Пермокарбон в «цифре»
319
ЛУКОЙЛ создал геолого-гидродинамическую модель (ГДМ) пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Это ценный инструмент, который помогает нефтяникам ответить на целый ряд вопросов. Постоянно действующую геолого-гидродинамическую модель уникального по запасам и строению объекта – пермокарбоновой залежи Усинского месторождения – создали специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга. В перспективе она будет адаптирована для работы ЛУКОЙЛ-Коми. Использование модели значительно сокращает рутинные процессы расчетов технологических параметров, снижает их субъективность, оптимизирует процесс формирования таблиц. При этом виртуальная схема отражает все физико-химические процессы, происходящие при разработке месторождения. На гидродинамической модели специалисты проводят оперативные расчеты по оценке эффективности пароциклических обработок, закачки горячей воды, поверхностно-активных веществ, а также эксплуатационного бурения. ГДМ планируется применять для расчетов технологических показателей для проектной технической документации на разработку месторождения, расчетов эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта, оценки эффективности бурения новых скважин и принятия оперативных решений по разработке залежи. Стоит отметить, что особенности разработки пермокарбоновой залежи обусловлены сложным геологическим строением массивного трещиновато-кавернозно-порового карбонатного резервуара высотой около 300 метров, содержащего сверхвязкую нефть. Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств, развитие трещиноватости, кавернозности и карстовых полостей оказывают значительное влияние на процессы фильтрации флюида в пласте. Для учета влияния вторичных изменений коллектора в геолого-гидродинамической модели применен подход комплексирования разномасштабных исследований. При создании массива проницаемости пласта использовались результаты геофизических исследований скважин, данные керна, результаты гидродинамических исследований, данные о поглощениях буровых растворов, результаты 3D-сейсмических исследований. Также в ГДМ построен куб компонентного состава нефти с учетом вязкостей псевдокомпонентов при температуре и давлении. Свойства углеводорода соответствуют проведенным лабораторным исследованиям с привязкой к глубине отбора пробы. Для учета теплопереноса горных пород при воздействии тепловых методов в процессе моделирования учтен неколлектор.