефти и газа. Этого можно будет добиться за счет подбора наиболее эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

«Наша методика основана на обработке данных гидродинамических исследований скважин и промысловых параметров с помощью специального алгоритма, состоящего из математических формул, – поясняет ученый. - Мы сравнили полученные результаты с прямыми измерениями образцов горной породы и геофизическими данными. Алгоритм показал погрешность в пределах 3%, что указывает на достоверность и точность методики».

Сейчас технологию тестируют и адаптируют под различные геолого-физические условия месторождений Пермского края и Австралии. По словам исследователей, геологическое строение карбонатных залежей на этих территориях схожи, поэтому методика вызвала интерес зарубежных ученых. Разработчики планируют создать на основе методики программный продукт, чтобы автоматизировать процесс мониторинга.

Результаты исследования ученые опубликовали в журнале Petroleum Research.

В январе ИА «Девон» сообщало, что в ПНИПУ научились оперативно определять вертикальную проницаемость пласта при гидроразрыве пласта (ГРП).

Технологию, позволяющую усовершенствовать 3D-двойники месторождений, применили на карбонатных залежах Пермского края.