Материалы портала «Научная Россия»

0 комментариев 628

В Пермском Политехе «прокачали» 3D-двойники нефтяных месторождений

Исследователи из Пермского Политеха усовершенствовали цифровые модели нефтяных месторождений. 3D-двойники позволят наиболее полно учесть геологические особенности залежей, чтобы эффективно оценить их потенциал

Исследователи из Пермского Политеха усовершенствовали цифровые модели нефтяных месторождений. 3D-двойники позволят наиболее полно учесть геологические особенности залежей, чтобы эффективно оценить их потенциал и добыть больше «черного золота».

Дмитрий Мартюшев

Дмитрий Мартюшев

 

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

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

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

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. 

Цифровая 3D-модель Гагаринского

Цифровая 3D-модель Гагаринского

месторождения

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.

 

Информация и фото предоставлены пресс-службой ПНИПУ

3D-двойники месторождений Пермский Политех добыча нефти нефтяные месторождения

Назад

Социальные сети

Комментарии

Авторизуйтесь, чтобы оставить комментарий

Информация предоставлена Информационным агентством "Научная Россия". Свидетельство о регистрации СМИ: ИА № ФС77-62580, выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций 31 июля 2015 года.