В работе описан комплекс исследований для решения проблемы применимости горизонтальных скважин к геологическим условиям терригенных отложений месторождений шельфа Вьетнама в части устойчивости стенок ствола скважины, выбора и оптимизации заканчивания горизонтальной секции, подбора состава для очистки призабойной зоны пласта, проводки ствола в целевом интервале.
Для решения проблемы устойчивости стенок скважин построена геомеханическая модель, на основе которой определены условия безаварийного вскрытия потенциально неустойчивых интервалов. Однако, применение утяжеленного бурового раствора для предотвращения обвала стенок скважины потребовало подбор брейкерных композиций для очистки призабойной зоны пласта, что было осуществлено на основе лабораторных экспериментов. Целевой объект представлен рыхлыми слабосцементированными породами, из-за чего повышается риск выноса продуктов разрушения призабойной зоны пласта, что может привести к осложнениям и снижению продуктивности скважин. Проведено исследование пескоудерживающих свойств фильтроэлементов для определения оптимальных параметров хвостовика. Применение геологического моделирования и геостиринга в процессе бурения позволило максимально точно спрогнозировать поведение целевого интервала, обеспечить стопроцентную проводку по коллектору и увеличить длину хвостовика, оснащенного фильтрами.
Таким образом, проведенный комплекс исследований для адаптации применимости горизонтальных скважин позволил не только превысить плановые показатели и увеличить эффективность разработки участка, но и дал потенциальную возможность масштабирования полученных результатов для вовлечения в добычу ранее нерентабельных запасов.

С повышением степени геологической и буровой изученности каменноугольно-нижнепермской части разреза восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины практический интерес исследователей связывается с необходимостью более детального изучения и интерпретации фактического материала, полученного после бурения скважин (керн, пластовые флюиды, данные ГИС). Наряду с этим существует определенный дефицит в однозначности суждении и интерпретации карбонатного разреза КТ-II и КТ-I. Для этого приведены уточненные методические подходы на основе комплексного анализа имеющихся материалов (ГИС и др.) с привлечением моделирования условий накопления отложений. Приведены фактические данные за последние годы по площадям Жанажол-Торткольской зоны поднятий и прилегающей территории. На основе этого обосновывается повышение эффективности поисковых работ и успешности при испытании объектов в колонне. Благоприятными для этого факторами является применения моделирования палеозойского разреза в комплексе со всеми фактическими материалами бурения и ГИС.

На современном этапе развития в нефтегазовой отрасли возникла объективная необходимость в применении цифровых инструментов для обработки огромного потока промысловой информации. Одним из приоритетных направлений цифровизации производства является внедрение методов предиктивной аналитики (прогнозирования) на основе систематизации и обобщения накопленного массива данных. Так сегодня появляется возможность решить вопросы, которые ранее нельзя было решить использую традиционные подходы, одним из примеров такой задачи является задача прогнозирования негерметичности эксплуатационной колонны. Ежегодно на месторождениях Западной-Сибири фиксируется сотни негерметичностей, на ликвидацию которых требуется значительные временные и материальные затраты. Для решения этой задачи был разработан инструмент, позволяющий прогнозировать негерметичности эксплуатационной колонны для проведения превентивных мероприятий и сокращения операционных расходов на их ликвидации.

Применение системы поддержания пластового давления с целью вовлечения запасов низкопроницаемых коллекторов в разработку и достижения проектного коэффициента извлечения нефти неизбежно создание высокого давления нагнетания, что в некоторых случаях, вызывает возникновение эффекта авто-гидроразрыва пласта («авто-ГРП»). Эксплуатация низкопроницаемых коллекторов предъявляет требования к необходимости своевременного диагностирования образования трещин «авто-ГРП» и оптимального регулирования режимов работы нагнетательных скважин с целью управления параметрами создаваемых трещин или недопущения их образования в зависимости от прогнозируемого эффекта. Наиболее перспективным инструментом оперативного определения текущего состояния призабойной зоны скважины является графика Холла, для построения которого необходимо решить задачу корректной непрерывной оценки забойного давления.

В работе приводятся результаты математического моделирования работы центратора-турбулизатора для бурильных труб, разработанного на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного нефтяного института. Центратор разрабатывался для решения одной из значимых проблем при строительстве нефтяных и газовых скважин с наклонно-направленными и горизонтальными участками, которой является сокращение непроизводительного времени работы бригады, связанного с ликвидацией осложнений и аварий, возникающих при бурении. При создании центратора проводилось моделирование течения промывочной жидкости для 9 наиболее  распространенных вариантов профиля. Выявлено, что максимум величины скорости потока наблюдается в центре центратора. Моделирование работы центратора позволяет заранее проектировать необходимые характеристики центратора, что позволяет сократить материальные затраты на его разработку и начальный этап прототипирования. Центратор-турбулизатор для бурильных труб создает развитый турбулентный поток промывочной жидкости с высокой частотой и амплитудой локальных пульсаций скорости. Развитый турбулентный поток не позволяет шламу оседать на стенках скважины, что позволяет уменьшить «шламовую подушку» и тем самым снизить количество механических прихватов. Сокращение количества механических прихватов снижает непроизводительное время при строительстве скважин, что положительно сказывается на экономических показателях нефтесервисных компаний. В процессе работы был выполнен ряд исследований, необходимых для достижения поставленной задачи, в частности: создание набора геометрических моделей на основе распространенных профилей центраторов; построение теоретической модели движения вязкой жидкости для рассматриваемой задачи описывается уравнением Навье-Стокса с учетом ряда допущений, описывающей турбулентный поток промывочной жидкости в окрестности центратора.

При проведении анализа экономической и технологической эффективности в конкретном нефтегазодобывающем обществе (НГДО) выполненных геолого-технических мероприятий, а также в сравнении их между собой по тем или иным характеристикам необходимо обращаться к аккумулированным базам данных, которые сформированы за исторический период. При незначительной корректировке параметров желаемого анализа (запроса) производится полный пересчет всех элементов отображения, создание новых связей и построение конкретных диаграмм визуализации. Этот процесс требует больших трудозатрат и наличия неограниченного количества времени для обеспечения отображения желаемых элементов каждого отдельного созданного запроса. В условиях постоянного поиска возможностей автоматизации была предложена технология стандартизированной системы, которая обладает всеми необходимыми функциями отображения. Целью работы является разработка алгоритма 
потенциального снижения затрачиваемого времени на получение качественной необходимой информации для принятия оперативных и долгосрочных решений в ПАО «ЛУКОЙЛ» (далее – Компания) в направлении планирования проведения геолого-технических мероприятий. На данном этапе произведена реализация идеи разработки цифровой системы визуализации табличных данных, а также представления информации основной утвержденной формы отчетности «Мероприятия по обеспечению добычи нефти» по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по Коми и НАО, ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по Пермскому региону, ООО «РИТЭК», ООО «КалининградМорНефть» с 2010 по 2023 гг. Реализуемый процесс является актуальным, так как входит в одно из направлений в соответствии с Концепцией развития ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг». Новизна внутри Компании обосновывается отсутствием подобных систем в направлении планирования и реализации, структуризации эффекта, его визуализации в едином информационном пространстве. Потребителями продукта являются все НГДО, участвующие в процессе анализа геолого-технических мероприятий, а также контролирующие структуры внутри Компании, что имеет прямое практическое значение.

Послойная и зональная неоднородность эксплуатационных объектов терригенного девона осложнена техногенными изменениями продуктивных толщ, обусловленных продолжительной историей разработки. Дальнейшее использование систем воздействия на запасы углеводородов,  показавших высокую рентабельность на начальных стадиях разработки, малоэффективно на поздних стадиях эксплуатации. Текущее состояние разрабатываемых залежей объектов указывает на необходимость создания новых подходов в нефтедобыче, основой которым служит уточнение геологической модели с; использованием достижений современной науки.  Целью данной работы является совершенствование методики  выявления послойной неоднородности отложений терригенного  девона с использованием современных технологий интерпретации  данных геофизического материала на основе уточнения  петрофизических свойств вмещающих пород и определения  объемных, флюидальных характеристик для подсчета запасов и  построения карт рассредоточения остаточных запасов нефти для  снижения геологических рисков при планировании геолого- технических мероприятий.  Решение такой задачи основывается на углубленной интерпретации  данных геофизического материала с использованием системы  обобщенных петрофизических зависимостей, описывающих  структурно-минералогическую модель скелета породы и  флюидальную модель порового пространства по технологии ESKS ТАВС используя ПО «Gintel». Результаты сравнения углубленной  интерпретации с данными по исследованиям керна показали, что  величины пористости, содержания песчаной, алевритовой и  глинистой фракций, доли связанной воды и абсолютной  проницаемости согласуются между собой и отражают фактическое  структурно-минералогическое строение пород в разрезе, а также  изменение фильтрационных и емкостных свойств пород. На  сегодняшний день для определения флюидального насыщения  горных пород используется ряд прогнозных моделей, которые не  учитывают неоднородность пласта. В данной работе для расчета  величины потенциального прогнозного коэффициента  нефтенасыщенности применен искусственный интеллект  (многослойный персептрон), анализирующий выборку данных  углубленной интерпретации. После расчета куб нефтенасыщенности  был импортирован в геологическую модель и выполнен контроль  его качества.   По результатам проведенной комплексной интерпретации  геофизического материала и литолого-фациального геологического  моделирования построена гидродинамическая модель и  сформирована программа геолого-технических мероприятий по  методике ООО «АЛЬМА Сервисез Компани»

Увеличивающиеся требования к качеству прогнозирования геологии и разработки, анализа неопределенностей и управления рисками обуславливают необходимость проведения многовариантных и мультиреализационных расчетов. Современные информационные технологии и облачные решения позволяют эффективно выполнять такие расчеты, масштабируя вычислительные ресурсы на удаленных кластерах. Формализация логики построения геологических моделей и реализация последовательности процедур в виде
набора встроенных команд (workflow) широко применяется на практике, однако в гидродинамическом моделировании данный подход требует развития.
Целью работы является практическая реализация цифровой стратегии разработки нефтяных месторождений с использованием встроенного в гидродинамический симулятор высокоуровневого (скриптового) языка программирования, позволяющего управлять логикой вычислений.
Важной задачей данного исследования является поиск подхода к формированию оцифрованной бизнес-логики процессов, используемых не только для автоматизации рутинных операций – построения, обновления и адаптации гидродинамических моделей, но и для описания более комплексной логики управления расчетами – стратегии прогнозирования и анализа неопределенностей показателей разработки с использованием многовариантного моделирования. Для формализации цифровой стратегии введены специальные
понятия, правила, объекты и конструкты, позволяющие поэтапно строить стратегию разработки месторождения от этапа разведки до этапа эксплуатации с учетом внешних сценарных условий и критериев выхода из проекта. Для программной реализации этого подхода потребовалась интеграция скриптового языка (Lua) в существующий гидродинамический симулятор, написанный на С++. 
Создание дополнительного уровня абстракции для управления логикой расчетов симулятора открыло новые возможности использования «гибких» форматов входных данных, динамически меняющихся при определенных внешних условиях, и способствовало автоматизации расчетов для различных сценариев, внедрению дерева принятия решений и созданию набора стратегий разработки, применяемых для серии моделей залежей.
Применение цифровой стратегии разработки нефтяных месторождений является важным шагом к созданию их цифровых двойников и включает автоматизацию процессов прогнозирования, повышение эффективности и оптимизацию проектируемых и действующих систем разработки в условиях геолого-технологических неопределенностей.