Основные разведанные запасы нефти и газа Западной Сибири приурочены к меловым и верхнеюрским отложениям. Надсеноманские отложения являются сложным для нефтегазовой геологии объектом изучения и содержат трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам.

Несмотря на то, что продуктивность отложений турона доказана испытаниями скважин на многих месторождениях севера Западной Сибири и данный интервал рассматривается на ряде месторождений в качестве объекта разработки, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в настоящее время изучены недостаточно. Действительный ресурсный потенциал этих отложений неясен. Это обусловлено очень тонким переслаиванием (биотурбация) песчано/алеврито-глинистых прослоев: неоднородность прослеживается до масштаба шлифа. Такая текстурная особенность отложений является причиной существенных трудностей при их изучении не только с помощью методов геофизических исследований скважин (ГИС), но и путем лабораторных исследований образцов керна, что в свою очередь предопределяет использование специальных подходов к анализу керновой и каротажной информации для изучения гетерогенных анизотропных коллекторов туронских отложений. Большое внимание уделено вопросу достоверного определения доли проницаемых прослоев и восстановления их истинных свойств по результатам интерпретации данных ГИС. Рассмотрены методы оценки фильтрационно-емкостных свойств с учетом гетерогенной структуры коллекторов.

Представлены результаты томографических исследований полноразмерного керна, а также методика обработки материалов 3D рентгеновской томографии, которая позволяет оценить долю проницаемого компонента гетерогенного анизотропного коллектора по разрезу скважины. Приведены результаты оценки доли проницаемого компонента гетерогенного анизотропного коллектора по данным методов специального комплекса ГИС (пластового микроимиджера и триаксиального индукционного каротажа). Триаксиальный индукционный каротаж использован также для оценки анизотропии удельного электрического сопротивления изучаемых коллекторов. Коэффициенты газонасыщенности коллекторов, полученные по результатам специальной интерпретации данных триаксиального индукционного каротажа, лучше коррелируют с результатами испытаний скважин.

В настоящее время большинство крупных разрабатываемых газовых месторождений Западной Сибири вошло в стадию падающей добычи. В таких условиях все большую актуальность приобретает задача освоения газового потенциала трудноизвлекаемых запасов туронских отложений, промышленная эксплуатация которых в настоящее время не ведется.

Рассмотрены вопросы обоснования параметров пласта Т Харампурского месторождения по данным длительной отработки скважин, гидродинамических и геофизических исследований, гидродинамического моделирования с целью уточнения продуктивных характеристик залежи. Для туронских продуктивных отложений характерны наличие высокой макро- и микро-неоднородности, невыдержанность эффективных толщин по вертикали и латерали вследствие невыдержанности глинистых прослоев по толщине и литологическому составу. Коллектор туронской залежи в основном представлен глинистой фракцией и мелкозернистым алевролитом. Условия залегания пласта и литолого-фациальная характеристика залежи объясняют фильтрационные осложнения при вовлечении пласта в разработку и затрудняют определение его фильтрационно-емкостных свойств.

Обоснованы предельные физичные и оптимальные, с точки зрения наилучшей сходимости  результатов комплекса методов, фильтрационно-емкостные параметры пласта. Оценены потенциал добычи и риски при проектировании разработки залежи, уточнены принятые петрофизические зависимости. Скорректирован план мероприятий при проведении гидродинамических исследований скважин. Показаны целесообразность выполнение расширенного комплекса геофизических исследований скважин и необходимость применения альтернативных методик интерпретации данных.

Рассмотрены вопросы математического моделирования процесса гидроразрыва пласта (ГРП) и разработки программного обеспечения для поддержки принятия решений при проектировании и проведении ГРП. Проанализированы базовые элементы программного обеспечения для моделирования ГРП, существующие математические модели процесса ГРП (KGD, PKN, Radial, Cell-based-Pseudo3D, Lumped-Pseudo3D, Planar3D), история их развития, особенности и ограничения. Отмечено, что практическая важность вопроса корректного описания роста трещины в высоту для задач планирования и выполнения ГРП послужила толчком к развитию моделей класса Pseudo3D (P3D) и Planar3D (PL3D).

Рассмотрены примеры анализа данных устьевых и забойных манометров при гидроразрыве пласта (ГРП). Для интерпретации кривых падения давления (КПД) после нагнетательных тестов при ГРП использовались методы Хорнера и Нолти, которые были реализованы в модуле анализа данных мини-ГРП в симуляторе «РН-ГРИД». На практических примерах показаны недостатки метода Хорнера, в том числе зависимость достоверности оценки пластового давления от длительности регистрации кривой падения давления после нагнетательного теста при ГРП. Проанализированы преимущества подхода Нолти, который позволяет диагностировать режимы течения после смыкания трещины и более достоверно оценивать параметры пласта в случае выделения псевдолинейного и псевдорадиального режимов течения. Выполнено сравнение пластовых давлений, полученных при интерпретации нагнетательных тестов при ГРП методами Нолти и Хорнера, с результатами оценки среднего давления с применением испытателя пласта на кабеле/трубах.

Приведены примеры повышения достоверности анализа добычи/давления (АДД) по механизированным добывающим скважинам с регистрацией давления телеметрической системой за счет привлечения результатов интерпретации КПД после нагнетательного теста при ГРП. Сопоставлены результаты оценок параметров пласта по анализу АДД с различными источниками информации о пластовом давлении.

Результаты интерпретации нагнетательных тестов при ГРП могут быть использованы для прогнозирования продуктивности скважин в зонах бурения новых скважин. На примере отдельного участка месторождения выполнено сравнение оценок коэффициентов эффективности жидкости по этапу замещения с продуктивностью скважин. При этом получено, что коэффициент эффективность жидкости по нагнетательным тестам с достаточной для практики точностью позволяет прогнозировать продуктивность вновь пробуренных скважин.

Создаваемая в ПАО «НК «Роснефть» Система типового проектирования направлена на решение комплекса взаимосвязанных задач по оптимизации затрат при проектировании, строительстве и обслуживании объектов обустройства нефтегазовых месторождений. Исходя из методологической базы, представляющей собой нормативные документы Российской Федерации в области проектирования и строительства, опыта компании, накопленного при реализации проектов в различных регионах, определены основные виды документации, подлежащие унификации и типизации. Данная работа позволит к 2017 г. обеспечить документацией типового проектирования около 35 % объектов. Выполнить комплексную оценку экономического эффекта от внедрения Системы типового проектирования и выработать решения для точечной корректировки существующей системы можно с помощью создаваемого информационного ресурса для мониторинга применения документации типового проектирования и сбора статистических данных. Методологические основы, заложенные в Систему типового проектирования компании, позволяют осуществить экстраполяцию положительных эффектов на типизацию объектов строительства в нефтепереработке, нефтехимии, обустройстве газовых и газоконденсатных месторождений, а также месторождений на шельфе, включая арктические. 

Проанализирована возможность использования половолоконных мембран на основе поливинилиденфторида, полисульфона, полиэфирсульфона и полипропилена с гидрофобной и гидрофильной поверхностью в качестве межфазных мембранных контакторов для удаления кислых компонентов из газовых смесей в процессе пертракции. Показана возможность удаления кислых компонентов газа с производительностью более 0,23 нм³/(м² ч), что при плотности упаковки волокна до 3200 м²/м³ соответствует удельной объемной производительности до 750 нм³/(м³ ч). Полипропиленовые половолоконные мембраны использованы в модуле пертракции опытной установки подготовки нефтяного газа, который обеспечивает очистку сырьевого газа от углекислого, сероводорода и меркаптанов. На опытной установке подготовки нефтяного газа, состоящей из модуля пертракции и модуля капиллярной конденсации, показана возможность подготовки сырьевой смеси с расходом до 13,4 нм³/ч и давлением 0,6 МПа до требований СТО «Газпром». При этом объемное содержание углекислого газа снизилось с 8,47 до 0,26 %, а суммарное содержание серы в подготовленной смеси составило менее 0,4 мг/м³, при исходном - 0,2 % H₂S и 50 мг/м³ CH₃SH. Предложенная технология может быть использована для подготовки природного и нефтяного газа перед транспортировкой и поставкой потребителю по качеству в соответствии с требованиями СТО «Газпром» 089-2010.

В последние годы получило широкое распространение применение высокоточных термоманометрических систем (ВТМС) для решения задач, связанных с мониторингом разработки месторождений. Технологии использования данных (В)ТМС (давление, температура, расход) для мониторинга параметров пласта, которые не требуют специальных остановок скважин и применения дополнительного измерительного оборудования, объединяются под общим названием автоматические гидродинамические исследования скважин (сокращенно авто-ГДИС). Работа посвящена описанию реализации алгоритмов предварительной подготовки данных (В)ТМС для последующей интерпретации материалов ГДИС. Алгоритмы включают отбор кондиционных данных о давлении, фильтрации (редукция и сглаживание), выделение информативных интервалов (кривые восстановления/падения давления) и расчет дебита жидкости скважины на основе косвенных показателей ее работы (промысловые замеры, характеристики насосного оборудования, параметры станции управления УЭЦН). Алгоритмы легли в основу расчетного модуля для подготовки данных для интерпретации материалов ГДИС. На основе параметров (В)ТМС и станции управления УЭЦН, полученных из промысловых баз данных, модуль формирует рейтинг скважин и информативных интервалов, которые представляют наибольший интерес для последующей интерпретации. Особенностью реализации алгоритмов является то, что предварительная подготовка данных может выполняться автоматически с заданной пользователем периодичностью. При этом рейтинг скважин и интервалов для дальнейшей интерпретации обновляются по мере поступления новых данных с ТМС и станций управления УЭЦН. Дано описание перспектив реализации алгоритмов в корпоративной линейке программного обеспечения ПАО «НК «Роснефть».

Для эффективной разработки месторождений углеводородов необходимо учитывать особенности геологического строения, связанные с условиями образования ловушек и процессами генезиса полезных ископаемых. Существенными являются факторы (генетический, геодинамический, структурный и гидрогеологический) формирования ловушек и месторождений сверхвязкой нефти и природных битумов в пермских отложениях Мелекесской впадины. Результаты анализа условий формирования месторождений (СВН) и ПБ свидетельствуют, что образование залежей происходило в различных фациальных и палеогеографических обстановках. Начальный этап формирования рельефа пермских отложений на отдельных участках связан с облеканием ядер рифогенных каменноугольных образований; многие структурные формы обусловлены седиментационными процессами. Ловушки битумов уфимско-нижнеказанского резервуара – атектонические. Совпадение структурных планов кровли песчаниковой пачки и перекрывающих пород – результат неравномерных процессов уплотнения литологически неоднородных пород. Отложения песчаниковой пачки формируют линейные тела в виде полос, располагающиеся в пределах русла, дельты и авандельты, где порода-коллектор характеризуется невыдержанностью. Выявлен ряд осложняющих факторов: зоны развития повышенной тектонической трещиноватости осадочной толщи, неогеновые врезы и др.

На основе геолого-геофизических исследований рассмотрены результаты геолого-разведочных работ, выполненных в 2010-2012 гг. на территории Малоключевого лицензионного участка. Решение задач доразведки предусматривалось за счет проведения сейсморазведочных работ 3D, бурения поисково-разведочных скважин и испытания перспективных объектов в ранее пробуренных скважинах. По данным сейсморазведочных работ МОГТ 3D (270 км²) уточнено геологическое строение Малоключевого месторождения и зоны его сочленения с Северо-Поточным месторождением. В результате бурения поисковой скв. 4П и по данным эксплуатационного бурения переоценены запасы практически всех продуктивных пластов (за исключением пласта Ач₂). Испытание пласта БВ₁₀ в скв. 4П подтвердило его промышленную нефтеносность. Вследствие открытия новых залежей увеличен этаж нефтеносности Малоключевого месторождения.

В настоящее время, полученные данные и результаты комплексного анализ используются для проектирования работ по доразведке Егурьяхско-Марталлеровской зоны (Северо-Егурьяхский 1, 2 и Марталлеровский лицензионные участки).

Качественное и количественное определение рисков и неопределенности на нефтяных и газовых месторождениях – одна из ключевых проблем отрасли в настоящее время. Рассмотрены вопросы повышения точности при определении начальных геологических запасов углеводородов и прогнозных извлекаемых запасов через применение методики оценки рисков и неопределенности для планирования разработки месторождений. Показано решение задачи выявления и учета статической геологической неопределенности при подсчете запасов и динамической неопределенностей разработки для расчета прогнозной накопленной добычи. При этом применен нестандартный подход, включающий использование метода планирования экспериментов, для существенного сокращения временных затрат на анализ и количественную оценку неопределенности.

Эффективность повышения нефтеотдачи пластов с использованием обратимых мицеллярных систем (ОМС) определяется их компонентным составом. В работе представлены данные по диэлектрической спектроскопии компонентов обратимых мицеллярных систем на основе аммонийных солей жирных кислот. Диэлектрическая спектроскопия использовалана для оценки совместимости ключевых компонентов ОМС относительно базовых (воды и керосина). В качестве ключевых компонентов рассмотрены азотсодержащие основания (моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и полиэтиленполиамины), жирные кислоты (стеариновая, дистиллированная олеиновая, техническая олеиновая, кубовые остатки производства растительных и синтетических жирных кислот) и одноатомные спирты (пропиловый, изопропиловый, бутиловый, изобутиловый, третичный бутиловый, циклогексиловый и др.). Для исследованных продуктов определены диэлектрические параметры: тангенс угла диэлектрических потерь, частота электрического поля, диэлектрическая проницаемость, коэффициент диэлектрических потерь и относительные значения этих параметров.

По результатам диэлектрической спектроскопии сформулированы принципы разработки ОМС, основанные на оценке физико-химических свойств и межмолекулярных взаимодействий входящих в их состав компонентов. Выбор компонентов обратимых мицеллярных систем из азотсодержащих оснований, жирных кислот и спиртов предложено проводить попарно относительно керосина и воды. В результате для применения в ОМС рекомендованы полиэтиленполиамины, дистиллированная олеиновая кислота, изопропиловый и трет-бутиловый спирты.

Развитие технологий повышения нефтеотдачи, среди которых наиболее распространены тепловые, физические, химические методы и их комбинации, является ключевой задачей при разработке трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. Рассмотрена технология разработки с закачкой воздуха под высоким давлением в продуктивный пласт. Эффективность применения закачки оценена с учетом предварительного определения механизма химических превращений углеводородов при взаимодействии с воздухом и экспериментального изучения термического воздействия воздухом на нефтесодержащую породу в пластовых условиях.

Представлена комплексная методика, разработанная АО «ВНИИнефть» имени А.П. Крылова для оценки перспектив применения технологии закачки воздуха для условий конкретных месторождений. Методика заключается в последовательном проведении комплексных экспериментальных исследований (физического моделирования процесса) на дифференциальном сканирующем калориметре высокого давления ДСК1, в термохимическом реакторе и «трубе горения» с целью получения данных, необходимых при математическом моделировании процесса внутрипластового окисления/горения на конкретном месторождении. В основу комплексного подхода к изучению механизма внутрипластового горения заложено его разделение на стадии. Каждая стадия характеризуется своими физико-химическими процессами, химическими превращениями углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти, а также основными параметрами для моделирования вытеснения нефти при термическом воздействии кислородом воздуха.

Представлен геомеханический подход к решению проблем устойчивости стволов горизонтальных скважин и увеличения продуктивности скважин, основанный на физическом моделировании деформационных и фильтрационных процессов в окрестности скважины. Моделирование проводилось на уникальной экспериментальной установке Испытательной системе трехосного независимого нагружения (ИСТНН), созданной в Институте проблем механики РАН. На примере изучения пород-коллекторов месторождения им. В. Филановского показана важность учета анизотропии прочностных и фильтрационных свойств горных пород. Испытания образцов пород показали, что изотропные по упругим свойствам и внешнему виду породы могут обладать значительной анизотропией прочностных и фильтрационных свойств. В связи с этим условия разрушения на контуре горизонтальной скважины не одинаковы для различных точек, разрушение ствола начинается с областей пересечения контура скважины и вертикальной плоскости. Проницаемость пород в горизонтальной плоскости оказалась значительно выше, чем в вертикальном направлении. Моделирование на установке ИСТНН процесса понижения давления на забое горизонтальной скважины показало, что возникновение в окрестности скважины неравномерного напряженного состояния при создании депрессии на ее забое может приводить к существенному изменению, как уменьшению, так и увеличению, проницаемости пласта в этой зоне. Причем увеличение проницаемости, и весьма существенное, главным образом наблюдалось при испытании образцов, расположенных в точках пересечения контура горизонтальной скважины с вертикальной плоскостью.

Рассмотрен процесс создания и использования технико-экономических моделей для оптимизации работы механизированного фонда скважин, начиная с моделирования потребления электроэнергии на механизированную добычу нефти с учетом основных влияющих факторов и заканчивая построением общей стоимостной модели рентабельности эксплуатации скважины, позволяющей определять оптимальные режимы их работы с точки зрения экономической эффективности.

Показаны основные недостатки распространенного в настоящее время подхода к расчету целевого забойного давления, ориентированного исключительно на геолого-технические ограничения. Приведена методика, позволяющая определять оптимальные режимы добывающего фонда скважин по критерию максимизации экономической эффективности. Технико-экономические модели строятся с учетом имеющейся промысловой информации о работе механизированного фонда скважин, оценки расчетного и фактического энергопотребления. Основным результатом работы является формирование итоговой стоимостной модели эксплуатации добывающей скважины, на основе которой выполняется дальнейшая оценка оптимального режима эксплуатации добывающих скважин по критерию максимизации денежного потока.

Эффективность разработки месторождений углеводородов определяется коэффициентом извлечения нефти или газа и количеством материальных затрат на освоение недр и их эксплуатацию – рентабельностью проекта. В настоящее время развитие науки и техники позволяет экономически обоснованно разрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения методов интенсификации притока к скважине, одним из самых распространенных является строительство скважин с горизонтальными профилями. Проводка наклонно направленных и горизонтальных скважин требует применения специального бурового оборудования – роторных управляемых систем (РУС), позволяющих контролировать траекторию ствола скважины в режиме реального времени. На рынке представлен широкий ассортимент оборудования для направленного бурения, в основном зарубежного производства. Для работы с такими системами требуется привлечение высококвалифицированного персонала и часто зарубежных специалистов. В связи с этим разработка программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении скважин с использованием РУС является актуальной научно-практической задачей.

Предложена теоретико-множественная модель синтеза структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении скважин с применением РУС. Такой подход к систематизации создания структур программно-аппаратных комплексов мониторинга и управления позволяет получить качественную информационно-алгоритмическую среду, отвечающую всем требованиям современных стандартов. На основе предложенной модели разработана структура комплекса, включающего набор погружных блоков, реализующих исполнительную и измерительно-управляющую системы, систему передачи информации, систему диспетчеризации. Разработанная структура программно-аппаратного комплекса обладает модульным принципом организации, подразумевает наращивание функциональных возможностей, в том числе введение дополнительных параметров телеметрии, имеет основный и альтернативный каналы передачи информации, развитую систему энергоснабжения компонентов, включая резервные источники питания. 

При добыче нефти теромшахтным способом, который применяется в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (Ярегское месторождение), возникают проблемы ухудшения санитарно-гигиенических условий труда горнорабочих в нефтешахте, связанные с повышением температуры воздуха в буровой галерее уклонного блока. Для борьбы с данным негативным явлением в настоящее время на нефтешахтах НШУ «Яреганефть» реализуется способ проветривания уклонных блоков, при котором по пробуренным с поверхности воздухоподающим скважинам подается наружный воздух. Снижение температуры воздуха в буровой галерее можно обеспечить только в случае охлаждения подаваемого в скважину воздуха. Как известно, на работу системы кондиционирования воздуха расходуется колоссальное количество электроэнергии. Кроме того, в холодное время года подаваемый в скважину воздух по правилам безопасности необходимо нагревать до температуры не ниже 2 °С. В этом случае также расходуется значительный дополнительный объем энергоресурсов. Все это приводит к повышению себестоимости добываемой нефти, а охлаждение нефтяного пласта поступающим воздухом – к снижению эффективности добычи.

Рассмотрен способ проветривания уклонного блока нефтешахты, при котором отсутствует необходимость охлаждения воздуха, подаваемого в буровую галерею. Удаление нагретого воздуха предполагается по вентиляционной скважине за счет действия естественной тяги (тепловой депрессии) и усиливающих ее действие дефлектора и поверхностного вентилятора. Проветривание исходящих выработок осуществляется вентилятором местного проветривания, который отбирает часть поступающего в уклонный блок свежего воздуха. Весь процесс осуществляется в автоматизированном режиме.