Введение. Одной из ключевых задач сейсморазведки является восстановление распределения свойств по разрезу. В данной публикации предлагается новый метод для прогноза коэффициентов отражения по входному волновому полю. Наличие информации об изменении коэффициентов отражения позволяет перейти к оценке относительного изменения акустической жесткости по разрезу.

Цель. Целью работы является разработка и апробация новой технологии оценки относительного изменения акустической жесткости по волновому полю с использованием адаптированного метода Lasso-регрессии.

Материалы и методы. Для тестирования предлагаемого подхода использованы как модельные данные, сгенерированные в рамках исследования, так и реальные, полученные на одном из месторождений Восточной Сибири.

Результаты. В результате проведенного исследования предложен новый подход к решению обратной задачи сейсморазведки в акустической постановке. Разработанный алгоритм показал свою эффективность на реальных данных, позволив повысить качество прогноза акустической жесткости по разрезу.

Заключение. Полученные результаты позволяют сделать заключение об эффективности предлагаемого подхода. В результате применения новой технологии удалось повысить точность прогноза акустического импеданса на рассматриваемом участке.

Цель. Повестка CCUS (carbon capture, utilization and storage) играет важную роль для предотвращения климатических изменений, вызванных в результате деятельности человека. Технологии улавливания, использования и хранения диоксида углерода позволят достичь нулевых выбросов. Для реализации проектов CCUS необходимы геологические объекты достаточного объёма, способные принять СО₂ и надежно его удерживать. К оценке геологического потенциала таких объектов следует подходить комплексно, учитывая все имеющиеся данные, а при недостаточном их количестве проводить программу доизучения. В данной статье дана оценка геологического потенциала Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения для целей размещения СО₂.

Объектами для хранения СО₂ могут являться водоносные пласты и ловушки, а также выработанные месторождения углеводородов. Вне зависимости от вида объекта необходимо понимать возможности коллектора по размещению СО₂ и его изолированности.

Материалы и методы. В рамках реализации пилотного проекта по размещению СО₂ компания «Газпромнефть-Оренбург» определила перспективные объекты в пределах Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, которые на текущий момент являются наиболее привлекательными с геологических позиций. Оценка перспективности объектов выполнялась методами описания, анализа, синтеза и 3D-моделирования на основе данных 3D СРР и скважинных данных (ГИС, РИГИС, керн).

Результаты. В данной статье дана геологическая характеристика разреза Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, приведены результаты анализа изученности, обоснования надежности ловушки, дана оценка их геологического потенциала; рассмотрены и проанализированы критерии сохранности углекислого газа в выделенных пилотных объектах, геологические риски и неопределенности, предложены мероприятия по их устранению; приведены дальнейшие задачи проекта.

Заключение. Представленные результаты позволяют сделать выводы о наличии геологического потенциала на ВУ ОНГКМ для размещения СО₂ и о соответствии критериям сохранности СО₂ в планируемых объектах закачки.

В рамках выполнения задач по проектированию разработки перспективных площадей по ряду причин была выявлена проблема невозможности применения классических методов геологического моделирования с применением сейсмофациального анализа для количественной оценки коллекторских свойств продуктивных пластов.

В связи с этим проведено тестирование методик и алгоритмов машинного обучения, реализованных в специализированном ПО IP_Seismic (ООО «Лаборатория Приезжева»).

Цель. Основными целями работ являлись разработка проектов по вводу новых скважин, расчет экономической целесообразности и рентабельности финансовых затрат на основе трехмерной геологической модели месторождения.

Методы. В работе использовались алгоритмы машинного обучения на основе полнофункциональных функций Колмогорова, реализованные в обособленном программном обеспечении IP_seismic, а также методики геологического моделирования в программе Petrel.

Результаты. Результатом работы стала корректировка программы разработки и реализация некоторого количества бизнес-кейсов. В текущей статье приводятся различные типовые примеры применения методик машинного обучения, на основе которых были предложены дополнительные скважины к бурению, программы снятия рисков, реализация альтернативной системы разработки.

Заключение. В рамках работы представлены нетипичные способы решения задачи поиска перспективных зон для бурения посредством применения нейросетевого прогнозирования. Протестирована передовая математическая основа, заложенная в специализированное ПО, которое впоследствии и было задействовано для подготовки решения. На основе выработанной методологии представлены примеры успешного использования подхода для корректировки и проектирования программ эксплуатационного бурения, которые могут тиражироваться на иные объекты разработки. 

Введение. В процессе строительства скважины производится цементирование обсадных колонн. На качество цементирования влияет множество факторов, таких как скорость потока цементного раствора, степень центрирования обсадной колонны, параметры бурового и цементного растворов и т.д. В случае некачественного цементирования либо воздействия циклических нагрузок может происходить нарушение целостности цементного камня, что, в свою очередь, может привести к заколонным перетокам и возникновению межколонного давления (МКД), грифонов. Предотвращение и ликвидация МКД является нетривиальной задачей.

Целью данной статьи является описание факторов, влияющих на качество цементирования, а также приведены результаты лабораторных испытаний эластичной самовосстанавливающейся цементной системы (СВЦ), способствующей предотвращению и ликвидации заколонных перетоков.

Материалы и методы. В работе использованы отраслевые методики испытания цементного раствора и камня, уникальное лабораторное оборудование для проверки способности цементного камня к самовосстановлению при контакте с углеводородной средой.

Результаты. Подтверждено самовосстановление цементной матрицы при контакте последней с углеводородной средой (нефть, газоконденсат). Оценен потенциал использования СВЦ для предотвращения и ликвидации межколонных перетоков при нарушении цементной матрицы в процессе эксплуатации скважины.

Заключение. В статье описаны результаты фактического лабораторного испытания СВЦ, а также потенциал его применения. 

Цель. Целью исследований является разработка и апробация процедур распределения потоков добываемой продукции по скважинам и элементам газосборной сети, оптимальных по критерию максимума добычи конденсата при выполнении задания по суммарному отбору газа и ограничений на допустимые диапазоны дебитов скважин по газу.

Выбор режимов эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и распределения потоков добываемой продукции по газосборной сети являются взаимосвязанными задачами, что требует их согласованного решения. Применение предлагаемых моделей и алгоритмов направлено на выполнение данного условия. Материалы и методы. Предлагаемые алгоритмы оптимизации относятся к методам нелинейного программирования, процедуры аппроксимации функций одной переменной подключаются к алгоритмам оптимизации.

Результаты. Предложены модели и алгоритмы, которые основаны на декомпозиции исходной общей модели, состоящей из четырех уровней: скважины, кусты скважин, общекустовые газопроводы и установка комплексной подготовки газа. Это, во-первых, позволяет выполнять расчеты отдельно для каждого уровня и, во-вторых, на каждом уровне решение задачи с большим числом искомых переменных заменяется решением серии задач, каждая из которых содержит меньшее число искомых переменных. Такой подход дает возможность выполнять оптимизацию систем обустройства реальных объектов добычи газа и конденсата. Алгоритмы осуществляют не только поиск значений искомых переменных, но и построение зависимостей дебитов скважин по конденсату от дебитов скважин по газу, а также расходов по конденсату от расходов по газу для каждого элемента газосборной сети.

Заключение. Проведенные расчеты показали возможность увеличения отборов по конденсату при неизменном уровне суммарного отбора газа при применении предлагаемых моделей и алгоритмов. Последующая проверка на основе интегрированного моделирования показала отсутствие технологических осложнений в системе газосбора при реализации оптимального сценария.

Введение. На сегодня доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) в портфелях компании «Газпром нефть» достигает 60–80 %. Разработка подобных низкопроницаемых коллекторов преимущественно происходит с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП). Для выбора оптимального режима работы скважин и вариантов разработки требуется тщательная оценка рисков не только в начале, но и в процессе эксплуатации, что можно сделать только с помощью разновременных исследований. Гидродинамические (ГДИ) и промыслово-геофизические (ПГИ) исследования скважин позволяют контролировать параметры работы скважин.

Цель. Проведение комплексного анализа гидродинамических параметров (пластового давления, проводимости пласта, полудлины трещины ГРП, профиля приемистости) в низкопроницаемых коллекторах, влияющих на разработку месторождений, с помощью разновременных исследований ПГИ и ГДИ.

Материалы и методы. В данной работе были использованы исходные материалы по исследованиям ПГИ и ГДИС, суточные показатели по приемистости скважин и буферному давлению, а также результаты интерпретации петрофизических свойств и результаты PVT-исследований.

Обработка ГДИ и ПГИ проводилась по стандартным методам и аналитическим моделям, которые подробно описаны в основной части работы.

Результаты. Анализ показал, что динамика коэффициента приемистости нагнетательных скважин может быть неоднозначной в процессе эксплуатации: возможен рост коэффициента приемистости за счет увеличения полудлины трещины ГРП при стабильном значении приемистости и забойного давления. Данный эффект связан с изменением энергетического состояния, которое может привести к прорывам воды через трещины ГРП при росте трещины нагнетательной скважины в направлении добывающей.

Заключение. Рассмотренная комплексная интерпретация разновременных промысловых исследований выявляет эффекты, влияющие впоследствии на выработку запасов. В связи с этим возникает потребность формирования специальных программ разновременных исследований ГДИ и ПГИ для поиска оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин, повышения эффективности вытеснения и коэффициента извлечения нефти. Таким образом, значимость регулярных исследований ГДИ и ПГИ возрастает, в особенности на пилотном этапе проекта, и оказывает существенное влияние на принятие решений по проектированию системы разработки. Это особенно актуально для нефтедобывающей отрасли и компании «Газпром нефть» ввиду преобладания балансовых запасов углеводородов по низкопроницаемым коллекторам. 

Цель. Разработка методики оценки влияния гидравлических потерь давления в горизонтальных стволах газовых скважин на продуктивность. Задачи, решаемые в работе, — разработка аналитической модели, определение основных безразмерных факторов, описывающих процесс, решение задачи о распределении давления вдоль ствола в графическом виде и в форме аналитических корреляций.

Материалы и методы. В работе использовано математическое моделирование на базе дифференциальных уравнений в безразмерном виде. Решение уравнений получено численными методами и представлено в графическом виде и в форме аналитических корреляций результатов расчёта.

Результаты. Влияние гидравлических потерь давления в горизонтальном стволе газовой скважины может быть описано корректировкой коэффициента b нелинейной части уравнения притока для газовой скважины. Основные факторы, влияющие на величину корректировки коэффициента b, — безразмерная длина горизонтального ствола, безразмерный коэффициент нелинейности притока к горизонтальному стволу, показатель степени в зависимости коэффициента гидравлического сопротивления хвостовика от числа Рейнольдса. Значение коэффициента a линейной части уравнения притока для газовой скважины не зависит от гидравлических потерь давления в горизонтальном стволе.

Заключение. Результаты работы могут применяться для оценки продуктивности горизонтальных газовых скважин с учётом гидравлических потерь давления в горизонтальном стволе, оценки влияния гидравлических потерь на продуктивность и оценки оптимальной длины и диаметра хвостовика горизонтального ствола, а также в упрощённых аналитических интегрированных моделях разработки газовых месторождений. 

В данной статье рассматриваются методы прогнозирования эффективности от различных видов геологотехнических мероприятий в скважинах.

Целью работы было определение оптимальных способов оценки дебитов после планируемых геологотехнических мероприятий для дальнейшего сравнительного анализа экономической эффективности этих мероприятий.

Материалы и методы. Основным анализируемым параметром является коэффициент продуктивности скважины, методика прогнозирования которого зависит от вида планируемого геолого-технического мероприятия. В статье рассмотрено две основные группы методик определения продуктивности: численные и теоретические. Теоретическими методами определяется теоретически возможная продуктивность с применением формул, описывающих физические процессы в пласте. Численными методами анализируются фактические режимы работы скважин, в результате чего определяется их потенциальная продуктивность. В рамках численных подходов рассмотрено три метода анализа временных рядов и выбран более эффективный, который позволяет наиболее точно определить потенциальную продуктивность согласно историческим данным.

Таким образом, результатом проделанной работы является возможность рассчитать планируемые эффекты от мероприятий и определить экономически наиболее целесообразный вариант для скважин среди таких геолого-технических мероприятий, как прострелочно-взрывные работы, обработка призабойной зоны и гидравлические разрывы пласта.

Заключение. Рассмотренные в статье методики и автоматизированные инструменты, реализованные на основе данных методик, успешно применяются при подборе скважин-кандидатов и планировании мероприятий на Восточно-Мессояхском месторождении. 

Введение. Данная статья посвящена изучению процесса развития трещин авто-ГРП с помощью специальных гидродинамических исследований. В работе рассматриваются вопросы диагностики наличия или отсутствия трещины и траектории ее распространения.

Существует множество подходов к диагностике динамических трещин авто-ГРП как с помощью индикаторных исследований, так и по нестационарным ГДИС: факт наличия такой трещины достаточно надежно определяется существующими методами. Однако остается открытым вопрос геометрии этой трещины — распространяется ли она преимущественно по латерали либо растет в высоту, в том числе подключая другие пласты. При этом рост трещины в длину может положительно влиять на разработку, например, в рядных схемах площадного заводнения, ориентированных вдоль направления максимального стресса. Отметим, однако, что существует риск прямых прорывов из нагнетательных в добывающие скважины, расположенные иногда на расстоянии нескольких километров [1].

Еще одним существенным риском является распространение трещины в высоту: в этом случае возможное приобщение других пластов к закачке может резко негативно сказаться на разработке [2, 3].

Для оценки высоты трещины успешно используются промыслово-геофизические исследования, однако их применимость ограничена траекторией скважины. Уже при небольших отклонениях скважины от вертикали расстояние между ней и трещиной (которая в подавляющем большинстве случаев строго вертикальна) увеличивается с ростом расстояния от пластопересечения. Это приводит к тому, что «заколонные» методы, такие как шумометрия и термометрия, резко теряют чувствительность при определении движения по трещине и приобщения других пластов. Поэтому задачи диагностики роста трещины в высоту и определения ее полудлины методами ГДИС являются крайне актуальными.

Цель данного исследования — обоснование и опробование диагностического комплекса для определения траектории авто-ГРП методами ГДИ. Задачами исследования являются: построение модели развития трещины авто-ГРП; обоснование программы исследований; выполнение исследований на скважине; обработка результатов и адаптация их в модели.

Материалы и методы. Диагностический комплекс обосновывается на специально построенной численноаналитической модели. В модели рассчитывается состояние трещины (полудлина, профиль ширины и давления) в любой момент времени на основе сопряженного расчета гидродинамики, гидравлики и геомеханики.

Результаты. В качестве результатов работы приведен пример применения специальных ГДИС на скважине с авто-ГРП и адаптации полученных результатов в модели.

Выводы. В целом работа обосновывает комплекс специальных гидродинамических исследований для оценки геометрии нестабильных трещин, а также способ интерпретации полученных данных. 

Скин-фактор является важным показателем, характеризующим фильтрационно-емкостные свойства пласта в призабойной зоне. Источником достоверных сведений о его значениях является результат интерпретации гидродинамических исследований на нестационарных режимах фильтрации. Практика показывает, что данный вид исследований в силу ряда обстоятельств не всегда может быть кондиционным при определении свойств пористой среды как в прискважинной зоне, так и в удаленных областях коллектора. В таких ситуациях особую актуальность приобретают методы оценки скин-фактора по косвенным данным.

Цель. Определение скин-фактора добывающих горизонтальных скважин в условиях дефицита качественной исходной информации.

Материалы и методы. Использованы материалы промысловых гидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах фильтрации и результаты их интерпретации. Применены способы обработки данных методами математической статистики и графического анализа.

Результаты. Получена корреляционная зависимость между скин-фактором и комплексным параметром, равным отношению перепада давления в скин-зоне к дебиту скважины перед ее остановкой на исследование. Приводятся результаты вычислений и их сравнение с фактическими уровнями скинфактора. Рассматриваются особенности выявленной связи между относительной продуктивностью и величиной проявления скин-эффекта.

Заключение. Представляемый методический прием позволяет получать адекватные оценки скин-фактора, что дает возможность использовать их при решении различных нефтепромысловых задач. 

Введение. Для массивной карбонатной залежи с высокой вертикальной проницаемостью и подстилающей водой образование конуса подошвенной воды является неотъемлемой составляющей процесса эксплуатации. На примере Западно-Хоседаюского месторождения рассмотрен способ борьбы с конусообразованием с применением термогелирующихся составов.

Цели. Целью исследования являлось планирование и проведение опытно-промышленных работ по применению данных составов для борьбы с конусообразованием. Дополнительно необходимо было определить критерии для кандидатов, проанализировать результаты первых работ, рассмотреть варианты оптимизации технологии.

Методы. В качестве механизма диагностирования конусообразования были использованы диагностические графики и результаты промыслово-геофизических исследований.

Результаты. Опытно-промышленные работы проводились в три этапа, по результатам первого был определён дополнительный критерий успешности мероприятий и создана методологическая основа для подбора кандидатов и планирования мероприятий. На втором этапе варьировались объёмы обработок, на третьем этапе был опробован альтернативный состав и проведены повторные мероприятия. Всего в период 2019–2022 гг. проведено 26 мероприятий, по итогам всех (за исключением одной скважины) получен прирост дебита нефти и снижение обводненности добываемой продукции. Накопленная дополнительная добыча нефти за период опытно-промышленных работ превышает 150 тыс. т.

Заключение. Авторами показаны результаты трёх лет проведения опытно-промышленных работ по борьбе с конусообразованием, приведены критерии успешности и оценена дополнительная добыча нефти за счёт выполненных мероприятий.

Цель. Для повышения прогнозных показателей добычи нефти с использованием аналитического подхода в условиях, когда приток флюида к горизонтальной скважине не может быть описан линейным законом фильтрации Дарси, разработана методика оценки с использованием нелинейного закона фильтрации.

Материалы и методы. С помощью математического моделирования была выведена функциональная зависимость дебита горизонтальной скважины, пробуренной в низкопроницаемом коллекторе, от нелинейного закона фильтрации. Найдено устойчивое математическое решение, позволяющее использовать «точку склейки» — зону перехода от линейного к нелинейному течению.

Результаты. В статье предложена модель фильтрации флюида, учитывающая влияние инерционных сил и, как следствие, изменение модуля скорости потока флюида; решена система трех нелинейных уравнений для трех неизвестных функций (функции давления в пласте и двух компонент вектора скорости). В сравнении с существующими уравнениями предлагаемая авторами модель более достоверно описывает динамику работы добывающей скважины на рассматриваемом нефтяном месторождении с низкой проницаемостью пласта.

Заключение. Фильтрация флюида к горизонтальной скважине в условиях низкопроницаемого коллектора сопровождается высокими значениями поверхностного трения между скелетом породы и фильтрующимся флюидом, что ведет к нарушению линейного закона Дарси. Большинство существующих моделей не учитывают нелинейность фильтрации флюида в низкопроницаемых коллекторах, что приводит к значительным погрешностям в прогнозе технологических показателей работы добывающей скважины и, в частности, дебита скважины по нефти. Разработанная методика позволила повысить точность прогнозных аналитических расчетов за счет учета нелинейных эффектов.

Введение. Применение роторных управляемых систем (РУС) позволяет бурить скважины с более продолжительными горизонтальными секциями, при этом снижая аварийность и время строительства скважин. Ряд отечественных компаний занимается разработкой, но на доработку и пуск в серийное производство потребуется время.

Сложности с поставкой РУС вынуждают пересмотреть подход к бурению продолжительных горизонтальных секций. Доступность РУС на рынке способствовала их внедрению в том числе и на тех объектах, где РУС не являлась безальтернативной технологией, то есть на объектах, где бурение горизонтальных скважин представляется возможным с использованием менее технологичного оборудования — винтовых забойных двигателей (ВЗД).

Цель. В данной статье детально рассмотрена оценка технической возможности бурения горизонтальных секций с ВЗД, оценка потенциальных рисков от перехода от РУС к ВЗД и экономическая целесообразность.

Методы. При принятии решения о замене РУС на ВЗД в полной мере должны быть учтены такие факторы, как техническая возможность, потенциальные риски и экономическая целесообразность.

Результаты. Техническая возможность бурения секции с использованием ВЗД оценивается путем расчетов в специализированном ПО, в котором не учтены или учтены не в полной мере многие факторы, такие как нахождение более жесткого инструмента в зоне набора параметров кривизны, развороты траектории по азимуту, профиль с обратным отходом и другие, поэтому при оценке технической возможности применения ВЗД также важен практический опыт бурения.

Помимо технической возможности бурения горизонтальных секций с ВЗД необходимо также учитывать риски, связанные с качеством ствола скважины, степенью очистки ствола скважины, удаленностью датчиков инклинометрии и каротажа от долота, а также риск дифференциального прихвата компоновки низа бурильной колонны. 

На Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ), который характеризуется аномально низким пластовым давлением и высокой трещиноватостью коллекторов, особое внимание уделяется контролю процесса поглощения технологических составов глушения в пласт. Дополнительные осложнения в виде высокого газового фактора и содержания сероводорода накладывают ограничения на выбор блокирующих составов и технологий глушения. Стандартные методы по подбору блокирующих составов не позволяют однозначно выделять эффективно работающие технологии глушения для описанных условий. Выявление свойств блокирующих составов, оказывающих наибольшее влияние на эффективность глушения скважин в осложненных условиях ВУ ОНГКМ, позволит уменьшить риски возникновения аварийных ситуаций, повысить эффективность операций по глушению скважин и улучшить экономические показатели проекта.

Цель. Определение основных свойств блокирующих составов по данным лабораторных исследований, оказывающих наибольшее влияние на эффективность при глушении скважин на ВУ ОНГКМ.

Материалы и методы. Лабораторный анализ состоял из испытаний ряда блокирующих составов в условиях, наиболее приближенных к пластовым. В ходе испытаний сравнивались их физико-химические и реологические характеристики, а также влияние на продуктивные свойства пласта. По результатам лабораторно-экспериментального анализа было выделено три состава, по которым были проведены опытнопромышленные испытания на объектах ВУ ОНГКМ.

Результаты. Результаты лабораторных и опытно-промышленных испытаний были сопоставлены с данными применяемых на ВУ ОНГКМ базовых блокирующих составов.

Заключение. На основании проведенного исследования была выдвинута гипотеза о зависимости эффективности блокирующих составов в осложненных условиях ВУ ОНГКМ от физико-химических свойств, значений эффективной вязкости и косвенного показателя прочности.

Применяемые в «СПД» измерительные установки интегрированы с автоматизированными системами управления технологическим процессом в части передачи данных. Однако ввиду растущего фонда скважин и увеличивающегося количества замеров (в том числе по скважинам с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ)) процесс анализа и валидации замеров стал требовать значительных трудозатрат. Для сокращения времени на обработку данных и усиления контроля был разработан инструмент управления качеством замеров дебита скважин как одного из ключевых параметров.

Целью данной работы является описание практического опыта внедрения и применения специального программного комплекса управления качеством замеров дебита скважин.

Материалы и методы. Инструмент управления качеством замеров дебита скважин является промежуточным звеном между скважиной и системой коммерческого учета углеводородов. Он выполняет функцию фильтра данных с автоматической проверкой параметров. Инструмент по контролю за замеряемостью скважин позволяет интегрировать данные по замерам, лабораторные данные, параметры работы скважины и оборудования в единую систему. 

Результаты. Реализованные алгоритмы вычислений и автоматической валидации замеров, а также бизнесправила системы позволили на 70 % сократить трудозатраты на валидацию дебитов и обводненностей скважин, полностью исключив влияние человеческого фактора. Внедрение приложения для управления качеством замеров дебита и специализированного модуля позволило значительно сократить непроизводительное время инженеров-аналитиков (на поиск, сбор, запись, анализ параметров работы скважины и оборудования), усилив контроль за замеряемостью добывающего фонда.

Заключение. Все выполненные доработки позволили максимально качественно использовать поступающие данные, быстро реагировать на изменяющиеся режимы работы скважин. 

Введение. Минимизировать риск аварий при эксплуатации нефтепромыслового и бурового оборудования невозможно без применения средств неразрушающего контроля. Особое внимание уделяется выявлению поверхностных дефектов магнитопорошковым и капиллярным методами неразрушающего контроля.

Цель. В статье сравниваются способы намагничивания объектов контроля и нанесения магнитного индикатора при проведении магнитопорошкового контроля в нефтяной промышленности и в отрасли железнодорожного транспорта. Приведен обзор эксплуатационных дефектов различных деталей, выявляемых магнитопорошковым и капиллярным методами неразрушающего контроля, показаны фотографии с индикаторными рисунками (следами) дефектов.

Материалы и методы. На основе опыта проведения магнитопорошкового и капиллярного методов неразрушающего контроля в статье рассматриваются различные дефекты, часто встречаемые в практике при эксплуатации нефтепромыслового и бурового оборудования.

Результаты. Описана технология проведения магнитопорошкового и капиллярного контроля в полевых и цеховых условиях предприятий нефтепромыслового и бурового сервиса. Показаны основные применяемые виды капиллярного контроля и способы нанесения дефектоскопических материалов. Представлены фотографии дефектов различных деталей с описанием преимущества использования конкретного метода в тех или иных условиях.

Заключение. Приведены достоинства и недостатки каждого из методов на основе опыта использования различных средств неразрушающего контроля. 

Цель данной работы заключается в создании и применении экспертно-независимого подхода для прогнозирования вероятности распространения резервуаров углеводородов в изучаемом пространстве.

Материалы и методы. Прогноз сделан по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3D и скважинной информации об объекте исследования на ранней стадии изученности месторождения. Использованы результаты литологической интерпретации ГИС по девяти скважинам, из них четыре скважины вскрыли объект вертикально или субвертикально, пять — с горизонтальной проходкой по различным стратиграфическим частям ачимовского комплекса, являющегося объектом исследования. В работе показан подход на основе технологического стека из алгоритмов машинного обучения с задачей бинарной классификации и метода модификации геолого-геофизического набора данных. Исследование включает в себя следующую последовательность действий: создание наборов данных для обучения, отбор признаков, реверс-калибровка данных, создание популяции моделей классификации, оценка качества классификации, оценка вклада признаков в прогноз, ансамблирование популяции моделей методом стекинга.

В результате сделан прогноз — получен трёхмерный куб калиброванных вероятностей принадлежности изучаемого пространства к классу коллектор и его производная в виде карты эффективных толщин ачимовского комплекса отложений. Проведена оценка изменения качества прогноза в зависимости от применения различных наборов данных.

Заключение. Предложенный в работе метод реверс-калибровки использует неопределенность геофизических данных как гиперпараметр глобальной настройки технологического стека, в заданных границах априорной погрешности этих данных. Показано, что метод повышает качество прогноза. Используемый в работе технологический стек из алгоритмов машинного обучения позволяет экспертно-независимо обобщить геолого-геофизические данные и использовать это обобщение для проверки гипотез и создания геологических моделей на основе вероятностного представления о резервуаре. Подход позволяет формализовать обобщение данных об объекте исследования, с использованием фактической информации, такой как литология вдоль ствола скважин и сейсмические данные. В зависимости от исходных данных подход может быть полезным инструментом для поисков и разведки геологических объектов, выявления потенциальных ресурсов, оптимизации и проектирования систем разработки месторождений. 

Введение. В большинстве случаев для выбора оптимальной системы разработки используется трехмерная гидродинамическая модель (ГДМ) месторождения, имеющая высокий уровень детализации и точности. Однако создание и применение трехмерных ГДМ требует значительных вычислительных ресурсов и временны΄х затрат. Соответственно актуальна задача оптимизации снижения затрачиваемого ресурса на принятие проектных решений с минимизацией потери качества результата.

Цель. Для оптимизации существующих методов решения задачи выбора оптимальных параметров системы разработки предложен подход, заключающийся в оперативной оценке NPV и КИН на основании многовариантного моделирования при помощи гидродинамического двумерного симулятора и проведения анализа чувствительности с использованием методов машинного обучения в условиях геологической неопределенности.

Материалы и методы. Для решения задачи выбора оптимальных параметров системы разработки используется двумерный гидродинамический симулятор NumEx2. Для обработки, визуализации и проведения анализа чувствительности результатов применяются методы машинного обучения на языке программирования Python.

Результаты. Предложен алгоритм выбора оптимальных параметров системы разработки на основании многовариантного моделирования с применением методов машинного обучения. Проведен анализ чувствительности КИН и NPV к изменению входных параметров модели. По результатам построена трехмерная матрица результатов, позволяющая по тройке значений эффективной мощности коллектора, проницаемости и длины горизонтального участка подбирать оптимальную плотность сетки скважин. Практическая значимость матрицы результатов оптимальных параметров в предложенном подходе заключается в возможности формирования гибридной проектной сетки скважин в зонах кластеризации по значениям проницаемости и эффективной мощности коллектора и корректировки проектных решений выбора оптимальных параметров системы разработки в условиях геологической неопределенности в короткие сроки.

Заключение. Предложен альтернативный подход к планированию разработки месторождений на основании многовариантного моделирования, заключающийся в подборе гибридных сеток с использованием методов машинного обучения.