В современных экономических реалиях нефтяные компании стараются оптимизировать подходы к проведению геолого-разведочных работ (ГРР), т.к. ценой ошибки неуспешного поисково-оценочного бурения может быть выход из проекта доразведки месторождения. Важным аспектом при решении задач геолого-разведочных работ является наличие обоснованной сейсмогеологической модели перспективных объектов. В статье рассмотрена история развития представлений о геологическом строении ачимовских отложений на северном склоне Мессояхской гряды в пределах Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского лицензионных участков.

Цель. Изначально модель формирования фондоформной части клиноциклита БУ16, построенная на основе сети сейсмических профилей МОГТ-2D, предполагала развитие в интервале пласта мощного конуса выноса, который позиционировался как основной объект при постановке поисково-оценочного бурения в этом районе. При появлении новых геолого-геофизических данных появилась необходимость актуализировать сейсмогеологическую и седиментационную модели с целью дальнейшего заложения точек поисково-разведочного бурения.

Материалы и методы. В рамках данной работы были использованы данные сейсморазведочных работ 3D, выполненных в период 2019-2020 гг., а также результаты бурения разведочных скважин в пределах района исследования с проведенными исследованиями ГИС.

Результаты. После получения новых сейсмических данных МОГТ-3D, изменился концепт формирования клиноформного комплекса на изучаемой территории и создана новая сейсмогеологическая модель. Геологическое тело у подножия северного склона Мессояхской гряды в пределах Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского ЛУ в интервале пласта БУ16, позиционировавшееся ранее как глубоководный конус выноса, в настоящий момент рассматривается как крупный оползень. Подбор аналогов развития оползневых процессов в пределах лицензионных участков «Газпром нефти» позволил верифицировать новое представление о строении нижней части неокомских отложений.

Заключение. В статье показаны особенности первоначальной геологической модели и описан процесс её актуализации, учитывающий новые сейсмические данные. В результате актуализации сейсмогеологической модели нижненеокомских отложений северного склона Среднемессояхского вала существенным образом изменилось представление о геологическом строении пластов нижнего неокома, что привело к пересмотру программы ГРР, точек заложения новых поисково-оценочных скважин и экономики проекта в целом.

Введение. В статье представлена методология комплексной оценки геологической изученности месторождения, основным показателем которой является количество и качество проведенных исследований.

Цель. Разработать численную метрику комплексной оценки геологической изученности как в 1D, так и по площади (в 2D).

Материалы и методы. Методология рассматривает изученность по шести направлениям: сейсморазведочные работы, геофизические исследования скважин, лабораторные исследования керна, испытания на приток, отбор проб пластовых флюидов, гидродинамические исследования скважин. Изученность по каждому из них унифицирована и изменяется от 0 (минимальная изученность) до 1 (максимальная изученность). Помимо методологии численной метрики для оценки изученности авторами статьи также предлагается метод представления изученности в виде карты (2D-вид).

Результаты. Разработана методология комплексной оценки геологической изученности в 1D и в 2D.

Заключение. Представление геологической изученности в 2D позволяет визуально оценить зоны с максимальной и минимальной изученностью на объекте. Оценка изученности совместно с оценкой геологической сложности месторождения позволяет оценить и запланировать мероприятия для снижения геологических, технологических и экономических неопределенностей.

После операции гидроразрыва пласта (ГРП) и периода технического отстоя скважина выводится на режим (ВНР) для достижения технологических показателей. Скорость ВНР зачастую не регламентирована и определяется внешними факторами. При этом в процессе очистки трещины возникает ряд гидромеханических и геомеханических эффектов, которые могут уменьшить долгосрочную проводимость трещины и тем самым снизить продуктивность скважины. Повышение эффективности процесса ВНР связано с увеличением нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных пластов и является актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли. Цель данной работы состоит в том, чтобы оценить вклад геомеханической и гидромеханической групп эффектов в деградацию проводимости трещины и на основе их баланса предложить методику расчета оптимального сценария ВНР, при котором добыча будет максимальной.

Материалы и методы. Для оценки вклада каждой из групп эффектов разработана комплексная методика численных расчетов процесса ВНР с использованием модели фильтрации суспензии с учетом неньютоновской реологии, переноса частиц, притока из пласта и геомеханических факторов.

Результаты. Реализован комплексный подход к решению задачи поиска оптимальной динамики вывода скважин на режим на основе поиска баланса конкурирующих групп эффектов. Работа реализована на примере модели скважины с трещиной ГРП, откалиброванной на данные промыслового эксперимента. В результате получен оптимум по динамике ВНР, позволяющий минимизировать эффект деградации трещины на добычу.

Заключение. Полученные данные подтверждают, что разработанный подход к оценке вклада каждой из группы эффектов может служить надежной основой для оптимизации процесса ВНР. По итогу применения метода выдается рекомендация к целевым значениям забойного давления во времени, соответствующим оптимальному сценарию ВНР.

После операции гидроразрыва пласта (ГРП) и периода технического отстоя скважина выводится на режим (ВНР) для достижения технологических показателей. Скорость ВНР зачастую не регламентирована и определяется внешними факторами. При этом в процессе очистки трещины возникает ряд гидромеханических и геомеханических эффектов, которые могут уменьшить долгосрочную проводимость трещины и тем самым снизить продуктивность скважины. Повышение эффективности процесса ВНР связано с увеличением нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных пластов и является актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли. Цель данной работы состоит в том, чтобы оценить вклад геомеханической и гидромеханической групп эффектов в деградацию проводимости трещины и на основе их баланса предложить методику расчета оптимального сценария ВНР, при котором добыча будет максимальной.

Материалы и методы. Для оценки вклада каждой из групп эффектов разработана комплексная методика численных расчетов процесса ВНР с использованием модели фильтрации суспензии с учетом неньютоновской реологии, переноса частиц, притока из пласта и геомеханических факторов.

Результаты. Реализован комплексный подход к решению задачи поиска оптимальной динамики вывода скважин на режим на основе поиска баланса конкурирующих групп эффектов. Работа реализована на примере модели скважины с трещиной ГРП, откалиброванной на данные промыслового эксперимента. В результате получен оптимум по динамике ВНР, позволяющий минимизировать эффект деградации трещины на добычу.

Заключение. Полученные данные подтверждают, что разработанный подход к оценке вклада каждой из группы эффектов может служить надежной основой для оптимизации процесса ВНР. По итогу применения метода выдается рекомендация к целевым значениям забойного давления во времени, соответствующим оптимальному сценарию ВНР.

Введение. Разработка нефтяных оторочек сопровождается различными осложнениями, такими как высокий газовый фактор и образование конусов подошвенной воды. В связи с этим при их разработке используются различные экраны и устройства контроля притока. Достижение безгазового режима за счет малой депрессии чаще всего невозможно с экономической точки зрения. Кроме того, разработка нефтяной оторочки, которая находится в слабосцементированном коллекторе, часто сопровождается неконтролируемым выносом механических примесей в скважину.

Цель. В данной работе предложена модель для оценки эффективности использования гравийного фильтра с целью контроля притока и ограничения выноса песка в скважину. Использование гравийной набивки в случае разработки слабосцементированного коллектора с тонкой оторочкой может решить сразу две проблемы: вынос механических примесей и предотвращение преждевременного прорыва газа в скважину. Однако такое решение имеет весьма ограниченную область применения: • выравнивание профиля притока должно приводить к увеличению накопленной добычи; • необходимое распределение проницаемости гравийной набивки должно быть достижимо; • механические и фильтрационно-емкостные свойства пласта должны принимать определенные значения, чтобы засорение проходило в соответствующих частях скважины. Построенная модель позволяет оценить все эти факторы.

Материалы и методы. В первую очередь была оценена дополнительная добыча за счет выравнивания притока. Это было сделано с помощью трехмерного гидродинамического моделирования с варьированием профиля притока к скважине. Далее был проведен расчет проницаемости гравийной набивки, необходимой для такого профиля притока. Воспользовавшись интегрированной моделью выноса песка пласт-фильтр, была рассчитана вероятность достижения данного распределения в реальной скважине. Расчет интегрированной модели состоит из оценки разрушения призабойной зоны пласта и фильтрации флюида с механическими примесями через фильтр. На этой основе были произведены расчеты применимости данной технологии.

Результаты. В ходе работы была проведена оценка снижения проницаемости гравийного фильтра из-за наличия механических примесей во флюиде, рассчитана динамика скин-фактора на фильтре. На основе полученных данных проанализировано влияние гравийного фильтра на накопленную добычу, продемонстрирован положительный экономический эффект от применения данной технологии.

Заключение. Таким образом, в работе продемонстрирован новый подход для выравнивания профиля притока в горизонтальных скважинах при помощи гравийных фильтров, предложена комплексная модель для оценки его эффективности.

Изучаемым объектом является нефтегазовое месторождение в Западной Сибири, основной продуктивный пласт представлен тремя пачками, существенно различающимися по своим свойствам. При сравнительно близких значениях пористости пород по всему разрезу существенно более проницаемые части пласта находятся в верхней его части, а средняя и нижняя пачки, выделенные в рамках дополнительных петрофизических исследований, характеризуются крайне низкими значениями проницаемости. На анализируемом месторождении разрабатываемая залежь полностью разбурена как вертикальными, так и горизонтальными скважинами. В подавляющем большинстве скважин выполнен гидроразрыв, организована длительно функционирующая система поддержания пластового давления. Разработка ведется более тридцати лет и месторождение находится на стадии падающей добычи.

Цель. Целью проведенных работ являлось повышение добычи за счет проведения эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), как дорогостоящих - уплотняющее бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов, так и сравнительно недорогих - вывод из бездействия, стимуляции и ремонтные работы.

Материалы и методы. Для подготовки рекомендаций по проведению эффективных ГТМ необходимо было выполнить полный анализ истории разработки, на основе которого выявить наиболее перспективные районы для проведения дополнительных односкважинных и межскважинных исследований. Кроме того, провести адаптацию геолого-гидродинамической модели по результатам межскважинных и промыслово-геофизических исследований, что позволяет составить план геолого-технических мероприятий, локализовать остаточные запасы и заложить в проект разработки бурение боковых стволов, направленных на добычу углеводородов из зон остаточных запасов, и поднять добычу на зрелом месторождении.

Результаты. Результатом проведенных работ стал мультисценарный проект разработки зрелого месторождения на базе первичного анализа исторических данных месторождения, анализа межскважинных исследований (ИКГ - импульсно-кодовое гидропрослушивание, МРТ - мультискважинное ретроспективное тестирование), а также калибровки действующей гидродинамической модели на полученные сведения о межскважинном пространстве.

Выводы. Мультисценарный проект разработки данного месторождения позволил выбрать экономически оптимальную стратегию дальнейших шагов по исследованиям и мероприятиям, направленных на повышения нефтедобычи.

Введение. Одна из основных технологий заканчивания при промышленной добычи нефти из баженовской свиты - бурение скважин с протяженным горизонтальным стволом (ГС) и многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). При добыче нефти из сверхнизкопроницаемых пластов скважинами с протяженным ГС и МГРП дебиты за первый год падают на 70-80 %, процесс дренирования проходит в нестационарном режиме на протяжении всего срока работы скважины. Это приводит к появлению осложнений как при работе на режиме фонтанирования, так и при эксплуатации механизированным способом. Целью данной работы является описание и моделирование реальных осложнений в скважинах баженовской свиты с протяженным ГС и МГРП, а также разработка методов борьбы с этими осложнениями.

Материалы и методы. В данной статье комплексно использованы промысловые данные о работе скважин с ГС и МГРП на баженовскую свиту, а также инструменты по численному моделированию нестационарных течений флюида в скважинах.

Результаты. По результатам проведенного анализа промысловых данных и численного моделирования продемонстрированы осложнения, которые могут возникать при эксплуатации скважин с протяженным ГС и многостадийными ГРП в условиях разработки ТРИЗ. В связи с быстрым падением дебитов, уменьшением обводненности и ростом газового фактора со временем в стволе скважины вероятны образование пробкового режима течения и прекращение выноса более тяжелой фазы в связи с низкими скоростями потока. При создании высоких депрессий в начальный период работы скважины возможен вынос проппанта в горизонтальный ствол и уменьшение эффективного сечения скважины, вследствие чего увеличивается перепад давления по стволу скважины и снижается депрессия на пласт. Другие осложнения связаны с последствиями и технологиями ГРП. Данные эффекты показаны как на основе промысловых данных, так и при численном моделировании процессов течения в скважине в специализированных программных продуктах.

Выводы. В статье на основе численного моделирования и анализа опыта эксплуатации предлагаются корректирующие мероприятия для борьбы с осложнениями, показаны реальные примеры применения данных рекомендаций на промысле. При выводе скважин на режим, а также работе на режиме фонтанирования необходим постоянный контроль параметров работы скважин, а также проведение численного моделирование для предотвращения осложнений.

Эффективная разработка нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным отложениям, в которых повышенное значение имеют трещины, является актуальной задачей в настоящее время. Неравномерное и быстрое обводнение скважинной продукции - один из факторов, осложняющих процесс разработки карбонатных пластов.

Цель. С целью повышения эффективности разработки карбонатной залежи нефтяного месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции было обосновано применение технологии внутрипластовой водоизоляции. При этом определение вероятных причин обводнения скважинной продукции являлось одной из основных задач работы.

Материалы и методы. Для борьбы с обводненностью была проанализирована геолого-физическая характеристика и история разработки рассматриваемой залежи на предмет возможных источников обводнения. Для анализа выбрана аналитическая методика, предложенная К.С. Ченом, в основе которой лежат результаты численного исследования динамики притока воды при опережающем прорыве закачиваемой воды или формировании конусов подошвенной воды.

Результаты. На основе анализа динамики изменения водонефтяного фактора и его производной по времени в билогарифмических координатах, а также зависимости обводненности от объема закаченной через нагнетательную скважину воды, были выявлены основные причины обводнения. Выполнен обзор технологий внутрипластовой водоизоляции, которые применяются на месторождениях с рассматриваемым типом коллектора. Составлены матрицы применимости технологий внутрипластовой водоизоляции и гелеобразующих составов с учетом основных геолого-физических условий и промысловых параметров, выбрана технология ограничения водопритока и выбран водоизоляционный состав.

Заключение. Применение аналитических методик выявления причин ускоренной обводненности скважинной продукции является весьма перспективным ввиду отсутствия необходимости проведения дополнительных исследований на скважинах и привлечения техники.

Введение. В статье описаны математические модели термогидродинамических процессов в пластах и стволе скважины для однофазных и многофазных потоков, составляющие вычислительное ядро температурных симуляторов. Представлено видение специалистов кафедры геофизики БашГУ подходов к количественной интерпретации температурных измерений в скважинах, опыт разработки температурных симуляторов и их применения при интерпретации.

Цель. Обсудить математические модели однофазных и многофазных симуляторов для описания термогидродинамических процессов в пластах и стволе скважины, примеры количественной интерпретации термических исследований при освоении и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с использованием симуляторов.

Материалы и методы. Вычислительное ядро симуляторов включает модели: для расчета температурного поля в скважине и пластах с учетом конвекции, теплопроводности и баротермического эффекта; для расчета поля давления и скоростей фаз. Определение количественных параметров, характеризующих прискважинную зону пласта и профили притока (приемистости), основано на сравнении измеренных данных давления и температуры со смоделированными на симуляторе, и минимизации невязки.

Результаты. На примерах исследований при освоении скважин компрессором, фонтанных скважин с изменением режима отбора и нагнетательных скважин продемонстрирована возможность использования температурных симуляторов при количественной интерпретации с целью построения профиля притока (приемистости) определения параметров неоднородности в прискважинной зоне пласта.

Заключение. Температурные симуляторы можно использовать в практике традиционных ПГИ в добывающих и нагнетательных скважинах для планирования термических исследований, для проверки рабочих гипотез и валидации интерпретации, для определения параметров прискважинной зоны пластов и индивидуальных дебитов в многопластовой скважине, в том числе для определения дебитов заколонных перетоков. Для достижения максимальной информативности данные должны быть получены с помощью заранее разработанной методики проведения ПГИ.

Введение. В статье проанализированы причины высокой коррозионной агрессивности попутного нефтяного газа месторождений Западной Сибири, вызывающего преждевременный износ внутренних поверхностей технологических трубопроводов, стенок и элементов сепарационного оборудования, и предложены рекомендации (технические решения) по их устранению.

Цель. Для повышения надежности трубопроводов и оборудования компрессорных станций, установок подготовки газа, на которые поступает сырой попутный нефтяной газ, необходимо выявить причины коррозионной агрессивности газа и разработать рекомендации (технические решения) по их устранению.

Материалы и методы. Для анализа, оценки и определения причин высокой коррозионной агрессивности попутного нефтяного газа необходимы промысловые и лабораторные исследования: • анализ попутного нефтяного газа и отделяемой жидкости на входе/выходе из каждого сосуда и аппарата, включенных в технологический процесс; • анализ потока газа в сепараторах и оценить его воздействие на стенки аппаратов и трубопроводов; • исследования участков трубопроводов с коррозионными повреждениями.

Результаты. Выявлено, что коррозия трубопроводов и оборудования компрессорных станций, установок подготовки газа, на которые поступает сырой попутный нефтяной газ, возникает в местах конденсации попутно добываемой воды и образования водных пленок на поверхности металла, а также в линиях дренажа газовых сепараторов и других местах скоплениях воды, и протекает по механизму углекислотной и сероводородной коррозии.

Заключение. Для уменьшения интенсивности коррозионных процессов и предотвращения последующих порывов технологических трубопроводов рекомендуется применять способы защиты от коррозии и организовать систему мониторинга скорости коррозии.

Введение. В статье рассматривается такое технологическое направление в гидроразрыве пласта, как работа с облегченными расклинивающими агентами (проппантами). Эти материалы заслуживают особого внимания в условиях современных тенденций, направленных на оптимизацию процесса ГРП, снижение его стоимости и повышение эффективности от стимуляции.

Материалы и методы. Для общего знакомства и понимания авторы приводят мировые направления, опыт и практики по применению облегченных расклинивающих агентов, а также рассказывают о российском опыте использования таких материалов. Представленная градация существующих в мире и в России облегченных расклинивающих материалов дает возможность познакомиться не только с существующими решениями, но и определить тенденции развития данного направления. В работе особый акцент делается на условиях применения облегченных материалов в рамках традиционных коллекторов, а также схемах и направлениях достижения наилучшего экономического эффекта. Особое место в статье отдано внутреннему опыту «Газпром нефти» по оценке применимости облегченных проппантов, представленных российскими производителями, в условиях месторождений Западной Сибири.

Результаты. Авторы показывают внутренний опыт компании, результаты промышленных испытаний, методы и схемы адаптации технологии. Приведенные в статье результаты опытных работ показывают эффективность использования облегченного проппанта, выраженную в сокращении удельных затрат.

Заключение. Анализ выполненных операций позволяет сделать вывод о том, что при правильном подходе в выборе типа расклинивающего агента, условий его применения, геологических свойств объекта, методик оценки и адаптации облегченные проппанты имеют все шансы выйти из нишевой зоны, найдя широкое применение в условиях стимуляции традиционных коллекторов.

Введение. Строительство скважин с большим отходом от вертикали требует комплексных подходов. Прохождение нестабильных интервалов и риск потери промывочной жидкости в процессе бурения - основные барьеры при строительстве скважин. Увеличение протяженности, а также рост зенитных углов в интервалах секций промежуточной и эксплуатационной колонн осложняют процесс строительства скважины и ее очистки. Существующие методы контроля за состоянием скважины в процессе ее строительства ограничены в применимости.

Цель. Для достижения проектных задач при строительстве скважин сформирован и применяется на практике набор оптимальных подходов для комплексной оценки состояния ствола скважины. Основная цель - показать ценность применяемых методов при геомеханическом сопровождении в режиме реального времени.

Материалы и методы. Для мониторинга состояния скважины в режиме реального времени применялся подход, основанный на контроле динамического давления циркуляционной жидкости в затрубном пространстве. Данные, получаемые с телесистемы, сопоставлялись с данными геомеханической модели, на основе которой проводилось сопровождение. Состояние затрубного пространства оценивалось в режиме реального времени путем контроля за эквивалентной циркуляционной плотностью и за анализом трендов ее изменения при бурении, промежуточных промывках и при спуско-подъемных операциях. Расчетный метод эффективности очистки по фактическим данным позволял оценивать состояние затрубного пространства.

Результаты. Сопоставление данных о состоянии затрубного пространства с одномерной геомеханической моделью и данными по количеству и характеру шлама с вибросит на буровой позволяло формировать итоговые оперативные рекомендации от службы геомеханического сопровождения в процессе строительства скважин. Согласно рекомендациям определялись безопасные либо необходимые интервалы промывок и их продолжительность. Без требований к внесению изменений в параметры промывочной жидкости и дополнительных спуско-подъемных операций ос уществлялась подготовка к спуску обсадной колонны.

Заключение. На текущий момент приведенные в статье методики успешно применяются при геомеханическом сопровождении бурения. Их использование позволяет оптимизировать отдельные операции в процессе строительства скважин.

Непрерывность процесса добычи нефти и газа в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, обслуживания и ремонта скважин. Основная задача ремонтных подразделений - поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин, при необходимом соблюдении правил охраны недр. Техническое оснащение бригад для ремонта скважин требует автоматизации и роботизации ввиду постоянного роста сложности ремонтов скважин, растущих барьеров безопасности и высокой доли тяжелого ручного труда.

Цель. В целях автоматизации подъемных агрегатов для подземного ремонта скважин запущен проект по опытно-промышленным испытаниям (ОПИ) «Мех-Бригада». Цель ОПИ - усовершенствование конструкции подъемных агрегатов и оборудования, подбор оптимальной схемы расстановки персонала на устье.

Материалы и методы. Проект подразумевает совершенствование и автоматизацию спуско-подъемных операций путем интеграции следующих основных узлов: кабина-трансформер, элеватор с гидравлическим захватом труб, робот-ключ, механизированный приемный мост, гидравлическое противовыбросовое об орудование (ПВО) [4].

Результаты. В настоящий момент проведен обзор рынка среди компаний, которые производят подъемные агрегаты в РФ, Европе, Китае, проводится защита расчета экономической эффективности.

Заключение. Проведение ОПИ запланировано на середину 2023 года.

В настоящее время компаниям нефтегазового сектора для устойчивого развития и роста необходимо постоянно расширять портфель своих активов. Корректная стоимостная оценка актива на начальном этапе имеет большое влияние как на дальнейшее развитие проекта, так и на долгосрочную стратегию развития компании и ее экономическую эффективность.

Цель. Целью данной работы было решение задачи построения коридоров коммуникаций с учетом условий местности и стоимостной оценки.

Материалы и методы. Решение задачи было получено с помощью алгоритма, основанного на поиске по первому наилучшему совпадению на графе, который находит маршрут с наименьшей стоимостью от одной вершины (начальной) к другой (целевой). В данной работе для решения задачи построения коридоров коммуникаций представлено применение алгоритма A-star. В ходе решения задачи на основании предварительного маршрута трубопровода определяется базовый способ прокладки и перечень встречающихся преград. Далее определяются коэффициенты удорожания строительства трубопровода в зонах, отличных от базовой. Стоимостные коэффициенты трубопровода подобраны на основании базы удельных стоимостей строительства для каждого способа прокладки трубопроводов.

Результаты. Реализация алгоритма в программном комплексе с учетом стоимости прокладки трубопровода в разных условиях местности позволила повысить точность оценки проекта на начальном этапе.

Заключение. Таким образом, используя данный алгоритм для построения коридоров не только минимальной длины, но и с учетом условий местности, можно как увеличить точность оценки проекта, так и выбрать наиболее оптимальный вариант строительства с наименьшими затратами на начальном этапе реализации проекта.

Введение. Интегрированное моделирование (ИМ) прочно вошло в рабочий процесс нефтяного инжиниринга, и большинство компаний активно применяют данную технологию в прогнозировании показателей разработки своих месторождений. Компания «Газпром нефть» является важным участником в развитии ИМ. В компании внедряются новые продукты, решающие задачи ИМ, а также применяются коммерческие симуляторы для построения и использования интегрированных моделей.

Цель. Показать на примерах программный подход к построению и использованию интегрированной модели. Для наглядности применения подхода в статью будут включены программные модули, позволяющие: • повысить эффективность и скорость создания интегрированной модели - автоматизированное создание и заполнение данных по скважинам в ПО GAP; • автоматизировать адаптацию модели - автоадаптатор скважин; • интегрировать финансово экономическую модель - модуль ФэМ в Resolve; • преобразовать полноценную интегрированную модель в упрощенную для целей ускорения расчетов и краткосрочного планирования - модуль в калькуляторе графиков tNavigator.

Материалы и методы. Для повышения качества, скорости и эффективности работы при интегрированном моделировании существует большой комплекс различных решений и продуктов. В данной статье будут приведены модули, написанные на языке программирования Python, также модули, написанные с помощью калькулятора графиков и встроенной среды Python в ПО tNavigator, использование Workfl ow в ПО Resolve и возможности Open Server в продуктах Petex.

Результаты. В результате применения возможностей программирования в интегрированном моделировании можно добиться решения любых рабочих задач, при этом повысить эффективность и скорость работы с моделями, а также улучшить качество принимаемых решений.

Заключение. Важно показать, что интегрированное моделирование не ограничено использованием одних лишь программных продуктов, предназначенных непосредственно для моделирования, но комплексом программ, способных моделировать, программировать, автоматизировать. Необходимо расширять подход к интегрированному моделированию и к рабочим процессам в целом - стараться объединять все процессы моделирования в одну общую систему и упрощать работу с помощью автоматизации и использования программирования.