Цифровое настоящее нефтедобычи. Год исследовательскому центру «Геосфера» в Тюмени

15.07.2026 15:40

167

Нефтяные месторождения сегодня отдают только 30% хранящихся запасов. Остальные две трети нефти остаются в недрах недосягаемыми для современных добывающих технологий: они либо слишком густые, либо спрятаны в тончайших микротрещинах и складках пластов породы. Поднять какую-то ее часть технически можно, но стоимость работ превысит цену ресурса. При этом уровень нефтеотдачи в 30% — это не предел, а результат современных научных достижений и новых методов повышения продуктивности скважин.

Фото: Александр Бурмистров / Научная Россия

Об актуальных направлениях исследований, связанных с нефтедобычей, журналистам рассказали в научно-исследовательском центре «Геосфера» компании «Газмпром нефти» в Тюмени. Центр открыли около года назад как одну из ключевых научно-технологических точек в области разработки нефтегазовых месторождений.

Геологическая библиотека

Керн — единственный источник знаний о строении недр, их пористости и проницаемости для флюидов (нефти, природного газа и пластовой воды). Цилиндрические образцы породы поднимают с глубины в несколько километров при бурении скважин. Именно в таком виде в глубинах и хранится нефть: она не формирует подземные водоемы, а пропитывает породу и скапливается в порах камня. Основные методы добычи связаны с вытеснением нефти из породы различными жидкостями или газами под давлением. Но какая именно технология окажется максимально эффективной на конкретном месторождении, ученые могут сказать, только тщательно изучив образцы. «Сохранять керн — это необходимость и обязательство компании перед государством. Каждый его образец уникален и ценен как геологическая библиотека: исследуя фрагменты пород, мы понимаем, как формировалась залежь, при каких условиях, из чего она состоит и какие технологии надо применить, чтобы эффективно извлекать углеводороды. Мы обязаны хранить образцы керна, чтобы постоянно возвращаться к исследованиям: когда месторождение выходит на последнюю стадию разработки, мы достаем керн из хранилища и подбираем новые технологии добычи, в том числе газовые и химические, чтобы повысить нефтеотдачу», — рассказал начальник управления фильтрационных и специальных исследований керна центра «Геосфера» Николай Барковский.

За всю историю работы компания «Газмпром нефть» подняла около 100 тыс. погонных метров керна с самых разных месторождений. Со временем для хранения и дальнейшего изучения его перевезут в кернохранилище Тюмени: по проекту его вместимость достигает 200 тыс. м. Рутинную работу взяли на себя роботы: они сами находят образцы, забирают их со стеллажей, перевозят в лаборатории и обратно. Более того, все исследования и операции, проведенные с образцом, отражаются на штрих-коде: считав его, автомат может вернуть керн в лабораторию для дополнительных исследований.

Цифровые исследования недр

Традиционные физические и механические испытания неизбежно приводят к разрушению или необратимой деформации материала. Как экономно ни расходуй образцы, однажды ценный керн закончится. В этой ситуации на помощь приходят цифровые технологии: с помощью томографии, микроструктурного анализа и последующего моделирования создаются цифровые двойники образцов керна. Это дает возможность рассмотреть в виртуальном пространстве пористость породы, ее состав, включая самые маленькие вкрапления разных материалов, проводя исследования без повреждения оригинала.

«Компания “Газпром нефть” разработала программу “Цифровой керн”, позволяющую воссоздавать физические процессы: течение воды, газа, нефти в пустотах, моделируя различные эксперименты, в том числе по изучению методов увеличения нефтеотдачи пластов. Мы можем неограниченно проводить эксперименты на одном объекте и сравнивать результаты. Классическое рентгеновское излучение позволяет нам получить разрешение до 1 мкм. Но после запуска Сибирского кольцевого источника фотонов при нашем непосредственном участии будет работать исследовательская база “Микрофокус”. Это позволит изучать образцы с разрешением до 200 нм (в пять раз больше) и более детально исследовать объекты с месторождений трудноизвлекаемых запасов», — рассказал начальник отдела физики пласта исследовательского центра «Геосфера» Денис Глушков.

В лаборатории микрофлюидных исследований разрабатывают альтернативную технологию, позволяющую отсеивать неэффективные методы добычи нефти для конкретного месторождения. Основа метода — использование особых чипов — тонких монокристаллических кремниевых пластин, на которые нанесены физические модели пустотного пространства в породе. На таком чипе можно оперативно воссоздать разработку месторождения: рисунок пустот заполняется нефтью, которая затем вытесняется жидкостями или газами. Но в финале перспективные решения, проверенные и на цифровых моделях, и на чипах, проверяются в экспериментах на физических образцах керна. Полного доверия к цифровым технологиям и стопроцентной гарантии, что результаты корректны, пока нет.

«Сейчас мы моделируем на цифровых двойниках процессы, которые ранее проводили только на физических образцах керна: это процессы вытеснения нефти водой или газом. Постепенно произойдет замещение отдельных физических экспериментов цифровыми — это один из треков. Но более реалистичный путь заключается в том, что мы будем применять цифровые инструменты для первого ранжирования: с их помощью можно быстро провести ряд экспериментов и отсеять часть технологий. Но эксперименты на физических образцах керна будут проводиться еще долгое время», — отметил директор центра «Геосфера» Ленар Шакирзянов.

Персональный подход к месторождениям

Фундаментальные исследования пластовых процессов сводятся к решению одной задачи — скважина должна приносить больше углеводородов. Раньше технологии применяли без учета геологических особенностей залежей, но сейчас подход изменился: теперь методы подбирают к каждому месторождению.

Так, ученые «Газпром нефти» разработали установку, в которой возможно полностью воспроизвести условия в конкретном месторождении: температуру, давление и другие технологические параметры. Это позволяет смоделировать проведение гидроразрыва пласта (ГРП). Это метод повышения нефтеотдачи, при котором в пласт под высоким давлением закачивают жидкость, создающую дополнительные трещины, через которые нефть поступает к скважине.

«Чтобы трещины, которые мы создаем, не закрыло давлением породы, их заполняют пропантом — гранулами, которые должны удерживать трещину открытой и одновременно пропускать флюид. Пропант делают из разных материалов с разным покрытием, и наша задача — подобрать наиболее эффективный вариант для конкретного месторождения, оценив его способность удерживать стенку трещины и пропускать через себя газ, нефть и воду. В установке мы воссоздаем все условия месторождения, помещаем туда две пластины породы, между которыми засыпается пропант, и оцениваем пропускную способность и прочность. Таким образом мы можем подобрать лучший состав под конкретную залежь», — рассказал начальник отдела геомеханических исследований Александр Шубин.

Другая технология связана с применением попутного нефтяного газа. При контакте с нефтью он снижает ее вязкость, делая более подвижной. В результате к скважине поступает больше ресурса. Это позволяет увеличить процент добычи с конкретного месторождения, а также отказаться от газовых факелов, сжигающих излишки. Технология известна с середины ХХ в., но теперь получилось персонализировать ее под конкретные условия.

«На установке в лаборатории подбирается состав газа и условия для конкретного месторождения, чтобы технология была эффективной. Мы воссоздаем условия нефтяного пласта, процесс вытеснения нефти газом и определяем параметры. Затем с помощью гидродинамического моделирования и цифровых технологий на основе этих данных прогнозируем объемы добычи нефти и эффективность технологии, чтобы решить, стоит ли ее применять в конкретном случае», — отметил начальник отдела специальных исследований центра «Геосфера» Станислав Калинин.