Нефть из низкопроницаемых пластов – миф или реальность?

Около 50 процентов российских и 50-60 процентов мировых месторождений относятся к залежам, запасы из которых сложно добыть. Ученые Пермского Политеха и австралийского Университета Кертина разработали технологию для оценки потенциала нефтяных пластов с трещинами – естественными «артериями», по которым проходят углеводороды. Методика сможет оперативно и недорого определять параметры трещин для эффективной добычи нефти из низкопроницаемых пластов.

Результаты исследования ученые опубликовали в журнале Petroleum Research.

«Сейчас разработка скважин с естественными трещинами довольно сложна. 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 Политеха 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.

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

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. В дальнейшем разработчики планируют создать на ее основе программный продукт, чтобы автоматизировать процесс мониторинга.