Введение. Естественная трещиноватость характерна для карбонатных пород и играет определяющую роль при разработке карбонатных коллекторов трещиноватого и трещинно-порового типов. Необходимым условием успешного моделирования трещиноватости с получением систем дискретных трещин является наличие и интерпретация в едином ключе результатов микроимеджеровых исследований, данных сейсморазведки приемлемого качества и, по возможности, проведение палеореконструкции геологической эволюции горного массива. В случае недостатка этих данных или их недостаточного качества эффективной альтернативой может служить концептуальный подход, разработке и апробации которого посвящена статья.
Цель. Целью данной работы стал анализ возможных подходов к моделированию дискретной трещиноватости, а также разработка и апробация концептуального подхода в случае, когда применение стандартных методик является малоэффективным.
Методы. Анализ данных микроимеджеровых исследований и сейсморазведки позволяет рассчитывать прямые зависимости параметров трещиноватости как по отдельным скважинам, так и осуществлять их прогноз в межскважинном пространстве. В том случае, когда качество имеющихся данных не позволяет корректно определить такие зависимости и соотнести параметры трещиноватости между скважинами, структурами и сейсмическими атрибутами, эффективной альтернативой может служить концептуальный подход, основанный на понимании механизма возникновения и распространения трещин в меняющихся горно-геологических условиях.
Результаты. Предлагаемый подход подразумевает разработку концепции образования трещиноватости в конкретной региональной или деформационной обстановке с последующей ее оцифровкой и использованием вместе со скважинной информацией. В рамках этого подхода был проведен анализ исходных данных микроимиджеровых исследований с выделением низко достоверных интервалов интерпретации и их исключением из последующего рассмотрения, а также анализ инцидентов поглощений бурового раствора при бурении, с учетом результатов 1D геомеханического моделирования, для выявления зон трещиноватости, обойденных скважинными исследованиями. Рассчитанные параметры трещиноватости стохастически распространялись в моделируемой области согласно распределениям интенсивности трещин, угла наклона и азимута простирания для ранее выделенных петротипов.
Заключение. Несмотря на то, что концептуальный подход требует значительно больших трудозатрат и компетенций как при разработке самой концепции и ее оцифровке, так и при последующих расчетах, в итоге именно он позволил построить модель DFN, достоверность и прогнозная сила которой была заверена в ходе проведенных множественных «слепых» тестов по различным параметрам.

Введение и цель. На данный момент в отрасли отсутствует единый документ, регламентирующий интерпретацию результатов исследований проб, искаженных относительно того или иного состояния пластового флюида. Вследствие этого абсолютно правильное утверждение о том, что каждая проба несет информацию о свойствах исследуемого объекта, зачастую понимается превратно и параметры проб принимаются в осреднение без анализа их истории и свойств. Решение этой проблемы является базовой задачей для создания методологического и технологического основания повышения качественной изученности пластовых флюидов.
Материалы и методы. При разработке использовались методы системного подхода, экспертного опроса и мысленного эксперимента.
Результаты. Представлена терминологическая система для описания процесса интерпретации флюидной информации; классифицированы корреляции, применяемые при этом анализе; предложена типология искажений свойств пластовой нефти и некоторые области ее применения.
Заключение. Рекомендуется использовать предложения при формировании нормативно-методической документации в области экспертизы свойств пластовых флюидов.

Цель. В работе представлены примеры результатов оценок свойств начальной пластовой нефти при исследовании искажённых проб пластовых флюидов.
Методы. Отбирались: 
1) Глубинные пробы нелетучей нефти в условиях фонтанирующего притока первой поисково-оценочной скважины. 
2) Устьевые пробы летучей нефти в условиях фонтанирующего притока истощенной залежи. 
По отобранным пробам проводился комплекс стандартного PVT-анализа. Устьевые пробы рекомбинировались с применением разработанного авторами эвристического алгоритма расчета состава газа покомпонентной рекомбинации.
Результаты. Проиллюстрировано применение методологии работы с пробами, отобранными в многофазных потоках. Даны рекомендации по некоторым оптимальным комплексам исследований.
Заключение. Результаты работы рекомендуется применять при разработке образовательных материалов и учитывать при планировании работ по отбору и исследованиям проб пластовых флюидов.

Введение. Распределение текущего пластового давления по площади залежи углеводородов является очень важным параметром, оказывающим сильное влияние на профиль добычи месторождения. В связи с этим мониторинг пластового давления на месторождениях является очень важной стандартной процедурой, которая, к сожалению, очень затратная для добывающих компаний из-за потерь добычи вследствие остановок скважин для проведения гидродинамических исследований.

Цель. Представить методологию и практический пример оценки пластового давления с помощью мультискважинной деконволюции, проводимой на основе данных длительного мониторинга забойного давления и добычи группы скважин в процессе их эксплуатации.

Материалы и методы. Оценка пластового давления основана на построении многоскважинной модели взаимосвязи дебита и давления на исследуемом участке. Модель основана на свертке переходных характеристик, являющихся откликом давления на работу скважин с единичным дебитом, с историческими изменениями дебита скважин. Переходные характеристики подвергаются деконволюции на основе исторических записей забойного давления в скважинах. Деконволюционное пластовое давление использует методологию самопроверки, что означает, что она может проверять собственную достоверность во время добычи. В тот момент, когда рассчитанное забойное давление начинает существенно отличаться от исторических записей, необходимо повторить процесс деконволюции, начиная с этого исторического момента, и установить новый набор переходных характеристик для остальной части истории работы скважин.

Результаты. Разработана технология определения пластового давления с помощью мультискважинной деконволюции без фактической остановки скважин.

Заключение. Деконволюционное пластовое давление как основа современных программ мониторинга позволяет снижать затраты добывающих компаний, предоставляя возможность в режиме реального времени прогнозировать значение пластового давления без потерь добычи.

Введение. В современных условиях ограничения объемов добычи нефти, связанные с OPEC+, делают актуальной задачу перераспределения добычи между скважинами для снижения обводненности продукции и разгрузки сети сбора. Принятие решений об оптимальном распределении дебитов часто осложнено интерференцией скважин, которые могут влиять друг на друга как через пласт, так и через систему сбора. Поэтому для оптимизации работы промысла целесообразно использовать многовариантные расчеты на адресной интегрированной модели.
Цель. С целью оптимизации работы месторождения в условиях ограничения добычи нефти OPEC+ построена, адаптирована и использована в мониторинге разработки полномасштабная интегрированная модель месторождения.
Материалы и методы. Для построения интегрированной модели нефтяного месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, предложены оптимальные методы учета добывающих скважин, находящихся в периодической эксплуатации, моделирования процессов выпадения парафинов, инструменты моделирования скважин с негерметичностями, учета совместных скважин, разрабатывающих несколько эксплуатационных объектов (ЭО) одновременно. Полномасштабная интегрированная неизотермическая модель месторождения включает 7 гидродинамических моделей, более 400 моделей добывающих и нагнетательных скважин, модели системы поглощения, модель системы поддержания пластового давления (ППД), включающей местную закачку, модели второстепенных объектов разработки и сеноманского водоносного горизонта, построенные методом материального баланса. Главной особенностью реализованной модели является большой фонд действующих скважин, периодический характер работы значительной части фонда, множество негерметичностей, а также осложнения, связанные с выпадением парафинов.
Результаты. Примененные способы оптимизации интегрированной модели позволили провести многовариантные расчеты с реализацией различных стратегий по вхождению месторождения в установленные OPEC+ ограничения добычи по наиболее экономически рентабельному сценарию. Высокая скорость расчета полномасштабной интегрированной модели месторождения позволила создать полезный дополнительный инструмент мониторинга разработки.
Заключение. Полученные результаты подтверждают эффективность использования полномасштабной интегрированной модели нефтяного месторождения на поздней стадии при мониторинге разработки и принятии решений.

Введение. Использование агрессивных режимов работы в нагнетательных скважинах, приводящих к образованию трещин авто-ГРП (гидроразрыва пласта), позволяет улучшить процесс поддержания пластового давления в низкопроницаемых коллекторах. Однако нестабильность развития трещин может оказывать негативное воздействие на разработку, нарушая равномерность вытеснения, создавая гидродинамическую связь между соседними участками и приводя к неконтролируемому поступлению воды в добывающие скважины.
Целью данной работы является выявление и комплексный анализ причин резкого увеличения обводненности добывающих скважин после организации нагнетания в условиях образования трещин авто-ГРП на примере месторождения с несколькими лицензионными участками, относящимися к одному эксплуатационному объекту.
Материалы и методы. В данной работе использовались гидродинамические исследования скважин (ГДИС), промыслово-геофизические исследования (ПГИ), результаты интерпретации петрофизических свойств, трассерные исследования и 6К-анализ состава добываемой жидкости. Также применялось аналитическое моделирование, позволившее оценить такие параметры, как угол вскрытия пласта, проводился расчет распространения трещин с помощью прототипа ПО, моделирующего рост трещин авто-ГРП.
Результаты. Анализ данных позволил рассмотреть все потенциальные причины наблюдаемого явления и подтвердил наличие межскважинного взаимодействия между участками. Было установлено, что автоГРП, полученный в нагнетательных скважинах на смежном участке, привёл к формированию протяжённой трещины, которая пересекла границы лицензионных участков и обеспечила поступление воды в добывающие скважины.
Заключение. В процессе исследований было выявлено, что для корректной интерпретации ПГИ следует учитывать угол вскрытия пласта скважиной, а также подчеркнута важность комплексного анализа соседних участков перед проведением любых работ. Подтвержден риск прорывов жидкости из нагнетательных в добывающие скважины по трещинам авто-ГРП даже на больших расстояниях в низкопроницаемых пластах.

Введение. В настоящее время одним из актуальных вопросов для нефтедобывающей индустрии является локализация остаточных извлекаемых запасов углеводородов в межскважинном пространстве пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Цель. Настоящая работа направлена на исследование межскважинных интервалов пластов с целью доизучения геологического строения объекта и выявления перспективных зон для уплотняющего бурения и вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов нефти. Дополнительная задача состояла в оценке эффективности работы нагнетательных скважин и количественном определении их влияния на добывающее окружение.
Материалы и методы. Задача изучения межскважинных интервалов пластов зрелого месторождения выполнялась с помощью технологии импульсно-кодового гидропрослушивания, которая является разновидностью межскважинного гидропрослушивания. В исследовании участвуют одна возмущающая скважина и несколько реагирующих. Благодаря изменению дебита возмущающей скважины в пласте создаются импульсы изменения давления, которые распространяются в породе и регистрируются в реагирующих скважинах с помощью высокоточных кварцевых приборов. Особенностью технологии является создание специального «кода» исследования путем чередования различных по времени циклов закачки и остановки возмущающей скважины. Данный специальный «код» позволяет из всего набора зарегистрированных данных изменения давления вычленить только те компоненты, которые связаны с изменением работы возмущающей скважины. Именно эта особенность технологии позволяет не останавливать реагирующие добывающие скважины, так как даже на фоне сильных шумов в работающей скважине удается выявить полезный сигнал, провести интерпретацию и принять решение о наличии или отсутствии запасов углеводородов в межскважинном пространстве.
Результаты. По результатам проведения исследования было выявлено влияние возмущающей скважины на реагирующие скважины окружения. В исследуемых скважинах определены пластовые давления. В межскважинных интервалах определены связанные толщины и средняя насыщенность.
Заключение. На основании полученных результатов выбрано оптимальное положение для бурения бокового ствола из одной из пьезометрических скважин с целью «довыработки» локализованных запасов углеводородов, что и было осуществлено. Добыча нефти из данной скважины подтвердила высокую экономическую привлекательность данных операций на исследуемом объекте, несмотря на уже весьма высокую выработку извлекаемых запасов.

Введение. В 2023–2024 годах с целью предотвращения образования межколонного давления было принято решение о проведении опытно-промышленных работ (ОПР), которые заключались в применении самовосстанавливающегося цементного раствора-камня при цементировании эксплуатационных колонн Ø178 мм и комбинированной Ø140×178 мм без использования заколонного пакера. Стоит отметить, что применение составов цементных растворов с проектными параметрами, соответствующими техническому заданию, в комплексе с использованием заколонного пакера не всегда обеспечивает надежную изоляцию пластов и отсутствие негерметичности межколонного пространства (НМКП), а также межколонного давления (МКД).
Цель. Освещение практического опыта применения самовосстанавливающегося цемента для предупреждения возникновения МКД и заколонной циркуляции (ЗКЦ).
Материалы и методы. Тестирование самовосстанавливающегося цементного раствора-камня производилось на сертифицированном оборудовании в соответствии с требованиями стандартов API 10B- 2, API 10B-5, испытания упруго-прочностных свойств проведены в соответствии с ГОСТ 21153.8-88 «Породы горные. Метод определения предела прочности при объёмном сжатии», исследование фильтрационноемкостных свойств цементного камня проведено в соответствии с рекомендациями ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации». 
Результаты. По итогам проведения ОПР без использования заколонного пакера на текущем месторождении доказана эффективность применения самовосстанавливающихся цементов. Увеличение интервала сплошного контакта для эксплуатационных колонн 178 мм составило 20 %. МКД зафиксировано на 3 скважинах из 5 после ввода в добычу и проведения комплекса работ по освоению, однако при стравливании давления из межколонного пространства межколонное давление снижается до 0 атм, что подтверждает способность к самозалечиванию цементного камня.
Заключение. Технология самовосстанавливающегося цемента показала свою эффективность в реальных условиях, улучшив общее качество цементирования и снизив интенсивность МКД за счет свойств самозалечивания при контакте с углеводородами.

Введение. Разработка нефтяных месторождений, расположенных в отдаленных, труднодоступных районах с отсутствием развитой инфраструктуры внешнего транспорта нефти и газа, осложняется проблемой утилизации попутного нефтяного газа. Оптимизация этого процесса требует подбора количества нагнетательных скважин и оценки максимальной приемистости единичной скважины.
Цель. Оценка максимальной приемистости нагнетательных скважин для обратной закачки добываемого попутного нефтяного газа.
Материалы и методы. Анализ геолого-геофизической информации по месторождению и применение существующего мирового опыта по определению приемистости газонагнетательных скважин.
Результаты. На примере нефтегазового месторождения описан подход, приведены примеры расчетов по определению максимальной приёмистости газонагнетательных скважин.
Заключение. Определена максимальная приемистость и требуемое количество газонагнетательных скважин для утилизации в пласт добываемого попутного нефтяного газа.

Введение. В условиях высокого газового фактора добываемой продукции актуальной задачей является поиск новых решений по полезному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ). В рамках данной работы проведен анализ существующих решений по утилизации, а также рассмотрена технология использования устьевого струйного устройства (эжектора) для закачки попутного нефтяного газа обратно в пласт при помощи нагнетательных скважин.
Цель. Разработка нового технического решения по утилизации попутного нефтяного газа.
Материалы и методы. В качестве исходных данных использовались текущие режимы работы скважин, а также данные о геометрических параметрах устьевого струйного устройства. Для проведения расчетов использовался пакет макросов на языке программирования VBA, а также программное обеспечение (ПО) для статического и динамического моделирования скважин.
Результаты. Предложен новый способ утилизации попутного нефтяного газа, подобрана оптимальная конструкция устьевого струйного устройства, создан универсальный инструмент по анализу режимов работы эжектора, опытным путем доказана эффективность предлагаемого решения.
Заключение. В результате проведенного анализа, расчетов и опытно-промышленных испытаний определено, что устьевое струйное устройство является эффективным методом утилизации попутного нефтяного газа.

Введение. Как и для любого сооружения, в процессе работы может возникнуть потребность в ремонте по широкому кругу причин, в том числе в результате как внутреннего, так и внешнего воздействия (тралы и др.).
Цель. Предложить новый, альтернативный традиционному (сварка трубопровода над поверхностью воды и последующее опускание изогнутого участка на дно), метод ремонта подводного морского трубопровода, повреждённого до полного разрыва трубы, при условии возможности поднятия над поверхностью воды обоих концов трубопровода в месте повреждения.
Материалы и методы. Анализ существующих решений, оценочные расчеты, экспертные оценки
Результаты. Предложен метод осуществления ремонта подводных трубопроводов без сварки под поверхностью воды в основе использования фланцевого соединения.
Заключение. Проведенные предварительные проработки показали реальную осуществимость предложенного метода, однако, учитывая, что он используется впервые, требуется детальное уточнение отдельных решений.

Введение. Основной задачей на этапе ранней проектной проработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор наиболее эффективной с точки зрения экономических показателей технологии подготовки попутного нефтяного и природного газов. Поиск оптимального решения является достаточно сложной технико-экономической задачей, требующей значительных трудозатрат команды специалистов.
Цель. Целью данной работы является разработка цифрового инструмента на базе мультиагентных систем, позволяющих создавать гибкие и адаптивные системы из множества элементов, взаимодействующих между собой для достижения общей цели.
Материалы и методы. Использованы методы системного инжиниринга, интеллектуальных мультиагентных технологий, а также суррогатного моделирования (прокси-модели на основе искусственного интеллекта).
Результаты. В работе приведены результаты по разработке цифрового инструмента, который позволяет определить оптимальную температуру процесса низкотемпературной сепарации (НТС) и, как результат, оптимальный перечень товарных продуктов для сбыта, необходимые для этого технологии и транспортное окружение.
Заключение. Разработан прототип цифрового инструмента, который может быть использован на этапах концептуального проектирования для решения задач по выбору технологии подготовки газа.

Введение. Интегрированное моделирование представляет собой современный подход к управлению нефтегазовыми активами, который позволяет объединить различные аспекты разработки месторождения в единую модель. Этот метод становится особенно актуальным на поздних стадиях разработки, когда необходимо оптимизировать добычу и максимально эффективно использовать оставшиеся запасы. В данной статье рассматриваются перспективы применения интегрированного моделирования на поздних стадиях разработки месторождения.
Цель. Исследование направлено на изучение текущего опыта компании ПАО «Татнефть» и перспектив применения интегрированного моделирования на поздних стадиях разработки нефтегазовых месторождений. Основная цель работы заключается в описании перспективных методов и технологий развития интегрированного моделирования как целостной структуры, состоящей из отдельных звеньев, а также использования интегрированных моделей для оптимизации добычи, управления инфраструктурой и повышения экономической эффективности в условиях значительной неопределенности и осложнений.
Материалы и методы. В статье рассматриваются современные подходы к моделированию целостной системы «пласт — скважина — поверхностная сеть». Используются методы автоматизации процессов подготовки и адаптации гидродинамических и геологических моделей (ГГДМ), а также модели наземной инфраструктуры. Описываются примеры применения этих методов для поиска, локализации и решения технических вызовов, направленных на повышение качества управления производством.
Результаты. Интегрированные модели способствуют оптимизации режимов эксплуатации скважин, управлению притоком жидкости и газа, а также улучшению работы поверхностной инфраструктуры. Примеры успешного внедрения как самой интегрированной модели, так и методов автоматизации и оптимизации, описанных в статье, подтверждают высокую эффективность и актуальность данного подхода.
Заключение. Интегрированное моделирование позволяет значительно повысить точность прогнозов и эффективность добычи, однако приводит к увеличению трудозатрат на его создание. С целью снижения трудозатрат, развития постобработки результатов расчетов специалистами Центра моделирования института «ТатНИПИнефть» разработаны оптимизационные алгоритмы. Алгоритмы позволяют оптимизировать этапы создания моделей, расчетов сценариев и обработки результатов. Рассмотрен опыт других компаний с целью наметить вектор дальнейшего развития собственных разработок в части интегрированного моделирования (далее ИМ).

Введение. Статья посвящена актуальной проблеме мониторинга состояния промысловых трубопроводов в нефтегазовой отрасли, где коррозионные дефекты существенно влияют на эффективность их эксплуатации. Традиционные методы оценки состояния трубопроводных сетей, такие как внутритрубная диагностика и коррозионные свидетели, имеют технологические и экономические ограничения. В данной работе предложен новый подход, основанный на применении методов машинного обучении для прогнозирования роста дефектов на основе ретроспективных данных.
Цель исследования — разработка инструмента прогнозирования остаточного ресурса трубопроводов на основе методов машинного обучения, который позволит повысить эффективность управления целостностью трубопроводов. Основная задача — создание алгоритма, позволяющего прогнозировать появление и развитие коррозионных дефектов, что способствует повышению надежности трубопроводного транспорта, снижению эксплуатационных затрат и оптимизации процессов технического обслуживания.
Материалы и методы. В исследовании использованы данные о техническом состоянии трубопроводов, включая результаты внутритрубной диагностики (ВТД), ультразвуковой толщинометрии (УЗТ), а также эксплуатационные параметры. Для анализа и прогнозирования применены следующие методы машинного обучения: градиентный бустинг (CatBoost), AutoML, LSTM и Transformer. Предварительная обработка данных для этих методов включала отбор ключевых параметров с помощью корреляционного анализа Пирсона и метода главных компонент (PCA). Данные были разделены на обучающую и тестовую выборки, а эффективность методов оценивалась по метрике средней абсолютной ошибки (MAE).
Результаты. Проведено сравнение различных алгоритмов машинного обучения при прогнозировании глубины коррозионных дефектов трубопроводов. Наилучший результат показала модель, основанная на градиентном бустинге с использованием архитектуры Transformer.
Заключение. Разработанный инструмент обеспечивает раннее выявление дефектов, автоматизированный углубленный анализ больших массивов данных и поддержку принятия решений. Внедрение данного подхода в процессы эксплуатации позволяет снизить затраты на диагностику и ремонты, а также повысить безопасность эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов. Инструмент может быть интегрирован в системы управления техническим состоянием трубопроводов, обеспечивая эффективное прогнозирование и планирование ремонтных мероприятий.

Введение. Современный бизнес сталкивается с новыми вызовами и возрастающими требованиями к эффективности управления разработкой месторождений, включая решение комплексных, интегрированных и массивных задач в условиях неопределенности внешних факторов. Развитие информационных технологий открывает новые возможности для масштабирования вычислений и внедрения цифровых решений, что особенно важно при многовариантном прогнозировании разработки месторождений.
Цель. Совершенствование методов решения многовариантных задач на основе изменения подходов к формированию исходных данных моделирования и организации управления процессом вычислений на базе разработанного гидродинамического симулятора. Основными задачами при этом являются поиск подходов эффективного решения многовариантных задач, реализация этих подходов, а также проверка их работоспособности и перспективности.
Методы и подходы решения. Для автоматизации решения многовариантных задач на базе авторского симулятора предложены интеграция скриптового языка Lua в ядро симулятора, создание альтернативного формата ввода данных и вынесение внутренней вычислительной последовательности (workfl ow) расчетов в пространство скрипта. Для сохранения высокой производительности вычислений организовано оптимальное разделение функциональности между интерпретируемой и компилируемой частями симулятора.
Результаты. Разработан гибридный симулятор со встроенной скриптовой средой, эффективность его работы продемонстрирована на примере использования альтернативного формата ввода данных, расширения функциональности работы с моделями сложных залежей, создания полностью «случайных» моделей и описания набора стохастических моделей в одном входном файле. Отмечено, что в задачах автоадаптации и оптимизации происходит упрощение построения многореализационных сценариев как для внешних управляющих программ, так и для реализации цифровых стратегий разработки.
Заключение. Успешная интеграция высокоуровневого и низкоуровневого языка программирования продемонстрировала новый уровень управления симулятором, создание гибкого и динамического формата входных данных, автоматизацию подготовки многовариантных задач, возможность создания цифровой стратегии разработки месторождений.