Несомненно, приведенные сценарии являются лишь демонстрационной частью качественно другого подхода к управлению разработки, превращаясь в гораздо более сложную задачу при увеличении количества нагнетательных и добывающих скважин, показанную на рисунке 6.
Рисунок 6.
Реализация повышения информативности данных работы интервалов скважин и автоматизация гидродинамического моделирования c помощью независимо компилируемого программного модуля, динамически подключаемого к основной программе, позволяет проводить более адекватную оценку запасов на основании массивов данных маркерной диагностики работы горизонтальных скважин. Так, на рисунке 5 показан исследуемый сектор ГДМ одного из крупнейших месторождений Западной Сибири, где в цикле концептуального проектирования был применен машинный пересчет вариантов. Разница в дисконтированной накопленной добыче между сценарием со 100% рабочими портами ГРП и сценарием с половиной неработающих портов очень велика – более 94000 тонн. Такой масштаб упущенной выгоды делает целесообразным применение методов маркерного мониторинга неработающих и обводненных портов МГРП, причем еще на этапе разбуривания и проведения МГРП, и заложение конструкционной возможности проведения ГТМ с целью введения нерабочих портов в работу, изоляции обводившихся портов и пр [6]. В индустрии уже известны примеры вывода на положительную рентабельность проектов разработки, например Восточно-Мессояхского месторождения, который с применением традиционных подходов к моделированию оценивался как убыточный после того, как на практике не полностью подтвердилась геологическая модель. Оценка огромного количества вариантов корректировки концепции и в итоге выход на такие решения, как, например, увеличение длины горизонтального участка скважин, повышение плотности сетки бурения, позволили добавить к чистому дисконтированному доходу проекта около 60 млрд. рублей и успешно начать эксплуатацию актива [7].
Рисунок 5 – Сравнение расчета в ПО TNavigator секторной модели с предположительной эффективностью работы многостадийных ГРП (традиционный подход) и на основе машинного обучения по статистической выборке с учетом обработки исторических данных по бурению, заканчиванию, ГРП и ГИС.
Заключение
Разработанная технология позволяет производить исследования скважин с автоматической передачей информации в базы данных недропользователя, причем в отличии от традиционных методов исследований объём данных увеличен в десятки раз. Вместо единоразовой картинки по работе скважин недропользователь получает информацию непрерывно на протяжении нескольких лет. Процесс производства работ максимально оцифрован, например для интерпретации забойных данных используется программное обеспечение с алгоритмами машинного обучения и задействованием когнитивных методов распознавания данных ГИС. Проект является выдающимся по степени цифровизации, так как позволяет технологии исследований скважин:
· Проводить обработку и сортировку массивов забойных данных с помощью машинного обучения на алгоритмах «Random Forest»
· Обеспечивать получение, хранение, передачу и управление большого объема данных с минимальным вмешательством человека;
· Обеспечивать взаимодействие с пакетами для гидродинамического моделирования;
· Обрабатывать и организовывать неструктурированную информации с помощью авторского ПО с искусственным интеллектом, специально разработанного для задачи исследования пластового флюида на предмет наличия меток-индикаторов притока;
· Автоматизированная генерация аналитических отчетов, а также внедрение прогностических моделей по локализации запасов углеводородов и поддержке эффективности контура системы поддержания пластового давления.
Список литературы:
2) https://neftegaz.ru/news/gosreg/442686-p-sorokin-na-nnf-pri-uslovii-tsifrovizatsii-neftyanoy-otrasli-rossiya-eshche-v-techenie-50-let-mozhe/
3) https://oilcapital.ru/article/general/05-12-2017/tsifrovaya-revolyutsiya-91a53a31-8a30-4ea7-a680-8d0c195751eb
4) А. Д. Алексеев, А. А. Аниськин, Я. Е. Волокитин, М. С. Житный, Д. А. Карнаух, А. В. Хабаров/ Опыт и перспективы применения современных комплексов ГИС и ГДИС на месторождениях Салымской группы. "Инженерная практика". Выпуск 11-12' 2011.
7) https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2017-november/1243412/