В статье рассмотрены актуальные подходы для комплексной оценки неопределенностей на этапе поиска как в части геологии, так и в части разработки месторождений нефти и газа, в том числе при наличии неопределенности по типу насыщения УВ. В работе представлен метод, включающий вероятностную оценку ресурсной базы с последующей вероятностной оценкой неопределенностей по разработке.

В статье рассматриваются вторичные преобразования карбонатных пород – коллекторов, которые имеют принципиальное значение в формировании их фильтрационно-емкостных свойств. Впервые предлагается формализованная схема, иллюстрирующая закономерности стадиальных преобразований в карбонатных резервуарах и их взаимосвязь с физико-химическими процессами и параметрами стратисферы.

Долгинско-Папанинская структурная зона северо-восточной окраины Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна является одним из перспективных районов шельфа Печорского моря для поиска новых залежей нефти и газа. В южной части структурной зоны, на Долгинском поднятии, промышленная нефтегазоносность карбонатного комплекса каменноугольно-нижнепермских отложений уже доказана поисково-разведочным бурением. Однако значительные перспективы в этом районе могут быть связаны также с более глубоко залегающим ордовикско-нижнедевонским нефтегазоносным комплексом. «Газпром нефть» проводит планомерные геологоразведочные и научно-исследовательские работы на площадях шельфа Печорского моря с целью уточнения геолого-геофизических параметров перспективных объектов. Рассмотрены модели седиментации и диагенеза карбонатных отложений овинпармского горизонта. Зоны гипергенных изменений в отложениях этого возраста уверенно прослеживаются по материалам сейсмофациального анализа. По результатам работ выделены новые перспективные объекты, оценен ресурсный потенциал отложений нижнего девона, который в районе исследований сопоставим с ресурсами карбонатного комплекса карбона-нижней перми. Приведены данные о возможных месторождениях-аналогах в прилегающих тектонических областях.

Ачимовские отложения известны низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и ухудшенной сообщаемостью пор. Относятся к нижнемеловому комплексу и имеют сложное геологическое строение. Нефтегазоносные объекты в ачимовской толще относятся к неантиклинальному типу ловушек и приурочены к клиноформам [3, 4, 5]. При петрофизическом изучении уникальных пород ачимовской толщи методами ГИС существует ряд проблем, одной из которых является определение коэффициента водонасыщенности и оценка доли подвижной воды. Вопрос изучения объема подвижной воды в породах ачимовской толщи важный, но до сих пор является открытым. От эффективности решения этой задачи зависит успешность проведения геологоразведочных работ (ГРР), и определяются риски эксплуатационного бурения.

Одной из важных современных задач, стоящих перед сейсморазведкой, является повышение разрешающей способности волнового поля. В общем случае разрешающая способность волнового поля может быть оценена как 1/4 длина волны. При такой мощности происходят интерференция и прекращение раздельного прослеживания отражающих границ. Существует несколько алгоритмов, направленных на решение проблемы ограничения разрешающей способности. К этим алгоритмам может быть отнесено расширение частотного спектра поля, а также применение инверсионных преобразований, которые за счет учета формы сигнала, позволяют снизить влияние интерференции. В рамках настоящего исследования рассмотрено применение методов разряженной аппроксимации для повышения разрешающей способности волнового поля. Данные алгоритмы основаны на использовании заданного словаря вейвлетов для описания входной сейсмической трассы. При этом значительное влияние на результат оказывает состав используемого аппроксимирующего словаря. В статье описан процесс формирования словаря и его тестирование на модельных данных с целью изучения эффективности данного направления при решении поставленной задачи.

В статье раскрыты возможности применения результатов спектральной инверсии на примере месторождения Восточной Сибири и показаны преимущества данного подхода перед стандартными методами. 

В статье предложен способ нормировки показаний нейтронного каротажа, учитывающий степень карбонатизации горных пород на основе использования данных метода бокового каротажа. Наличие большого количества вторичного карбонатного цемента приводит к снижению параметров пористости и проницаемости, что не всегда может быть учтено стандартными методиками определения ФЕС по ГИС. Пересчет проницаемости, выполненный по предложенной методике, позволяет учесть риски по низким запускным параметрам в областях, затронутых вторичной карбонатизацией.

В работе рассмотрены причины снижения эффективности потокоотклоняющих технологий на месторождениях Западной Сибири, предложены инструменты нивелирования негативного эффекта.

В статье рассмотрены результаты фактической эксплуатации и прогноз добычи из горизонтальных скважин с многозонным гидроразрывом пласта (МГРП) на пластах баженовской свиты Пальяновской площади Красноленинского месторождения (ХМАО). Особенностью данных коллекторов является высокая степень неопределенности их геолого-геомеханических свойств. Основные цели работы - выявление зависимости продуктивности скважин (дебит, накопленная добыча) от основных геолого-технологических факторов и разработка инструмента прогнозирования показателей добычи для скважин, разрабатывающих пласты баженовской свиты. В ходе выполнения работ проанализировано более 2000 возможных зависимостей между геологическими и геомеханическими свойствами пласта, а также между технологическими факторами и показателями работы скважин. По результатам анализа определены основные ключевые комплексные факторы (длина горизонтальной секции, количество стадий ГРП, средний тоннаж проппанта и расход жидкости разрыва), определяющие показатели работы эксплуатационных скважин. На основе построенных статистических зависимостей и методов машинного обучения обоснован подход по оценке прогнозных показателей работы скважин (стартовый дебит, накопленная добыча нефти). Представленные в статье материалы характеризуют первые результаты этапа «Выбор» при реализации технологического эксперимента на Пальяновской площади Красноленинского месторождения.

Разработан метод, интегрирующий ручное выделение групп и алгоритм машинного обучения, позволяющий прогнозировать с высокой точностью темпы падения нефти проектных скважин по двум входным параметрам. При помощи машинного обучения (МО) выявлены скрытые закономерности между входными параметрами и темпами падения скважин. Анализ темпов падения скважин по типу заканчивания проиллюстрировал, что горизонтальные скважины эффективнее, чем наклонно-направленные.

В статье рассматриваются актуальность и различные способы применения задачи виртуальной расходометрии, приведены методы решения задачи, используемые в отрасли. Подробно разобран подход, основанный на анализе работы установки электрического центробежного насоса (УЭЦН) с использованием данных, регулярно собираемых в корпоративных базах данных (БД): конструкция скважины, телеметрия с УЭЦН, данные с манометров и термометров, доступные замеры дебитов по фазам на АГЗУ (редкие замеры для калибровки). В предложенной модели анализируется электрическая составляющая работы УЭЦН, что позволяет оценить динамику коэффициента деградации характеристик установки и дебита газожидкостной смеси в насосе. Алгоритм апробирован на нескольких месторождениях компании, в статье приводится детальный разбор одной из скважин, начиная с фильтрации входных данных до восстановления динамики изменения дебита, а также сводная таблица с результатами апробирования на нескольких десятках скважин различных месторождений. Основным результатом проделанной работы является подтверждение возможности увеличения частотности замеров дебита за счет косвенных параметров, а также внедрение алгоритма в информационные системы компании, которые дают возможность осуществить мониторинг большого фонда скважин.

В статье рассматривается информационная система, использующая новую комплексную методику выбора способа эксплуатации скважин на основе критериев применимости и граничных условий по различным параметрам технологий механизированной добычи. Представлен механизм выбора технологий, состоящий из фильтрации общего реестра технологий по выбранным параметрам, экспертной оценки результатов и последующей экономической оценки совокупной стоимости владения на месторождениях компании. Рассмотрен процесс формирования и обновления базы технологий, критериев применимости и их граничных условий. Приведены графические материалы, иллюстрирующие прототип данной системы. Разработанная методика ускорит процесс внедрения новых технологий добычи, что, в свою очередь, приведет к положительным экономическим эффектам – снижению совокупной стоимости оборудования для добычи нефти на активах компании.

Качество прогноза фильтрационно-емкостных свойств на месторождениях со сложным геологическим строением напрямую зависит от корректного построения петрофизической модели и подбора алгоритмов интерпретации ГИС. Последнее неразрывно связано с уровнем компетенций каждого петрофизика и с процессом обмена знаниями между экспертами и молодыми специалистами компании. Цель данной статьи – поделиться уникальным опытом Научно-Технического Центра «Газпром нефти» по созданию онлайн-площадки для развития компетенций сообщества петрофизиков.