Специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» создали постоянно действующую геолого-гидродинамическую модель уникальной по запасам и строению пермокарбоновой залежи Усинского месторождения в Коми. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения компании.

Использование модели значительно сокращает рутинные процессы расчетов технологических параметров, оптимизирует процесс формирования таблиц, снижает субъективность расчетов. При этом модель отражает все физико-химические процессы, происходящие при разработке месторождения.

На гидродинамической модели специалисты «ЛУКОЙЛ-Инжиниринга» проводят оперативные расчеты по оценке эффективности пароциклических обработок, закачки горячей воды, поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также эксплуатационного бурения. Ранее в компании разработали геолого-литологическую модель месторождения пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Она стала основой для геолого-гидродинамической модели.

Модель планируется применять для расчетов технологических показателей проектной технической документации на разработку месторождения, расчетов эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) по повышению нефтеотдачи пласта. На ее основе будут оцениваться эффективность бурения новых скважин и приниматься оперативные решения по разработке залежи.

Особенности разработки залежи обусловлены сложным геологическим строением массивного трещинновато-кавернозно-порового карбонатного резервуара высотой около 300 метров. Он содержит сверхвязкую нефть (СВН или природный битум). Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств, развитие трещинноватости, кавернозности и карстовых полостей оказывают значительное влияние на процессы фильтрации флюида в пласте.

Для учета влияния вторичных изменений коллектора в геолого-гидродинамической модели применен подход комплексирования разномасштабных исследований. При создании массива проницаемости пласта использовались результаты геофизических исследований скважин, данные керна, результаты гидродинамических исследований, данные о поглощениях буровых растворов и результаты 3D-сейсмических исследований.

В модели построен куб компонентного состава нефти с учетом вязкостей псевдокомпонентов при температуре и давлении. Свойства нефти соответствуют проведенным лабораторным исследованиям с привязкой к глубине отбора пробы. Для учета теплопереноса горных пород при воздействии тепловых методов в процессе моделирования учтен неколлектор (порода, в которой движение нефти или газа физически невозможно – прим. ИА «Девон»).

Усинское нефтяное месторождение находится в Hеспублике Коми и относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Месторождение было открыто в 1963 году, освоение началось в 1973 году. Залежи находятся на глубине 1,1-3,4 км. Добыча ведется тепловыми методами.

Ранее сообщалось, что «БашНИПИнефть» разработала наукоемкое ПО для симулирования и анализа нефтегазодобычи. Это гидродинамический симулятор «РН-КИМ» и цифровая система для анализа разработки месторождений «РН-КИН».