Проблемы корректности распространения свойств в геологических моделях в современных пакетах геологического моделирования общеизвестны и определяются математическими подходами, связанными со случайным гауссовым процессом. Иных математических подходов на текущий момент не существует. При этом в современном геологическом моделировании на уровне работы любого геологического симулятора невостребованным остается огромный пласт давно и хорошо структурированной информации о порядке и правилах взаимосочетания фаций при определенных условиях осадконакопления. Марковский процесс, так же, как и гауссов, случайный, но с учетом истории состояний на предыдущем шаге процесса. Идея использования марковских цепей - частного случая марковского процесса, когда пространство его состояний дискретно, в геологическом моделировании, не нова. Суть предлагаемой и уже успешно отработанной на ряде месторождений методики сводится к заданию правил перехода между фациями с вероятностью, определяемой при статистической обработке данных геофизических исследований скважин (ГИС). Большое число работ, связанных с выделением фаций для определенных условий осадконакопления, позволяет задать строго ограниченные рамки выбора соседних фаций. Таким образом, идея марковской цепи, в которой «будущее» процесса зависит от «прошлого» лишь через «настоящее», хорошо вписывается в логику фациального моделирования, что, с учетом рассчитанной для конкретных условий осадконакопления на фактических данных ГИС матрицы перехода, наилучшим образом соответствует концепции фациального моделирования, причем не в режиме ручного выделения фаций и дальнейших попыток распространения свойств в этих фациях стохастическим гауссовым процессом, а прямым распространением свойств на основе рассчитанной матрицы перехода.

Ценность актива зависит от выбора оптимальной системы разработки. В условиях разработки трудноизвлекаемых запасов трехмерное гидродинамическое моделирование является неотъемлемой частью оценки проекта. Траектория горизонтальной скважины является критическим параметром при оценке потенциала добычи в процессе выбора оптимальной системы разработки. Необходимо разработать инструмент, позволяющий автоматически создавать реалистичные траектории скважин и генерировать прогнозные параметры для расчетов, которые исключают намеренно неоптимальные траектории скважин в пласте. Предложенный алгоритм выбирает технологически достижимые оптимальные траектории скважин с учетом ограничений на угол, установленный при бурении.

В работе представлены физико-математическая модель и алгоритм генерации микросейсмической активности при распространении трещины гидроразрыва пласта (ГРП). Дефекты (неоднородности) породы описываются с помощью ESC-модели. Получены формулы скачков перемещений и характеристик сейсмических и асейсмических событий. Рассмотренный алгоритм реализован и протестирован в программе. Проведены расчеты для псевдотрехмерной и планарной моделей распространения трещины ГРП. Установлено, что по полю микросейсмических событий можно приближенно восстановить эволюцию трещины ГРП во времени, что согласуется с данными наблюдений.

Существенного увеличения добычи нефти можно достичь с помощью применения технологий многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Эти технологии постоянно совершенствуются, в связи с чем требуется мониторинг работы скважины и пласта после проведенного МГРП на стадии апробирования каждой новой технологии, а также и в скважинах, где уже отработанная технология не позволила достичь проектных показателей. В данной работе описаны результаты тестовых и полевых испытаний, в ходе которых с помощью инновационного многосенсорного прибора пассивной акустики было оценено радиальное расстояние от источника сигнала до оси скважины, что позволило проинтерпретировать эти сигналы как вызванные работой пласта.

Масштабная разработка залежей трудноизвлекаемых запасов - низкопроницаемых трещиноватых коллекторов, таких как пласты баженовской свиты, в Российской Федерации начата относительно недавно и в настоящее время находится на стадии проведения опытнопромышленных работ (ОПР). Результаты ОПР свидетельствуют о недостижении прогнозных дебитов скважин после выполненных обработок, в связи с чем потребовался комплексный подход, учитывающий аспекты геолого-геомеханического строения пласта и технологических параметров воздействия. Разработка залежей баженовской свиты осуществляется с применением технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах (ГС). При этом сложное строение залежей баженовской свиты и высокая неоднородность свойств как по разрезу, так и в пределах площадей лицензионных участков не позволяют выработать универсальный подход, обеспечивающий рентабельную добычу нефти. Это также связано с тем, что небольшое число успешно эксплуатируемых ГС с МГРП не позволяет получить достаточный объем статистической информации о результатах проведения МГРП. В настоящее время одним из основных подходов к разработке таких нетрадиционных объектов, как баженовская свита, является создание «искусственного коллектора» или стимулированного объема пласта (SRV), представляющего собой разветвленную сеть трещин, которая позволяет дренировать значительную часть пласта. В связи со значительными отличиями баженовской свиты от традиционного коллектора (сверхнизкая матричная проницаемость, наличие естественной трещиноватости, низкая анизотропии напряжений и др.) потребовалось создать симулятор ГРП, который позволяет проводить моделирование как планарных трещин, так и разветвленной сети. Таким симулятором является отечественный программный комплекс (ПК) «РОСТ МГРП». Разработанный программный продукт дает возможность моделировать МГРП с учетом формирования как стимулированного объема пласта, так и одиночных планарных трещин. В данной работе представлен комплексный подход к проектированию, моделированию и проведению операций ГРП в условиях низкопроницаемого трещиноватого коллектора -баженовской свиты, учитывающий как геолого-геомеханические особенности объекта, так и технологические параметры проведения операций МГРП. В результате применения данного подхода разработан и внедрен план выполнения операций МГРП, позволивший увеличить стартовый дебит нефти и накопленную добычу в сравнении с аналогичными параметрами, ранее пробуренных скважин.

В настоящее время на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна практически закончилась добыча «легкой нефти». Это обусловливает переориентацию нефтяных компаний на поиск невовлеченных участков в периметре текущих активов и применение новых технологий для увеличения рентабельности разработки. В Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» применяется комплексный подход к решению данных задач. Созданы мультидисциплинарные команды для каждого актива, в которые входят не только специалисты НТЦ, но и все необходимые службы добывающего предприятия. В статье освещены особенности и механизмы данного подхода. Структуру подхода можно представить в виде последовательных, взаимосвязанных этапов, включающих детальное геологическое изучение, основанное на концептуальном моделировании, анализе полученных данных и проведении на их основе многовариантных расчетов для выбора оптимальной системы разработки. Следующими этапами являются адаптация выбранной системы и расположение фонда скважин на каждом перспективном участке с последующим вариативным расчетом показателей разработки и экономической эффективности. На заключительных этапах составляются матрицы рисков, реализуются программы доисследования и сопровождение бурения согласно выработанной проектной логике. В ходе описания всей цепочки планирования и реализации программы ввода новых скважин (ВНС) были приведены основные особенности и методы решения поставленных задач, а также инструменты, разработанные компанией для достижения максимальной скорости и высокой точности проводимых расчетов. Эффективность сформированного мультидисциплинарного проектного подхода доказана непрерывно уменьшающимся числом неэффективных инвестиций, положительной динамикой подтверждаемости прогнозных показателей по скважинам в периметре текущих активов «Газпром нефти», а также средним приростом дебита в период с 2015 до 2018 г. - 37 %.

Предложен подход к оценке и классификации остаточных невовлекаемых запасов на основе критерия сложности разработки. Введено понятие невовлекаемых запасов. Для оценки возможных извлекаемых запасов был проведен сценарный расчет коэффициента извлечения нефти (КИН) по модели Эль-Хатиба на основе статистического метода - характеристик вытеснения. Авторами разработан экспресс-метод оценки и классификации невовлекаемых запасов на основе комплексного индекса сложности разработки RCI. Для оперативной оценки запасов, авторами предлагается использовать модель RCI с тремя параметрами: проницаемость пласта, запускная обводненность, которая определяется начальной нефтенасыщенностью, степенью Corey по нефти, воде, максимальной относительной проницаемостью для нефти и для воды, эффективностью заводнения, определяемой через коэффициенты вертикальной неоднородности (Дикстра-Парсонса) и латеральной неоднородности. Кроме того, предложен новый способ оценки эффективности заводнения - определение накопленного перетока жидкости через единицу порового объема с использованием гидродинамического симулятора. Далее на основе полученных критериев возможна оценка остаточных извлекаемых запасов: с увеличением критерия возрастает сложность разработки. Предложенный универсальный подход к оценке и классификации геологических запасов дает возможность выбрать оптимальную систему разработки.

Повторные соляно-кислотные обработки (СКО) являются основной технологией восстановления и улучшения продуктивности скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы. В работе показана необходимость и предложен способ учета результатов предыдущих воздействий на околоскважинную зону пласта при проектировании повторных СКО. Способ реализован в рамках разработанного симулятора кислотного воздействия и успешно применяется при проектировании и оптимизации стимуляций скважин на одном из карбонатных месторождений компании «Газпром нефть»

Решение задачи выбора оптимальной системы разработки для нефтяного месторождения традиционно сводится к многовариантным расчетам прогнозного профиля добычи с использованием гидродинамических симуляторов и последующим расчетом экономический эффективности. Учитывая, что количество вариантов систем разработки в зависимости от числа варьируемых параметров может доходить до нескольких десятков тысяч, вопрос сокращения времени на проведение расчетов является одним из наиболее приоритетных в рамках увеличения эффективности деятельности нефтедобывающей компании. В статье описан способ, позволяющий при помощи инструментов машинного обучения исключить из выборки различных вариантов систем разработки заведомо нерентабельные и малоэффективные варианты для снижения общего объема вычислений. Представленная авторами методика разрабатывалась и отлаживалась на основе результатов многовариантных расчетов в гидродинамическом симуляторе для месторождения A и тиражировалась на варианты систем разработки месторождения B. В обоих случаях перед проведением расчетов в симуляторе предварительно сформированные списки с вариантами разработки были подвергнуты «умному ранжированию», основанному на алгоритме k-means. Данная операция была необходима для обеспечения разнообразного набора значений в выборке для обучения. Кроме того, в работе проведен выбор регрессионной модели на основе сравнительного анализа прогнозной способности шести различных моделей. Наиболее точной оказалась модель Gradient Boosting. Выбранная модель была протестирована на способность прогнозировать технологический (КИН) и экономические показатели (NPV и PI) вариантов разработки и показала высокие результаты - по каждому из показателей удалось достигнуть точности прогноза с R2 > 0,9. Однако в рамках данной работы авторы сосредоточились на оценке прогноза параметра PI. На основе результатов гидродинамических расчетов 600 вариантов разработки месторождения А был предложен алгоритм, позволяющий диагностировать что регрессионная модель обучилась и способна выдавать корректный прогноз. Предложенный вариант расчета так называемого «критерия остановки расчетов» был испытан авторами на 8230 вариантах систем разработки месторождения B.

Выбор системы обеспечения безопасности производственных объектов шельфа должен быть обусловлен многокритериальным анализом применимости той или иной технологии. На морской ледостойкой стационарной платформе (МЛСП) «Приразломная» одной из основных систем является автоматизированная система управления и безопасности (АСУБ). Внедрение системы мониторинга и управления сигнализациями позволило повысить эффективность работы персонала центрального поста управления платформой. Новые подходы к работе совместно с применением новейших цифровых технологий дали положительный синергетический результат.

В статье представлен обзор концепций безлюдных добывающих активов на шельфе, используемых ключевыми международными вертикально интегрированными нефтяными компаниями, и исследованы ключевые технологии для снижения трудозатрат на наземных активах добычи. Проведен анализ процессов и операций по добыче нефти на типовом наземном месторождении, включая их сегментирование по критерию трудозатрат. Сформирован объединенный подход к описанию и организации проведения работ по добыче нефти и газа на наземном активе без непосредственного участия человека, представлены примеры потенциальных технологических и цифровых решений, которые с точки зрения критериев эффективности и готовности к внедрению могут быть приняты для снижения численности обслуживающего персонала на промысле.

С усложнением горно-геологических условий качественный отбор проб пластовых флюидов становится все более трудной задачей, для ее решения требуются новые технологии и глубокое понимание физико-химических процессов, протекающих в пласте и скважине. Использование глубинных пробоотборников с азотной компенсацией давления – относительно новое для Российской Федерации направление, которое могут предложить сервисные компании для решения данной задачи. Однако отсутствие четких критериев обоснования необходимости использования дорогостоящих компенсаторных пробоотборников приводит к сдерживанию их применения. В данной статье в качестве таких критериев предложено использовать результаты оценки стабильности асфальтенов (степени вероятности отложений асфальтенов). Приведено описание разработанного алгоритма экспертной оценки необходимости применения компенсаторного отбора.

Данная статья раскрывает концепцию конструктивных решений и особенности методологии интерпретации данных сканирующей магнитно-импульсной дефектоскопии. Представленная технология позволяет выявлять дефекты с минимальным размером сквозной коррозии, соизмеримым с размером перфорационных отверстий. Концепция апробирована в рамках лабораторных тестов и полевых исследований, выполненных с целью диагностики технического состояния нефтяных и газовых скважин.