ЭВОЛЮЦИЯ ПОДХОДОВ К МОДЕЛИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: ОТ ДЕТЕРМИНИЗМА К ИНТЕГРИРОВАННЫМ СИСТЕМАМ С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ

ВВЕДЕНИЕ

Становление и развитие нефтегазовой отрасли неразрывно связано с совершенствованием методов прогнозирования добычи и проектирования разработки месторождений. На протяжении шести десятилетий происходила смена парадигм: от простых аналитических моделей к сложным трехмерным гидродинамическим симуляторам, а затем — к системам, учитывающим неизбежную неопределенность исходных данных. В статье прослеживается эта эволюция и показывается, как современные интегрированные системы моделирования становятся драйвером развития отрасли.

ИСТОРИЧЕСКИЕ ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ПРЕДЛАГАЕМАЯ СИСТЕМА

Эволюция моделирования разработки нефтяных месторождений прошла четыре ключевых этапа. В 1960–1970-е годы, на этапе зарождения, первые гидродинамические модели были одномерными и детерминированными, разработка велась на основе «средних» параметров пласта, а неопределенность не учитывалась вовсе. Основной вклад в этот период внесли М. Маскет и И.А. Чарный. В 1980–1990-е годы, с появлением мощных ЭВМ, произошел переход к многовариантности — появилась возможность рассчитывать пессимистичный, наиболее вероятный и оптимистичный сценарии, однако выбор сценария оставался субъективным. В 2000–2010-е годы утвердился вероятностный подход: началось использование методов Монте-Карло и геостатистики, стандартом стало построение ансамблей равновероятных реализаций [3]. Наконец, в 2020-е годы современный этап характеризуется интегрированными системами с верификацией, объединяющими генерацию сценариев, гидродинамическое моделирование и автоматическую калибровку по промысловым данным с использованием байесовских методов [1, 4].

Разработанная авторами интегрированная система вбирает в себя достижения всех предыдущих этапов: от 1960–70-х — физико-математическую основу фильтрации, от 1980–90-х — многовариантность, от 2000–10-х — вероятностные методы (латинский гиперкуб, Монте-Карло), от 2020-х — байесовскую калибровку и автоматическую верификацию. Система формирует ансамбль из 200 реализаций параметров, выполняет гидродинамическое моделирование с распараллеливанием и обновляет распределения параметров по фактическим данным за 3 года [2, 5].

Результаты верификации в исторической ретроспективе, полученные при апробации на группе из трех месторождений Западной Сибири (65 скважин), показывают, что каждый исторический этап вносил свой вклад в повышение точности, но только интеграция всех подходов дала максимальный эффект. Доверительные интервалы прогнозов сократились на 28% по сравнению с детерминированным подходом 1980-х годов. Расхождение прогнозной и фактической обводненности через 2 года составило 5% против 18% при использовании единственной модели 2000-х годов. Систематическая ошибка прогноза снизилась с 9% до 3,5% после байесовской калибровки.

Смена парадигм моделирования напрямую повлияла на развитие отрасли и экономику нефтедобычи, обеспечив снижение рисков бурения «сухих» скважин, увеличение коэффициента извлечения нефти и сокращение неэффективных капитальных вложений на 15-20% при масштабировании на 5 кластеров месторождений. Внедрение интегрированных систем становится не просто технологическим улучшением, а фактором становления нового этапа развития отрасли — этапа цифрового управления неопределенностью.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эволюция методов моделирования разработки нефтяных месторождений прошла путь от детерминизма к интегрированным вероятностным системам с автоматической верификацией. Предложенная авторами система аккумулирует достижения всех исторических этапов и позволяет перейти от реактивного к проактивному управлению разработкой групп месторождений. Учет неопределенности становится не факультативным, а обязательным элементом современной нефтегазовой науки и практики.