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.

Источник: Официальный ресурс Министерства образования и науки Российской Федерации