Интегральный индекс качества резервуара (IRQI): новый подход к оценке качества пласта

Почему важно находить хорошие породы

Каждая капля нефти или газа прошла долгий путь из глубоких недр на поверхность. Но не все породы одинаково хорошо хранят и проводят эти жидкости. В этом исследовании предлагается новый способ оценить, насколько «хорош» пласт, с помощью единого показателя, который объединяет разные виды информации о подповерхностной среде. Этот показатель, названный интегральным индексом качества резервуара, призван помочь специалистам по ресурсам выделять лучшие зоны добычи, особенно в геологически сложных месторождениях, где традиционные методы часто дают противоречивые результаты.

От локальных замеров к общей картине

Традиционная оценка качества пласта сильно опирается на данные из скважин: сколько пустот в породе (пористость), насколько легко жидкости перемещаются (проницаемость), сколько глины содержится и какая доля порового пространства заполнена водой. Эти данные детальны, но очень локальны — по сути вертикальные столбцы информации. В отличие от них, сейсмические съёмки дают непрерывное покрытие по всему месторождению, но опосредованно отражают свойства пород и имеют худшую вертикальную разрешающую способность. Такое несоответствие затрудняет построение надёжной зональной картины качества пласта по всему полю, особенно в слоистых и сброшенных комплексах, подобных формации Асмари на юго‑западе Ирана.

Сведение множества подсказок о породах в один показатель

Авторы предлагают новый индекс, объединяющий три группы измерений: базовые свойства пласта из каротажа (например, эффективная пористость, водонасыщение и содержание глины), поведение прочности породы (характеризуемое показателем хрупкости) и упругие свойства (параметры, выведенные из распространения сейсмических волн). Перед комбинированием все входные величины нормируются в один масштаб 0–1, чтобы ни один параметр не доминировал просто из‑за больших абсолютных значений. В отличие от многих предыдущих подходов, метод не задаёт фиксированные веса; вместо этого каждому параметру позволено естественно влиять на индекс в зависимости от его поведения в конкретном поле. Итоговая формула поощряет зоны с высокой пористостью и хрупкостью и низким водонасыщением и содержанием глины, одновременно корректируя результат с учётом упругих свойств, отражающих жёсткость или пластичность породы.

Тестирование индекса на двух совершенно разных месторождениях

Чтобы проверить, действительно ли этот единый показатель отражает реальное качество пласта, авторы применили его к формации Асмари в двух нефтяных месторождениях с контрастной геологией. В месторождении A верхний интервал представлен песчаником, а нижний — карбонатом; в месторождении B порядок обратный. Для каждой скважины команда рассчитала индекс по данным каротажа и сравнила его с известными горизонтами высокой и низкой продуктивности. В песчаниковых толщах индекс последовательно выделял сквозные «сладкие точки», где породы чистые, пористы и относительно хрупки, тогда как в плотных карбонатных интервалах он показывал лишь участки с более низкими значениями. В месторождении A индекс также сверяли с лабораторными измерениями на керновых пробах: образцы с большой водонасыщенностью получили близкие к нулю оценки. Статистические тесты показали, что индекс положительно коррелирует с пористостью и хрупкостью и отрицательно с водонасыщением, что соответствует геологическим ожиданиям.

Распространение от скважин на весь резервуар

Убедившись, что индекс адекватно ведёт себя у скважин, авторы распространили его на весь резервуар. Сначала они применили сейсмическую инверсию — метод, превращающий сейсмические отражения в свойство под названием акустическое импеданс, тесно связанное с плотностью и жёсткостью пород. Это свойство в сочетании с зависимостями, полученными из скважин, позволило оценить индекс в промежутках между скважинами и получить непрерывные срезы качества пласта. Сравнение карт с детальными каротажными данными показало, что зоны с высоким индексом соответствуют интервалам с большей пористостью, меньшим содержанием воды и глины, благоприятными упругими характеристиками и, в месторождении A, лучшими керновыми измерениями текучести. В сравнении с обычными изображениями акустического импеданса новые карты продемонстрировали более чёткие границы между хорошими и плохими зонами и более точное воспроизведение известных «сладких точек».

Что это значит для будущих энергетических решений

Проще говоря, эта работа преобразует набор разрозненных подповерхностных измерений в один физически обоснованный показатель, который можно картировать по всему месторождению. Вместо того чтобы сверять разрозненные данные петрофизики, горной механики и сейсмики, специалисты получают единый интегрированный слой качества, откалиброванный на скважинах и распространённый с помощью сейсмического изображения. Подход оказался надёжным в двух месторождениях с разной слоистостью и сложностью, что говорит о его потенциальной адаптивности к другим резервуарам в мире. Хотя необходимы дополнительные проверки с большим объёмом керновых данных и более разнообразной геологией, интегральный индекс качества резервуара представляет собой перспективный инструмент для более уверенного расположения скважин, оптимизации разработки и более эффективного использования имеющихся углеводородных ресурсов.

Цитирование: Leisi, A., Kadkhodaie, A. & Kadkhodaie, R. Integrated reservoir quality index (IRQI): a novel approach for reservoir quality assessment. Sci Rep 16, 10596 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-46154-0

Ключевые слова: качество пласта, сейсмическая инверсия, анализ каротажных данных, горная механика, формация Асмари