Введение. Одним из методов прогноза нефтеперспективных объектов являются комплексные исследования керна, полученного при бурении скважин. Появление новых методик изучения, а также совершенствование уже применяемых позволяет доизучить керновый материал с целью получения новых данных о составе пород и их свойствах.

   Целью настоящей работы является всесторонний анализ керна, отобранного в скважинах старого фонда на территории Южного структурного района Припятского прогиба.

   Материалы и методы. Работа выполнена на основе интерпретации данных, полученных в результате современного комплекса работ по первичной пробоподготовке, литолого-седиментологическим, минералогическим и пиролитическим исследованиям ретрокерна.

   Результаты. Впервые проведенные исследования ретрокерна позволили сформировать концептуальную литолого-седиментологическую модель формирования верхнедевонских (елецко-петриковских) отложений, определить перспективы нефтегазоносности для различных типов пород-коллекторов (терригенные, карбонатные, смешанные), установить границы их распространения в разрезе и локализовать основные потенциально-перспективные объекты на поиск углеводородов.

   Заключение. Доизучение и доисследование ретрокерна на ряде перспективных площадей может дать важную информацию о истинных перспективах нефтеносности объекта. Об этом свидетельствуют результаты, полученные в пределах наименее изученного Южного структурного района Припятского прогиба. Несмотря на длительное хранение керна (в течение 30–50 лет), получены принципиально новые данные о генезисе отложений, особенностях минерального состава, углеводородного и генерационного потенциала. Кроме этого, изучение ретрокерна позволило сформировать принципиально новые методические подходы эффективного применения «ретроданных» для успешного выполнения задач геолого-разведочных работ.

   Введение. В последние годы в процессе геолого-разведочных работ (ГРР) на нефть и газ фокус смещается в сторону уточнения геологического строения и ресурсного потенциала сложнопостроенных резервуаров континентального генезиса. Примером подобного рода объектов являются отложения тюменской свиты, коллекторы которых отличаются слабой выдержанностью, а также высокой степенью неоднородности.

   Цель работы: показать результаты экспериментального подхода к вероятностной оценке ресурсного потенциала поясов руслоформирования с учетом концептуальных особенностей геологического строения.

   Материалы и методы. В настоящей работе представлено описание методики оценки эффективных толщин, основанной на комплексном анализе геолого-геофизических данных, с акцентом на анализ пространственного строения тел на седиментационных слайсах с учетом их концептуального строения.

   Результаты. В работе выполнен многовариантный расчет карт эффективных толщин в соответствии с разработанной методикой учета дифференциации русловых тел по разрезу, с привлечением параметра «объекто-слайсов». Также проведено сравнение полученных авторами результатов с оценкой эффективных толщин русел по морфометрическому анализу. Отмечается высокое схождение прогнозных значений по двум разным методикам.

   Заключение. Учет фациального районирования с привлечением детального анализа седиментационных слайсов в процессе оценки позволил получить корректный прогноз эффективного объема коллекторов, что позволяет более точно планировать потенциальные области поисково-оценочного бурения при формировании программы ГРР на участке.

   Введение. На территории Пур-Тазовской НГО имеет место значительное количество дизъюнктивных нарушений различной амплитуды и ранга. Зачастую стандартные принципы картирования разломов не позволяют выделять все разрывные нарушения. Важным вопросом является идентификация малоамплитудных разломов и разломов без смещения, которые часто встречаются на этой территории. Поэтому существует необходимость усовершенствования алгоритмов картирования разрывных нарушений, которые позволяют анализировать пространственное положение разломов по комплексному анализу сейсмических атрибутов.

   Цель. Уточнение геологического строения и локализация дизъюнктивных нарушений на одном из участков Пур-Тазовской НГО и оценка влияния разломов на строение залежей УВ.

   Для этого авторами использован комплексный атрибутный анализ, позволяющий корректно и более точно выделять безамплитудные дизъюнктивные нарушения различного ранга.

   Материалы и методы. Методология выделения разломов строилась на комплексировании сейсмических атрибутов, подчеркивающих сигналы от тектонических нарушений за счет подавления шумов. Алгоритм построен на основе подбора последовательности расчета атрибутов и состоит из трех основных этапов — подготовка данных и подавление шумов, подчеркивание границ разломов, выделение разломов и контроль качества.

   Результаты. Подобрана оптимальная последовательность расчета атрибутов. Комплексный атрибутный анализ как инструмент выделения дизъюнктивных нарушений применен на одном из участков месторождения Пур-Тазовского региона. По результатам проведения интерпретации тектонических нарушений в районе работ дополнительно выявлено около 30 % новых тектонических нарушений, а также уточнена геометрия ранее выделенных разломов.

   Заключение. Авторами предложено применение комплексного атрибутного анализа как инструмента выделения дизъюнктивных нарушений различного ранга с целью локализации структурно-тектонических ловушек.

   Введение. Одним из ключевых показателей успешной разработки нефтяных месторождений является коэффициент извлечения нефти (КИН). На него влияют две основные группы факторов: геологические особенности строения продуктивных пластов и технологические параметры, характеризующие их разработку. В настоящее время все больший объем трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) вовлекается в разработку месторождений. Как правило, такая категория запасов связана со сложнопостроенными маломощными низкопроницаемыми сильно расчлененными коллекторами. Часто разработка таких объектов ТРИЗ осложнена дополнительными факторами. Например, малой мощностью глинистой перемычки, которая отделяет нефтегазоносные коллекторы такого качества от подстилающих их обводненных пластов. Чтобы решить такую задачу, в данной работе предлагается решение на основе выбора оптимальной системы разработки отложений ТРИЗ, отделенных маломощной глинистой перемычкой от нижележащего обводненного пласта.

   Цель. В данной работе предложена стратегия разработки пласта АВ1 1-2 («рябчик»), который относится к запасам категории ТРИЗ. Его разработка затрудняется наличием промытого нижезалегающего объекта АВ1 3 с маломощным флюидоупором между ними. Для совершенствования принятой на месторождении системы расположения скважин предлагается подбор оптимальных параметров системы разработки, который осуществляется на основе двумерной синтетической геолого-гидродинамической модели.

   Материалы и методы. Для выбора оптимальных параметров системы разработки и проведения анализа чувствительности результатов использован двумерный гидродинамический симулятор «NumEx2», являющийся собственной разработкой Группы компаний «Газпром нефть».

   Результаты. Предложена оптимальная система разработки отложений ТРИЗ, учитывающая фактор наличия подстилающего промытого пласта. Данная система разработки характеризуется следующими параметрами: рядная конфигурация продольно-направленных по линии регионального стресса (340°) горизонтальных скважин с BPS-технологией (Burst port system) проведения гидроразрыва пласта (ГРП) с длиной горизонтального участка (ГУ) = 1200 м с плотностью сетки скважин (ПСС) = 28 га/скв (a = 1400 м, b = 200 м с формированием системы поддержания пластового давления (ППД) в виде наклонно-направленной скважины (ННС) с ГРП. Применение BPS-технологии при ГРП позволяет уменьшить запускную обводненность скважин примерно на 40 % и увеличивает полудлину трещин ГРП на 90 м.

   Заключение. Предложена стратегия разбуривания объекта ТРИЗ, учитывающая наличие нижележащего обводненного пласта, отделенного маломощной глинистой перемычкой.

   Введение. Известно, что опережающая разработка газовой шапки приводит к расформированию нефтяной оторочки. Данный процесс недостаточно изучен в мировой практике. Существующие работы по оценке степени расформирования нефтяной оторочки при заданных свойствах объекта разработки и коэффициенте извлечения газа применимы в основном к нефтяным оторочкам подстилающего типа и дают завышенную оценку степени расформирования для нефтяных оторочек краевого типа.

   Цель. Формирование набора методических рекомендаций для проведения анализа и проектирования разработки нефтяных оторочек краевого типа при опережающей разработке газовой шапки на примере крупного нефтегазоконденсатное месторождения Западной Сибири.

   Материалы и методы. В статье представлен подход для локализации подвижных запасов нефти нефтяных оторочек краевого типа на основе гидродинамического моделирования, учитывающего одновременно результаты всех имеющихся исследований в пилотных и эксплуатационных скважинах и принятую геологическую концепцию.

   Результаты. На основе фактических данных нефтегазоконденсатного месторождения Западной Сибири разработан подход для оценки степени расформирования остаточных извлекаемых запасов нефтяных оторочек краевого типа, а также сфорирован набор методических рекомендаций для планирования программы исследований, анализа и учета их результатов при проектировании разработки.

   Заключение. Представленные в статье методические подходы и рекомендации для анализа и проектирования разработки месторождений с нефтяными оторочками краевого типа позволяют
снизить риски в оценке потенциала целевых пластов и сформировать оптимальную стратегию разработки месторождения. Разработанные подходы и рекомендации могут быть применены для месторождений с аналогичной конфигурацией насыщения флюидами.

   Введение. Зачастую при разработке ачимовских (Ач) отложений достичь производительности скважин, соответствующей расчетным показателям, не всегда возможно из-за особенностей геологического строения залежей. Одним из обязательных условий рентабельной эксплуатации является практически повсеместное проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП). Как показывает практика, не всегда удается корректно спрогнозировать распространение трещин ГРП; установить, при каких давлениях происходит схлопывание трещин; какой тоннаж проппанта лучше использовать для получения промышленного притока и что необходимо учитывать при моделировании, чтобы избежать объединения систем трещин в группе пластов ачимовских толщ.

   Цель: оценить эффективность и возможности промыслово-геофизических (ПГИ) методов и их информативность при анализе ГРП в ачимовских (Ач) отложениях.

   Материалы и методы. В работе рассмотрены примеры исследований вертикальных скважин (ВС) с ГРП и горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).

   Результаты. При изучении данных исследований ВС установлено, что трещины ГРП могут иметь высокие полудлины по простиранию, что необходимо учитывать при моделировании ачимовских объектов, так как в результате они могут подключать значительные неперфорированные интервалы коллекторов. Также по результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) в ВС по рассматриваемой в статье технологии существует возможность делать оценку высоты трещин. Для подбора максимально информативной технологии и комплексов при планировании исследований в ГС необходимо учитывать, какие трещины ГРП, продольные или поперечные, создаются при ГРП.

   Выводы. Даны рекомендации по планированию исследований в ГС с МГРП с учетом результатов ВС. Выявлены предпосылки к оценке возможного подключения нецелевых пачек после ГРП. На стадии оценки объектов Ач рекомендуется использовать подход с анализом поведения трещин в ВС, который показан в статье, не только для понимания профиля притока, но и для распространения (оценки высоты и вероятности связи между пачками) трещин ГРП. Предложено при проведении ГРП на объектах Ач предусмотреть актуальную компоновку заканчивания ГС с разделяющими пакерами и регулирующими клапанами для упрощения проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

   Цель. Определение минимального давления смесимости, основанного на результатах физического моделирования на модели тонкой трубки, при вытеснении нефти газом для условий ачимовских отложений. Сравнение эффективности метана и попутного нефтяного газа в качестве агента вытеснения.

   Материалы и методы. Рекомбинация пластовой нефти производилась по двум направлениям — объединение всех сепараторных проб нефти и последующая рекомбинация, а также объединение глубинных проб пластовой нефти (частично дегазированных) с последующей рекомбинацией. Предварительная оценка минимального давления смесимости выполнялась на основе аналитической корреляции и pressure volume temperature (PVT) моделирования. Комплекс исследований по физическому моделированию проводился с использованием модели тонкой трубки — для определения динамики изменения вытеснения и хроматографами — для последующего анализа вышедших нефти и газа. Фильтрационные эксперименты выполнялись в соответствии с условиями ачимовских отложений.

   Заключение. Путем физического моделирования на модели тонкой трубки определены коэффициенты вытеснения при закачке метана и попутного нефтяного газа (ПНГ). В ходе анализа полученных результатов оценена динамика изменения газового фактора, депрессии, компонентных составов газа и нефти в ходе фильтрационных экспериментов. На основе полученных данных определены режимы вытеснения и рассчитаны интервалы минимального давления смесимости (МДС): 45,03 МПа — для ПНГ; 45,89 МПа — для метана.

   Введение. Существующий подход к оценке проводимости трещины ГРП не всегда однозначно описывает фактические данные эксплуатации, особенно для газоконденсатных месторождений. Возможные причины подобного несоответствия — отсутствие учёта нестационарных эффектов, возникающих при течении в пласте, и недостаточно строгий учёт нелинейных эффектов, возникающих при течении в трещине.

   Цель. Разработка методики, позволяющей оценивать проводимость трещин ГРП с учётом нестационарных и нелинейных эффектов.

   Материалы и методы. В работе используется разработанная автором аналитическая безразмерная модель течения в трещине ГРП. Управляющие параметры модели — безразмерная проводимость и безразмерный D-фактор.

   Результаты. В работе показано, что классический подход к описанию проводимости трещины ГРП через отношение проводимостей пласта и трещины требует корректировки. Предлагается учитывать в расчёте безразмерной проводимости нестационарные эффекты, возникающие при течении в пласте, а также принимать во внимание величину безразмерного D-фактора, продемонстрирована необходимость подобных корректировок. Кроме того, в работе показано, что газовые скважины с трещинами ГРП могут иметь существенное значение D-фактора, связанного с нелинейным течением в упаковке проппанта.

   Заключение. Результаты работы могут использоваться при дизайне процесса гидроразрыва, при проектировании разработки месторождений скважинами с трещинами ГРП, а также при выборе подходящих методов моделирования ГРП как в аналитических моделях, так и в гидродинамических симуляторах.

   Введение. В условиях истощения традиционных залежей углеводородов при длительной эксплуатации месторождений все большее внимание в отрасли уделяется работе с трудноизвлекаемыми запасами. Ключевыми технологиями их разработки являются строительство горизонтальных скважин и проведение гидравлического разрыва пласта, в том числе и многостадийного (МГРП). Однако в случае маломощных пластов-коллекторов, где проведение МГРП затруднено ввиду высоких рисков прорыва трещины в зону газонефтяного контакт (ГНК) или подстилающую воду, актуальным становится строительство многоствольных скважин. Это позволяет увеличить зону дренирования и повышает дебит скважин до экономически рентабельного уровня. Помимо стабильного состояния самих стволов ключевым моментом успешного строительства таких скважин становится устойчивость зоны сочленения.

   Цель. Оценка устойчивости интервала срезки в открытом горизонтальном стволе многоствольной скважины.

   Методы. В работе использовалось комплексное 3D геомеханическое моделирование напряженно-деформированного состояния горного массива вблизи зоны сочленения двух стволов при различных параметрах срезки: ориентации материнского ствола относительно горизонтальных напряжений, расположении бокового ствола относительно материнского (направление и интенсивность срезки), зенитный угол основного ствола, различных диаметрах стволов, различных значениях удельных весов бурового раствора и, соответственно, давлений в скважине выше и ниже пластового.

   Результаты. Результаты геомеханического моделирования, сопровождение бурения и оперативная выдача рекомендаций при подходе текущего забоя к зоне сочленения позволили скорректировать плановые интервалы срезок в наиболее безопасные (в терминах устойчивости) как для перемычки между стволами, так и для стенок скважин. Безаварийное бурение и длительная устойчивость зоны сочленения в ходе дальнейшей добычи подтвердила корректность проведенного анализа.

   Заключение. При строительстве многоствольных скважин комплексное трехмерное моделирование устойчивости зоны сочленения с учетом результатов одномерного моделирования механических свойств, давлений и напряжений позволяет оптимизировать срезку бокового ствола и проводить как безаварийное строительство скважины, так и ее последующую эксплуатацию.

   В настоящее время одной из наиболее актуальных задач в нефтегазовой отрасли является эффективная добыча углеводородов (УВ) на месторождениях, обладающими низкими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Ключевыми технологиями при решении этой задачи становятся строительство горизонтальных скважин (ГС) и проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП), в том числе и многостадийного (МГРП). Совместное использование технологий горизонтального бурения и МГРП является успешным решением с точки зрения чистого дисконтированного дохода в разработке как традиционных запасов, так и карбонатизированных коллекторов со сверхнизкой проницаемостью [1].

   Цель. Разработка и апробация подхода, позволяющего реализовать единый алгоритм моделирования трещины ГРП, построение дизайна и редизайна, а также прогноз продуктивности трещины и обеспечение эффективного проведения МГРП еще на этапе планирования.

   Материалы и методы. В основе предлагаемого подхода положено комплексное (геологическое, гидродинамическое, геомеханическое) моделирование, которое проводится с использованием всех
доступных по скважинам месторождения данных, включая данные геофизических исследований скважин (ГИС), результаты керновых исследований, буровую информацию, данные по конструкциям скважин и т. д. Для калибровки упруго-прочностных характеристик горной породы используются результаты керновых исследований, а напряженно-деформированное состояние геологической среды — это результат 1D геомеханицеского моделирования с калибровкой на специальные исследования (стресс-тест, тест на приемистость), нагнетательные тесты, мини-ГРП и буровые события.

   Результаты. Разработанный геомеханический подход опробован при добыче УВ из ачимовских отложений одного из месторождений Западной Сибири. Успешно проведены пяти-, шестистадийные МГРП на ГС. Высокая точность прогнозируемых параметров трещины обеспечила эффективное размещение пропанта в трещине ГРП и успешное проведение основной закачки.

   Заключение. Построенные в рамках геомеханического подхода модели повышают эффективность ретроспективного анализа ГРП и являются незаменимым инструментом при геомеханическом сопровождении ГРП в реальном времени. Они имеют прогнозную силу и являются эффективным инструментом, который после обновления может использоваться как на последующих стадиях при проведении МГРП, так и на других скважинах месторождения.

   Введение. В процессе строительства скважин производится цементирование обсадных колонн. Одной из целей цементирования является качественное разобщение вскрытых пластов, но в процессе строительства, освоения, эксплуатации скважины цементный камень может не сохраниться. Отсутствие герметичности цементного камня может приводить к заколонной циркуляции и возникновению межколонного давления (МКД).

   Целью данной статьи является описание разработанной методики испытания отечественной самовосстанавливающейся цементной системы (СВЦ) на уникальном стенде TS-400, позволяющем имитировать скважинные условия, такие как давление и температура, а также оценить воздействие опрессовки обсадной колонны на целостность цементного камня и воздействие дифференциального давления на цементный камень. Также была оценена способность самозалечивания самовосстанавливающейся цементной системы при контакте с углеводородом в условиях, приближенных к скважинным.

   Материалы и методы. Методика и порядок испытаний разработаны авторами данной статьи для обеспечения максимального приближения к скважинным условиям и процессам, обеспечивающим воздействие на цементный камень в прибашмачной зоне скважины в соответствии с условиями на Бованенковском месторождении. Испытания проведены на уникальном стенде TS-400.

   Результаты. В результате проведенных испытаний подтверждены свойства СВЦ к самозалечиванию трещин в цементном камне при скважинных условиях (давление, температура). Выработан порядок формирования программы нестандартных испытаний. Отмечен характер возникающих трещин в цементном камне в зависимости от центрации обсадной колонны. Описаны результаты цементирования скважин с СВЦ на одном из месторождений Группы компаний «Газпром нефть».

   Заключение. Разработана методика испытания цементных камней в скважинных условиях. Проведены испытания СВЦ при скважинных условиях на стенде TS-400. Подтверждена способность СВЦ к самовосстановлению цементного камня при контакте с углеводородом. Подтверждена эффективность применения СВЦ при обеспечении герметичности межколонного пространства (МКП) в полевых условиях.

   Введение. Эксплуатация объектов обустройства месторождений углеводородов сопровождается потребностью в подземных водах для использования при бурении скважин, обеспечения системы поддержания пластового давления и производственно-технических нужд при подготовке нефти. В северных регионах сложности поисков, разведки, оценки запасов и эксплуатации подземных вод связаны с разнообразием условий распространения и мощности многолетнемерзлых пород, а также особенностями строения водовмещающих толщ.

   Цель. Определение критериев и разработка подходов к прогнозированию коллекторов подземных вод на территориях развития многолетнемерзлых пород.

   Материалы и методы. Исследование заключалось в обобщении и анализе геологических и геофизических данных о строении верхних 500 м осадочного чехла. В том числе данных бурения и геофизических исследований скважин, результатов площадных электроразведочных работ методом малоглубинных зондирований становлением поля в ближней зоне на территории Лено-Вилюйского артезианского бассейна II порядка.

   Результаты. В работе описаны подходы и критерии поисков коллекторов подземных вод, основанные на анализе геолого-геофизических данных на территории Республики Саха (Якутия).

   Заключение. Комплексный анализ и обобщение геолого-геофизических данных с использованием материалов электроразведочных работ методом малоглубинных зондирований становлением поля в ближней зоне на территории Якутии позволили изучить особенности строения многолетнемерзлых пород, распространения межмерзлотных и подмерзлотных источников подземных вод, сформировать наборы критериев поиска коллекторов подземных вод для различных условий распространения мерзлоты и таликов.

   Введение. Участие биоценозов в формировании различных минералов изучается довольно давно. Но в ряде случаев роль бактериального минералообразования в накоплении осадочных толщ не очевидна. Так, например, формирование вторичных минералов в призабойных частях скважин на подземных хранилищах газа долгое время не изучалось. Хотя давно известны случаи, когда вторичные минералы биогенной и биохемогенной природы оказывали существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород и на техническое состояние конструкций скважин.

   Цель. Для качественной работы скважин и понимания процесса вторичного минералообразования бактериальным путем в работе изучены новообразованные минералы и матрикс породы призабойных зон скважин подземных хранилищ газа (ПХГ).

   Материалы и методы. Для изучения пород, минеральный состав и фильтрационно-емкостные свойства которых были изменены бактериальным воздействием, проводились исследования на растровом электронном микроскопе (РЭМ), оптическом микроскопе, дифрактометре, а также различные оптические исследования.

   Результаты. В ходе работы выявлены группы новообразованных минералов (анкерит, пирит, полевые шпаты) и определены их генезисы. Установлено, что основную роль в формировании таких минералов играли бактериальные биоценозы.

   Заключение. Объем и свойства фильтрационно-емкостного пространства пород-коллекторов в ПХГ во многом определяются широким комплексом геологических, биогенных, биохемогенных и технологических факторов.

   Введение. Изучение керна путем математического моделирования фильтрационных процессов на уровне пустотного пространства горной породы, имеет ряд существенных преимуществ относительно традиционных лабораторных исследований. Тем не менее к настоящему времени отсутствует единое понимание, каким образом технологию «Цифровой керн» эффективно встроить в практическую деятельность по сопровождению разработки залежей углеводородного сырья.

   Цель работы заключается в обосновании концепции применения результатов цифровых исследований керна в практике моделирования разработки месторождений углеводородов исходя из имеющегося опыта применения этой технологии и оригинальных наработок.

   Методы. Обоснование концепции строится на наиболее показательных сторонних и собственных примерах применения технологии «Цифровой керн» для создания петрофизической основы и построения гидродинамической модели.

   Результаты. С использованием технологии «Цифровой керн» на основе оригинальной полуэмпирической модели керна и гидродинамического моделирования строения фации решена задача учета масштабного эффекта при переходе с одного уровня горной породы на другой для одного из участков месторождения ПАО «НК «Роснефть», на котором осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти водой и раствором полимера. Выполнены расчеты относительных фазовых проницаемостей в системах «нефть-вода», «нефть-полимерный раствор». Показано, что использование результатов цифровых исследований керна позволяет повысить адекватность гидродинамического моделирования и тем самым уменьшить неопределенность прогнозного моделирования.

   Заключение. Описываются место технологии «Цифровой керн» и концепция применения результатов цифровых исследований керна в процессе моделирования разработки месторождений углеводородного сырья, позволяющая сделать его более логичным и более содержательным.

   Введение. В настоящее время все активнее применяется машинное обучение во всех сферах производства, в том числе и в нефтяной промышленности. Однако качество данных, поступающих с нефтяных промыслов, не всегда позволяет корректно использовать их в процессах цифровизации производственных процессов. Быстрое переоборудование всех месторождений для точного и частого сбора данных затруднено. В связи с этим все же приходится работать с уже собранными данными.

   Цель. Рассмотрение совокупности преобразований, которые происходят с данными в процессе их использования в машинном обучении как единого процесса (ETL-процесса).

   Материалы и методы. В качестве примеров для демонстрации рассматриваемых проблем и подходов использованы данные об эксплуатации нефтяных скважин. Для анализа и визуализации данных реализованы скрипты на языке программирования Python.

   Результаты. В результате проведенной работы установлено, что качество данных, поступающих с нефтяных промыслов, не всегда позволяет использовать их в машинном обучении. Для повышения качества данных на этапе сбора и их подготовки предлагается использовать технологию ETL-процессов.

   Заключение. Применение ETL-процессов позволит значительно увеличить количество и качество данных, которые можно использовать для создания цифровых двойников месторождений. Таким образом, сложно переоценить эффект от внедрения рассматриваемой технологии.

   Введение. Благодаря автоматизации различных процессов разработки происходит повышение экономической эффективности добычи на выработанных месторождениях. Уплотняющее бурение является одним из ключевых мероприятий для увеличения коэффициента охвата и, соответственно, нефтеотдачи на последних стадиях разработки. Современные подходы к поиску новых зон бурения, оптимальному расположению проектного фонда и экономической оценке запускных параметров все чаще включают использование машинного обучения, аналитику большого объема данных и цифровых двойников.

   Цель. На основе литературного обзора новейших подходов в области уплотняющего бурения показать наиболее эффективные и пригодные из них для автоматизации процесса подбора кандидатов на крупных активах при условии ограниченного набора данных.

   Материалы и методы. В работе рассмотрены современные подходы к поиску новых зон для уплотняющего бурения, включая построение карт вероятности и применение машинного обучения для анализа данных, а также техники автоматической интерпретации геофизических данных для выявления пропущенных интервалов коллектора. Описаны методы оптимизации размещения скважин с учетом геологических рисков и экономических факторов. Отмечено, что сложности и риски, связанные с уплотняющим бурением на зрелых месторождениях, подчеркивают необходимость балансировки между точностью и оперативностью методик для эффективного принятия решений.

   Результаты. Рассмотрены и выделены наиболее эффективные и универсальные методы для каждого этапа планирования уплотняющего бурения, включая построение карт вероятности, оптимизацию размещения фонда и прогнозирование параметров добычи с использованием аналитических методов и машинного обучения.

   Заключение. Современные подходы к автоматизации уплотняющего бурения, включающие машинное обучение и интеграцию различных моделей, значительно повышают эффективность и точность планирования, однако требуют дальнейших исследований для адаптации к разнообразным условиям эксплуатации.