|
|
|
|
|
|
Главная / Новости / Отрасли ТЭК / Пермский политех запатентовал методику отбора достоверных 3D-моделей месторождений для оценки нефтяных запасов
07:46, 27 Ноября 25
Нефтегазовая Россия Пермский политех запатентовал методику отбора достоверных 3D-моделей месторождений для оценки нефтяных запасов  Для оценки потенциала нефтедобычи инженеры используют геолого-гидродинамическое моделирование, позволяющее испытывать стратегии разработки в виртуальной среде и создавать цифровые двойники месторождений.
Однако традиционные подходы к проектированию, основанные на двумерных картах, не дают точной информации о строении пластов. Это ведет к неоптимальной расстановке скважин и потере значительных объемов нефти. Ученые Пермского Политеха разработали методику генерирования множества 3D-моделей с возможностью выбора наиболее достоверных, описывающих реальное геологическое строение месторождений. Исследование позволяет существенно сократить неопределенность в оценке нефтяных запасов и уменьшить количество моделей для анализа.
На научную разработку получен патент.
Мировая нефтяная отрасль столкнулась с новой реальностью: основные и легкодоступные месторождения уже освоены, и теперь приходится иметь дело со сложнейшими подземными структурами. Главная проблема в том, что нефть находится не в сплошных пластах, а в пористой горной породе, похожей на гигантскую губку. За миллионы лет эта «губка» была смята, разорвана и смещена тектоническими процессами.
В результате нефть осталась заперта в изолированных «карманах», точную карту которых невозможно составить с поверхности. Из-за этого специалисты вынуждены принимать многомиллиардные решения в условиях, когда подземная структура остается «слепой зоной», а каждая ошибка в проектировании разработки ведет к безвозвратной потере денег.
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, которые могут 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 с технологической сложностью объединения разнородных данных и отсутствием математического аппарата для сравнения расхождений в метрах, процентах площади и тоннах добычи.
В результате, изучение подземного слоя всегда основано на косвенных измерениях, которые не могут дать исчерпывающей информации об объекте. Выбор недостоверного варианта напрямую ведет к финансовым потерям: стоимость бурения одной скважины исчисляется миллионами рублей, а ошибка в оценке запасов может сделать все месторождение нерентабельным
Ученые Пермского Политеха разработали первую в России методику генерирования множества 3D-моделей месторождений, которая позволяет объективно выбирать наиболее достоверные варианты из возможных. Это поможет точнее планировать добычу и избегать дорогостоящих ошибок при бурении скважин.
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 нефтяными компаниями. 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: сравнение толщины пластов в созданной модели и реальной скважине, соответствие модели данным предыдущих исследований, соответствие запасов в виртуальном пространстве показателям реальной добычи, а также геологическую реалистичность (правдоподобность распределения пород).
На основе добавленных параметров эксперты разработали показатель Оккол (алгоритм расчета), который количественно оценивал достоверность каждого цифрового двойника по шкале от 0 до 1. 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.
«Конечным практическим результатом научной разработки является технология многовариантного моделирования с разработкой программного модуля. 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. Нашей командой после получения патента ведутся переговоры о создании такого модуля многовариантного 3D-моделирования с одной из российских компаний», — рассказывает Денис Потехин, доктор технических наук, доцент кафедры «Геология нефти и газа» ПНИПУ.
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. Минимальные запасы составили 881,8 тысяч тонн, средние — 1037,3 тысяч тонн, а максимальные — 1185,6 тысяч тонн. В результате, добавление четырех критериев позволило сократить неопределенность в оценке запасов на 46% и уменьшить количество моделей для анализа на 83%.
«Анализ применения современных программных продуктов геологического 3D-моделирования показывает, что имеющиеся в них опции не дают возможности достоверного анализа объектов. Внедрение нашей методики предоставляет такую возможность и, согласно проведенным исследованиям, не имеет сегодня аналогов. Сейчас мы активно занимаемся продвижением научной разработки в производство», — рассказывает Сергей Галкин, доктор геолого-минералогических наук, декан горно-нефтяного факультета ПНИПУ.
Усовершенствованная программа будет интересна как разработчикам программного обеспечения, так и компаниям, занимающимся проектированием разработки нефтяных месторождений. Ее внедрение поспособствует оптимизации производственных решений и соответственно увеличению извлечения запасов и динамики добычи.
Данная технология разработана при поддержке текущего проекта Пермского края «Международные исследовательские группы» совместно с профессором Китайского нефтяного университета (г. Циндао) Ли Вангом, специалистом по геофизическим исследованиям скважин.
Все новости за сегодня (50)
|
 «Сахаэнерго» отмечает 25-летие
16 января отмечает 25-летие АО «Сахаэнерго» (дочернее общество ПАО «Якутскэнерго», входит в группу РусГидро), созданное с целью обеспечения надежного электроснабжения отдаленных и труднодоступных населенных пунктов северных и арктических районов Республики Саха (Якутия). |
|
О проекте
Размещение рекламы на портале
Баннеры и логотипы "Energyland.info" |
|
