Том 337 № 3 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/3/5500
Методика оценки изменения коэффициента продуктивности нефтяных скважин (на примере Верейских отложений Пермского края)
Актуальность. Верейские отложения Пермского края характеризуются неоднородным геологическим строением, а скважины, их эксплуатирующие, – быстрым темпом снижения дебита жидкости в начальный период эксплуатации нефтяных скважин, что затрудняет краткосрочное и долгосрочное планирование уровней добычи углеводородов. Актуальность работы обусловлена необходимостью количественного прогноза изменения коэффициента продуктивности добывающих скважин, эксплуатирующих верейские отложения. Данная работа позволяет количественно оценить деградацию системы «пласт–скважина» через изменение коэффициента продуктивности и может быть использована с целью повышения точности прогноза добычи скважин и оптимизации режимов их эксплуатации. Цель. Разработать методику определения и прогнозирования изменения коэффициента продуктивности нефтяных скважин во времени на основе фактических промысловых данных, выявить ключевые факторы, влияющие на темп снижения коэффициента продуктивности добывающих скважин. Объект. Добывающие нефтяные скважины, эксплуатирующие Верейские карбонатные отложения Южной группы месторождений Пермского края. Методы. Выполнен анализ исторических данных гидродинамических исследований по добывающим скважинам. Коэффициент продуктивности скважин нормирован относительно начального значения и аппроксимирован линейной функцией. В качестве алгоритма прогнозирования выбрана множественная линейная регрессия как наиболее интерпретируемый алгоритм, хорошо подходящий для проведения научных исследований. Авторами построена модель множественной линейной регрессии коэффициента a (наклон прямой аппроксимированной линейной функции нормированного коэффициента продуктивности) на основе комплекса геолого-физических параметров пласта и технологических показателей работы добывающих скважин. Статистическая значимость факторов оценена с помощью t-критерия (P-value), уникальный вклад – через Partial R2, предварительно проведен анализ мультиколлинеарности исходных признаков. Результаты. Установлено линейное снижение коэффициента продуктивности добывающих скважин, среднее падение коэффициента продуктивности на исследуемых скважинах в первые пять лет эксплуатации составляет ~35 %. Разработана эмпирическая линейная модель множественной регрессии, связывающая темп снижения коэффициента продуктивности с начальным пластовым давлением в районе скважины, степенью разгазирования нефти, величиной депрессии на пласт и другими промысловыми факторами. Разработанная модель имеет высокие метрики качества (R2=0,75). Практическое применение полученных результатов заключается в возможности прогнозировать снижение дебита новых добывающих скважин, эксплуатирующих верейские отложения, и оптимизировать режимы их эксплуатации. Разработанная методика подходит для использования при наличии аналогичного набора исходных данных.
Для цитирования: Степаненко И.Б., Лекомцев А.В. Методика оценки изменения коэффициента продуктивности нефтяных скважин (на примере Верейских отложений Пермского края). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 3, С. 202–220. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/3/5500
Ключевые слова:
коэффициент продуктивности, гидродинамические исследования, множественная линейная регрессия, верейские отложения, большие данные, аппроксимация данных
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Конторович А.Э., Эдер Л.В. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2015, № 5, С. 8–1.7
2. Enhanced oil recovery in carbonate reservoirs using single component synthesized surfactants under harsh reservoir conditions. K. Al-Azani, S. Abu-Khamsin, M.S. Kamal et al. Energy & Fuels, 2023, Vol. 37, Iss. 15, P. 11004–11016. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.3c01909
3. Перспективы применения пропантного гидроразрыва пласта на Каширо-Верейских эксплуатационных объектах Волго-Уральской нефтегазоностной провинции. С.В. Галкин, Я.В. Савицкий, И.Ю. Колычев, А.С. Вотинов. SOCAR Proceedings, Special Issue, 2021, № 2, С. 257–265. DOI: http://dx.doi.org/10.5510/OGP2021SI200605
4. Experimental evaluations of nano high-viscosity friction reducers to improve acid fracturing efficiency in low-permeability carbonate reservoirs. Q. Wang, F. Zhou, H. Su et al. Chemical Engineering Journal, 2024, Vol. 483, Article 149358. DOI: 10.1016/j.cej.2024.149358
5. Experimental study of hydraulic fractures in carbonate rocks under triaxial loading. V.V. Poplygin, Y. Savitsky, S.V. Galkin, D.V. Potekhin. Eurasian mining, 2023, Iss. 40, P. 28–41. DOI: 10.17580/em.2023.02.06
6. A new approach for the demonstration of acidizing parameters of carbonates: Experimental and field studies. V.A. Novikov, D.A. Martyushev, Y. Li, Y. Yang. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, Vol. 213, Iss. 3, Article 110363. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110363
7. Maximizing well performance: quantifying the impact of drilling techniques on formation damage and productivity index in carbonate reservoir. K. Taheri, R. Askari, H. Jabbari et al. Journal of Sedimentary Environments, 2024, Vol. 9, Iss. 4, P. 913–926. DOI: https://doi.org/10.1007/s43217-024-00205-6
8. Key technologies for the efficient development of thick and complex carbonate reservoirs in the Middle East. K. Tong, J. He, C. Peiyuan et al. Energies, 2024, Vol. 17, Iss. 18. DOI: https://doi.org/10.3390/en17184566
9. Черепанов С.С., Чумаков Г.Н., Пономарева И.Н. Результаты проведения кислотного гидроразрыва пласта с проппантом на турнейско-фаменской залежи Озерного месторождения. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 2015, Т. 14, № 16, С. 70–76. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.16.8
10. Образование трещин гидравлического разрыва пласта в карбонатных сложнопостроенных коллекторах с естественной трещиноватостью. Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева, Е.В. Филиппов, Ю. Ли. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2022, Т. 333, № 1, С. 85–94. DOI: 10.18799/24131830/2022/1/3212
11. The effect of fracturing on permeability in carbonate reservoir rocks. F. Rashid, D. Hussein, P. Lorinczi, P.W.J. Glower. Marine and Petroleum Geology, 2023, Vol. 152, Iss. 5, P. 106240. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2023.106240
12. A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs. Z.X. Xu, G. Hyang, Bin-Fei Li et al. Petroleum Science, 2020, Vol. 17, Iss. 4, P. 990–1013. DOI: 10.1007/s12182-020-00467-5
13. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2008. 816 с.
14. Мищенко И.Т., Сагдиев Р.Ф. Установление режима эксплуатации добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения. Нефтяное хозяйство, 2003, № 4, С. 104–106.
15. Поплыгин В.В., Мордвинов В.А. Оценка изменения коэффициентов продуктивности добывающих скважин при забойном давленииниже давления насыщения. Вестник Пермского государственного технического университета. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело, 2009, Т. 8, № 4, С. 53–58.
16. Borehole Condition and Limit Pressure Differential Analysis in Carbonate Reservoirs. L. Wang, P. Su, Q. Tan, K. Li. Applied Sciences, 2024, Vol. 14, Iss. 13, Article 5676. DOI: 10.3390/app14135676
17. A study on the productivity of ultra-deep carbonate reservoir (UDCR) oil wells considering creep and stress sensitivity effects. Z. Li, L. Sun, B. Huang, S. Luo. Processes, 2025, Vol. 13, Iss. 7, Article 2165. DOI: https://doi.org/10.3390/pr13072165
18. Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин Озерного месторождения. В.А. Мордвинов, Д.А. Мартюшев, Т.С. Ладейщикова, Н.П. Горланов. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 2015, Т. 14, № 14, С. 32–38. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.4
19. Мартюшев Д.А. Оценка влияния напряженного состояния горных пород на проницаемость карбонатных коллекторов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2020, Т. 331, № 8, С. 24–33. DOI: 10.18799/24131830/2020/8/2765
20. Well productivity decline due to fines migration and production: (Analytical model for the regime of strained particles accumulation). P. Bedrikovetsky, A.Jr. Vaz, F.A. Machado, A. Zeinijahromi et al. SPE 144208, SPE European Formation Damage Conference. Noordwijk, The Netherlands, 7–10 June 2011. DOI: 10.2118/144208-MS
21. Treatment of oil production data under fines migration and productivity decline. G. Loi, C. Nguyen, L. Chequer, T. Russell et al. Energies, 2023, Vol. 16, Iss. 8, Article 3523. DOI: https://doi.org/10.3390/en16083523
22. Effects of fines migration and reservoir heterogeneity on well productivity: analytical model and field cases. T. Russell, C. Nguyen, G. Loi, S.R.M Shafian et al. Journal of Energy Resources Technology, Part B: Subsurface Energy and Carbon Capture, 2025, Vol. 1, Iss. 1, Article 011006. DOI: 10.1115/1.4066057
23. Luo L., Ji Z., Yan J. Analysis of reservoir damage mechanism and prevention measures for deep carbonate gas reservoir with high sulfur content. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 2024, Vol. 60, Iss. 5, P. 1297–1306.
24. Review of reservoir damage mechanisms induced by working fluids and the design principles of reservoir protection fluids: from oil–gas reservoirs to geothermal reservoirs. O. Jiang, L. Cao, W. Zhu, X. Zheng. Energies, 2024, Vol. 17, Iss. 19, Article 4895. DOI: 10.3390/en17194895
25. Yuan B., Wood D.A. A comprehensive review of formation damage during enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, Vol. 167, P. 287–299. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.04.018
26. Civan F. Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment, and mitigation. USA: Gulf Professional Publishing, 2023.1070 p.
27. Кузнецова Е.А. Геология и нефтегазоносность Урала и Предуралья (на примере Пермского края). Пермь, Пермский государственный национальный исследовательский университет, 2022. URL: https://www.geokniga.org/books/27820 (дата обращения 14.12.2025).
28. Choquette P.W., Pray L.C. Geologic nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. AAPG bulletin, 1970, Vol. 54, Iss. 2, P. 207–250. DOI: https://doi.org/10.1306/5D25C98B-16C1-11D7-8645000102C1865D
29. Dunham R. J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. AAPG, 1962, P. 108-121
30. Возможности учета трещиноватости каширо-верейских карбонатных объектов при планировании пропантного гидроразыва пласта. А.С. Вотинов, В.В. Середин, И.Ю. Колычев, С.В. Галкин. Записки Горного института, 2021, Т. 252, С. 861–871. DOI: 10.31897/PMI.2021.6.8
31. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин. С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин. Нефтяное хозяйство, 2014, № 2, С. 94–96.
32. Изучение изменений структуры пустотности горных пород при создании напряженного состояния методами электронной микроскопии. Б.М. Осовецкий, К.П. Казымов, И.Ю. Колычев, Я.В. Савицкий, С.В. Галкин. Георесурсы (Georesources), 2023, Т. 25, № 2, С. 228–235. DOI: 10.18599/grs.2023.2.16
33. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. 304 с.
34. Мордвинов В.А., Пономарева И.Н., Ерофеев А.А. Изменение гидродинамического состояния прискважинной зоны и продуктивности скважины при снижении пластового и забойного давлений. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 2011, № 5, С. 43–45.
35. Новиков В.А., Мартюшев Д.А. Исследование влияния параметров эксплуатации скважин залежи нефти карбонатного коллектора на коэффициент продуктивности с применением статистических методов анализа. Георесурсы (Georesources), 2024, Т. 26, № 4, С. 187–199. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.10
36. Developing features of the near-bottomhole zones in productive formations at fields with high gas saturation of formation oil. V.I. Galkin, D.A. Martyushev, I.N. Ponomareva, I.A. Chernykh. Journal of Mining Institute, 2021, Vol. 249, P. 386–392. DOI: 10.31897/PMI.2021.3.7
37. Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А. Нефтегазовая гидромеханика. Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2020. 182 с.
38. Соромотин А.В., Мартюшев Д.А., Степаненко И.Б. Применение методов машинного обучения для прогнозирования дебита горизонтальных скважин. SOCAR Proceedings, 2023, № 1, С. 70–77. DOI: http://dx.doi.org/10.5510/OGP2023SI100833
39. Трусова А.Ю. Анализ данных. Многомерные статистические методы. Самара: Самарский нац. исслед. ун-т им. акад. С.П. Королева (Самар. ун-т), 2023. 92 с.
REFERENCES
1. Kontorovich A.E., Eder L.V. A new paradigm of the development strategy for the mineral resource base of the oil producing industry in the Russian Federation. Mineral Resources of Russia. Economics and Management, 2015, Iss. 5, pp. 8–17. (In Russ.)
2. Al-Azani K., Abu-Khamsin S., Kamal M.S., Patil S., Zhou X., Hussain S.M.S., Mahmoud M. Enhanced oil recovery in carbonate reservoirs using single component synthesized surfactants under harsh reservoir conditions. Energy & Fuels, 2023, vol. 37, Iss. 15, pp. 11004–11016. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.3c01909
3. Galkin S.V., Savitckii Ia.V., Kolychev I.Ju., Votinov A.S. Prospects for the application of proppant hydraulic fracturing at Kashiro-Verey operational facilities Volga-Ural oil and gas province. SOCAR Proceedings, Special Issue, 2021, Iss. 2, pp. 257–265. (In Russ.) DOI: http://dx.doi.org/10.5510/OGP2021SI200605
4. Wang Q., Zhou F., Su H., Zhang S., Dong R., Yang D., Yunjin W., Chen Z., Li J. Experimental evaluations of nano high-viscosity friction reducers to improve acid fracturing efficiency in low-permeability carbonate reservoirs. Chemical Engineering Journal, 2024, vol. 483, Article 149358. DOI: 10.1016/j.cej.2024.149358
5. Poplygin V.V., Savitsky Y., Galkin S.V., Potekhin D.V. Experimental study of hydraulic fractures in carbonate rocks under triaxial loading. Eurasian mining, 2023, Iss. 40, pp. 28–41. DOI: 10.17580/em.2023.02.06
6. Novikov V.A., Martyushev D.A., Li Y., Yang Y. A new approach for the demonstration of acidizing parameters of carbonates: Experimental and field studies. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, vol. 213, Iss. 3, Article 110363. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110363
7. Taheri K., Askari R., Jabbari. H., Torab F.M., Nguyen H.T. Maximizing well performance: quantifying the impact of drilling techniques on formation damage and productivity index in carbonate reservoir. Journal of Sedimentary Environments, 2024, vol. 9, Iss. 4, pp. 913–926. DOI: https://doi.org/10.1007/s43217-024-00205-6
8. Tong K., He J., Peiyuan C., Li C., Dai W., Sun F., Tong Y., Rao S., Wang J. Key technologies for the efficient development of thick and complex carbonate reservoirs in the Middle East. Energies, 2024, vol. 17, Iss. 18. DOI: https://doi.org/10.3390/en17184566
9. Cherepanov S.S., Chumakov G.N., Ponomareva I.N. Results of applying acidic hydraulic fracturing with proppant in the tournaisian-famennian reserves at the Ozernoe field. Bulletin of the Perm national research polytechnic university. Geology. Oil and mining, 2015, vol. 14, Iss. 16, pp. 70–76. (In Russ.) DOI: 10.15593/2224-9923/2015.16.8
10. Martyushev D.A., Ponomareva I.N., Fillipov E.V., Li Y. Formation of hydraulic fracturing cracks in complicated carbonate reservoirs with natural fracturing. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering, 2022, vol. 333, Iss. 1, pp. 85–94. (In Russ.) DOI: 10.18799/24131830/2022/1/3212
11. Rashid F., Hussein D., Lorinczi P., Glower P.W.J. The effect of fracturing on permeability in carbonate reservoir rocks. Marine and Petroleum Geology, 2023, vol. 152, Iss. 5, pp. 106240. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2023.106240
12. Xu Z. X., Hyang G., Li Bin-Fei, Chen Dan-Qi, Liu Zhong-Yun, Zhao D. A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs. Petroleum Science, 2020, vol. 17, Iss. 4, pp. 990–1013. DOI: 10.1007/s12182-020-00467-5
13. Mishchenko I.T. Well-based oil production. Moscow, Neft i Gaz Publ., 2008. 816 p. (In Russ.)
14. Mishchenko I.T., Sagdiev R.F. Features of assignment of a producing well operation mode at seam pressure below saturation pressure. Oil-Industry, 2003, Iss. 4, pp. 104–106. (In Russ.)
15. Poplygin V.V., Mordvinov V.A. Estimation of the change in productivity coefficients of production wells at bottom-hole pressure below saturation pressure. Bulletin of the Perm State Technical University. Geology, geoinformation systems, mining and oil industry, 2009, vol. 8, Iss. 4, pp. 53–58. (In Russ.)
16. Wang L., Su P., Tan Q., Li K. Borehole condition and limit pressure differential analysis in carbonate reservoirs. Applied Sciences, 2024, vol. 14, Iss. 13, Article 5676. DOI: 10.3390/app14135676
17. Li Z., Sun L., Huang B., Luo S. A study on the productivity of ultra-deep carbonate reservoir (UDCR) oil wells considering creep and stress sensitivity effects. Processes, 2025, vol. 13, Iss. 7, Article 2165. DOI: https://doi.org/10.3390/pr13072165
18. Mordvinov V.A., Martiushev D.A., Ladeishchikova T.S., Gorlanov N.P. Estimation of effects of natural reservoir fracturing on producing well performance. Bulletin of the Perm national research polytechnic university. Geology. Oil and mining, 2015, vol. 14, Iss. 14, pp. 32–38. (In Russ.) DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.4
19. Martyushev D.A. Rock stress state influence on permeability of carbonate reservoirs. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering, 2020, vol. 331, Iss. 8, pp. 24–33. (In Russ.) DOI: 10.18799/24131830/2020/8/2765
20. Bedrikovetsky P., Vaz A.Jr., Machado F.A., Zeinijahromi A., Borazjani S. Well productivity decline due to fines migration and production: (Analytical model for the regime of strained particles accumulation). SPE 144208, SPE European Formation Damage Conference. Noordwijk, The Netherlands, 7–10 June 2011. DOI: 10.2118/144208-MS
21. Loi G., Nguyen C., Chequer L., Russell T., Zeinijahromi A., Bedrikovetsky P. Treatment of oil production data under fines migration and productivity decline. Energies, 2023, vol. 16, Iss. 8, Article 3523. DOI: https://doi.org/10.3390/en16083523
22. Russell T., Nguyen C., Loi G., Shafian S.R.M., Zulkifli N.N., Zeinijahromi A., Bedrikovetsky P. Effects of fines migration and reservoir heterogeneity on well productivity: analytical model and field cases. Journal of Energy Resources Technology, Part B: Subsurface Energy and Carbon Capture, 2025, vol. 1, Iss. 1, Article 011006. DOI: 10.1115/1.4066057
23. Luo L., Ji Z., Yan J. Analysis of reservoir damage mechanism and prevention measures for deep carbonate gas reservoir with high sulfur content. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 2024, vol. 60, Iss. 5, pp. 1297–1306.
24. Jiang O., Cao L., Zhu W., Zheng X. Review of reservoir damage mechanisms induced by working fluids and the design principles of reservoir protection fluids: from oil–gas reservoirs to geothermal reservoirs. Energies, 2024, vol. 17, Iss. 19, Article 4895. DOI: 10.3390/en17194895
25. Yuan B., Wood D.A. A comprehensive review of formation damage during enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, vol. 167, pp. 287–299. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.04.018
26. Civan F. Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment, and mitigation. USA, Gulf Professional Publishing, 2023. 1070 p.
27. Kuznetsova E.A. Geology, oil and gas potential of the Urals and the Cis-Urals (on the example of the Perm Region). Perm, Perm State National Research University Publ., 2022. (In Russ.) Available at: https://www.geokniga.org/books/27820 (accessed 14 December 2025).
28. Choquette P.W., Pray L.C. Geologic nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. AAPG bulletin, 1970, vol. 54, Iss. 2, pp. 207–250. DOI: https://doi.org/10.1306/5D25C98B-16C1-11D7-8645000102C1865D
29. Dunham R. J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. AAPG, 1962, pp. 108-121.
30. Votinov A.S., Seredin V.V., Kolychev I.Yu, Galkin S.V. Possibilities of accounting the fracturing of Kashiro-Vereyskian carbonate objects in planning of proppant hydraulic fracturing. Journal of Mining Institute, 2021, vol. 252, pp. 861–871. (In Russ.) DOI: 10.31897/PMI.2021.6.8
31. Cherepanov S.S., Ponomareva I.N., Erofeev A.A., Galkin S.V. Determination of fractured rock parameters based on a comprehensive analysis of the data core studies, hydrodynamic and geophysical well tests. Oil-Industry, 2014, Iss. 2, pp. 94–96. (In Russ.)
32. Osovetsky B.M., Kazymov K.P., Kolychev I.Y., Savitckii Ya.V., Galkin S.V. Study of texture changes in the emptiness of rocks under the tension conditions by electron microscopy methods. Georesources, 2023, vol. 25, Iss. 2, pp. 228–235. (In Russ.) DOI: 10.18599/grs.2023.2.16
33. Shagiev R.G. Well Research by KVD. Moscow, Nauka Publ., 1998. 304 p. (In Russ.)
34. Mordvinov V.A., Ponomareva I.N., Erofeev A.A. Change of hydrodynamic condition of a near-well zone and a well productivity in case of decrese of formation and bottom hole pressures. Equipment and technologies for the oil and gas industry, 2011, Iss. 5, pp. 43–45. (In Russ.)
35. Novikov V.А., Martyushev D.A. Study of the influence of well operation parameters of a Carbonate Reservoir oil formation on the coefficient of productivity using statistical methods of analysis. Georesources, 2024, vol. 26, Iss. 4, pp. 187–199. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.10
36. Galkin V.I., Martyushev D.A., Ponomareva I.N., Chernykh I.A. Developing features of the near-bottomhole zones in productive formations at fields with high gas saturation of formation oil. Journal of Mining Institute, 2021, vol. 249, pp. 386–392. DOI: 10.31897/PMI.2021.3.7
37. Ponomareva I.N., Martyushev D.A. Oil and gas hydromechanics. Perm, Perm National Research Polytechnic University Publ. house, 2020. 182 p. (In Russ.)
38. Soromotin A.V., Martyushev D.A., Stepanenko I.B. Application of machine learning methods to forecast the rate of horizontal wells. SOCAR Proceedings, Special Issue, 2023, Iss. 1, pp. 70–77. (In Russ.) DOI: http://dx.doi.org/10.5510/OGP2023SI100833
39. Trusova A.Y. Data analysis. Multidimensional statistical methods. Samara, Academician S.P. Korolev Samara National University Research University Publ., 2023. 92 p. (In Russ.)
