Виртуальная четырехмерная модель Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения – первый подобный проект в стране.
В Тюменском нефтяном научном центре (входит в научно-проектный блок компании «Роснефть») создали первую в отрасли виртуальную 4D-модель Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения. В России столь масштабный проект реализован впервые. Работы проведены в рамках стратегии «Роснефть-2030» по внедрению цифровых технологий для повышения прозрачности, управляемости и скорости принятия решений.
По словам генерального директора ООО «ТННЦ» Андрея Аржиловского, разработка и внедрение собственных программных продуктов позволяют более точно и оперативно определять содержание углеводородов в пласте, подбирать наиболее эффективные способы добычи, интенсифицировать работу скважин и прогнозировать процессы разработки.
Построенная модель охватывает пласты березовской, кузнецовской и покурской свит. Породы, слагающие эти свиты, сложны для освоения: одни имеют ультранизкую проницаемость, другие слабо сцементированы, поэтому бурение может сопровождаться выносом песка, просадкой грунта.
На газовых месторождениях в условиях слабоконсолидированных коллекторов из-за отсутствия систем поддержания пластового давления подобные эффекты наиболее ощутимы и проявляются гораздо раньше, чем на нефтяных, поэтому учет геомеханики настолько важен.
С учетом геомеханических эффектов (деформирования, перераспределения напряжений и разрушения горных пород) составлена детальная программа мониторинга, изучения и расчета сценариев освоения залежей. Модель наглядно демонстрирует, как разработка пластов влияет на процессы интенсификации добычи, и позволяет оценить риски бурения.
Как отметил начальник отдела разработки проектов геомеханики ТННЦ Валерий Павлов, уникальность разработки в том, что в мире еще никто не строил 4D-модель трех разных по свойствам пластов с учетом результатов масштабных геомеханических тестов. Эти тесты демонстрируют, как прочность породы изменяется во времени в зависимости от насыщения флюида, который содержится внутри пласта.
«Мы создали инновационный цифровой инструмент благодаря уникальным исследованиям керна, корпоративному программному обеспечению и опыту моделирования, – пояснил Валерий Павлов. – С помощью разработанной нами модели мы можем оценить все риски до ввода месторождения в разработку. Такой результат не даст ни один другой способ моделирования».
Все материалы рубрики «Нефть и Газ»
14.08.2022
