ИИ-комплекс спрогнозировал проницаемость нефтяных пластов с точностью 99,7% без остановки добычи

Предприятия топливно-энергетического комплекса по всему миру ежегодно сталкиваются с проблемой невозможности точно оценивать проницаемость горных пород (способность пропускать через себя жидкости) при непрерывной работе скважин.

Компании вынуждены приостанавливать добычу для проведения исследований, что несет производствам значительные финансовые потери от недополученной продукции. Эта мера связана с необходимостью оценки ключевых параметров пласта: проницаемости и характеристики рабочей зоны, которые напрямую определяют продуктивность месторождения.

Проблема усугубляется тем, что пока специалисты обрабатывают данные, полученные во время остановки добычи, характеристики пласта продолжают меняться. В результате, решения принимаются на основе устаревшей информации. Это может привести к попаданию воды в скважины, неэффективному использованию систем поддержания внутреннего давления и недополучению значительных объемов нефти.

Для оценки фильтрационных свойств сегодня применяют несколько традиционных методов, которые имеют серьезные технологические и экономические ограничения. Например, гидродинамические исследования требуют полной остановки добычи на три-семь суток, и за это время современная скважина может потерять миллионы рублей. Геофизические методы анализируют лишь область в радиусе от двух до трех метров, хотя основные фильтрационные процессы происходят в более удаленных местах, остающихся незамеченными при анализе данных с месторождения.

Ученые Пермского Политеха разработали программный комплекс, который позволяет прогнозировать проницаемость пластов в реальном времени без остановки добычи нефти. На сегодняшний день в мире не существует аналогов, способных решать эту задачу без временного прекращения работы. Статья опубликована в научном журнале «Записки Горного института».

В основе новой технологии лежит большая база данных из 3500 гидродинамических исследований скважин, собранная и систематизированная экспертами для последующего машинного обучения. В каждом из них содержится комплекс параметров: свойства пласта и нефти, эксплуатационные показатели до остановки добычи (например, количество воды), а также динамика восстановления давления.

Обычно показатели работы скважин определяются и фиксируются инженерами в виде графика в течение нескольких дней после прекращения добычи и позволяют определять проницаемость в удаленной зоне пласта.

Чтобы создать «умную» программу, ученые использовали принцип, похожий на обучение нейросети для распознавания изображений. Только вместо фотографий они показывали алгоритму тысячи графиков давления внутри пласта и все соответствующие им параметры скважин. Это необходимо для того, чтобы интеллектуальная система научилась сама выявлять взаимосвязь между различными показателями пласта, строить графики на основе этих данных и определять по ним проницаемость горной породы.

— В результате, интеллектуальная система научилась создавать «цифрового двойника» скважины. Раньше, чтобы узнать, в каком состоянии находится пласт, инженерам приходилось останавливать работу скважин. Теперь этого делать не нужно: эксперт загружает в систему актуальные, регулярно снимаемые показатели с месторождения. На основе этих вводных программа за несколько часов сама строит графики и предсказывает, как бы вело себя давление, если бы добычу остановили для традиционного исследования. ИИ сам анализирует все данные и выдает точное значение проницаемости удаленной зоны пласта, — рассказал Дмитрий Мартюшев, доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии».

Теперь, как только в систему вводят информацию о конкретном месторождении, она изучает ее и рассчитывает проницаемость, то есть определяет, насколько легко нефть может пройти через породу. Высокий показатель означает, что пласт хорошо пропускает жидкость, а низкий — препятствия для движения.

Для проверки эффективности работы системы ученые использовали данные с существующих месторождений, которые не участвовали в обучении программы. Они сравнивали проницаемость, рассчитанную по результатам реальных остановок скважин, с показателями, выданными системой. Точность прогнозов программы достигла 99,7%. Это значит, виртуальные показатели практически не отличаются от тех, что получают при настоящих испытаниях.

— Разработанный программный комплекс представляет собой законченное решение для мониторинга фильтрационных параметров пластов. Оперативность системы составляет несколько часов вместо семи-десяти суток, требуемых для традиционных исследований, что позволяет нефтяным компаниям значительно повысить экономическую эффективность разработки месторождений, — отметил Дмитрий Мартюшев.

Предложенная технология представляет собой законченное решение для оперативного мониторинга фильтрационных параметров пластов. Она позволяет непрерывно отслеживать их состояние без остановки добычи, что значительно повышает экономическую эффективность разработки месторождений. Точность прогнозов на уровне 99,7% обеспечивает надежную основу для принятия технологических решений, что в перспективе может стать отраслевым стандартом для мониторинга.