В нефтегазодобывающих компаниях для прогнозирования добычи углеводородов и принятия оптимального варианта разработки используют гидродинамические модели. Выбор типа модели зависит от геологических особенностей нефтенасыщенных коллекторов и компонентного состава углеводородов рассматриваемого месторождения. В работе описывается важность применения модели двойной среды для карбонатных коллекторов высоковязких нефтей, доля мировой добычи которых неуклонно возрастает. В качестве примера рассмотрено нефтяное месторождение Самарской области, содержащее сверхвязкую нефть. Карбонатные коллекторы месторождения характеризуются наличием системы трещин.
В данной работе учет системы трещин реализуется путем сравнения результатов адаптации моделей одинарной и двойной пористости для карбонатного коллектора башкирского яруса рассматриваемого объекта разработки. Приведены различия фильтрационных свойств нефтенасыщенных пород с развитой системой трещин и пород с пористой структурой. Проводилось сравнение моделей одинарной и двойной сред после их адаптации к истории разработки. Результаты адаптации моделей показали необходимость учета системы трещин при создании гидродинамических моделей карбонатных коллекторов в силу неспособности модели одинарной среды воспроизводить фактическую добычу жидкости по скважинам без существенной корректировки фильтрационно-емкостных свойств пласта. В процессе адаптации выявлены различия в начальных запасах нефти. Результаты расчетов показали, что в карбонатных коллекторах, содержащих сверхвязкую нефть, фильтрация идет преимущественно по системе трещин. Выработка запасов из матричной структуры затруднена. 

В работе предложено принять допущения для снижения неопределенности исходных параметров модели двойной среды и разработан план адаптации модели к истории разработки. На примере реального месторождения показано, что применение модели улучшает прогнозные свойства модели при расчете вариантов разработки. двойной среды позволяет избегать грубых методов адаптации, учитывать запасы в системе трещин, понимать соотношение выработки запасов из трещин и матрицы и их массообменные процессы, что в свою очередь определяет стратегию разработки и улучшает прогнозные свойства модели при расчете вариантов
разработки.

В докладе рассматривается актуальная проблема при бурении горизонтальных скважин - наличие зоны непромера у скважинных каротажных приборов. В связи с чем высока вероятность выхода из целевого интервала, при проводке горизонтальных скважин, и как следствие уменьшение дебита. В подобных случаях возрастает ценность геолого - геохимических исследований, проводимых станцией геолого-технологических исследований (ГТИ). На сегодняшний день в ГТИ, существует несколько методик по изучению шлама, это: описание литологии вскрываемого разреза, определение плотности и карбонатности пород, определение типа нефтенасыщенности пород по методу люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА). Все эти методы были разработаны более 50 лет назад, не совершенствовались до наших дней и не отвечают современным задачам. Поиски методик повышения информативности шлама привели к технологии секвенирования ДНК микробиоты. В процессе бурения, вместе с буровым шламом или керном, на поверхность выносятся микроорганизмы населяющие пласт. С появлением новых, и относительно недорогих, инструментов количественного описания (высокопроизводительное ДНК-секвенирование) появилась возможность оперативной и детальной идентификации пластовых микроорганизмов и определения условий, в которых они проживают и определения чем питаются (нефть или газ) [1]. Таким образом, стало возможным использование микроорганизмов в качестве природных ДНК-маркеров для определения зоны и типа насыщения коллектора. В статье описываются потенциальные направления по возможности применения технологии как в процессе бурения скважины, так и при последующей ее эксплуатации. Также описан опыт применения технологии на месторождении в РФ.

Целью работы является разработка методики и программных средств для поиска экономически наиболее рентабельного варианта  разработки в рамках технико-экономической оценки освоения месторождения Западно-Сибирского региона. Основные запасы нефти исследуемого месторождения приурочены к низкопроницаемым терригенным отложениям тюменской и шеркалинской свиты (пласты ЮК2-10). Месторождение многопластовое со значительным этажом нефтеносности, залежи нефти различных пластов часто совпадают в плане. Проблемой при проектировании разработки является выбор оптимальных конструкций заканчивания скважин. Можно пробурить наклонно-направленную скважину, вскрыв все продуктивные пласты  разрезе объекта разработки. Можно пробурить горизонтальную скважину с различной длиной горизонтального ствола на отдельный пласт или группу пластов с последующим переводом на вышележащие пласты. Оптимальное решение зависит от капитальных вложений на бурение скважины, от начальных дебитов нефти и ожидаемой накопленной добычи и от режима налогообложения. Пробурить скважину с меньшим дебитом и льготой по ТРИЗ может обеспечить более высокие экономические показатели, чем бурение скважины с большим дебитом, но без льготы по ТРИЗ. Также имеет место вопрос, когда делать перевод или приобщение вышележащих пластов. Подход, предложенный в работе, предполагает разбиение объекта разработки на условно независимые ячейки в плоскости XY. В каждой ячейке будут выделены продуктивные пласты со своими эффективными нефтенасыщенными толщинами и режимом налогообложения. Для каждой ячейки делаются многовариантные расчёты технико-экономических показателей от бурения отдельных скважин (элемента симметрии системы разработки). Для наклонно-направленных скважин рассматриваются различные сочетания вскрытия пластов. Для горизонтальных скважин рассматриваются различные продуктивные пласты для проводки ствола, а также различная длина горизонтального участка. Прогноз добычи осуществляется методом характеристик вытеснения и кривых падения. Делается допущение о малом взаимовлиянии между соседними расчётными ячейки (каждая ячейка рассчитывается независимо). На основе проделанных расчётов в каждой точке пласта можно определить удельный показатель чистого дисконтированного дохода от бурения скважин различных конструкций и визуализировать их в виде карты рентабельности. Это позволяет выбрать наиболее оптимальную конструкцию проектных скважин адресно для каждой зоны пласта.

В современной нефтегазовой практике наблюдается рост количества активов, которые содержат в себе трудноизвлекаемые запасы, скважины осложненного фонда, а также высокую себестоимость добычи нефти. Для их эффективной разработки и высоких экономических показателей необходимо повысить требования к точности учета и прогноза добычи. Стандартные  способы геолого-гидродинамического моделирования не позволяют учитывать многофакторность оценки перспектив активов, однако на помощь приходит инструмент интегрированного моделирования активов (ИМА). Под этим термином понимают модель процесса добычи углеводородов, которые включают в себя все узлы производственной цепочки в виде связанных компонент модели пласта, скважин системы сбора и подготовки нефти. Именно данное системное моделирование нефтегазовых процессов позволяет наиболее точно осуществлять прогноз как добычи скважинной продукции, так и подсчета экономических показателей, таких как NPV, IRR, DPP. Однако перед тем, как принять решение использования и построения интегрированной модели необходимо понять, будет ли целесообразно строить детальные, полномасштабные интегрированные модели (ИМ) для определенного месторождения. В нефтегазовой практике для пластовых систем могут применять как сложные, детализированные гидродинамические модели, так и упрощенные модели материального баланса или кривые падения (Decline Curves). Для систем от забоя до устья генерируют VLP таблицы с помощью моделей скважин. Для систем сбора и транспортировки используют модели, учитывающие особенности топологии сети сбора, а для проектирования технологических установок и контроля производственных показателей могут использовать модели подготовки скважинной продукции.  Различные вариации таких решений и их детализация называются конфигурацией интегрированной модели. В зависимости от целей и задач проектирования мы можем использовать различные вариации таких конфигураций от максимально детализированных гидродинамических моделей пласта, инфраструктуры, которая учитывает работу всех элементов системы до максимально упрощенных моделей пласта в виде кривых падения или даже просто индикаторных кривых с инфраструктурой, учитывающей минимум элементов. Соответственно, в зависимости от выбора конфигурации будет зависеть скорость расчетов и качество прогнозирования.
На данный момент нет какой-либо единой классификации или рекомендаций по применению интегрированных моделей различной детализации к определенным объектам разработки с уникальными наборами характеристик. В связи с чем возникает необходимость создания метода по оценке критериев определения конфигураций интегрированных моделей на различных объектах с учетом особенностей месторождений и группирования активов Компании согласно данной методике. В работе мы попытаемся дать такую универсальную  классификацию, которая позволит определить подходящую конфигурацию для любого актива. Польза такой классификации заключается в возможности найти
идеальный баланс между временными, материальными затратами на создание/расчет моделей и качеством получаемого результата.
В качестве основы для принятия решения предлагается использовать набор композитных критериев, которые позволяют определить, насколько тот или иной актив является приоритетным и значимым в портфеле компании. Затем рекомендуется понять сложность актива с точки зрения наземной и подземных составляющих и, наконец, определить, на сколько детализированные модели-компоненты ИМА необходимы для данного актива. Очевидно, что чем выше сложность того или иного показателя, тем сложнее достоверно спрогнозировать его потенциал.

В статье представлен практический пример процесса планирования разработки месторождений с широким использованием цифровых двойников нефтяных активов. Приведены примеры расчетов на цифровом двойнике и удобство его использования для направления многовариантных расчетов и создания оптимального сценария разработки. Процесс построения вариантов разработки осуществлялся посредством серии интерактивных расчетов на цифровом двойнике нефтяного актива, который включает в себя три основные группы функций:

• Преобразование мероприятий по ремонтам (бурение, капитальный ремонт, оптимизация добычи и наземное оборудование) в показатели эффективности производства и основные инвестиционные показатели, включая NPV, PI, IRR, MIRR, ROI.

• Предоставление показателей технических характеристик (таких как пластовое давление, обводненность и реакция восстановления, потенциальный случай нарушения целостности, заколонные перетоки, самопроизвольный гидроразрыв пласта, потери давления в  наземном трубопроводе), которые могут помочь понять результаты мультисценарного расчета.

Целью исследования является разработка и внедрение эффективных методов и подходов фильтрационного моделирования сложных карбонатных залежей для улучшения точности согласования моделей с историческими данными эксплуатации скважин и увеличения надежности долгосрочных прогнозов показателей разработки. Новейшие исследования в области моделирования данных залежей фокусируют внимание на применении так называемых гибридных моделей. Эти модели дополняют традиционные модели двойной пористости двойной проницаемости (DPDP) вложенными (embedded) средами, характеризующими особенности структуры порового пространства коллектора (например, несвязанную кавернозность) или высокопроводящие, длинные трещины, которые оказывают существенное влияющие на фильтрацию флюидов пласта. Гибридные модели с двумя и тремя средами показали высокую численную эффективность при решении полномасштабных задач. Учитывая разнообразие поведения и свойств системы разломов, естественных и техногенных трещин, использование их полного набора в виде дискретных объектов в рамках одной дополнительной или нескольких сред является крайне сложной вычислительной  задачей. Для решения данной проблемы предлагается различать несколько типов высокопроводящих фильтрационных объектов, для каждого из которых имеется индивидуальные алгоритм представления объекта, способы дискретизации и методы решения системы уравнений. При этом предлагается выделять в отдельную  дискретную систему разломов и трещин только ключевые динамические объекты, которые влияют на макро и мезо уровень фильтрации пласта. На основе изучения карбонатных залежей Ближнего востока выявлены некоторые особенности поведения скважин и фильтрации флюидов, которые не могут быть воспроизведены традиционными программами гидродинамического моделирования. Основным инновационным элементом в работе является адресное использование высокопроводящих трещин и разломов, как дополнительных фильтрационных объектов гидродинамической модели, для чего реализованы ряд приемов и численных алгоритмов, обеспечивающих выполнение быстрых и точных расчетов в условиях более интенсивной трещиноватости коллектора.

В данной статье рассматриваются основные направления работы и достижения образовательного проекта «Губкин цифра», стартовавшего в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в 2020 году. Проект направлен на разработку современных инструментов цифрового обучения – тренажеров виртуальной и дополненной, виртуальных экскурсий, мобильных учебных приложений. Мобильные учебные приложения предназначены для имитации учебных лабораторных работ и являются оригинальной разработкой
для высшей школы. В статье раскрыт общий принцип построения учебных приложений, показана область их применения в учебном процессе.