Мониторинг разработки месторождений позволяет оценивать энергетическое состояние залежей, контролировать динамику насыщения скважин и многое другое, что в итоге влияет на эффективность и качество добычи нефти. Сегодня его проводят с помощью различных геофизических, гидродинамических и специальных исследований.
Так, на нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивают воду, которая увеличивает давление в добывающей скважине, продвигая тем самым нефть выше. Чтобы такое заводнение оставалось эффективным, очень важно регулярно контролировать связь между ними и проверять, чтобы вода свободно проходила по каналам пласта и попадала в нужное место. Это делается с помощью дорогостоящих и долгих индикаторных исследований.
Разработка пермских ученых может быстро и точно определить значения пластовых давлений в зависимости от объема закачки воды. С помощью инновационного подхода можно за пару минут определить качество связи между скважинами без остановки рабочего процесса, что позволит с минимальными трудозатратами оценивать качество заводнения нефтяных пластов.
Инна Пономарева, доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ:
— В качестве исходных данных используются файлы, которые выгружаются из стандартных гидродинамических моделей и содержат информацию о значениях среднемесячных дебитов скважин (объем добычи нефти) и коэффициента ее эксплуатации. Продолжительность вычислений составляет не более одной минуты даже для крупных объектов разработки, а результатом расчетов являются данные о значениях пластового давления в зоне отбора каждой скважины за каждый месяц ее эксплуатации. Они представлены в виде обобщенного и индивидуальных графиков, а также выгружаются в виде стандартной электронной таблицы.
Разработчики проверили программу на месторождении с тяжелыми геолого-физическими условиями добычи нефти и установили сложный характер взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами. Если пластовое давление в добывающей не реагирует на изменения закачки воды в соседней нагнетательной, это является косвенным подтверждением отсутствия гидродинамической связи между ними. Сравнение результата с проведенными индикаторными исследованиями подтвердили работоспособность модели и целесообразность ее применения на практике.
Разработанный подход обладает достаточно высокой прогностической способностью. В среднем ошибка прогноза пластового давления не превышает 5%, что является хорошим результатам, особенно в условиях сложнопостроенных карбонатных залежей.
Данное исследование не только решает задачи одного из технологических проектов Пермского НОЦ («Технологии повышения коэффициента извлечения нефти для трудноизвлекаемых запасов»), но и способствует укреплению технологического суверенитета России.
Напомним, ПНИПУ является участником Пермского НОЦ, одно из основных направлений деятельности которого – «Углеводороды».
