Учёные ЛУКОЙЛ-Инжиниринг уточнили геологическую модель месторождений Каспия с помощью нейронных сетей
Прогнозирование нефтегазоносности недр является ключевой задачей при поисках и разведке месторождений нефти и газа. В последнее время для её решения в Филиале ООО «ЛУКОЙЛ‑Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде применяются самые современные системы компьютерной обработки и интерпретации геолого-геофизических материалов. Это позволяет добиться значительных результатов по точности прогнозирования геоструктурных моделей месторождений, петрофизических свойств продуктивных отложений и характера насыщения коллекторов.
Так, по результатам детальной интерпретации материалов сейсморазведки 2D, с применением технологии прогнозирования параметров разреза, и данных бурения четырёх скважин была построена объединённая трёхмерная геологическая модель нефтегазоконденсатных месторождений углеводородов им. Ю.Кувыкина и смежного с ним Западно-Сарматского в акватории Северного Каспия.
В практике геолого-разведочных работ последних лет при интерпретации сейсмических данных для прогноза петрофизических параметров разреза всё шире применяются технологии, использующие элементы искусственного интеллекта. Одной из таких инновационных технологий является генетическая инверсия сейсмических данных в петрофизические параметры разреза с использованием нейронных сетей. Применение метода генетической инверсии в данных исследованиях позволило уточнить свойства исследуемых осадочных толщ в условиях малого числа скважин и неполной информации об акустических свойствах среды. Сейсмогеологическое моделирование разреза показало, что при высоком качестве сейсмических и каротажных данных можно с большой достоверностью прогнозировать петрофизические параметры пластов-коллекторов, начиная с толщины 5-7 м.
Последующее бурение скважины на месторождении им. Ю.Кувыкина полностью подтвердило структурные модели залежей углеводородов, петрофизические свойства и характер насыщения коллекторов. Несовпадение прогнозных и фактических отметок кровли пластов‑коллекторов составило менее метра, а их прогнозируемые петрофизические параметры (снижение пористости, увеличение плотности), характер насыщения (увеличение водонасыщенности) результатами ГИС и опробования подтвердились полностью. При этом расстояние до ближайшей скважины составило более 7 км.
Подтверждённая последующим бурением объединённая геологическая модель месторождений им. Ю.Кувыкина и Западно-Сарматского была опубликована в НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2013-№5 и 2016‑№9 (сдана в печать 13.05.2016).
Cтруктурная карта по кровле первого титонского продуктивного пласта (J3tt-I).
На карту вынесено положение скважины 3-Сарматской,пробурённой после того как была опубликована карта.
Отметка абсолютной глубины кровли первого титонского продуктивного пласта в точке пересечения скважиной 3-Сарматской составляет -3130,3 м,что практически соответствует изогипсе -3130 м на опубликованной структурной карте (построенной до бурения скважины 3-Сарматской) в этой точке.
После бурения скважины 3-Сарматской карта не требует корректировки. Это свидетельствует о высокой точности прогнозных структурных построений, подтверждённой последующим бурением скважины 3-Сарматской.
