Научный институт «Роснефти» в Томске открыл новое, второе по счёту кернохранилище, которое увеличит общий объем хранимого в институтах Компании керна на 25%, обеспечив корпоративный научно-проектный блок резервными площадями минимум на 10 лет.

Керн — образец горной породы цилиндрической формы, отобранный из недр Земли. Он позволяет получить достоверную информацию о составе и характеристиках природных коллекторов, а также о свойствах нефти и газа. Кроме того, керн несёт в себе информацию о геологических процессах, происходивших на нашей планете миллионы и миллиарды лет назад.

В томском корпоративном институте собрано более 150 километров физических образцов горных пород, отобранных для изучения из нескольких тысяч скважин российских нефтегазовых месторождений. Год назад здесь построили современное здание для второго кернохранилища. Теперь обе площадки могут вместить до 260 погонных километров породы.

В классические процессы изучения керна томские ученые активно внедряют и цифровые технологии. Для этого по индивидуальному заказу Томский политехнический университет (вуз-партнер «Роснефти») разработал и изготовил уникальный микротомограф, который с разрешением до 3 микрон позволяет исследовать поровое пространство и микротрещины в горной породе.

С помощью микротомографа в Томске создаются цифровые изображения керна. Работая с ними в специальных программах, ученые могут «отбросить все лишнее», оставив только поровое пространство. Это позволяет смоделировать пути течения нефти и газа. Такое моделирование повышает точность определения нефтенасыщенности пластов, отвечая на вопрос — сколько нефти в нём содержится.

Новое оборудование значительно облегчает работу со сложными горными породами, такими как трещиноватые коллекторы. Они имеют неоднородную структуру и разную проницаемость, при том, что в них залегают до 60% мировых запасов нефти и газа.

Учёные корпоративного института рассчитали математическую модель, провели эксперименты на виртуальных образцах и изучили результаты на томографе. Такая цепочка исследований позволила определить наиболее эффективный полимер для конкретных горных пород, что до двух раз увеличивает объем вытесненной из коллектора нефти.

На основании полученной модели и результатов лабораторных исследований в 2025 году планируется апробация методики и опытно-промышленная закачка подобранного полимера в скважину на месторождении «Роснефти».

Кроме того, томские специалисты «Роснефти» работают над созданием собственного программного обеспечения, которое позволит производить автоматические расчёты пористости и проницаемости пластов при имитации в цифровом пространстве разного воздействия давления и температуры на горную породу.