Новый метод трехмерного моделирования позволяет быстро и точно рассчитать проницаемость горных пород для оптимальной разработки нефтегазовых месторождений.
Трехмерная визуализация структуры пористой породы (слева), расчетное поле давлений (в центре) и поле скоростей течения флюида (справа), смоделированные для направления потока вдоль приложенного градиента давления.
Прежде чем начать разрабатывать нефтяное месторождение, нужно досконально узнать его свойства. (Фото: Seamartini / Depositphotos)
Открыть в полном размере
Чтобы нефтегазовое месторождение давало как можно больше нефти и газа, нужно изучить его как можно более подробно, а изучив, построить для него гидродинамическую модель. Такая модель должна описывать то, что будет происходить при нарушении пластового давления, когда месторождение начнут разрабатывать и нефти (или газа) в нем будет становиться все меньше и меньше. Это особенно важно знать именно при добычи нефти, потому что, в отличие от твердых полезных ископаемых, при неправильном подходе к углеводородам будет трудно добыть даже 15–30% от их запаса.
Один из самых распространенных методов добычи нефти заключается в том, что в горные породы закачивают воду или сжатый газ, которые выталкивают нефть. Чтобы описать то, что при этом происходит, необходимо учитывать характеристики вмещающих пород. В числе прочих важна проницаемость – способность горных пород фильтровать нефть, газ или воду при перепаде давления. Проницаемость необходимо учитывать при моделировании течения подземных вод, многофазного потока нефти и газа и других промышленных процессов.
Изучая образцы породы (керна), извлеченные из пробуренной скважины, исследователи традиционно используют лабораторные методы. Такие исследования занимают несколько месяцев, достаточно затратны и чаще всего изучаемый образец полностью разрушается после первого эксперимента. Поэтому все активнее развиваются цифровые технологии, позволяющие моделировать среду (горную породу) и фильтрацию в ней. Плюс этого подхода в том, что он требует гораздо меньше времени, и для одного образца можно воспроизвести несколько сценариев. С помощью расчетов можно подобрать оптимальные параметры закачивания и выкачивания нефти, газа или воды на месторождении так, чтобы получить больше углеводородов на выходе.
В цифровом моделировании используют современные программы и алгоритмы расчетов, для которых нужны суперкомпьютеры и много времени. Поэтому, достигнув предела точности, исследователи были вынуждены вернуться к менее точным методам, которые не требуют таких огромных ресурсов и которые можно выполнять гораздо быстрее.
Один из таких методов описан в статье Computers and Geosciences, опубликованной исследователями из Института динамики геосфер, Института физики Земли и Почвенного института имени В. В. Докучаева РАН вместе с коллегами из Московского государственного университета имени М. В. Ломоносова, Научно-технологического университета имени короля Абдаллы (KAUST) и Австралийского государственного объединения научных и прикладных исследований (CSIRO).
Авторы работы использовали численную схему, разработанную советскими математиками в 1956 году – на ее основе был создан свободно распространяемый программный пакет, позволяющий рассчитать проницаемость на основе 3D-изображений горной породы. Образец керна исследуют на рентгеновском томографе и получают модель, на которой решается задача течения в трехмерном пространстве пористых сред. Абсолютную проницаемость определяют, решая уравнение Стокса в трехмерной воксельной геометрии итерационным методом.
Получается поле скоростей течения в пористых средах, для которых можно определить их эффективные фильтрационные характеристики. Программа позволяет численно описать сложные процессы, происходящие при фильтрации, в масштабе пор. Хотя проницаемость – достаточно простое для расчетов свойство, если не научиться эффективно ее моделировать, нельзя перейти к более сложным свойствам породы, описывающим фильтрацию двух и более флюидов (нефти, воды или газа).
Для расчетов с помощью новой программы можно использовать обычный компьютер и даже ноутбук, она на порядок эффективнее похожих программ для суперкомпьютеров, а потери в точности при этом минимальны. «С помощью оптимизации нашего собственного кода, написанного на языке С++, и нехитрой параллелизации с помощью технологии OpenMP мы достигли очень хороших ускорений, и благодаря применяемым методам, пусть и дедовским, но очень эффективным, у нас получилось сделать то, чего невозможно достичь существующими методами прямого моделирования», – рассказал один из авторов исследования Кирилл Герке.
Новая разработка пригодится не только нефтяникам, но и инженерам-геологам, гидрогеологам, петрофизикам, почвоведам и всем, кому может понадобиться определение проницаемости пористых сред. Речь пока не идет о том, чтобы полностью заменить цифровой технологией лабораторные эксперименты: параллельное использование этих методов поможет получать более полную информацию и раскрывать особенности физики фильтрационных процессов в разных масштабах.
Работа выполнена при поддержке Российского научного фонда (РНФ).