Том 4, № 2 (2022)

Нейронные сети и машинное обучение уже долгое время используются практически каждым человеком в повседневной жизни, возможно, не всегда осознанно. Когда алгоритм социальных сетей определяет лица людей на фото или голосовой помощник помогает нам в поиске какой-то информации, в основе всех этих действий лежат методы машинного обучения.

Алгоритмы нейронных сетей не обошли стороной и область разведки и добычи нефти и газа. Данная статья ставит целью проиллюстрировать пример применения нейронных сетей при анализе сейсмических данных по действующему месторождению и прогнозировании петрофизических свойств для дальнейшей детализации геологической модели и выделения дополнительных скоплений углеводородов.

Одним из ключевых условий для успешного прогнозирования петрофизических свойств с помощью нейронных сетей является широкая выборка скважинного материала для эффективного обучения нелинейного оператора. В данном случае в условиях действующего месторождения в наличии имелось более 100 скважин, что вполне отвечает требованиям алгоритма. Другим важным условием для данной методики является качественная сейсмостратиграфическая привязка скважин к сейсмике; данный этап работ будет также описан в рамках данной статьи.

Особенностью нейросетевого анализа, в отличие от классической инверсии, является то, что здесь не используется сейсмический импульс: нейронная сеть подбирает такого оператора, который наилучшим образом описывает связь между несколькими сейсмическими трассами в области скважины и каротажной кривой. Данная особенность позволяет сократить время анализа и получать экспресс-результаты при соблюдении вышеописанных условий, что делает метод нейронных сетей эффективным инструментом динамического анализа сейсмических данных.

В настоящее время в дальнем и ближнем зарубежье для увеличения добычи нефти активно развивается бурение горизонтальных скважин и ярким примером применения данного вида бурения в Казахстане, является компания АО «Эмбамунайгаз». В то же вре

В настоящее время в дальнем и ближнем зарубежье для увеличения добычи нефти активно развивается бурение горизонтальных скважин, и ярким примером применения данного вида бурения в Казахстане является компания АО «Эмбамунайгаз». В то же время горизонтальное бурение – это достаточно сложный и дорогостоящий процесс, как и строительство глубоких разведочных скважин, требующий комплексного подхода к планированию и осуществлению работ.

При подборе технологических параметров бурения, определении оптимальной конструкции скважин и других характеристик, необходимых для обеспечения целостности ствола скважин и в целом успешного их строительства, важнейшую роль играет геомеханическое моделирование.

Модель механических свойств учитывает прочностные характеристики породы, направления горизонтальных напряжений геологической среды и многие другие аспекты, помогающие сделать бурение более безопасным, снизить риск осложнений и сохранить целостность ствола скважины.

В данной работе описан процесс создания геомеханических моделей при строительстве сложных горизонтальных скважин на месторождениях АО «Эмбамунайгаз» на основе проведенных керновых геомеханических исследований на м. С. Нуржанов и анализа базы данных гидроразрыва пласта по месторождениям АО «Эмбамунайгаз». В результате был определен безопасный диапазон плотности бурового раствора («безопасное окно бурения»), выданы рекомендации по оптимизации технологических параметров бурения и конструкции скважин.

мя, горизонтальное бурение — это достаточно сложный и дорогостоящий процесс, как и строительство глубоких разведочных скважин, требующий комплексного подхода к планированию и осуществлению работ.

При подборе технологических параметров бурения, определения оптимальной конструкции скважин и других характеристик, необходимых для обеспечения целостности ствола скважин, и в целом успешного их строительства, важнейшую роль играет геомеханическое моделирование.

Модель механических свойств учитывает прочностные характеристики породы, направления горизонтальных напряжений геологической среды и много других аспектов, помогающих сделать бурение более безопасным, снизить риск осложнений и сохранить целостность ствола скважины.

В данной работе описан процесс создания геомеханических моделей при строительстве сложных горизонтальных скважин, на месторождениях АО «Эмбамунайгаз», на основе проведенных керновых геомеханических исследований на м-ии С.Нуржанов и анализа базы данных ГРП по месторождениям АО «ЭМГ», в результате чего был определен безопасный диапазон плотности бурового раствора «безопасное окно бурения», выданы рекомендации по оптимизации технологических параметров бурения и конструкции скважин.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов являются традиционным подходом при первичной и вторичной разработке месторождений тяжелой нефти. Несмотря на эффективность таких методов, за счет наличия высокопроницаемых каналов наблюдаются прорывы рабочего агента в добывающие скважины, приводящие к резкому увеличению обводнённости добываемой продукции и повышению температуры забоя скважин.

В данной статье представлен литературный обзор мирового опыта применения различных технологий выравнивания профиля приёмистости в условиях паротеплового воздействия. На основе литературного обзора изучена применимость технологии пенных систем на месторождении Каражанбас, были проведены фильтрационные исследования по определению фактора сопротивления и коэффициента вытеснения. Полученные результаты подтвердили образование пены в пластовых условиях ростом сопротивления закачки при её фильтрации через образец керна и визуально на выходе из образца, прирост коэффициента вытеснения составил 17,41%. Научная новизна работы заключается в изучении применимости технологии выравнивания профиля приемистости с применением пены для условий месторождения Каражанбас, которая ранее не исследовалась и не была испытана ни на одном месторождении Казахстана.

В статье представлены результаты научно-исследовательской работы по подготовке решения по закачке воды в газовую шапку на месторождении, расположенном на шельфе Каспийского моря. Выявлен практически значимый подход, разработаны концепция и необходимые условия для закачки воды в газовую шапку. Выполнен анализ влияния закачки воды в газовую шапку на скважины окружения. Сформирована программа по мониторингу эффективности закачки воды.

Методы повышения нефтеотдачи в целом и ПАВ-полимерное заводнение в частности рассматриваются как третичные методы разработки зрелых нефтяных месторождений в Западной Сибири с потенциалом увеличения нефтеотдачи до 60–70% от начальных геологических запасов.

Для выбора эффективной смеси поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ) и полимера для ПАВ-полимерного воздействия были проведены лабораторные испытания, в ходе которых были протестированы: термическая стабильность, фазовое поведение, межфазное натяжение и реология составов. Также были проведены фильтрационные эксперименты для оптимизации объемов закачиваемых оторочек и концентраций реагентов в них. На конечном этапе для оценки эффективности ПАВ-полимерного воздействия на двух скважинах Холмогорского месторождения были проведены тесты на единичных скважинах с разделяющимися химическими трассерами (SWCTT). Чтобы исследовать разные технические и экономические модели ПАВ-полимерного воздействия, SWCTT-тесты были проведены с одним и тем же ПАВ, но с разным дизайном. Результаты проведенных SWCTT-тестов показали, что остаточная нефтенасыщенность в зоне воздействия после закачки ПАВ-полимерного раствора снизилась примерно на 11% по сравнению с заводнением, что составляет примерно треть остаточной нефти после заводнения. Испытанное ПАВ показало приемлемую эффективность при неоптимальных температурных условиях, что благоприятно для применения выбранной ПАВ-полимерной композиции для соседних месторождений и пластов с различными пластовыми температурами, но схожим составом воды.

В целом, результаты проведенных полевых испытаний коррелируют с результатами основных лабораторных экспериментов для выбранного поверхностно-активного вещества.