ПЕРМЬ, 1 ноября. /ТАСС/. Не имеющий аналогов в мире программный комплекс для прогнозирования проницаемости нефтяных пластов в реальном времени разработали ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ). Программа позволяет значительно сократить финансовые затраты при процессе прогнозирования, сообщили ТАСС в пресс-службе вуза.

"Традиционные гидродинамические и геофизические методы мониторинга требуют многодневных остановок скважин и приводят к значительным финансовым потерям из-за недополучения больших объемов полезных ископаемых. Ученые Пермского политеха создали программный комплекс для непрерывной оценки проницаемости нефтяных пластов с помощью искусственного интеллекта. Технология демонстрирует точность 99,7% и позволяет выявлять изменения на месторождениях в реальном времени без остановки добычи нефти. В мире не существует аналогов, способных решать эту задачу без временного прекращения работы", - рассказали в ПНИПУ.

По словам ученых, компании топливно-энергетического комплекса вынуждены приостанавливать добычу для проведения исследований, которые в свою очередь необходимы для оценки ключевых параметров пласта: проницаемости и характеристики рабочей зоны, которые напрямую определяют продуктивность месторождения. Кроме того, пока специалисты обрабатывают данные, полученные во время остановки добычи, характеристики пласта продолжают меняться. Решения принимаются на основе уже устаревшей информации, что может приводить к попаданию воды в скважины, неэффективному использованию систем поддержания внутреннего давления и недополучению значительных объемов нефти.

Среди традиционных методов оценки фильтрационных свойств применяют гидродинамические и геофизические исследования. Гидродинамические исследования требуют полной остановки добычи на 3-7 суток, за это время современная скважина может потерять миллионы рублей. Геофизические методы анализируют только область в радиусе 2-3 м, хотя основные фильтрационные процессы происходят в более удаленных местах, остающихся незамеченными при анализе данных с месторождения.

В основе программного комплекса лежит база данных из 3,5 тыс. 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. Для создания "умной" программы ученые использовали принцип, похожий на обучение нейросети для распознавания изображений. Но вместо фотографий алгоритму показывали тысячи графиков давления внутри пласта и все соответствующие им параметры скважин, чтобы интеллектуальная система научилась сама выявлять взаимосвязь между различными показателями пласта, строить графики на основе этих данных и определять по ним проницаемость горной породы, то есть определяет, насколько легко нефть может пройти через породу.

"В результате, интеллектуальная система научилась создавать "цифрового двойника" скважины. <...> 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. Искусственный интеллект сам анализирует все данные и выдает точное значение проницаемости удаленной зоны пласта. Высокий показатель означает, что пласт хорошо пропускает жидкость, а низкий - что есть препятствия для движения", - пояснил доктор технических наук, профессор кафедры "Нефтегазовые технологии" Дмитрий Мартюшев.

Эффективность работы системы ученые проверили с помощью данных с существующих месторождений, которые не участвовали в обучении программы. Они сравнивали проницаемость, рассчитанную по результатам реальных остановок скважин, с показателями, которые выдала система. Точность прогнозов программы составила 99,7%, что практически не отличается от реальных испытаний. При этом, как отметил Мартюшев, оперативность системы составляет несколько часов вместо 7-10 суток, что позволяет нефтяным компаниям значительно повысить экономическую эффективность разработки месторождений. 

РоссияПермский край