Создан метод подсчета остаточной нефти в пласте

Это позволит знать, как эффективнее разрабатывать «убегающие» запасы.

(24 сентября 2026 19:36 , ИА "Девон" ) Ученые РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина разработали цифровую гидродинамическую модель, которая поможет точнее рассчитать движение нефти в зоне остаточной нефтенасыщенности месторождений. До сих пор этот фактор не учитывался при разработке стратегии нефтедобычи. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения Губкинского университета.

Эксперименты с моделью показали, сколько нефти уходит в пласт при обычных методах добычи и остается там. В некоторых геологических условиях правильный учет зоны остаточной нефтенасыщенности позволяет спасти от потерь до 2-5% подвижных запасов. Если подобрать подходящую систему разработки, можно нарастить и извлекаемые запасы.

«Суть новой модели — в том, чтобы учитывать нефть не только выше водонефтяного контакта, как это делают сейчас, но и в переходной зоне между этим контактом и зеркалом чистой воды», - рассказал завкафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Губкинского университета Петр ПЯТИБРАТОВ.

«Несмотря на то, что нефть в этой зоне неподвижна, учет ее важен при проектировании, - продолжил доцент РГУ. - Она влияет на гидродинамические процессы и фильтрацию флюидов в процессе разработки. При заводнении часть нефти может уходить вниз, под водонефтяной контакт, и превращаться в неподвижную».

Если изначально корректно задать распределение нефти по всей высоте пласта, а не только в пределах залежи, модель точнее спрогнозирует объемы добычи и участки возможных потерь. Это позволяет скорректировать систему заводнения так, чтобы не вытеснять нефть в водоносную зону. Тогда «черное золото» можно направлять к добывающим скважинам.

Разработка особенно актуальна для месторождений Западной Сибири с обширными водонефтяными зонами. Большая площадь контактных зон, комплекс геолого-физических характеристик пласта и создаваемые при разработке перепады давлений в совокупности могут приводить к значительным потерям подвижных запасов.

Вода находилась в пластах Западной Сибири еще при формировании этих пород. Нефть мигрировала в эти ловушки позже — из глубин земли через трещины и разломы. В итоге нефть и вода оказались заперты в одних и тех же пластах. Поэтому при добыче углеводородов неизбежно выходит и вода, с которой приходится постоянно бороться.

«Традиционная легкая сибирская нефть почти выработана, - пояснил Петр Пятибратов. - Поэтому нужны новые эффективные методы ее извлечения. С одной стороны, это поиск новых технологий для трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных ресурсов. С другой – максимально бережное отношение к разрабатываемым месторождениям, на которых уже есть вся необходимая инфраструктура».

Эксперимент с использованием данных одного из месторождений Западной Сибири показал, что новый подход к расчетам позволил точнее оценить потери нефти в контактных зонах. Отличие составило около 40 тыс. кубометров для среднего по запасам нефтяного месторождения.

Для более крупных месторождений цифры могут быть выше в зависимости от геолого-физических характеристик, геологического строения месторождения и применяемых технологий. Учет техногенных процессов, протекающих в пластах во время разработки — это путь к выработке обоснованных проектных решений и повышению коэффициента извлечения нефти.

Ранее «Информ-Девон» писал, что ученые РГУ нефти и газа с помощью нового метода проанализировали образцы керна баженовской свиты — сланцевой нефтеносной толщи Западной Сибири. Анализ показал, что породы свиты региона содержат в 1,5-7 раз больше воды, чем предполагалось ранее. Это означает, что оценки запасов нефти, сделанные во второй половине ХХ века, завышены.

ИА «Девон»: НАЙДЕН СПОСОБ ТОЧНЕЕ ИСКАТЬ СЛАНЦЕВУЮ НЕФТЬ В РФ.
Методика уфимских ученых позволила получить высокий дебит из баженовской свиты в малоперспективном районе Югры.

Поделиться этой новостью у себя в соцсетях

Поиск по теме: геология, запасы, наука, вода, трудная нефть