Казанские ученые первыми предложили проводить новый тип исследования шлама после бурения и получения данных каротажа. Это позволит реконструировать химический, минералогический состав, фильтрационно-емкостные параметры пород и характеристику насыщающего коллекторы флюида. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения Казанского федерального университета.

Предлагается детально изучать разбуренную породу, выносимую буровым раствором с забоя скважины на дневную поверхность. Бурение скважин с извлечением керна — одна из самых дорогостоящих операций в нефтедобыче. Частично отказаться от извлечения керна позволяет широкое использование геофизических методов исследования скважин. Но для петрофизической калибровки данных ГИС, по-прежнему, необходимо доставать и исследовать керн, в особенности из продуктивной части осадочной толщи. При освоении крупных месторождений бурят десятки и сотни скважин.

Альтернативой, способной открыть возможности создания детальных пространственных моделей продуктивного коллектора, может стать подход, основанный на цифровом анализе бурового шлама. Основная цель исследования заключалась в оценке возможности использования томографического и геохимического анализа шлама для создания цифровой петрофизической и геохимической модели пород резервуаров нефти. Подробности работы были опубликованы Journal of Petroleum Science and Engineering.

«Это интересная и многообещающая идея, — сообщил проректор по направлениям нефтегазовых технологий, природопользования и наук о Земле КФУ Данис НУРГАЛИЕВ. - Мы назвали эту технологию «Псевдокерн». Операции по извлечению керна занимают очень много времени, это очень дорого. При этом увеличивается вероятность аварий. Сегодня Научный центр мирового уровня (НЦМУ) представляет собственную технологию, позволяющую оптимизировать разработку месторождений нефти. Это новый вид сервиса для нефтедобывающих компаний».

Нефтегазодобывающие компании производят миллионы тонн отходов бурения. Небольшое количество шлама способно предоставить информацию о составе и структуре коллектора. Она может дополнять, а в некоторых случаях и стать альтернативой исследованиям керна. Содержание нефти в буровых шламах может доходить до 30–40%. Часть этой нефти находится в порах мельчайших кусочков шлама и несет ценную информацию о характере насыщения коллектора и свойствах нефти (состав, вязкость).

В ходе работы пробы керна и шлама отбирались одновременно из одних и тех же интервалов при бурении наклонно-направленных скважин в каменноугольном пласте нефтяного месторождения в Татарстане. Данная разработка получила одобрение на патент.

«Из каждого изучаемого интервала скважин были выделены наиболее крупные частицы шлама, пояснил научный сотрудник НИЛ методов увеличения нефтеотдачи Раиль КАДЫРОВ. - Их структура была сопоставлена с помощью микротомографии с выборками керна из тех же интервалов. Оценивались изменения структуры шлама, происходящие в процессе бурения, включающие кольматацию порового пространства буровым раствором и частицами, дезинтегрированных пород, образование вторичных трещин».

В июле ИА «Девон» сообщал, что компания-резидент Фонда «Сколково» Digital Petroleum создала систему обработки изображений керна DeepCore. Она помогает полноценно описать керн по фотографиям в автоматическом режиме и уменьшить затраты нефтекомпаний на сумму до $ 20 млн в год. 

А в 2020 году в Томском политехе разработали сверхчувствительный томограф для «тяжелой» нефти. Он поможет вдвое быстрее получать трехмерную модель керна из низкопроницаемых пластов.