Перейти на стартовую страницу
2020-09-03 14:22:00 /РИА "Сибирь" /Новосибирск
Новосибирские ученые развивают методы построения моделей залежей нефти и газа




Стохастическое моделирование залежей нефти и газа позволяет ученым лучше узнать геологическое строение недр, оптимизировать освоение месторождения и оценить возможные инвестиционные и технологические риски.

При создании пространственных моделей пластовых залежей нефти и газа специалисты первым делом проводят корреляцию разрезов скважин - иначе говоря, отождествление в них одинаковых пластов. На примере Ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения сотрудники Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука СО РАН впервые показали, что можно получить многовариантные корреляционные построения и включить их в схему стохастической оценки пластовых залежей нефти и газа.

Для корреляции разрезов скважин специалисты использовали алгоритм DTW и собственную разработку - плагин MultiWellCorrelation для программного пакета Petrel от Schlumberger.

"Корреляционная задача решается в парадигме динамического программирования, - говорит заведующий лабораторией математического моделирования природных нефтегазовых систем Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, доктор геолого-минералогических наук Владимир Лапковский. - Благодаря такому решению, неоднозначность корреляции можно учесть при стохастической оценке залежей для распределения таких параметров, как общая толщина продуктивных отложений, положение кровли и подошвы продуктивного горизонта".

Свои идеи ученые опробовали на материалах геофизических исследований скважин по Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению. Оно расположено в центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и относится к категории уникальных (запасы - около 1,4 трлн кубометров газа и около 76,7 млн тонн нефти и конденсата). Основные залежи выявлены в Ботуобинском, Хамакинском, Талахском и Вилючанском горизонтах.

Ученые использовали информацию геофизических исследований по 40 глубоким скважинам района из базы института, включая данные гамма каротажа и нейтронного гамма каротажа. Всего специалисты построили 40 равнозначных корреляционных моделей, в которых процесс корреляции начинался с разных скважин. Затем экспертно определенные отметки границ ботуобинского горизонта переносились на все остальные скважины проекта.

Сотрудники института построили различные варианты положения кровли ботуобинского горизонта, полученные после автокорреляции и интерполяции разных вариантов стратиграфических отметок этих границ.

"По форме каротажных кривых разных скважин видно, что в этой части разреза осадочная толща весьма неоднородна, и проведение границ ботуобинского горизонта не является однозначным. Варианты корреляции имеют разброс глубин, доходящий до 10 метров, - пояснил Владимир Лапковский. - Кроме того, ученые получили распределения глубин кровли и подошвы ботуобинского горизонта, а также распределение его толщин в скважинах".

Еще одним результатом работы стала оценка распределения средних толщин горизонта в целом по участку моделирования при разных вариантах корреляции разрезов скважин.

В институте не исключают, что в будущем смогут дать актуальную и исчерпывающую стохастическую модель залежи Ботуобинского горизонта Чаяндинской площади, для чего им понадобятся дополнительные данные. Подробные результаты работы изложены в научном журнале "Нефтегазовая геология. Теория и практика". Работа выполнена при поддержке программ IX.131.2.2. и IX.131.4.1. фундаментальных научных

исследований СО РАН.

Павел Красин.