Создана модель, предсказывающая поведение нефти с высокой точностью
Учёные МФТИ разработали модель и систему машинного обучения, которая предсказывает межфазное натяжение между нефтью и солёной водой. Это позволит моделировать нефтяные пласты без дорогостоящих экспериментов, заранее подбирать оптимальную солёность закачиваемой воды и состав растворённых газов. Модель уже используется в технологии “Цифровой Керн”. Результаты исследования опубликованы в Journal of Colloid and Interface Science.
«Чтобы эффективно добывать нефть, нужно тратить время на подбор оптимальной солёности воды и учитывать состав газа для конкретного месторождения. Наша модель существенно ускорит этот процесс», — рассказал Николай Кондратюк, исполнительный директор Центра вычислительной физики МФТИ.
Горная порода пронизана множеством мелких пор, внутри которых находятся нефть и вода. Их соотношение зависит от межфазного натяжения — силы, которая, словно плёнка, удерживает от смешения две жидкости на границе их соприкосновения. От неё зависит, как быстро пойдёт добыча, сколько нефти удастся получить, и какой метод повышения нефтеотдачи лучше использовать.
При создании гидродинамических моделей фильтрации очень важно корректно описывать физику поверхностных эффектов. Существующие теории позволяют делать это только для сильно упрощённых моделей. Однако точно предсказать, как меняется межфазное натяжение в реальных составах нефти, сегодня модели не в силах — их погрешность достигает 40%. А лабораторные эксперименты, которые могут ее определить, длятся месяцами, слишком дороги и трудозатратны.
Решение нашли учёные Центра вычислительной физики МФТИ совместно с коллегами из ОИВТ РАН, «Тюменский нефтяной научный центр» и другими организациями. Они создали многокомпонентную молекулярную модель, которая с точностью до 90% предсказывает, как именно меняется сила межфазного натяжения в зависимости от состава нефти, температуры, давления, растворённых газов и солей. Это позволяет предсказывать свойства нефти даже даже при пластовых условиях, которые трудно воспроизвести в лаборатории.
Модель включает 17 типичных углеводородов, встречающихся в нефти российских месторождений: от лёгких алканов до тяжёлых асфальтенов. С помощью методов молекулярной динамики они провели расчёты, меняя температуру, давление, содержание газов в нефти и солей в воде. Общее время расчётов на суперкомпьютерах МФТИ и ОИВТ РАН составило 10 микросекунд, что потребовало обработки пяти миллиардов шагов интегрирования. Такой объём вычислений стал возможным благодаря использованию ведущих суперкомпьютеров нашей страны.
Затем на основе этих данных учёные обучили модель машинного обучения, которая воспроизводит межфазное натяжение со средней абсолютной процентной ошибкой всего 0,9% относительно расчётов в молекулярной динамике. Это позволило улучшить точность параметризации моделирования в масштабе пор в программном комплексе «РН-Цифровой керн».
«В процессе моделирования мы выяснили много интересных закономерностей. Оказалось, что соли и растворённые газы влияют на натяжение сильнее всего. Газы накапливаются на границе нефти и воды и за счёт этого снижают его. Чем легче газ, тем заметнее его влияние. Например, увеличение концентрации метана (CH₄) всего на 1% по массе снижает межфазное натяжение примерно на 0,75 мН/м», — поделился Борис Никитюк, младший научный сотрудник Центра вычислительной физики МФТИ, аспирант 2 года ЛФИ, проходящий обучение на Кафедре вычислительной физики конденсированного состояния и живых систем.
Особенно актуальна модель для технологий закачки углекислого газа (CO₂) в пласт, где точное знание натяжения критически важно для прогноза вытеснения нефти.
Первые прототипы уже успешно прошли испытания. Учёные проверили свою модель на экспериментальных данных для нефти марки “Аген” и получили надёжное совпадение результатов.
«Эффект газа усиливают асфальтены, которые работают как поверхностно-активные вещества. Солёность воды же, напротив, повышает межфазное натяжение. В ближайшем будущем мы планируем адаптировать модель для тяжелых типов нефти, а также исследовать поведение жидкостей в тончайших наноразмерных менисках внутри горных пород», — комментирует Илья Копаничук, старший научный сотрудник Центра вычислительной физики МФТИ.
Источник: Пресс –служба МФТИ