Заведующий лабораторией математического моделирования природных нефтегазовых систем Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН д.г.-м.н. Владимир Валентинович Лапковский представил программные решения в области моделирования свойств осадочных толщ, включая пористость.

Для геологов-нефтяников необходимо знать, как распределена пористость осадочных толщ. Понимание её изменчивости — залог успешных поисково-разведочных работ на нефть и газ, корректной оценки запасов и ресурсов углеводородов и эффективности разработки залежей.

При этом, во многих случаях результат измерения пористости в значительной степени зависит не от точности прибора, а от того, какой фрагмент керна был подан на анализ в лабораторию. Если взять образец из породы на несколько сантиметров выше или ниже, то мы можем получить уже совсем другие оценки.

Всю неопределённость, которая связана с аналитическими определениями пористости, можно оценивать с помощью вариограмм. Такими возможностями обладают собственные разработки ИНГГ СО РАН — интерпретационный комплекс W-SEIS и плагин для профессионального программного обеспечения Petrel компании Schlumberger.

С помощью этих инструментов в Институте провели успешные вычислительные эксперименты. Их результаты были использованы для построения трёхмерного представления пористости продуктивных отложений нескольких нефтегазовых месторождений юго-востока Западной Сибири. Это стало ещё одним подтверждением эффективности разработанных в ИНГГ СО РАН решений.

Видео с выступлением  В.В. Лапковского и демонстрацией работы программной реализации моделирования пористости осадочных толщ доступно здесь.

Работа выполнена в рамках научной темы FWZZ-2022-0009 «Цифровые геолого-геофизические модели и оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Арктической зоны Сибири и республики Саха (Якутия); усовершенствование геолого-геофизических методов исследований» Государственной программы ФНИ.

Источник: ИНГГ СО РАН.