Создан софт для многовариантного 3D-моделирования нефтяных недр

Это поможет лучше прогнозировать добычу углеводородов и выбирать места для бурения.

Ученые Пермского Политеха разработали первую в России методику генерирования множества 3D-моделей месторождений. Она позволяет объективно выбирать наиболее достоверные варианты из всех возможных. Это поможет точнее планировать добычу и избегать дорогостоящих ошибок при бурении скважин. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения вуза.

Чтобы заглянуть вглубь сложных месторождений, инженеры используют трехмерное геологическое моделирование. Оно позволяет создать цифровую копию подземного пространства, учитывающую структуру недр, свойства пластов и горных пород. Эта виртуальная копия помогает определять лучшие места для бурения, прогнозировать добычу и принимать ключевые технологические решения.

Однако при построении виртуальных моделей эксперты не всегда заранее знают о важных деталях, например, про внезапные изгибы пластов или невидимые разломы. Это может повлиять на продуктивность месторождения. Чтобы учесть эту неопределенность, они создают не одну, а множество возможных версий цифрового двойника.

Когда массив моделей создан, возникает следующая проблема — отсутствие надежных инструментов для выбора оптимального варианта. Существующие методы отбора опираются на упрощенные критерии, не учитывающие полное соответствие виртуального строения реальным условиям.

Это связано со сложностью объединения разнородных данных и отсутствием математического аппарата для сравнения расхождений в метрах, процентах площади и тоннах добычи. В результате, выбор недостоверного варианта может привести к многомиллионным потерям. А ошибка в оценке запасов может сделать все месторождение нерентабельным.

Разработанная методика была протестирована на одном из нефтяных месторождений России. Для исследования ученые собрали всю доступную информацию по нему: данные бурения скважин, результаты сейсмических исследований, историю добычи. На основе этих данных они создали 289 вариантов трехмерных геологических моделей.

Для построения двойников специалисты взяли готовый программный модуль, применяемый нефтекомпаниями. Они модернизировали его, добавив комплексную проверку данных месторождения по четырем независимым критериям.

При традиционном подходе к проектированию используется ограниченный набор параметров, не позволяющий определить лучшие модели. Для решения этой проблемы ученые добавили следующие критерии для оценки созданных двойников месторождения.

С его помощью сравнивают толщину пластов в созданной модели и реальной скважине. Модели проверяют на соответствие данным предыдущих исследований, а запасы – на соответствие показателям реальной добычи. Среди других добавленных параметров - геологическая реалистичность (правдоподобность распределения пород).

На основе добавленных параметров эксперты разработали показатель Оккол (алгоритм расчета). Это новый комплексный критерий, созданный специально для решения проблемы выбора наиболее достоверных геологических моделей.

Эффективность метода ученые проверили на реальном месторождении с известной историей добычи. Они сравнили, насколько прогнозы программы соответствуют фактическим данным за предыдущие годы.

Модели с высоким показателем Оккол показали наибольшее совпадение, что и подтвердило работоспособность методики. Улучшенная программа автоматически отсортировала виртуальные двойники по этому показателю и выделила группу с наилучшими значениями.

«Результатом научной разработки является технология многовариантного моделирования с разработкой программного модуля, — рассказывает доцент кафедры геологии нефти и газа ПНИПУ Денис ПОТЕХИН. - В течение многих лет нефтяные компании использовали при построении 3D-моделей месторождений иностранные решения».

«Однако сейчас в рамках программы импортозамещения предприятия стали ориентироваться на отечественные разработки, - продолжает он. - Нашей командой после получения патента ведутся переговоры о создании такого модуля многовариантного 3D-моделирования с одной из российских компаний».

Ключевое преимущество разработки — решение проблемы геологической неопределенности на этапе выбора моделей. Анализ предыдущих исследований выбранного месторождения выявил существенную неопределенность — разброс значений в оценке запасов нефти составлял от 540,7 до 1194,1 тысяч тонн. После применения программы и отбора 49 наиболее достоверных моделей диапазон существенно сузился.

Внедрение данного софта, не имеющего аналогов в России, позволит увеличить добычу, считают в Пермском политехническом университете. Технология разработана при поддержке проекта Пермского края «Международные исследовательские группы» совместно с профессором Китайского нефтяного университета (г. Циндао), специалистом по геофизическим исследованиям скважин Ли ВАНГОМ.

Ранее в Пермском Политехе разработали программный комплекс  для прогнозирования проницаемости нефтяных пластов в реальном времени. Софт позволяет проводить исследования без остановки добычи нефти. Пока в мире не существует аналогов, способных решать эту задачу без временного прекращения работы скважин.