С каждым годом добывать нефть становится все сложнее: легкодоступные месторождения истощаются, и основные запасы теперь сосредоточены в плотных породах-коллекторах вроде известняков и доломитов. Чтобы извлечь оттуда сырье, в скважины закачивают воду, но процесс этот идет вслепую — инженеры видят только то, сколько жидкости вошло и вышло, не понимая, что происходит внутри пласта. Из-за этого вода часто уходит по трещинам, минуя нефть, а дорогостоящие методы повышения отдачи не срабатывают. Ученые Пермского Политеха совместно с коллегами из Китая разработали уникальный экспериментальный комплекс, который сочетает заводнение керна с непрерывной рентгеновской съемкой. Новая технология распознает нефть на полученных изображениях с точностью 89%, позволяя поэтапно увидеть процесс вытеснения и точно спрогнозировать поведение пласта.
Статья опубликована в «Energy & Fuels», 2026 г. Исследование проведено в рамках программы «Приоритет 2030».
Сегодня добывать нефть становится все труднее. Самые доступные запасы, которые были близко к поверхности и легко отдавали сырье, уже почти исчерпаны. Теперь основная часть природных ресурсов сосредоточена в сложных породах, например, в известняках и доломитах. Они образовались миллионы лет назад из остатков древних морских организмов — ракушек, кораллов, водорослей — и составляют около половины всех нефтяных запасов мира. Нефть в таких породах распределена в микроскопических порах и трещинах, заполняя их, как вода пропитывает губку.
Чтобы добыть ее из такой породы, в скважины закачивают воду под давлением — она выталкивает сырье на поверхность. Если жидкость пойдет правильно, она вытеснит максимум углеводорода, но если внутри горной породы есть крупные трещины или пустоты, вода может пойти по ним, как по трубкам, не вовлекая в процесс движения основные запасы. В итоге нефть останется в недрах земли, а деньги на бурение и закачку будут потрачены зря.
Чтобы этого избежать, нужно заранее понимать, как вода поведет себя в конкретной породе. Для этого надо изучить ее строение — узнать, где в ней поры, где трещины, как они соединены между собой. Поэтому из скважин извлекают образцы — их называют кернами. Это цилиндрические куски горной породы шириной несколько сантиметров, длиной до метра, которые привозят в лабораторию и проводят эксперименты.
Среди них до сих пор широко распространен классический физический подход, когда через образец породы прогоняют воду, замеряя параметры на входе и выходе. Что при этом происходит внутри горной породы — остается загадкой. Второй метод — компьютерное моделирование, когда инженеры пытаются воссоздать движение жидкостей на цифровой модели с помощью нейросетей. Однако модель не способна полностью учесть все микротрещины и изгибы пор,поэтому это не позволяет точно спрогнозировать, где именно пойдет вода в реальной скважине.
Следовательно, оба способа, по сути, работают вслепую. Они не видят микроскопических деталей процесса — например, как жидкость ведет себя на границах образца или как вода просачивается по мельчайшим порам. В итоге реальная картина вытеснения искажается, а дорогостоящие методы повышения нефтеотдачи — закачка газов, полимеров или химии — срабатывают не так эффективно, как обещали лабораторные расчеты, и нефть остается в недрах земли.
Для решения этой проблемы ученые Пермского Политеха совместно с коллегами из Китая разработали уникальный экспериментальный комплекс, который сочетает классическое заводнение керна с непрерывной рентгеновской съемкой. Это позволяет распознавать нефть на полученных изображениях с точностью 89%.
Образец породы помещают в специальный сканер — медицинский томограф, только приспособленный для работы с горной породой. Через керн прокачивают воду, и на каждом этапе этого процесса сканер делает трехмерные снимки. Чтобы жидкости были видны на рентгене, в воду добавляют йодистый калий — вещество, которое хорошо задерживает излучение. На готовых изображениях она выглядит светлой, нефть — темной, а горная порода имеет серый оттенок. Получается послойная картинка, на которой видно расположение воды и нефти в каждый момент времени.
— Раньше мы могли только строить догадки о том, что происходит внутри породы. Классические уравнения говорили, что вода должна идти ровной стеной, вытесняя нефть перед собой. Но в реальности из-за капиллярных сил и неоднородности камня вода распространяется постепенно, где-то быстрее, где-то медленнее. Теперь мы можем увидеть этот процесс в деталях, слой за слоем, с точностью до миллиметра, — рассказал Дмитрий Мартюшев, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии», доктор технических наук.
Чтобы превратить изображения в точные данные, снимки передают компьютеру. С помощью специальных алгоритмов программа обрабатывает их и определяет, где на них нефть, а где вода. Точность распознавания углеводородов достигает 89% — система видит почти всю нефть внутри камня.
Томографию в нефтяной отрасли используют давно — для построения моделей породы или наблюдения за водой. Но раньше это были просто картинки. Теперь же снимки стали основой для расчета того, как нефть и вода будут двигаться в пласте. Если классические методы давали лишь усредненные показатели по тому, сколько жидкости втекло и вытекло из образца, то теперь в расчетах используют реальную динамику процессов в породе.
Новая технология впервые позволила добиться такого результата: совпадение расчетов с реальностью достигло 95%, а достоверность прогнозной модели — 98%. Это на 10–15% выше, чем дают традиционные методы. Для нефтяной отрасли, где ошибка оборачивается миллионными убытками, такой прирост точности критически важен.
Благодаря этому исследователям удалось детально изучить поведение разных пород при заводнении. Когда методику опробовали на кернах, выяснилось, что два самых распространенных типа — доломит и известняк — ведут себя совершенно по-разному. Раньше это упускали из виду, потому что не могли увидеть процесс изнутри. Теперь стало понятно, что для каждого образца нужна своя стратегия добычи.
— Доломит оказался предсказуемым и послушным. Жидкость движется по нему равномерно, вытесняя нефть перед собой. Остатки углеводорода остаются в виде отдельных капель в центре крупных пор. А вот известняк устроен гораздо сложнее. Эта порода проявила себя как нефтесмачиваемая — то есть нефть не просто сидит в порах, а прилипает к стенкам тонкой пленкой. Вода, которую закачивают в скважину, не смывает этот слой, а прорывается по крупным трещинам, как по трубе, оставляя основную массу сырья нетронутой, — добавил Дмитрий Мартюшев.
До сих пор инженеры работали почти вслепую: закачивали воду, смотрели на результат и гадали, почему нефть не идет. Теперь у них есть инструмент, который позволяет точно определить проблему. Если нефть заперта в доломите в виде капель — помогут вещества, снижающие поверхностное натяжение. Если она пленкой обволакивает известняк — нужны газы, которые растворят этот слой, или кислота, которая изменит свойства породы.
Благодаря такому подходу нефть будут добывать эффективнее, а значит, ее хватит надолго. В мире, где доступные запасы истощаются, а разрабатывать приходится все более сложные месторождения, возможность точно предсказать поведение пласта становится не просто преимуществом, а необходимостью.
Источник: Минобрнауки России
