В Перми научились оперативно определять вертикальную проницаемость пласта при ГРП

Технология, позволяющую усовершенствовать 3D-двойники месторождений, применили на карбонатных залежах Пермского края.

Исследователи из Пермского Политехнического университета усовершенствовали цифровые модели нефтяных месторождений. 3D-двойники позволят наиболее полно учесть ические особенности залежей, чтобы эффективно оценить их потенциал и добыть больше нефти. Об этом портал узнал из сообщения пресс-службы Политеха.

Сейчас предприятия преимущественно добывают сырье на месторождениях с запасами нефти, которые сложно извлечь. Для решения этих задач необходимы новые . К ним относятся, например, цифровые 3D-двойники месторождений, рассказывает доцент кафедры «Нефтегазовые » ПНИПУ, кандидат технических наук Дмитрий Мартюшев. С их ю можно получить более полные и совершенные модели, которые эффективно описывают сложные процессы в нефтяном пласте.

В последнее время доля нефтяных активов, которые разрабатывают на «сложных» карбонатных объектах в России, значительно возросла. По словам исследователей, более точное знание ических характеристик нефтяных залежей позволит усовершенствовать существующие 3D-двойники месторождений. С ю можно будет подобрать наиболее эффективную систему их разработки, регулировать процессы, обеспечить оптимальные о-технические мероприятия и увеличить добычу нефти.

  «Газпром нефть» применяет новые подходы к обсервации персонала перед заездом на вахту

«Один из наиболее эффективных методов увеличения добычи «черного золота» в мире – гидравлический разрыв пласта (ГРП), – поясняет ученый. — Но при проведении мероприятия трещина может ратраниться вертикально и расширить каналы, которые соединяют водонасыщенную и нефтяную зоны. Это приведет к снижению добычи нефти. Негативных последствий можно избежать с ю усовершенствованных 3D-моделей».

При создании и внедрении 3D-двойников месторождений важно учитывать их горизонтальную и вертикальную проницаемость, считает исследователь. Но сейчас в России и в мире эти особенности не всегда учитывают. Есть всего несколько методов для оценки вертикальной проницаемости, но они требуют временных и финансовых затрат.

Дмитрий Мартюшев и его коллеги разработали методику, которая оперативно определяет вертикальную проницаемость нефтяного пласта. Технология позволяет усовершенствовать цифровые 3D-двойники месторождений. Ее уже применили на шести карбонатных залежах Пермского края.

После внедрения 3D-двойники показали лучшие результаты. Расчетные и фактические данные совпадали, в отличие от предыдущих моделей. Новые 3D-двойники не искажают показатели, поэтому можно точнее рассчитать экономический эффект от добычи нефти. По мнению ученых, усовершенствованные модели позволят более обоснованно подбирать для этого перспективные скважины-кандидаты.

  Белоруссия с 1 апреля увеличит тариф на транзит нефтепродуктов на 12%

В июле портал сообщало, что в Перми нашли способ повысить нефтеотдачу на карбонатах с ю «червоточин». Для этого ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета подбирают темп закачки кислотных растворов.

Подписывайтесь на наш Телеграм-канал чтобы знать больше https://t.me/ieport_new

Pin It

Добавить комментарий