Модель месторождения покажет, оправданы ли усилия по извлечению «трудной» венесуэльской нефти

Исследователи из «Сколтеха» и Университета Халифы, а также их венесуэльские коллеги в нефтедобывающей отрасли построили верифицированную численную модель, которая уточнит прогнозы эффективности методов повышения нефтеотдачи на венесуэльских месторождениях сверхтяжелой нефти. Качественные прогнозы позволят компаниям принимать рациональные решения при разработке месторождений. Об этом CNews сообщили представители «Сколтеха».

Запасы сверхтяжелой нефти в Венесуэле велики, но ее извлечение крайне затруднено. Если в случае легкой нефти типичный коэффициент извлечения составляет порядка 60%, а тяжелой — до 20%, то на месторождении сверхтяжелой нефти, анализ которого провели ученые из «Сколтеха» и их коллеги, коэффициент извлечения равен всего 4%. Это объясняется высокой вязкостью нефти и другими неблагоприятными для добычи особенностями. Без существенного повышения нефтеотдачи такие запасы практически недосягаемы.

Ранее на венесуэльских месторождениях оценивалась эффективность различных методов повышения нефтеотдачи, прежде всего термических и химических — это закачка горячего водяного пара и внутрипластовое горение нефти с одной стороны и использование промышленных химикатов с другой. Однако в связи с малой толщиной нефтеносного пласта и наличием неоднородных и сильно обводнённых участков применение этих методов остаётся технически сложным. Научная группа предложила альтернативный подход, основанный на сочетании двух химических методов повышения нефтеотдачи, причём без использования вредных для экологии щелочей.

«Способов выжать из скважины максимум очень много, — сказала первый автор исследования, старший научный сотрудник Центра науки и технологий добычи углеводородов ??Сколтеха» Айсылу Аскарова. — Чтобы повысить давление в пласте, туда закачивают воду, но вода никак не поможет справиться с вязкостью сверхтяжелой нефти. Для этого обычно используется тепло, но закачка горячего пара затруднена особенностями месторождения, а метод внутрипластового горения для таких месторождений остается на уровне лабораторных исследований. Тут мы подходим к химическим агентам: щелочам, поверхностно-активным веществам, полимерам. Агент каждого типа можно использовать отдельно, а можно их совмещать в разной последовательности — эффект будет отличаться».

Хотя химические методы повышения нефтеотдачи без щелочей мало изучены, ученые решили отказаться от этого компонента, чтобы снизить риски коррозии, солеотложения, нестабильности полимера и образования трудноразделимых эмульсий. Оставшиеся два компонента можно закачивать в разном порядке — сначала полимер, потом ПАВ или наоборот — либо вводить в скважину одновременно.

«Заранее сравнить эти варианты сложно: количество натурных экспериментов ограничивается доступностью реальных образцов породы из соответствующих месторождений — таких образцов очень мало — а также продолжительностью испытаний и их стоимостью, — сказала Аскарова. — Поэтому мы построили численную модель, которая верифицирована на основании данных эксперимента венесуэльских коллег и позволяет в дальнейшем ставить численные эксперименты для получения адекватного прогноза без доступа к новым образцам».

Модель настроена так, чтобы воспроизводить результаты трех экспериментов с образцами, похожими на породу из месторождения, и одного эксперимента с реальным образцом керна, извлечённым при бурении скважины. В экспериментах через породу прокачивали оба реагента: ПАВ и полимер.

Полученную учеными модель совместили с общей гидродинамической моделью месторождения, разработанной нефтяной компанией, — в итоге комбинированная модель позволит сравнивать всевозможные сценарии повышения нефтеотдачи, включая не химические методы вроде внутрипластового горения и закачки горячей воды и пара, которые не рассматривались в исследовании.

Что касается разных вариантов бесщелочной закачки ПАВ и полимера, численные эксперименты показали, что лучший результат даёт одновременная закачка обоих реагентов: прогнозируется рост коэффициента извлечения в три раза, до 12%, что в случае столь сложного месторождения можно считать успехом, хотя с уверенностью говорить о рентабельности добычи в таких условиях пока рано.

Хотя для новых объектов потребуется повторная калибровка по свойствам нефти, минералогии, солёности воды, адсорбции реагентов и фильтрационным характеристикам, в будущем полученную модель для экспресс-скрининга методов повышения нефтеотдачи можно приспособить к другим месторождениям сверхтяжёлой нефти, которые имеются не только в Венесуэле, но и в Китае, Канаде и Омане. Использование модели поможет нефтяным компаниям спрогнозировать эффективность и оценить экономическую целесообразность мер по повышению нефтеотдачи скважин.