Двойники по-черному
Кто, как и зачем создает цифровые модели нефтяных месторождений
Всего 30% нефти удается в среднем добыть из скважины без дополнительных мер. Существует несколько основных методов увеличения дебита скважин — вымещение нефти водой или другими жидкостями, технология гидроразрыва пласта. Но одним из самых эффективных и современных методов остается численное моделирование подробной структуры подземных пластов на основе сейсмической съемки. В России этой работой профессионально занимается только одна научная группа математиков и геофизиков из Института математики им. С. Л. Соболева СО РАН.
— Мы создаем цифровую модель месторождения с точностью до нескольких метров,— рассказывает доктор физико-математических наук, ведущий научный сотрудник Института математики им. С. Л. Соболева СО РАН Владимир Чеверда.— Одна из основных задач нефтедобывающих компаний — это фильтрация дополнительных веществ, которые закачиваются в скважину для вытеснения дополнительного объема углеводородов или повышения дебита скважины.
Cотрудник Института математики им. С. Л. Соболева СО РАН Владимир Чеверда
Фото: Мария Роговая
Cотрудник Института математики им. С. Л. Соболева СО РАН Владимир Чеверда
Фото: Мария Роговая
Углеводороды хранятся в пластах не в открытом резервуаре, куда можно опустить трубу насоса, а в достаточно плотной решетке внутри различных пород, иногда хорошо проницаемых для нефти, иногда — совсем нет. Наша задача — создание геолого-геофизической модели резервуара, включая карту трещиноватости пород.
В поисках пор и трещин
Самый пористый вариант породы, с которым не возникает никаких проблем,— это песок. А к наиболее трещиноватым, с которыми также легко работать, относятся все разновидности карбонатов. Но, к сожалению, на глубине 3 км и более иногда залегают менее проницаемые минералы, например гранит, в котором вообще не имеет смысла бурить скважины. Впрочем, нередко толща подземных пород представляет собой не монолитный непроницаемый блок из какого-то одного минерала, а отдельные массивы, представленные разными минералами. Некоторые из них достаточно хрупкие, с большим количеством трещин и каверн.
Через эти трещины и каверны можно сначала закачать в пласт жидкость, а затем с ее помощью выгнать запасы нефти и выместить их в ствол добывающей скважины.
Итак, чтобы выяснить, куда и как закачивать жидкость, под каким углом, с каким давлением и в какие точки, надо сначала определить плотность породы. Если же порода трещиноватая, то есть вполне подходящая для нефтедобычи, то первостепенной задачей становится выяснение расположения и направления в ней системы трещин. Данные о плотности и пористости пород, а также о структуре трещиноватостей можно получить при помощи сейсмического зондирования — фиксации распространения сейсмических волн в пластах.
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
На основе сейсмических данных можно построить модель, описывающую структуру всего пласта с достаточно высокой подробностью. А точнее — с имеющейся у геологов подробностью. Дело в том, что математики и геологи здесь работают в тандеме: геологи выдают свои представления о той или иной территории с известной им точностью и достоверностью, а математики строят модель и возвращают ее геологам. Последние либо соглашаются, и тогда модель готова к практической проверке, либо возникают спорные моменты, которые требуют уточнений.
Неоднородности или микротрещины в глубоких породах в пласте выявляются при помощи сейсмических волновых полей. Специалисты должны не только нарисовать карту этих микротрещин, но и рассчитать степень пористости пород, чтобы понять, какой вязкости и плотности должна быть закачиваемая жидкость и с каким давлением ее надо закачивать, чтобы она выместила максимально возможное количество нефти. Избыточное давление в глубоких пластах присутствует всегда, поскольку над нефтяными залежами — километры грунта и разных каменных пород. Но чаще всего этого давления не хватает, чтобы добыть большую часть или хотя бы половину имеющихся в месторождении запасов.
Гидроразрыв — технология середины ХХ века
Среди традиционных методов повышения доступности добываемой нефти еще с середины прошлого столетия применяется гидроразрыв, который создает большое количество трещин и увеличивает проницаемость глубоких пород. В некоторых странах технологию гидроразрыва пласта запрещали и объявляли устаревшей и варварской, но с тех пор она была усовершенствована и продолжает активно использоваться многими компаниями в более щадящем режиме.
Однако кроме создания дополнительных больших трещин и увеличения дебита скважины такие меры нередко приводят к обводнению месторождений и полной невозможности последующей добычи нефти. Залежи углеводородов попадают в окружение водой, и при дальнейших попытках выкачать нефть на поверхность выходит только вода.
— Такая неприятность произошла на крупнейшем Самотлорском нефтяном месторождении, где, по расчетам, запасов должно было хватить на многие десятилетия. Но нагнетающие скважины забурили как попало, и вода вместо плавного вытеснения нефти сплошным фронтом вырвалась вперед и разрушила пласт, образовав «вязкие пальцы» — так называются структуры в пористой среде, по форме напоминающие пальцы.
«Пальцы» заперли нефть и фактически похоронили все запасы на этом гигантском месторождении,— рассказывает Владимир Чеверда.— Образование «вязких пальцев» в пласте происходит, когда менее вязкая жидкость замещает более вязкую. Примечательно, что при обратном замещении такого эффекта не наблюдается. Данное явление открыто в 1958 году и в науке именуется неустойчивостью Саффмана—Тейлора.
Самотлорское нефтяное месторождение — крупнейшее в России и седьмое по размеру в мире. В 1971 году из него добыли 1 млн тонн нефти, а еще через несколько лет оно достигло 10 млн тонн. Самотлор находится под одноименным озером на востоке Ханты-Мансийского автономного округа—Югры, рядом с Нижневартовском. Степень выработанности запасов месторождения составляет более 70 %. Остаточные запасы относятся к трудноизвлекаемым.
Вид на Самотлорское нефтяное месторождение, 1994 год
Фото: Виталий Савельев / РИА Новости
Вид на Самотлорское нефтяное месторождение, 1994 год
Фото: Виталий Савельев / РИА Новости
Восточная Сибирь — неизведанный край
Ученые при нефтедобыче придерживаются такой же заповеди, как врачи: не навреди! Если система пусть неидеально, но исправно работает, не нужно вторгаться и пытаться вносить какие-то кардинальные «улучшения». Бывают ситуации, когда изначально удачная структура месторождения позволяет разбуривать только добывающую скважину, совсем не используя нагнетающие. Это самый дешевый и стопроцентный способ — лучше всего при помощи сейсмокарт и моделирования найти именно такие варианты.
Владимир Чеверда подчеркнул, что подобных месторождений в Восточной Сибири еще немало.
Как ни странно, этот край до сих пор не только не полностью разработанный, но даже не полностью разведанный.
Получается, с одной стороны, мы уже много лет заявляем, что нефть через полвека закончится, и надо готовиться к добыче газогидратов и развивать ядерную энергетику. А с другой — в России не хватает ресурсов на разведку и разработку новых месторождений, поэтому представления о реальных запасах нефти по-прежнему не отличаются высокой точностью. Есть вероятность, что они больше, чем принято считать.
Руководитель Центра прикладной математики Института математики СО РАН, доктор физико-математических наук Вадим Лисица пояснил, что сейсмическая модель дает достаточно точное представление о строении пласта, что подтверждается геологическими данными, а позже — и результатами бурения, и изучением образцов керна, проб извлекаемого вещества. По отражению волн высчитываются плотность и структура расположения пород в пласте.
Руководитель Центра прикладной математики им. С. Л. Соболева СО РАН Вадим Лисица
Фото: Мария Роговая
Руководитель Центра прикладной математики им. С. Л. Соболева СО РАН Вадим Лисица
Фото: Мария Роговая
Но о доступности для добычи из конкретного пласта можно говорить только после выяснения его пористости и проницаемости. Например, сланцевые и глинистые породы являются абсолютно не проводящими, и добыть из них нефть без гидроразрыва невозможно, а песчаники, напротив, представляют собой пористую губку, через которую отлично фильтруется и добывается нефть. Карбонаты обладают слишком мелкими порами, зато отлично трескаются под высоким давлением верхних пород в пласте и имеют мощную и разветвленную сеть каналов для фильтрации нефти.
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Проекты и патенты с «Роснефтью»
Чтобы нефть стекала по трещинам в основную вертикальную добывающую скважину — ствол, нужно заранее выяснить расположение и направление этих трещин и пробурить дополнительные скважины строго поперек них под прямым углом. Такие дополнительные трубы, торчащие веером по кругу от основного ствола параллельно геологическому пласту на глубине 3 км и более, в своей верхней части выглядят как сито.
Сквозь перфорацию в этих трубах капает нефть из вышележащих пород, а гладкая нижняя часть приводящих труб служит руслом для направления потоков нефти в ствол.
Подобные гигантские подземные сооружения в профессиональной терминологии называют «куст», а технологии их конструирования по сложности исполнения не уступают космическим.
— Сотрудничая с отделением компании «Роснефть» — «КрасноярскНИПИнефть», в течение трех лет мы выполнили расчеты точного расположения трещин в породах, и последующая добыча керна, насыщенного нефтью, подтвердила достоверность и эффективность нашей работы,— резюмирует Владимир Чеверда.— После наших успехов Красноярский геологический комитет постановил включить проведенные нами предварительные исследования в регламент как обязательные до бурения карбонатных осадочных пород. Помимо картирования неоднородностей в нашу работу также входит оценка степени вязкости залежей нефти. Это позволит специалистам добывающих компаний решить, можно ли ее вытеснить и каким способом это лучше сделать. Мы выясняем, в каких точках необходимо создать давление, чтобы организовать дополнительные потоки.
Месторождение в ХМАО
Фото: Станислав Залесов, Коммерсантъ
Месторождение в ХМАО
Фото: Станислав Залесов, Коммерсантъ
Начальник отдела методического сопровождения камеральных сейсморазведочных работ в корпоративном институте компании «Роснефть» — АО «ИГиРГИ» Анастасия Мерзликина отметила, что совместные с учеными разработки по сейсморазведке запатентованы и активно используются.
— Мы изучали насыщение, моделировали и нефть, и газ, смотрели, как это отражается в волновом поле,— уточнила Анастасия Мерзликина.— В результате плотного взаимодействия у нас имеется общий патент на технологию, несколько авторских свидетельств на программное обеспечение, которые внедрены в производственный цикл по обработке сейсмических данных. В частности, один из патентов мы зарегистрировали на способ реконструкции тонкой структуры геологического объекта и прогноза его флюидонасыщения. Изобретение относится к области сейсмической разведки и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений со сложно построенными кавернозно-трещиновато-пористыми коллекторами.
В России никто так не делает
Вычислительный ресурс для создания моделей геологических разрезов настолько огромный, что расчеты проводятся на двух крупнейших в России кластерах: «Ломоносов 2» на базе МГУ и СКЦ «Торнадо» на базе Санкт-Петербургского технического университета.
Фото: Nadir of Moscow / Wikipedia
Фото: Министерство науки и высшего образования России
— Больше нас вычислительные ресурсы используют, пожалуй, только метеорологи. Но мы не применяем вычислительные алгоритмы, характерные для Big Data, где с данными производятся различные математические операции,— уточняет Вадим Лисица.— Все коды и алгоритмы мы пишем целиком и полностью сами, в России никто, кроме нас, так больше не делает. По сути, мы создаем так называемого цифрового двойника, или обширную базу данных, которую нужно в дальнейшем анализировать и проводить на ее основе апробацию алгоритмов восстановления внутреннего строения разрезов.
Цифровой двойник описывает основные геологические элементы изучаемого объекта: геометрию, стратиграфию, литологию, фациальные характеристики пластов-коллекторов, эффективные мощности и, разумеется, фильтрационно-емкостные свойства каждой породы. Все перечисленные особенности имеют особое значение для разработки карбонатных коллекторов, пустотное пространство которых имеет очень сложную структуру.
При разработке карбонатных месторождений нужно учитывать неравномерность распределения трещин и каверн, поскольку именно они являются основными путями фильтрации нефти.
Такие месторождения отличаются большим разнообразием. В них находится значительная часть мировых запасов углеводородов: около 60% нефти и 40% газа. На территории Российской Федерации такие месторождения широко представлены в пределах Сибирской платформы, Волго-Уральского бассейна, Тимано-Печорского бассейна, Оренбургского Приуралья, Актюбинского Приуралья, Прикаспийской впадины и в других регионах страны.
Моделирование для поиска и разведки
Одним из больших проектов было моделирование волновых полей для обширных территорий Западной Сибири в Тюменской области, где месторождения нефти находятся в основном в отложениях юрского периода на глубине 2,5–3 км. Но глубже этой отметки разрезы перестают быть такими предсказуемыми горизонтально-слоистыми, и начинается хаотическое перемешивание различных пород. В проекте участвовали правительство Томской области и «Газпром нефть», а для обработки данных подключили компанию «ПетроТрейс», Институт нефтегазовой геологии и геофизики и Институт вычислительной математики и математической геофизики СО РАН.
Работа суперкомпьютера в институте математики имени С. Л. Соболева Сибирского отделения Российской академии наук
Фото: Влад Некрасов, Коммерсантъ
Работа суперкомпьютера в институте математики имени С. Л. Соболева Сибирского отделения Российской академии наук
Фото: Влад Некрасов, Коммерсантъ
Сибирские ученые разработали новую технологию построения трехмерных изображений сложных коллекторов, основанную на обработке гауссовых пучков рассеянных сейсмических волн. Отличительной особенностью построенного цифрового двойника стало представление разломов не в виде идеальных однородных массивов, а в виде трехмерных геологических тел, заполненных тектоническими брекчиями — острыми и мелкими обломками горных пород. Для моделирования таких брекчий, правдоподобной геометрии этих тел и геомеханических процессов образования разломов ученые провели целую серию численных экспериментов.
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
— В получившейся цифровой модели, в ее верхней половине до глубины 2,5 км, мы запечатлели обычную геологическую картину, характерную для Западной Сибири, а ниже у нас оказался очень специфический объект доюрского периода,— рассказал Вадим Лисица.— С учетом возможностей современных технологий мы на целый месяц полностью загрузили вычислительный кластер в Санкт-Петербурге — суперкомпьютерный центр величиной более 100 узлов. Такой объем информации выдают тысячи источников сейсмических волн, которые фиксируются в трехмерном пространстве сразу в трех направлениях. Размер картируемой области составлял 30 на 30 км, а каждая описываемая ячейка — 5 на 5 м.
Как можно судить по большому охвату территории, данный проект направлен на повышение качества поиска нефтяных месторождений, а не на разведку конкретных пластов и уточнение структуры пород для непосредственной добычи.
Метод моделирования пластов одинаково успешно используется как для поисковых, так и для разведочных работ.
Фото: Мария Роговая
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Фото: Институт математики им. С. Л. Соболева СО РАН
Метод численного моделирования и создания цифровых двойников геологических разрезов для поиска новых месторождений и выбора наилучшего способа добычи для уже обнаруженных источников углеводородов не является мировой инновацией. В частности, он достаточно давно развивается в известной американской корпорации SEG Advanced Modeling Corporation, которая совместно с геологами крупных международных нефтяных компаний создает типовые синтетические модели для решения различных геологических задач. В России эта тема сегодня является передним краем науки, и ведущие отраслевые компании это понимают и активно используют.