3D-двойники нефтяных месторождений помогут подобрать наиболее эффективную систему их разработки

По словам Дмитрия Мартюшева, доцента кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского Политеха, в настоящее время сырье добывается преимущественно на месторождениях с запасами нефти, которые сложно извлечь. Для решения этих задач необходимы новые технологии, в том числе цифровые 3D-двойники месторождений, которые позволяют получить более полные и совершенные модели для описания сложных процессов в нефтяном пласте.

«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 Дмитрий Мартюшев.

При создании и внедрении 3D-двойников месторождений важно учитывать их горизонтальную и вертикальную проницаемость, что не всегда принимается во внимание в России и в мире. Есть всего несколько методов для оценки вертикальной проницаемости, но они требуют временных и финансовых затрат. Исследователи из Пермского Политеха разработали методику, которая оперативно определяет вертикальную проницаемость нефтяного пласта. Технологию уже применили на шести карбонатных залежах Пермского края: новые 3D-двойники не искажают показатели, поэтому можно точнее рассчитать экономический эффект от добычи нефти. По мнению ученых, усовершенствованные модели позволят более обоснованно подбирать перспективные скважины-кандидаты.