Россия
Россия
В статье рассматривается использование российского программного обеспечения «ПетроИнфоКомплекс» компании ООО «ИТ-ПроСистем», применяемого ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» для сопровождения разработки месторождений и геонавигации во время бурения скважин на Каспийском шельфе. Отмечено, что данный программный комплекс включает в себя широкий спектр функциональных возможностей, в т. ч. предварительную обработку и контроль качества полевых сейсмических данных в 2D- и 3D-форматах, обработку и интерпретацию сейсмических данных, а также проведение геомеханического моделирования. ПО «ПетроИнфоКомплекс» может решать задачи использования сейсморазведки для геонавигации во временном масштабе, не искажая амплитудно-частотные характеристики. Это позволяет в процессе геонавигации постоянно проводить любой атрибутный анализ для любой части сейсмического куба в самом геонавигационном проекте, что дает возможность использовать всегда актуальные сейсмические данные в точке принятия решения. В последние годы в программном обеспечении активно начали внедрять применение нейронных сетей для решения геолого-геофизических задач, что является уникальной функцией для отечественных разработок в сфере геологии, которая не имеет аналогов. В частности, протестировано использование нейронных сетей в рамках картирования сейсмонейрофаций для решения текущих задач геологического сопровождения, основанного на применении различных сейсмических атрибутов (Apparent polarity, Dominant frequency, Instantaneous frequency, phase и amplitude). Суть применения нейронных сетей заключается в обучении их на имеющихся эталонах на базе волнового сейсмического поля и результатах атрибутного анализа и последующее их использование в процессе геологического сопровождения на бурящихся скважинах. Таким образом, программный комплекс был успешно реализован при бурении горизонтальных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в акватории Каспийского моря на разрабатываемых месторождениях, что дало высокие результаты для целей геологического сопровождения.
ПО «ПетроИнфоКомплекс», геонавигация, геонавигационная модель, наклонно-направленное бурение, сейсмические атрибуты, нейронная сеть
Введение
Каспийское море – крупнейший замкнутый водоем, расположенный в южной части России, является самым большим бессточным озером в мире. Активная деятельность России в Каспийском регионе обусловлена не только его ресурсной базой, но и геополитическими интересами. Кроме России выход к нему имеют такие страны, как Республика Казахстан, Азербайджанская Республика, Туркмения, Исламская Республика Иран.
В Каспийском море активно осваивается крупные нефтегазоносные месторождения. Доказанные ресурсы нефти составляют около 10 млрд т, общие ресурсы нефти и газоконденсата оцениваются в 18–20 млрд т. Является очень перспективным бассейном с точки зрения нефтегазоносности. Во всех странах, имеющих выход к Каспийскому морю, в акватории есть открытые нефтяные месторождения, где ведется их активное освоение. С 1995 г. компания «ЛУКОЙЛ» начала активно исследовать углеводородные ресурсы Каспийского моря, в 1999 г. стартовало разведочное бурение, и уже в 2000 г. на Каспийском шельфе были обнаружены первые месторождения. На данным момент три месторождения находятся в стадии разработки: им. Ю. Корчагина, им. В. Филановского, им. В. И. Грайфера. В настоящее время происходит целенаправленное импортозамещение и применение современных технологий отечественного производства. Одним из самых высокотехнологичных применений является бурение наклонно-направленных скважин. Активное участие в процессе импортозамещения принимает ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», используя российское ПО «ПетроИнфоКомплекс» компании ООО «ИТ-ПроСистем». Данное программное обеспечение предлагает широкий спектр функциональных возможностей, включая предварительную обработку и контроль качества полевых сейсмических данных в 2D- и 3D-форматах. Кроме этого, система обеспечивает обработку и интерпретацию сейсмических данных, а также проведение 1D- и 3D-геомеханического моделирования. ПО «ПетроИнфоКомплекс» также включает модули для сопровождения разработки месторождений и геонавигации во время бурения скважин и позволяет применять ГИС-технологии для геологического моделирования в 3D, проводя подсчет запасов [1].
С 2024 г. по настоящее время в программном обеспечении активно начали внедрять применение нейронных сетей для решения геолого-геофизических задач. Это является уникальной функцией для отечественных разработок в сфере геологии, которая не имеет аналогов.
Цель статьи – рассмотреть проведение геологического сопровождения бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием с использованием ПО «ПетроИнфоКомплекс» с применением самых последних достижений в области математического аппарата для решения геологических задач.
Геонавигация
Геонавигация – комплекс методов и технологий для управления бурением с учетом геологических и геофизических характеристик разреза. Система обеспечивает точное позиционирование скважины для достижения целевых горных пластов и минимизации рисков, связанных с процессом бурения [2].
Преимущества геонавигации:
– повышение точности бурения;
– снижение затрат на буровые работы;
– адаптивность к изменениям геологических условий;
– уменьшение негативного воздействия на окружающую среду.
Геонавигационные решения основаны на применении специализированных датчиков, мощных компьютерных систем и программного обеспечения. Позволяют анализировать данные о геологии месторождения в реальном времени, обеспечивая высокую эффективность и безопасность бурения.
Геонавигация происходит в несколько этапов:
1) сбор и анализ данных:
– геофизические исследования – проведение измерений различных параметров, например, электрических, магнитных, радиоактивных свойств пород, акустической жесткости и др., а также получение информации о структуре и свойствах горных пород;
– сейсмические исследования – изучение подземных структур и свойств пород с помощью анализа сейсмических волн;
– бурение контрольных скважин (в некоторых случаях) для уточнения геологических данных с отбором образцов пород и проведением исследований;
2) построение трехмерных геологических моделей: на основе собранных данных строятся подземные структуры, это дает возможность визуализировать геологические особенности и определить оптимальные траектории бурения;
3) выбор оптимальной траектории бурения с учетом геологической модели и требований к скважине (например, горизонтальное бурение для добычи газа или нефти);
4) мониторинг и корректировка траектории:
– во время бурения осуществляется постоянный мониторинг параметров, таких как глубина, направление, скорость бурения и свойства пород;
– при необходимости траектория бурения корректируется с помощью специальных систем управления;
5) использование навигационных систем для точного определения положения буровой установки и корректировки траектории, например, GPS, инерциальных навигационных систем и других технологий;
6) применение специализированных программ и алгоритмов для обработки данных, построения моделей и управления траекторией бурения;
7) после завершения бурения проведение контроля и анализа полученных данных и результатов с целью оценки эффективности геонавигации и внесение необходимых корректировок в будущие проекты.
Геонавигационная модель
В ПО «ПетроИнфоКомлпекс» существует два метода использования геонавигации: стандартное и продвинутое. Продвинутое использование является его уникальной функцией в отличие от других аналогичных программных обеспечений. Стандартный подход использования для наклонно-направленного бурения заключается в создании геонавигационной модели для бурения скважины. В ходе бурения с помощью ПО «ПетроИнфоКомплекс» происходит постоянный контроль и мониторинг скважины, а также перестраивание геологического разреза, в результате чего можно получить актуальную геологическую модель по пробуренному разрезу. В ПО «ПетроИнфоКомплекс» реализована возможность использования продвинутой опции для геонавигации, которая применяется для геологического сопровождения бурения. Стандартная геонавигация использует в качестве основы для моделирования разреза, выделения аномалий и т. д. сейсморазведку в глубинном масштабе, что обусловлено принципом самой геонавигации. Однако, во-первых, перевод сейсморазведки в глубинный масштаб является искажением исходной волновой картины, во-вторых, глубинный сейсмический куб представляет собой статичные данные, а глубинно-скоростная модель, использованная для трансформации сейсмического волнового поля в глубинный масштаб, является субъективным интерпретационным решением исполнителя по структурной интерпретации сейсмических данных.
ПО «ПетроИнфоКомплекс» может решать задачи использования сейсморазведки для геонавигации во временном масштабе, которая не искажает амплитудно-частотные характеристики. Это позволяет в процессе геонавигации постоянно проводить любой атрибутный анализ для любой части сейсмического куба по мере возникновения таких задач в самом геонавигационном проекте. С учетом того, что глубинно-скоростная модель постоянно меняется в процессе геонавигации (что обусловлено постоянной корректировкой структурной модели), то возможность ее перестроения в нем позволяет использовать всегда актуальные сейсмические данные в точке принятия решения. В рамках использования ПО «ПетроИнфоКомплекс» были реализованы такие подходы на горизонтальных скважинах, пробуренных ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в акватории Каспийского моря на разрабатываемых месторождениях, что дало высокие результаты для целей геологического сопровождения.
Кроме того, протестировано использование нейронных сетей в рамках картирования сейсмонейрофаций для решения текущих задач геологического сопровождения, основанного на применении различных сейсмических атрибутов. В ПО «ПетроИнфоКомплекс» реализовано их большое количество, что позволяет решать большой спектр задач на всех этапах геологоразведочных работ. К некоторым из них относятся:
1) Apparent polarity – кажущаяся полярность, выраженная через знак сейсмической трассы в максимуме огибающей: показывает детали волновой картины без учета формы сигнала и помогает обнаруживать тонкие слои;
2) Dominant frequency – доминирующая частота: позволяет оценивать качество сигнала;
3) Instantaneous frequency, phase и amplitude – мгновенные частота, фаза и амплитуда.
Суть применения в ПО «ПетроИнфоКомлпекс» нейронных сетей заключается в обучении их на имеющихся эталонах (на уже пробуренных скважинах) на базе волнового сейсмического поля и результатах атрибутного анализа и последующее их использование в процессе геологического сопровождения на бурящихся скважинах [3].
Заключение
Использование ПО «ПетроИнфоКомплекс» позволяет качественно решать задачи геологического сопровождения наклонно-направленного и горизонтального бурения, но при этом имеет дополнительные функции, отсутствующие у отечественных и импортных аналогов, что способствует получению более качественных результатов и решению ряда сложных геологических задач, ранее недоступных. Применение описанных технологий имеет существенный экологический эффект. Более качественная проводка скважин дает возможность эффективнее использовать недра за счет снижения проходки и нарушения их сплошности без снижения технологических показателей разработки месторождений. Важнейшей задачей освоения месторождений углеводородного сырья, особенно в условиях морских акваторий, является повышение экономической эффективности проектов. Использование продвинутых технологий ПО «ПетроИнфоКомплекс» снижает риски неэффективного бурения, уменьшает метраж и стоимость бурения, сохраняя и увеличивая технико-экономические показатели разработки морских месторождений.
1. Ревина А. В., Веселов Н. А., Афанасьева В. Е. Использование специализированного программного обеспечения «ПетроИнфоКомплекс» в процессе формирования профессионально ориентированных навыков при обучении студентов инженерно-технических специальностей // Сб. тр. конф. «Современная техника и технологии: исследования, разработки и их использование в комплексной подготовке». Невинномысск, 2025. С. 246–249.
2. Сарайский Ю. Н. Геоинформационные основы навигации: учеб. пособие. СПб.: СПбГУГА, 2010. 245 с.
3. Созыкин А. В. Обзор методов обучения глубоких нейронных сетей // Вестн. ЮУрГУ. Сер.: Вычислительная математика и информатика. 2017. Т. 6, № 3. С. 28–59. DOIhttps://doi.org/10.14529/cmse170303.
