​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. В​ладимира 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.


 


 

Границы участка и расположение скважин «Чаяндинского» проекта


 

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.


 


 

Разрез по линии AB нижней части чаяндинской свиты


 

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

Источники

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук
В ИНГГ СО РАН развивают методы стохастического моделирования залежей нефти и газа
Ученые ИНГГ СО РАН опробовали методы стохастического моделирования на Чаяндинском проекте
Ученые ИНГГ СО РАН опробовали методы стохастического моделирования на Чаяндинском проекте
В ИНГГ СО РАН развивают методы стохастического моделирования залежей нефти и газа
Ученые ИНГГ СО РАН опробовали методы стохастического моделирования на Чаяндинском проекте.
Ученые ИНГГ СО РАН опробовали методы стохастического моделирования на Чаяндинском проекте
Наша почта. В ИНГГ СО РАН развивают методы стохастического моделирования залежей нефти и газа
В ИНГГ СО РАН развивают методы стохастического моделирования залежей нефти и газа
Ученые ИНГГ СО РАН опробовали методы стохастического моделирования на Чаяндинском проекте
Новосибирские ученые развивают методы построения моделей залежей нефти и газа
Новосибирские ученые развивают методы построения моделей залежей нефти и газа
В ИНГГ СО РАН развивают методы стохастического моделирования залежей нефти и газа