Геологи разработали метод удешевления поиска газа с помощью «торнадо»

Исследователи РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина провели анализ данных крупнейших газовых месторождений Западной Сибири и определили, как можно сократить затраты на добычу газа. Исследование, выполненное с использованием «торнадо-экспериментов», может привести к экономии от 30 до 300 миллионов рублей в год для одного месторождения. Об этом пишет Naked Science.

Для оценки возможного объема добычи газа инженеры создают компьютерные модели, требующие сотни параметров, таких как пористость пород, проницаемость, давление и свойства воды. Изучение каждого из этих параметров требует бурения скважин, отбора керна и лабораторных анализов, что связано с временными и финансовыми затратами. Ученые Губкинского университета исследовали целесообразность масштабных измерений для каждого месторождения.

«Мы выяснили, что для неглубоких сеноманских залежей, где пласт рыхлый и пористый, наиболее важными для добычи являются свойства воды, которая давит на пласт снизу, и движение газа и воды через породу. Здесь часто возникают неожиданные ситуации: скважины могут затопляться водой, а часть газа остается заблокированной в пласте. Для более глубоких готеривских пластов, где породы плотнее и вода почти не содействует добыче, критически важно правильно оценить объем газа и определить, какие слои породы действительно продуктивны, а какие являются мертвой зоной», — отметил участник проекта, аспирант кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Артем Елисеев.

Исследователи проанализировали данные по 66 газовым залежам Западной Сибири — крупнейшего газодобывающего региона страны. Исследование было проведено с помощью «торнадо-экспериментов», метода математического моделирования, при котором последовательно изменяются каждый геологический параметр — пористость, проницаемость, давление и т. д., и фиксируется, как это влияет на прогноз добычи.

«Название метода происходит от диаграмм, напоминающих воронку смерча, где наиболее значимые факторы представлены в виде широких полос. Это позволяет исключить второстепенные характеристики и сосредоточиться только на тех, что действительно определяют успех разработки месторождения», — пояснил ученый.

На основе полученных данных исследователи предложили алгоритм, который учитывает, какие параметры необходимо измерять в каждом конкретном случае, а от каких 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 оптимизировать программу исследовательских работ, используя цифровые модели для составления схемы, выделяющей приоритетные параметры для каждого месторождения.

«В ходе работы мы использовали отечественные программы и проверили, насколько хорошо они справляются с анализом по сравнению с импортными. Мы протестировали их на сотнях вариантов расчетов и доказали, что их скорость и точность не уступают зарубежным аналогам. Это поддерживает импортозамещение, что особенно 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 было проведено для Западной Сибири, ученые планируют масштабировать его на другие регионы. Экспертное сообщество уже проявило интерес к этому методу. Результаты исследования опубликованы в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».