Камчатские недра – 3D

Новый вид освоения

3D-сейсморазведка – ключевой компонент современной разведки углеводородов, обеспечивающий значительно больший уровень детализации, чем 2D-методы. Предельно точная подземная карта визуализирует слои различных пород, разломы и потенциальные зоны скопления нефти и газа. И – что важно – дает непрерывную картину по всей площади участка, значительно повышая точность геологических прогнозов.

В глобальном смысле метод 3D влияет на эффективность инвестиций в ТЭК и минимизирует экологические и финансовые риски при освоении сложных участков. Методика в полном смысле работает на укрепление технологического потенциала отрасли, снижает затраты на разведку, повышает привлекательность проектов для инвесторов. Сегодня технологии 3D-сейсморазведки – часть глобального инженерного стандарта. Россия, применяя и развивая их, остаётся в мировом технологическом тренде.

От общего – к частному

Наглядный и весьма эффективный пример такого подхода демонстрирует «Газпром добыча Ноябрьск». Полевые сейсморазведочные изыскания методом 3D ведутся на Анненском 2 – участке недр, расположенном в Камчатском крае. Исследуемая площадь – 500 квадратных километров.

3D позволяет не только обнаружить перспективные зоны, но и детально понять их форму и структуру. Буквально воочию геологи наблюдают залегание продуктивных пластов. Оценивают потенциал, определяют наличие разломов – их наличие может быть плюсом, если речь идет об аккумулировании углеводородов, и серьезным минусом, если они нарушают целостность залежей. То есть риски бурения снижаются в разы, количество неэффективных скважин стремится к нулю. В экономическом смысле рациональное использование равно повышению прибыли.

На практике сейсморазведочные работы начинаются с проектирования сетки линий. На них размещаются источники сейсмических волн и приемники сигналов. Специальные чувствительные датчики улавливают малейшие колебания земной поверхности.

Такой метод уже давно широко используется для изучения строения пласта и движения подземных вод. Но при этом, несмотря на имеющийся опыт, результаты его проведения не учитываются при создании гидродинамической модели. Мы разработали подход, который с помощью трассерных исследований позволяет скорректировать 3D-модель нефтяных залежей и повысить ее прогностические способности за счет учета направления реальных фильтрационных потоков

Инна Пономарева

профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук

Анненский опыт

Высокая частота размещения датчиков – через каждые 300 метров – обеспечила подробную карту. При этом точки возбуждения упругих волн и приема сигнала располагались с шагом в 50 метров. На высокий результат сработала не только плотность размещения, но и тщательный многократный просмотр каждого участка с разных направлений.

Собранную «базу» нужно почистить от помех, скорректировать с учетом неоднородности рельефа местности и свойств верхних слоев грунта. Следующий этап – «склейка» в непрерывный трехмерный объем. Данный вид работ обеспечивают IT-специалисты. Дальше детальная модель поступает в работу к геологам-интерпретаторам. Учитывая значительный опыт анализа продуктивных горизонтов, геологи прогнозируют поведение залежей при разработке, участки с наибольшим притоком углеводородов. Проектируют горизонтальные и наклонные скважины, значительно увеличивающие объем извлекаемых углеводородов.

Развитие внутри и вовне

Технология 3D-сейсморазведки сама по себе экспортно-ориентирована: данные и методики могут быть интересны зарубежным компаниям для совместных проектов. При наличии собственных программ обработки и интерпретации данных Россия может развивать экспорт геологоразведочного ПО и услуг по анализу 3D-сейсмики.

В самой России использование 3D-сейсморазведки становится стандартом при разведке перспективных и трудноизучаемых участков, особенно в Арктике и на Востоке страны. При этом методика постоянно развивается. Так, в прошлом году ученые ПНИПУ предложили методику, решающую проблему компьютерного воспроизведения сложных коллекторов, отличающихся большим количеством пустот и трещин в структуре. Она на 10% повышает достоверность моделирования и дает возможность качественно оценить реальные фильтрационные потоки, по которым жидкость продвигается к скважине.

По мере развития методов обработки и ИТ-инструментов (искусственный интеллект, машинное обучение) эффективность анализа будет ещё больше расти. Интеграция 3D-сейсморазведки с цифровыми платформами позволяет создавать цифровые двойники месторождений, улучшая планирование бурения и эксплуатации. Возможна адаптация методик для нефти, газа, а также геотермальной разведки.

Вывод об увеличении количества применения 3D-сейсморазведки в РФ можно сделать по отчётам крупных нефтегазовых компаний. «Газпром нефть» и «Роснефть» применяют 3D-съемку для оптимизации бурения и повышения нефтеотдачи пластов.