Новая методика повысит эффективность добычи сланцевого газа почти в два раза

Статья с результатами опубликована в журнале Society of Petroleum Engineers. Исследование выполнено при поддержке Национального фонда естественных наук Китая и Правительства Пермского края.

Сланцевый газ состоит преимущественно из метана и используется как альтернатива традиционному газу: в качестве химического сырья для производства пластмассы, удобрений, смол и других продуктов, для отопления домов и как топливо в автомобилях и электроэнергетике. Его запасы в мире велики и во многих отраслях промышленности он способен заменить уголь, тем самым снизив выбросы углекислого газа в атмосферу.

Однако из-за тектонических особенностей породы, плотности и разнородного минерального состава добывать газ из сланцевых пород сложнее, чем из песчаников, карбонатных или угольных пластов. Особенно с больших глубин (более 3,5 километров). Поэтому, чтобы повысить эффективность гидроразрыва в таких условиях, важно заранее определить, в каких зонах выгоднее создавать дополнительные трещины. Без точного прогноза легко ошибиться с выбором места, что может вызвать обрушение пласта, утечку газа в атмосферу и пустую трату многомиллионных вложений на выполнение операции.

Обычно для этого проводят лабораторные испытания керна – образцов, извлеченных из скважин. Они помогают изучить механические свойства породы и понять, как она может деформироваться при гидроразрыве пласта. Однако для экспериментов требуется большое количество подобных образцов, а их добыча в глубокозалегающих пластах – это трудоемкий и дорогостоящий процесс. Также лабораторный анализ не учитывает неоднородность сланцев – их слоистость, пористую структуру и сложный минеральный состав, что может неправильно сказаться на результатах анализа.

Результаты компьютерной томографии / © Владимир Поплыгин, Society of Petroleum Engineers

Современные технические возможности позволяют с высокой точностью быстро и дешево воспроизводить горные породы с различными характеристиками в цифровом виде. А также многократно проводить виртуальные эксперименты и моделировать их деформацию в различных условиях.

Ученые Пермского Политеха совместно с коллегами из Китая разработали метод, который на основе детализированных трехмерных цифровых моделей керна позволяет спрогнозировать успешность гидроразрыва пласта в глубоких слоях сланцевых месторождений.

– Путем сканирования горной породы компьютерной томографией и обработки снимков электронной микроскопией мы создали настоящий трехмерный цифровой двойник керна, с помощью которого узнали точную структурную информацию о породе – пористость, микротрещины и минеральный состав сланца, включающий глину, кварц, полевой шпат и пирит. Сравнение с реальными образцами доказало правильность созданного 3D-образца. Погрешность составила всего 3-9%, – рассказывает Владимир Поплыгин, директор Когалымского филиала ПНИПУ, кандидат технических наук.

«Кровь» растений: пермские ученые рассказали, как хлорофилл копирует гемоглобин и лечит людей Хлорофилл называют природным суперфудом. Производители биодобавок говорят, что это вещество способно нейтрализовать токсины, укрепить иммунитет и даже улучшить состояние кожи. Ученые Пермского Поли… naked-science.ru

Далее эксперты смоделировали проведение гидроразрыва и рассчитали, как именно трехмерная модель керна деформируется под нагрузкой и какие параметры на это влияют. Результаты показали, что чувствительность сланцевой породы к повышению трещиноватости зависит от угла падения трещины и пласта, их плотности, твердости, длины, хрупкости минералов в составе, а также возникающих напряжений в процессе.

На основе полученных данных ученые разработали комплексную модель для оценки проницаемости глубоких сланцевых резервуаров, которая учитывает все эти факторы и позволяет предсказать зоны, где проведение гидроразрыва пройдет наиболее эффективно.

– Правильность прогнозирования модели мы оценили на практике в условиях сланцевого газового месторождения в Китае. На основе результатов модели был разработан подходящий сценарий операции и проведен гидроразрыв на двух участках разной глубины (3580-3640 и 3660-3730 метров). В первой зоне начальная добыча газа оказалась высокая, но коэффициент извлечения низкий. Напротив, для второй зоны характерны высокая начальная добыча и высокий коэффициент извлечения. Наша разработка достаточно точно предсказала эти различия, что подтверждает достоверность моделирования трещиноватости с помощью цифровой технологии, – поделился Владимир Поплыгин.

По словам исследователей в России такая разработка может быть полезна при добыче углеводородов из Баженовской Доманиковой свит на Урале и в Западной Сибири – комплексы нефтематеринских пород, которые характеризуются низкой проницаемостью пластов.

Методика ученых Пермского Политеха и Китайского университета позволяет повысить уровень добычи газа на основе реальных данных без дорогостоящих лабораторных исследований. Модель, предсказывающая успешность гидроразрыва пласта, повысит его эффективность, а также сократит время и затраты на подготовку и проведение операции.