Польза сейсморазведки. Когда нефтяники трясут землю

По большому счёту, говорят нефтяники, сейсморазведочные работы позволяют найти не саму нефть, но обнаружить структуры, в которых может быть нефть. То есть метод этот является не прямым, а скорее, косвенным. К тому же, у этих технологий есть существенный недостаток — их высокая стоимость. Это, однако, не мешает обширному применению метода — особенно при разведке углеводородных месторождений. Тем более, если месторождения эти под водой.

«В обозримой перспективе сейсморазведка продолжит оставаться незаменимой технологией для определения оптимальной зоны бурения поисковых скважин.

Сейсморазведка является единственным методом дистанционного исследования строения и физических параметров глубоко залегающих горизонтов, способным дать информацию для обоснованной геологической оценки вероятности наличия нефти.

Без проведения сейсморазведки затраты на поиски нефти бурением поисковых и разведочных скважин вырастут в десятки раз», — подчёркивает руководитель программ геофизических работ «Газпром нефти» Владислав Воцалевский, отвечая на вопрос о популярности метода и окупаемости затрат на такие работы.

Что ж, «Газпром нефть» большая, ей виднее: дочерние компании добытчика не только используют сейсмические технологии в процессе разведки на нефть, но и активно развивают это направление.

Поиск углеводородов. Под землёй и под водой

Сейсморазведка — наследница сейсмологии, и измерения тут в целом те же самые, только волны тут слабые и  контролируемые. Распространение волн помогает получить представление о подземной геологической структуре исследуемого участка, но обнаружить нефть можно только бурением с последующим испытанием продуктивного горизонта, поясняют в «Газпром нефти».

«Но без сейсморазведки и других дистанционных методов исследований, позволяющих определить приоритетные участки для разведочного бурения, вероятность обнаружения нефти в случайно выбранной точке крайне мала», — подчёркивает Владислав Воцалевский.

Закономерно, что сейсмические методы применяют на всех начальных этапах поиска, разведки и доразведки месторождений. При этом на особенно сложных объектах сейсморазведка может применяться и  на более поздних этапах: для вовлечения зон, отделённых тектоническими или литологическими экранами от областей дренирования имеющейся сети эксплуатационных скважин.

Когда же речь идёт о поиске залежей углеводородов под толщей воды, сейсморазведка становится практически единственным методом исследований. В этой области тоже примечателен опыт «Газпром нефти», которая в 2019 году провела сейсморазведку на шельфе Сахалина. Тут интересен не только масштаб работ: 515 км2, 4 месяца, 2800 донных станций, — но и само оборудование, которое работало на объекте.

Дело в том, что донные станции «КРАБ» российские, это совместная разработка «Газпром нефти», Минпромторга, Морской арктической геологоразведочной экспедиции (МАГЭ) и Морского технического центра. Именно спрос со стороны нефтяников стимулировал производство такого оборудования — до недавнего времени российские добытчики использовали для этих целей импортные решения.

И с тех пор, как эти самые зарубежные решения вышли на наш рынок — с конкурентными ценами, высоким уровнем качества и сервисом — российские производство оборудования для морской разведочной геофизики оказалось за бортом. Были наработки, но не было конечного продукта, потому что на него не было спроса.

«Бизнес становится драйвером создания и внедрения инноваций, интегратором интеллектуально-технического потенциала. Мы гарантируем спрос, предоставляем экспертизу, формируем уникальные консорциумы. Кроме того, мы обеспечиваем возможность испытаний на наших лицензионных участках.

Поддерживаем дальнейшее использование оборудования на наших активах и продвигаем комплекс через нашу сеть партнёров на мировых рынках», — отмечает начальник департамента импортозамещения и реализации технологической стратегии «Газпром нефть шельфа» Андрей Власов (цитата корпоративного издания компании «Сибирская нефть»).

Таким образом, в развитии решений для разведочной сейсмики реализован первый важный тренд, характерный для промышленности в целом, — импортозамещение.

Цифровой двойник для сейсморазведки

Ну а тренд номер два — это, конечно, цифровизация. И здесь тоже есть свои достижения.

«Современная сейсморазведка использует высокотехнологичное оборудование и специализированное программное обеспечение на всех этапах работ. Для обработки и интерпретации геофизических данных требуются большие вычислительные мощности и совершенный математических аппарат, описывающий в своих алгоритмах все физические процессы и позволяющий выделять очень тонкие изменения в акустических волновых полях, характеризующие изменения геологических условий и петрофизических параметров целевых объектов», — отмечает Владислав Воцалевский.

А в конце прошлого года «Газпром нефть» сообщила, что совместно с  «ЛАНИТ-ТЕРКОМ» разработала цифровую платформу именно для сейсморазведочных работ на нефтяных месторождениях. За годы работы у компании накопилась серьёзная библиотека данных об исследованиях в разных регионах, и эту информацию разработчики заложили в базу.

Компьютерный мозг сумеет проанализировать эти гигабайты сведений и сгенерировать наиболее оптимальное технологическое решение, основываясь на информации о работах на схожих по геологии территориях.

«Платформа представляет собой процессного цифрового двойника проведения площадных геологоразведочных работ. Система позволяет специалистам «Газпром нефти» и компаниям-партнёрам на единой платформе просматривать информацию о проведении сейсморазведочных работ на каждом месторождении, дополнять базу данных информацией о ходе выполнения новых работ, загружать данные и обмениваться актуальными материалами по проекту.

В будущем через цифровой двойник можно будет выполнять предиктивную аналитику на базе алгоритмов машинного обучения, повысив, таким образом, оперативность принятия решений», — рассказал Владислав Воцалевский.

Эффективность нововведения решения «Газпром нефть» планирует оценить по итогам зимнего полевого сезона 2020-2021 годов.
Сразу ответим на популярный вопрос: предполагается ли замена человека новым роботизированным решением?

Разработчики всячески подчёркивают, что такой цели не стоит, да это и невозможно. Г-н Воцалевский подчеркнул, что, хотя система и «умная», роль специалиста остаётся определяющей для успеха исследований и подтверждения результатов работ.

Необходимо задать корректную формулировку задачи и граничные параметры, и пока искусственный интеллект не способен выполнить подобную работу без участия квалифицированного специалиста.

«Ключевым элементом в процессе цифровой трансформации всегда будет человек. Все системы, которые мы создаём в партнёрстве с компанией «Газпром нефть», предназначены для того, чтобы сотрудники компании при принятии решений опирались на достоверную информацию, представленную в наглядном виде, а также вели эффективную коммуникацию друг с другом.

В разработке этого продукта мы используем самые современные технологии, например, геосервер, лежащий в основе картографического модуля, использующий векторные тайлы, что расширяет список существующих возможностей при работе с картами. Также мы постоянно совершенствуем интерфейс, делая его максимально удобным для пользователей.

Дорожная карта проекта включает в себя интеграции со многими системами, что сделает «Цифровой двойник сейсморазведочных работ» одной из ключевых платформ геологоразведки завтрашнего дня»,  — рассказал директор департамента цифровых решений «ЛАНИТ-ТЕРКОМ» Марат Немешев.

«Зелёная» сейсмика

И ещё один тренд. Принято считать, что сейсморазведка — не самая дружелюбная по отношению к природе технология: во-первых, это работа со взрывами, а во-вторых, вырубка леса. Будущее специалисты видят за невзрывными источниками и за решениями, которые не предполагают присутствия на объекте тяжёлой техники.
Есть у «Газпром нефти» и такой проект, он так и называется «Зелёная сейсмика».

В основе — использование беспроводной радиотелеметрической системы регистрации данных RT System 2.

«Применение компактных мобильной техники и буровых установок обеспечило сокращение ширины просек для доставки и установки оборудования с 5 до 1–1,5 метров. Что, в свою очередь, уже позволило сохранить более 4,5 млн деревьев с 2016 года», — рассказали в компании.

Это решение уже в ходу, а тестирование проходит второе поколение технологий — «Зеленая сейсмика 2.0», задача которого уменьшить ширину просек, вырубающихся не только для линий приёма, но и линий возбуждения.

Текст: Кира Истратова