Создана технология на основе рентгена для прогноза добычи нефти в сложных породах

Ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ) совместно с китайскими коллегами разработали технологию на основе рентгена, призванную повысить добычу нефти в сложных породах, где в скважины приходится закачивать воду под давлением. Новая технология распознает нефть на полученных изображениях с точностью 89 %, позволяя поэтапно увидеть процесс вытеснения и точно спрогнозировать поведение пласта.

С каждым годом добывать нефть становится все сложнее: легкодоступные месторождения истощаются, и основные запасы теперь сосредоточены в плотных породах-коллекторах, таких как известняки и доломиты. Чтобы извлечь оттуда сырье, в скважины закачивают воду, но процесс этот идет вслепую — инженеры видят только, сколько жидкости вошло и сколько вышло, не понимая, что происходит внутри пласта. При этом вода часто уходит по трещинам, минуя нефть, а дорогостоящие методы повышения отдачи не срабатывают. Чтобы избежать этого, нужно заранее понимать, как вода поведет себя в конкретной породе.

Авторы исследования разработали уникальный экспериментальный комплекс, который сочетает классическое заводнение керна с непрерывной рентгеновской съемкой. Образец породы помещают в специальный сканер — медицинский томограф, только приспособленный для работы с горной породой. Через керн прокачивают воду, и на каждом этапе этого процесса сканер делает трехмерные снимки. Чтобы жидкости были видны на рентгене, в воду добавляют йодистый калий — вещество, которое хорошо задерживает излучение. На готовых изображениях она выглядит светлой, нефть — темной, а горная порода имеет серый оттенок. Получается послойная картинка, на которой видно расположение воды и нефти в каждый момент времени.

«Раньше мы могли только строить догадки о том, что происходит внутри породы. Классические уравнения говорили, что вода должна идти ровной стеной, вытесняя нефть перед собой. Но в реальности из-за капиллярных сил и неоднородности камня вода распространяется неравномерно — где-то быстрее, где-то медленнее. Теперь мы можем увидеть этот процесс в деталях, слой за слоем, с точностью до миллиметра», — рассказал один из авторов исследования, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии», доктор технических наук Дмитрий Мартюшев.

Благодаря новой технологии исследователям удалось детально изучить поведение разных пород при заводнении. Когда методику опробовали на кернах, выяснилось, что два самых распространенных типа коллекторов — доломит и известняк — ведут себя совершенно по-разному. Раньше это упускали из виду, потому что не могли увидеть процесс изнутри. Теперь стало понятно, что для каждой породы нужна своя стратегия добычи.

«Доломит оказался предсказуемым и послушным. Жидкость движется по нему равномерно, вытесняя нефть перед собой. Остатки углеводорода остаются в виде отдельных капель в центре крупных пор. А вот известняк устроен гораздо сложнее. Эта порода проявила себя как нефтесмачиваемая — то есть нефть не просто сидит в порах, а прилипает к стенкам тонкой пленкой. Вода, которую закачивают в скважину, не смывает этот слой, а прорывается по крупным трещинам, как по трубе, оставляя основную массу сырья нетронутой», — добавил Дмитрий Мартюшев.

Теперь у горных инженеров есть инструмент, который позволяет точно определить стратегию добычи. Если нефть заперта в доломите в виде капель — помогут вещества, снижающие поверхностное натяжение. Если она пленкой обволакивает известняк — нужны газы, которые растворят этот слой, или кислота, которая изменит свойства породы.

Ученые отмечают, что совпадение их расчетов с реальностью достигает 95 %, а достоверность прогнозной модели — 98 %. Это на 10–15 % выше, чем дают традиционные методы. Для нефтяной отрасли, где ошибка оборачивается миллионными убытками, такой прирост точности критически важен.

Исследование поддержано федеральной программой Минобрнауки России «Приоритет-2030» национального проекта «Молодежь и дети».