Наша почта. В ИНГГ СО РАН развивают методы стохастического моделирования залежей нефти и газа

Стохастическое моделирование залежей 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 ИНГГ 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 ИНГГ СО РАН – плагин MultiWellCorrelation для программного пакета Petrel от Schlumberger. По словам заведующего лабораторией математического моделирования природных нефтегазовых систем ИНГГ СО РАН, д.г.-м.н. Владимира Лапковского, корреляционная задача решается в парадигме динамического программирования. – 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 специалисты ИНГГ СО РАН 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. м³ газа и около 76,7 млн. т 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 ИНГГ СО РАН, 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 м, – 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. Текст под редакцией Павла Красина Иллюстрации предоставлены Владимиром Лапковским 3 Сентября 2020