Москва, 15 дек – ИА Neftegaz.RU. «Газпром нефть» ускоряет цифровую трансформацию геологоразведки (ГРР) и изменяет подход к формированию ресурсной базы — от развития технологий интерпретации геоданных до разработки ТрИЗ и выхода в новые регионы. Как рассказал журналистам директор по геологоразведке компании Юрий Масалкин, речь идет уже не только о внедрении ИИ и высокоточных моделей недр, но и о глубокой перестройке процессов, культуры и организационных практик, которая выводит компанию на новый уровень эффективности.
ИИ как главный тренд
По словам Ю. Масалкина, одним из ближайших стратегических факторов развития отрасли становится искусственный интеллект. Он напомнил, что компания начала создавать цифровые геологические модели для поиска и добычи углеводородов еще 30 лет назад, но сегодня уровень компетенций вышел на принципиально новый уровень.
«Сегодня инструменты Big Data применяются практически на всех этапах наших проектов, и мы имеем возможность обрабатывать массивы информации и строить высокоточные математические модели в полуавтоматическом режиме», — рассказал он.
Использование ИИ позволило значительно ускорить ключевые этапы геологоразведки:
«Благодаря внедрению ИИ «Газпром нефти» удалось значительно сократить цикл геологоразведочных проектов. С помощью интеллектуальных алгоритмов компания ускорила этап интерпретации результатов сейсморазведки от 10 до 30%, что позволило приблизить старт разработки месторождения примерно на год».
При этом современные алгоритмы дают возможность фактически «переоткрывать» хорошо изученные регионы, включая Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию и Западную Сибирь, где промышленная добыча ведется уже около полувека. Цифровые технологии объединяют в единую систему огромные массивы исторических данных, ранее собранных разными методами и в разное время. Благодаря этому удается выявлять геологические закономерности, которые не были доступны классическим методам анализа.
«Для открытия месторождений-гигантов вроде Самотлора, Фёдоровского, Приобского, Ямбургского не требовались высокоточные инструменты – такие масштабы нельзя было пропустить. Последние десятилетия мы работаем со значительно менее крупными объемами и с помощью 3D-сейсморазведки и цифровых инструментов находим небольшие месторождения площадью около 1-3 км2», — рассказал Ю. Масалкин.
Таким образом, именно искусственный интеллект сегодня становится тем инструментом, который позволяет эффективно открывать небольшие месторождения и вовлекать их в разработку, обеспечивая прирост ресурсной базы в зрелых регионах и продлевая жизнь существующих центров добычи.
Собственные решения
«Газпром нефть» активно развивает собственный арсенал инструментов для геологоразведки, охватывающий весь спектр современных технологий — от передовой геофизики до цифровых платформ, которые обеспечивают централизованное управление проектами. По словам Ю. Масалкина, компании удалось создать инфраструктуру и набор решений, позволяющих проводить геологоразведочные работы даже в условиях высокой сложности, включая проекты в труднодоступных и геологически сложных районах.
«Мы самостоятельно занимаемся разработкой новых решений для геологоразведки. В том числе для того, чтобы обеспечить технологическую независимость на долгосрочную перспективу. В первую очередь, это решения, которые касаются высокотехнологичной геофизики для исследования тонкослоистых пропластков, ТрИЗ, трещиноватых, кавернозных коллекторов», — подчеркнул он.
Особое внимание уделяется локализации производства высокотехнологичного геофизического оборудования: около 80% геофизических приборов создаются совместно с российским производителем.
Напомним, что «Газпром нефть» создала и внедрила целый ряд цифровых инструментов для сопровождения геологоразведки. Среди ключевых решений компании:
- Цифровое решение для командной работы геологов, которое в короткие сроки позволяет интерпретировать результаты полевых работ и создавать высокоточные модели недр и оптимизировать время интерпретации данных на 30%. Экономия трудозатрат — от нескольких месяцев до года.
- Цифровые двойники – компания постепенно переходит от отдельных инженерных решений к созданию цифровых двойников всех бизнес-процессов.
- Автоматизация интерпретации горизонтов и выделения разломов с помощью ИИ – внедрение этого инструмента в 2025 году позволило повысить качество геологического анализа и ускорить переход к созданию 3D-моделей залежей.
- Цифровой двойник сейсморазведки – разработанная совместно с российскими партнерами система на основе больших данных помогает планировать ГРР-проекты, оценивать риски и использовать минимально необходимые ресурсы. База данных включает сведения более чем по 800 геологоразведочным проектам и постоянно пополняется.
Ресурсная база: ставка на ТрИЗ
Важнейшим источником ресурсной базы остаются трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) – низкопроницаемые коллекторы с большой глубиной залегания, для эффективной разработки которых необходимы современные технологические решения. По словам Ю. Масалкина, только в Западной Сибири потенциал ТрИЗ оценивается в 15 млрд т (ачимовская и тюменская свиты).
«Современная геологоразведка отвечает не только на вопрос, где скрыта нефть, но и пытается предложить решения для ее эффективной добычи. Сегодня уже на этапе поиска залежей мы используем высокотехнологичные скважины с горизонтальными стволами до 1800 метров. Проводим мультистадийные ГРП. Это подчеркивает усложнение геологоразведки и роль технологий, которые открывают для нас доступ ко все более сложной ресурсной базе», — отметил он.
При этом разработка ТрИЗ – ключевой, но не единственный фокус компании в сфере ГРР. Зрелые регионы обеспечивают доступ к небольшим, но легко разрабатываемым запасам. Их вовлечение в добычу обходится в 10–20 раз дешевле, чем на новых территориях без инфраструктуры.
«Развитие в традиционных регионах деятельности — одно из важных направлений восполнения ресурсной базы «Газпром нефти». Это значительно дешевле геологоразведки на новых территориях вроде Гыдана или Таймыра, где затраты на логистику могут составлять до 70% бюджета проекта, а геологической успех не превышает 30%», — подчеркнул Ю. Масалкин.
В фокусе компании на 2025–2026 годы в сфере ГРР — Западная и Восточная Сибирь, а также Волго-Уральский регион:
- Ноябрьский регион с развитой инфраструктурой, где добыча ведется уже давно. Однако там есть часть участков недр, требующих доисследования и, в частности, 3D-сейсморазведки;
- Изучение участков недр на севере ЯНАО. В 2025 году «Газпром нефть» уже провела сейсморазведку на участках около Обской губы и эти работы будут продолжены;
- Изучение и разработка Чонской группы активов, в которую входят Игнялинский, Вакунайский и Тымпучиканский участки недр на границе Якутии и Иркутской области. В планах — переобработка и переинтерпретация данных высокоплотной 3D-сейсморазведки.
- Юго-запад Оренбургской области – бурение второй скважины на месторождении В. Орлова. Ранее отмечалось, что на данном активе уже ведется ранняя добыча и продолжается ГРР. План дальнейшей разработки будет определен после переобработки данных 3D-сейсморазведки.
Стратегические векторы ГРР
Для долгосрочного поддержания уровня добычи и реализации целей Энергетической стратегии России до 2050 года «Газпром нефть» выделяет несколько приоритетных для себя направлений:
- ТрИЗ Западной Сибири. Разработка ачимовских и тюменских свит требует инновационных технологических решений, особенно на севере ЯНАО (на сегодняшний день стоимость скважин в этом регионе может в 10 раз превосходить затраты на бурение в ХМАО). Однако эти запасы обеспечат стратегическую стабильность отрасли на долгие годы вперед. Именно поэтому «Газпром нефть» в 2025 году создала крупнейшую в России сеть технологических полигонов для испытаний новых методов бурения и создания инструментов для рентабельной добычи сложных ресурсов.
- Восточная Сибирь. Огромная площадь и распределенность запасов создают инфраструктурные и организационные вызовы, однако у компании уже есть успешный опыт работы в Якутии и Иркутской области. Так, благодаря цифровым инструментам, удалось значительно увеличить запасы Чонской группы месторождений.
- Арктика. Практически не изученная зона с малой вероятностью геологического успеха, но с колоссальными ресурсами: 34 млрд т жидких углеводородов и 157 трлн м3 газа (по данным Роснедр). Несмотря на то, что стоимость скважины здесь может быть в 10 раз больше, чем при бурении даже на самые сложные ачимовские залежи, «Газпром нефть» сохраняет фокус на развитии проектов в этом стратегически значимом регионе.
- Шельф. Морские проекты остаются стратегически важными, несмотря на высокую стоимость и природные ограничения, включая короткое ледовое окно в Арктике.
- Повышение коэффициента извлечения нефти (КИН). Для продления жизни зрелых месторождений, которые составляют существенную долю портфеля компании, «Газпром нефть» активно работает над совершенствованием технологий ПАВ-полимерного заводнения и газовых методов повышения нефтеотдачи.
Автор: А. Никитина
