Чтобы оценить потенциальный объем добываемого газа, инженеры строят компьютерные модели, для создания которых нужны сотни параметров: пористость пород, проницаемость, давление, свойства воды и т. д. Изучение каждого из них предполагает бурение скважин, отбор керна и проведение лабораторных анализов, что сопряжено с временными и финансовыми затратами. Ученые Губкинского университета выяснили, есть ли смысл в осуществлении масштабных измерений для каждого месторождения.
«Оказалось, что для неглубоких сеноманских залежей, где пласт рыхлый и пористый, ключевыми для добычи становятся свойства воды, которая давит на пласт снизу, и то, как газ и вода движутся сквозь породу. Именно здесь чаще всего случаются сюрпризы: скважины раньше времени заливает водой, а часть газа остается запертой в пласте. Для более глубоких готеривских пластов, где породы плотнее, а вода почти не помогает добыче, критичнее всего — не ошибиться в объеме газа и понять, какие слои породы действительно работают, а какие — просто мертвая зона», — рассказал участник проекта, аспирант кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Артем Елисеев.
Ученые проанализировали данные по 66 газовым залежам Западной Сибири — крупнейшего газодобывающего региона страны. Исследование проведено с помощью «торнадо-экспериментов» — метода математического моделирования, при котором поочередно изменяют каждый геологический параметр — пористость породы, проницаемость, давление и т. д., а затем фиксируют, как это влияет на прогноз добычи.
«Название метод получил из-за диаграмм, напоминающих воронку смерча, где самые важные факторы выглядят как самые широкие полосы. Это позволяет отсеять второстепенные характеристики и сосредоточиться только на тех, что действительно определяют успех разработки месторождения», — пояснил ученый.
На основе полученных выводов ученые предложили алгоритм, который учитывает, что обязательно измерять в каждом конкретном случае, а от чего можно отказаться. Например, для одного типа месторождений важно усилить мониторинг давления и отбирать больше образцов керна, для другого — сосредоточиться на гидродинамических исследованиях скважин. В целом ученые предлагают сэкономить на программе исследовательских работ, то есть использовать цифровые модели для составления такой схемы, которая выделит приоритетные параметры того или иного месторождения.
«В работе мы применили отечественные программы и заодно проверили, насколько хорошо они справляются с анализом по сравнению с импортными. Мы прогнали их на сотнях вариантов расчетов и доказали, что их скорость и точность не уступают зарубежным аналогам. Это напрямую поддерживает импортозамещение, что важно в условиях санкций», — заключил исследователь.
По словам ученых, новый подход позволит компаниям сэкономить от 30 до 300 миллионов рублей в год на одном месторождении без потери точности прогнозов. Несмотря на то, что исследование выполнено для Западной Сибири, ученые сейчас масштабируют его и на другие регионы. Экспертное сообщество уже выразило интерес к методу. Результаты исследования опубликованы в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».