Специалисты «Тюменского нефтяного научного центра» (ТННЦ, входит в научно-проектный блок «Роснефти») совместно с негосударственным институтом развития «Иннопрактика» создали уникальный программный комплекс «РН-Цифровой керн», не имеющий аналогов в России.
В компании отмечают, что в основе программного комплекса «РН-Цифровой керн» заложены уникальные алгоритмы и методы, ранее не применявшиеся в коммерческом программном обеспечении. На основании полученных трехмерных снимков высокого разрешения образцов горной породы программа создает математическую модель — цифровой двойник керна. С помощью этой модели можно изучать физические, механические и фильтрационные характеристики горных пород.
Виртуальное моделирование керна позволяет не только спрогнозировать содержание углеводородов в пласте, но и подобрать наиболее эффективные методы разработки для увеличения его нефтеотдачи.
«Программный комплекс состоит из нескольких модулей, которые позволяют проводить математическое моделирование, начиная от обработки томографических изображений и заканчивая определением свойств горной породы, необходимых для выполнения оценки запасов, проектирования и сопровождения разработки месторождений, — рассказывает Сергей Степанов, старший эксперт ТННЦ. — При цифровых исследованиях керна объектом изучения является цифровой двойник керна, который создается путем обработки томографических данных. Такая цифровая модель позволяет определить все свойства горной породы, в том числе, эффективность вытеснения нефти при различном воздействии на породу. Преимущество вычислительных экспериментов на цифровом керне в отличие от физических экспериментов на реальном керне — возможность многократных исследований одного и того же образца при различных условиях».
В настоящее время программный комплекс «РН-Цифровой керн» используется как дополнительный инструмент лабораторных исследований и работает с традиционными высокопроницаемыми горными породами. В перспективе функционал будет расширен для работы с трудноизвлекаемыми запасами.
Фото: «Роснефть»
Фото: «Роснефть»
«Мы являемся "драйверами" для российских производителей инновационного оборудования и обеспечиваем их актуальными задачами. Лабораторные центры компании "Роснефть" стали площадками для развития отечественных производителей. Более половины экспериментальных установок, работающих в нашем центре, произведены в России. Для изучения горных пород мы применяем оборудование и современные методы исследований — от самых простых — измерения электрического сопротивления, акустического прозвучивания, до сложнейших методов ядерно-магнитного резонанса, рентгеновской томографии и дифрактометрии», — рассказала Наталья Аржиловская, начальник отдела минералогических и петрографических исследований ТННЦ.
Кроме того, специалисты ТННЦ разработали уникальную 4D модель сразу трех газовых пластов Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения. Модель учитывает геомеханические свойства горных пород (реакцию пород на процессы добычи). Работа такого масштаба проведена в нашей стране впервые.
Благодаря разработанной 4D модели специалисты ТННЦ составили детальную программу мониторинга и изучения газовых пластов. Цифровая модель также позволит увеличить экономическую эффективность добычи за счет исключения негативных сценариев бурения и своевременной корректировки операций.
Как отметил начальник отдела разработки проектов геомеханики ТННЦ Валерий Павлов, ТННЦ сопровождает 90 процентов газовых активов «Роснефти». «Мы сосредоточены на сейсмическом, петрофизическом, интегрированном геолого-гидродинамическом моделировании, концептуальном проектировании и сопровождении бурения газовых месторождений. Они охватывают научным сопровождением 37 месторождений с общим объемом запасов газа в несколько триллионов кубических метров. Сочетание высокого технологического потенциала, обширной исследовательской базы и опыта решения сложных задач разработки позволяют специалистам ТННЦ создавать уникальные интегрированные модели для прогнозирования разработки газовых залежей», — рассказал он.
Ранее специалисты ТННЦ разработали технологию повышения эффективности добычи. Метод включает в себя, в частности, использование специальных составов, позволяющих увеличить объемы извлекаемой нефти, а также циклическое нагнетание пара в коллекторе, что также повышает нефтеотдачу. При этом общая стоимость работ на 82 процента ниже, чем более сложных стандартных геолого-технических мероприятий.
Экономический эффект от внедрения комплекса мер по повышению нефтеотдачи пласта компанией «Самотлорнефтегаз» (входит в добывающий комплекс «Роснефти») по итогам 2021 года составил 1,9 миллиарда рублей.
Применение данного метода продлевает срок рентабельной разработки зрелых месторождений, а также позволяют добывать нефть на тех участках, где классические способы поддержания пластового давления являются малоэффективными.