Специалисты из Научно-технического университета Россиянефтегаз имени И. М. Губкина разработали цифровую гидродинамическую модель, предназначенную для более точного определения перемещения нефти в области остаточной нефтенасыщенности. Институт проинформировал об этом, отмечая, что ранее данный фактор не принимался во внимание при планировании добычи, несмотря на его значительное влияние на фильтрацию жидкостей и потери полезного ископаемого.
Предлагаемая модель позволяет оценить объём нефти, остающийся в пласте при использовании стандартных методов извлечения. В определенных геологических условиях точный учет переходной зоны может способствовать сохранению от 2 до 5% мобильных запасов, а при грамотном выборе стратегии разработки – увеличению объема добычи. Испытания, проведенные на одном из месторождений Западной Сибири, выявили расхождения в оценках потерь в размере 40 тысяч кубических метров – для более крупных объектов эффект может быть и более существенным.
Основное достоинство разработанного подхода заключается в учете нефти не только выше уровня водонефтяного контакта, но и в переходной области между ним и слоем чистой воды. Это позволяет корректировать систему заводнения, предотвращая вытеснение нефти в водоносный горизонт и направляя ее к добывающим скважинам. Данный метод особенно востребован для месторождений Западной Сибири, характеризующихся обширными водонефтяными зонами.
Петр Пятибратов, декан факультета разработки нефтяных и газовых месторождений Губкинского университета, обратил внимание на то, что добыча «легкой» сибирской нефти практически завершена, поэтому необходимо максимально эффективно использовать действующие месторождения и внедрять инновационные технологии для извлечения труднодоступных запасов.
