От коллекции кернов к цифровому двойнику месторождения

Считается, что сегодня разработаны практически все известные в мире легкодоступные запасы нефти и газа. В новых же разведанных залежах углеводороды извлекаются уже с большим трудом. Природа отдаёт их неохотно — более 65% нефти и газа после разработки месторождения остаются под землёй. Поэтому сегодня важно найти наиболее эффективные инженерные решения для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

В Западной Сибири активная добыча нефти и газа ведётся с середины прошлого века. За это время нефтяникам пришлось иметь дело как с легкодоступной нефтью, так и с «трудной». Недавно журналисты научно-популярных изданий получили возможность ознакомиться с традиционными и новыми, более продуктивными решениями в нефтедобыче. Информацию получили из первых рук, от сотрудников исследовательского центра «Геосфера» в Тюмени. 

О первых простых способах добычи нефти рассказал Александр Шубин, начальник отдела геомеханических исследований: «В пласте бурим две скважины, в одну закачиваем воду, а затем как поршнем начинаем вытеснять нефть к другой скважине, где её можно откачать. Это хорошо работает для простого пласта, но сегодня пласты стали гораздо сложнее. Они неоднородные, из каких-то слоёв нефть выходит, а где-то остаётся. И для более эффективной её добычи приходится применять другие технологии. Например, можем добавить к воде полимер, чтобы изменить её вязкость. Тогда вода с более высокой вязкостью будет равномернее проникать в породу, охватывать ранее недоступные зоны и лучше вытеснять нефть из пласта. Но наиболее эффективная технология для «трудных» пластов — это ГРП, или гидроразрыв пласта. В скважину нагнетаем жидкость, разрываем породу, создаём такие трещины-магистрали, по которым нефть начинает притекать к скважине. Но в пласте есть давление, которое начинает эти трещины смыкать, и чтобы их зафиксировать, мы закачиваем пропант, гранулированный сыпучий материал, похожий на песок, проницаемый для жидкостей. Наша задача — выбрать оптимальный пропант, который будет эффективно пропускать через себя нефть и при этом удерживать стенки искусственной трещины, чтобы она не сомкнулась».

Александр Шубин рассказывает журналистам о технологиях гидроразрыва пласта.

Технология гидроразрыва пласта для сибирских природных условий была разработана ещё в 1953–1956 годах советскими учёными под руководством академика Сергея Алексеевича Христиановича. И сегодня в ведущих российских нефтяных компаниях, в том числе и в добывающих подразделениях «Газпром нефти» метод гидроразрыва пласта остаётся одним из основных способов повышения продуктивности «трудных» скважин. В 16 лабораториях «Геосферы» проводится кропотливая исследовательская работа, а полученные экспериментальные данные позволяют точно рассчитать параметры ГРП, правильно подобрать пропант, другие реагенты для каждого конкретного месторождения.

Прежде всего для этих исследований с месторождения доставляются керны — ценнейшие источники геологической информации. Физически керн представляет собой узкую цилиндрическую колонну горной породы метровой длины, которая извлекается при бурении скважины. Экскурсию по огромному роботизированному кернохранилищу исследовательского центра провёл Николай Барковский, начальник управления фильтрационных и специальных исследований керна. Сегодня здесь собрано уже более 100 000 образцов с различных месторождений, но заполнено оно пока лишь наполовину. Особенность хранилища в том, что поиск и доставку затребованных исследователями образцов, выполняют роботы, это сильно экономит время.

Николай Барковский демонстрирует автоматизированное кернохранилище.

«Каждое месторождение уникально, в каждом свои проблемы. — рассказывает Николай Николаевич, — Под определённые задачи для конкретной залежи на лабораторных установках мы воссоздаем все условия месторождения, все характеристики, не упуская ни одну деталь. Только после этого можно дать необходимые рекомендации инженерам, подобрать пропант для ГРП, рассчитать нужный объём химических реагентов для закачки в скважины и определить другие важные параметры для эффективной разработки месторождения».

Исследование керна в лаборатории позволяет изучить строение пласта, его пористость, проницаемость, прочность и другие параметры, влияющие на движение нефти и газа в пласте. Но в лабораторных опытах физический образец можно безвозвратно разрушить, ведь его распиливают, обрабатывают агрессивным жидкостями, подвергают сжатию под прессом. Поэтому сначала каждый образец керна проходит через томографическое обследование, на основе которого создаётся виртуальная модель образца, своего рода цифрового двойника месторождения. А на этой математической модели уже можно проводить любые опыты без опасности утраты ценного материала. Например, моделировать как в пласте нефть будет вытесняться водой или газом, как на процессы будут влиять полимерные добавки. Все полученные таким образом цифровые двойники, хранящие данные о характеристиках конкретного месторождения, поступают в единую цифровую базу исследовательского центра. Это ускоряет поиск эффективных технологий для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, помогает комплексно подходить к планированию разработок.

На заключительном брифинге директор исследовательского центра «Геосфера» Ленар Шакирзянов отметил, что создание цифровых двойников месторождений, внедрение цифровых технологий в лабораторный комплекс — это текущая реальность, с которой весь коллектив центра активно работает. Некоторые эксперименты на образцах керна из «трудных» пластов в лабораториях могут идти по полгода, а внедрение математических моделей «цифрового керна» позволяет сократить это время до недели и даже нескольких дней. Поэтому внедрение цифровых технологий обещает качественный скачок в технологиях нефтедобычи.

Фото пресс-службы  «Газпром нефти».