Важным этапом разведки залежей углеводородов является подсчет запасов нефти, горючих газов и газового конденсата для их постановки на государственный учет. Утвержденные на данном этапе свойства пластовых флюидов влияют не только на точность величины геологических запасов, но также закладываются в основу последующих расчетов вариантов разработки месторождения. Таким образом, использование недостоверных свойств пластовой нефти или газа, принятых на начальном этапе, может стать причиной не только некорректной оценки запасов, но и значительного расхождения проектных и фактических профилей добычи, ошибок в расстановке эксплуатационного фонда, в выборе режимов работы скважин, проектировании систем сбора, подготовки и транспорта. Особенно эти проблемы заметны при эксплуатации залежей с высоким содержанием газа в пластовой нефти или конденсата в газе.
Приоритетным источником информации при обосновании подсчетных параметров, характеризующих состав и физико-химические свойства пластовых углеводородных флюидов, являются результаты исследований собственных представительных проб (в первую очередь глубинных или рекомбинированных). Однако не всегда удается обеспечить отбор проб, удовлетворяющих требованиям к их представительности. В таких случаях регламентными документами для проведения расчетов допускается использование состава и свойств по аналогии с уже открытыми и более изученными месторождениями [1–4].
Методы аналогии широко применяются при решении нефтегазовых задач поиска, разведки и разработки залежей в условиях недостатка исходной фактической информации [5–7]. Однако при всем разнообразии состава и свойств нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей до последнего времени в нашей стране ни в одном из регламентных документов не приводились четкие требования к обоснованию свойств пластового флюида по методу аналогии, а именно к набору сопоставляемых параметров и минимально возможному их расхождению, позволяющему признать тот или иной объект подходящим в качестве аналога. Например, в «Требованиях…» [2] отмечается только, что при использовании метода аналогии необходимо приводить «исходные данные, подтверждающие правильность выбора параметров подсчета по аналогам». Какие именно данные считаются подтверждающими корректность выбора, в указанном документе не уточняется. В «Методических рекомендациях…» [3] отмечается, что в качестве аналога выбирается «залежь со сходными геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разведываемого или разрабатываемого месторождения». Перечень характеристик, которые при этом должны быть сходными, в данном источнике не приведен.
Практика показывает, что в условиях отсутствия четких рекомендаций в качестве аналога мог быть выбран тот объект, для которого наблюдалась близость таких параметров, как пластовое давление, температура и глубина залегания. При этом дополнительно учитывалась в лучшем случае только плотность дегазированного жидкого флюида (нефти или конденсата), а все остальные его физико-химические свойства (например, вязкость, содержание серы, смол, парафинов и т.п.) не сопоставлялись. Также не учитывались и данные о составе газовой фазы. Исключение из анализа перечисленных параметров может приводить к значительным ошибкам, поскольку они определяют взаимную растворимость жидких и газообразных компонентов в пластовых условиях, а значит, в совокупности с начальными термобарическими условиями в залежи обуславливают состав и свойства пластового флюида.
В 2023 году были разработаны и решением экспертно-технического совета ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» рекомендованы к использованию «Методические рекомендации по определению подсчетных параметров, характеризующих компонентный состав и физико-химические свойства УВС» [4]. В данном документе параметры, на которые необходимо ориентироваться при подборе аналогов, описаны наиболее подробно. Среди них одинаковое фазовое состояние пластового флюида, сопоставимые термобарические условия и глубина залегания, а также основные физико-химические свойства нефти или конденсата и состав газа. Насколько близкими должны быть сравниваемые параметры, а также какие из них являются приоритетными, в документе не указано. Введение расширенного перечня сравниваемых параметров должно значительно повысить точность оценки подсчетных параметров при использовании метода аналогии, поскольку свойства пластовых флюидов могут изменяться в рамках одного пласта или даже залежи, особенно если при их формировании участвовали несколько нефтематеринских источников или уже после заполнения ловушки происходили процессы вторичного преобразования насыщающих ее углеводородов. Таким образом, чем больше показателей, характеризующих пластовый флюид, используется при поиске аналога, тем точнее он будет подобран.

Если поиск аналогов производится в ручном режиме, то процесс требует больших временных затрат, а на представительность подобранного объекта может оказывать влияние субъективное мнение специалиста. На потребность в совершенствовании и автоматизации процессов выбора аналогов указывает развитие такого направления, как разработка коллективами авторов различных систем и методик подбора. Так, в 2023 г. на II научно-практической конференции
им. Е.Г. Коваленко «Актуальные вопросы экспертизы геологических и извлекаемых запасов УВС» Волковым В.П. был представлен доклад на тему «Разработка технического задания для создания поисковой системы аналогов месторождений УВС для целей подсчета запасов и проектирования разработки», в котором отражены результаты разработки системы для автоматического подбора залежей-аналогов с применением алгоритмов искусственного интеллекта. На этапе формирования поискового запроса среди параметров, позволяющих учесть состав и свойства пластового флюида, кроме глубины залегания и начальных термобарических условий предлагается задавать дополнительные параметры, такие как содержание конденсата в пластовом газе или плотность дегазированной нефти. Важность «корректного описания свойств пластовых флюидов и прогнозирования их поведения в процессах добычи, транспорта, а также при расчете запасов нефти и газа» отмечают и авторы статьи [8]. Для решения проблемы недостаточного объема исходных данных предлагается создать и использовать «единую базу готовых PVT-метамоделей пластовых флюидов», на основе которой с помощью разработанной авторами методики предполагается выполнять подбор аналогов пластовых флюидов, представляющих собой готовую композиционную PVT-модель. О реализации функционала поиска флюидов со схожими свойствами в условиях отсутствия данных по неразведанным месторождениям в разработанном АО НК «КазМунайгаз» модуле «Пластовые флюиды» заявлено и в работе [9], однако методология, по которой осуществляется процесс выбора объекта, в статье не освещена.
В начале 2023 года цель разработки программного продукта для автоматизированного поиска аналогов пластовых углеводородных систем поставили перед собой и специалисты ООО «Тюменский нефтяной научный центр». Современная лабораторная база организации и многолетний накопленный фактический материал по исследованиям пластовых флюидов различных месторождений Восточной и Западной Сибири позволили собрать обширную базу данных (БД) с возможностью последующего ее использования в целях подбора аналогов для объектов с неполной исходной информацией. При этом задача поиска аналога не ограничивалась только возможностью определения параметров, необходимых для целей подсчета запасов, а была расширена до одновременного определения исходных данных, необходимых для повышения точности расчета процессов добычи, транспорта, первичной и вторичной переработки, т.е. информации о компонентном составе продукции и о свойствах групп углеводородов, входящих в ее состав. Для решения поставленной задачи наполнение базы данных осуществлялось результатами исследований тех объектов, для которых имеется наиболее полный объем информации, включающей такие характеристики дегазированных жидких углеводородов как основные физико-химические свойства, хроматографические исследования состава, а также характеристики узких фракций (табл. 1).

При наличии данных о составе газовой фазы (газа сепарации или растворенного нефтяного газа) эта информация также заносилась в базу данных. Таким образом, при поиске аналога имеется возможность учитывать как рекомендуемые регламентными документами, так и дополнительные параметры, что позволяет пользователю сделать наиболее обоснованный выбор.
В рамках реализации проекта была произведена систематизация данных по 167 пробам углеводородов: 118 — нефтей и 49 — конденсатов. Изначально сформированная база продолжает пополняться по мере проведения исследований новых образцов. Территориально пробами представлены шесть регионов Восточной и Западной Сибири (62 месторождения, 81 различный продуктивный пласт).
В минимальный набор параметров, по которым предлагается осуществлять поиск аналога, предлагается включить следующие характеристики дегазированной нефти или конденсата:

• основные физико-химические свойства;
• компонентно-фракционный состав;
• групповой состав бензиновой фракции (содержание алканов, аренов, нафтенов и др.);
• индивидуальный компонентный состав бензиновой фракции с дополнительной визуализацией в формате так называемого метода «фингер-принт» (отпечаток пальца), который основан на сравнении наборов наиболее значимых компонентов, содержащихся в составе отдельных групп УВ.

Перечисленную информацию можно получить, даже если в ходе исследований продуктивного объекта удалось отобрать только поверхностные пробы нефти или конденсата.
Набор сравниваемых параметров при наличии соответствующей информации дополняется данными атмосферно-вакуумной разгонки (АВР) жидких углеводородов и составом газовой фазы.
Критерием успешности при подборе аналога (J) является минимизация суммы нормированных квадратов разности значений (отклонений) показателей по пробе изучаемого объекта (x^пр_i) и соответствующих показателей образцов, имеющихся в базе данных (x^ДБ_i), с учетом величины весового коэффициента (γ_i):

Весовые коэффициенты по умолчанию принимаются равными 1, а при необходимости могут быть скорректированы пользователем в меньшую или большую сторону.
Для демонстрации работоспособности разработанного инструмента рассмотрим пример подбора аналога для одной из новых залежей месторождения «Х» Западной Сибири. Фазовое состояние объекта на момент обоснования свойств принято как однофазное нефтяное. Изучаемая залежь в полной мере охарактеризована результатами исследований глубинных и дегазированных проб нефти. Предположим, что собственных представительных глубинных проб из месторождения «X» отобрать не удалось, и имеются только результаты исследований дегазированной нефти. Эти результаты из файлов специального формата (протоколов) были загружены в форму автоматизированного поиска и выполнен подбор наиболее подходящих аналогов (рис. 1). Отметим, что поиск аналога выполнен по комплексному критерию, т.е. с учетом всех имеющихся параметров и с весовым коэффициентом для каждого, равным 1. При необходимости пользователь может из предложенных показателей выбирать наиболее приоритетные (один или несколько) или учитывать все, экспертно задавая им требуемые значения весовых коэффициентов.

По результатам выполненного поиска в качестве наилучшего аналога для залежи месторождения «X» следует считать нефть из одновозрастных нижнехетских отложений месторождения «А» с наименьшим значением критерия сходимости. Основные параметры пластовой нефти месторождения «Х», полученные по собственным глубинным пробам, и в случае их оценки по аналогии с залежью месторождения «А», имеют высокую сходимость (табл. 2), что подтверждает работоспособность реализованной поисковой системы.

Следует отметить, что согласно геолого-физической характеристике подобранная залежь-аналог является нефтяной с газовой шапкой. При этом если бы подбор аналогов для нефтяной залежи «Х» осуществлялся в соответствии с рекомендациями [4], то из перечня рассматриваемых объектов были бы исключены двухфазные нефтегазовые залежи. В этом случае в качестве аналога выбирается залежь месторождения «B» с гораздо более худшим процентом сходимости (рис. 1), как единственная среди близлежащих, которая не имеет газовой шапки. Автоматическая выгрузка сравнительных диаграмм, позволяющая визуально оценить точность подбора аналога пластового флюида, также показывает значительное отличие нефти «В» от «Х» и «А» по большинству физико-химических характеристик (рис. 2).

Это различие подтверждает и заметно более высокая плотность дегазированной нефти залежи «В» (840,8 кг/м3) в сравнении с «Х» (826,9 кг/м³) и «А» (822,5 кг/м³). Наблюдаемая разница в свойствах нефти из залежи «В» вероятнее всего связана с протекающими в ней процессами биодеградации, на что указывает пониженное по сравнению с «X» и «А» содержание нормальных алканов при более высоком фоне ароматических структур (рис. 2).
При последующем более детальном изучении материалов было установлено, что анализ сейсмических данных допускает наличие газовой шапки и в залежи «X», хотя на текущий момент она не выявлена. Таким образом, можем видеть, что если бы по методу аналогии были приняты свойства нефти из залежи «B», то при оценке запасов ошибка составила бы 16 %, а если залежи «А» — всего 4 %.
Приведенный пример дополнительно показывает, что выбор аналога только среди месторождений с одинаковым фазовым состоянием пластового флюида, предложенный в [4], значительно сужает поиск наиболее подходящего варианта. Текущая оценка типа залежи как однофазной нефтяной или газовой может быть связана с тем, что газовая шапка или нефтяная оторочка в исследуемой залежи присутствует, но выполненного объема исследований недостаточно для установления их наличия. Таким образом, в период низкой степени изученности нефтяных залежей, в которых на текущий момент не установлено наличие газовой шапки, нельзя исключать вероятность предельной или близкой к предельной степени насыщенности нефти. Данный вывод справедлив и для недостаточно изученных газоконденсатных залежей, в которых не выявлено наличие нефтяной оторочки.