2015 

В.Д. Миловидов, к.э.н. (МГИМО (У) МИД России) Управление инновационным процессом: как эффективно использовать информацию, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№06.-C. 10-16

А.Н. Мурыжников (ООО «Уфимский научно-технический центр») Методическое и программное обеспечение нижнего уровня системы мониторинга объектов нефтедобычи, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№07.-C. 120-123

А.Э. Караев, д.т.н., И.В. Москвитина, А.Н. Будяков (ОАО «Газпром нефть») Программно-методологический комплекс формирования базы корпоративных поставщиков и подрядчиков //Нефтяное хозяйство.-2015. -№07.-C.124-126

В.Д. Миловидов (МГИМО (У) МИД России) Проактивное управление инновациями: составление карты знаний, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№08.-C. 16-21

Р.А. Шипенков, В.М. Яремкив, А.В. Рощин (ООО «СИАМ-Инжиниринг») Методические особенности использования программного комплекса Geonaft при выполнении задач геонавигации, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№08.-C. 102-105

Я.С. Коровин, (НИИ многопроцессорных систем Южного федерального университета), А.И. Каляев, М.В. Хисамутдинов (ООО «Нейросетевые технологии») Децентрализованный подход к организации сетецентрического управления нефтяным месторождением, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№09.-C. 98-101

В.В. Плынин, С.С. Уразов, А.А. Кожемякин, Е.А. Трахачева (АО «Зарубежнефть») Метод экспресс-оценки технологических показателей новых проектов, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№09.-C. 102-105

А.П. Поздняков, А.В. Мещеряков (ООО «ПРАЙМ ГРУП»), С.В. Ракунов (Московский гос. университет геодезии и картографии) Использование геоинформационных систем и технологий визуализации пространственных данных при разработке шельфовых проектов, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№09.-C. 106-109

М.Б. Лейпунский, Т.В. Васильева, В.А. Пожидаев, Д.А. Рашевский, Д.В. Нестеров (Компания «Шлюмберже») Технология RigHour для выявления и анализа скрытых потерь времени в процессе бурения, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№09.-C. 110-111

Б.В. Черников (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Формирование онтологий и моделей данных – этапы создания информационных систем, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№09.-C. 112-115

А.В. Рыбаков, Е.В. Арефьева (Научно-исследовательский центр Академии гражданской защиты МЧС России) Модель комплексного мониторинга состояния объектов нефтехранения, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№09.- C. 116-120

Е.Ю. Рябченко, О.Н. Шерстюков, Е.В. Данилов, И.В. Филин, А.Р. Гаязутдинов, М.Н. Сафонов, В.М. Марамзин, А.С. Солдатенкова (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Беспроводный комплекс геолого-технологических исследований, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№11.-C.140-144

С.И. Кудряшов, к.э.н., И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н., А.В. Дашевский, А.А. Кожемякин (АО «Зарубежнефть») А.Ф. Исмагилов, к.э.н., В.А. Смыслов, к.ф.-м.н., (ОАО «Гипровостокнефть») Интегрированный подход к планированию показателей нефтегазодобывающего предприятия в АО «Зарубежнефть», //Нефтяное хозяйство.-2015. -№12.-C. 144-148

Е.Ю. Рябченко, А.Ю. Шемахин, О.Н.Шерстюков, Е.В. Данилов, И.В. Филин (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Применение системы web-мониторинга данных геолого-технологических исследований, //Нефтяное хозяйство.-2015. -№12.- C. 149-151

2016

Представлен опыт автоматизации производственных бизнес-процессов ПАО АНК «Башнефть» на базе корпоративной геоинформационной системы. Рассмотрены комплексная автоматизация процесса принятия управленческих решений и централизация потоков производственных данных по объектам инфраструктуры во всех дочерних предприятиях компании. Представлены архитектура системы, основные функциональные возможности и автоматизированные бизнес-процессы. Приведены ожидаемые от внедрения результаты.
Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена задача повышения эффективности процесса добычи тяжелой нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Предложен новый подход, основанный на интеллектуальном анализе ретроспективных данных об успешно проведенных мероприятиях. На основе анализа информации баз данных формируются модели для автоматизированного поиска скважин-кандидатов для применения МУН. В качестве основного инструмента обработки данных использована технология, базирующаяся на сочетании методов нейросетевого анализа и эволюционных алгоритмов. Такой подход позволяет подбирать МУН в нечетких, трудно формализуемых условиях и снижает зависимость от субъективного фактора.
Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено формирование корпоративной информационной системы для повышения точности и оперативности стоимостной оценки капитальных вложений в строительство и обустройство нефтяных и газовых месторождений при составлении технико-экономического обоснования. Указанная система на платформе ПК «Ресурс» является инструментом обобщения, унификации и предоставления удобного доступа к имеющимся в компании данным. Описана программа внедрения с учетом методологической проработки, разработки регламентов и нормативных документов и практической реализации.
Заказать текст статьи отдельно.

Представлен опыт разработки и внедрения системы инженерного документооборота в ОАО «ТомскНИПИнефть», используемой с целью оптимизации и повышения эффективности процессов управления работами и контроля выполнения задач при подготовке проектно-сметной документации по объектам обустройства нефтегазовых месторождений.
Заказать текст статьи отдельно.

Представлен опыт ПАО «Востсибнефтегаз» и ОАО «ТомскНИПИнефть» по созданию и использованию оригинальных геоинформационных систем (ГИС) для решения задач управления информацией о землепользовании и арендных платежах за земельные участки. Показаны основные результаты, полученные при внедрении разработанных ГИС технологий в ПАО «Востсибнефтегаз». Рассмотрены основные перспективы развития предложенного геоинформационного подхода.
Заказать текст статьи отдельно.

Обоснована актуальность разработки автоматизированной системы сбора, обработки и визуализации результатов химического анализа проб попутно добываемой воды, которая является гибким инструментом для анализа качества данных, их интерпретации и создания модели вод эксплуатируемого пласта. Рассмотрена возможность уточнения сопротивления пластовой воды для корректировки коэффициента нефтенасыщености по материал геофизических исследований скважин с помощью карт Удельных электрических сопротивлений пластовой воды. Приведены результаты статистического сопоставления непосредственных замеров сопротивления пластовой воды с расчетными данными по результатам химического анализа состава проб воды. Предложен алгоритм автоматизированной обработки данных химического анализа проб попутно добываемой воды.
Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы развития корпоративной информационной системы (КИС) АО «Гипровостокнефть» на базе корпоративного портала организации. КИС обеспечивает в режиме реального времени решение бизнес-задач организации средствами современных информационных технологий. В состав КИС входят средства управления проектами, ресурсами, бюджетом, документами, коммуникационное программное обеспечение, средства организации коллективной работы сотрудников Рассмотрены составные части КИС, программная платформа и преимущества создания КИС собственными силами организации. Одна из важных составляющих КИС – система управления проектным производством. Планирование и мониторинг проектных работ в АО «Гипровостокнефть» осуществляются с помощью Oracle Primavera и автоматизированной системы ведения реестров проектных работ, разработанной специалистами института.
Для оперативного управления проектным производством в институте внедряется система MES (Manufacturing Execution System), развиваемая собственными силами в тесной интеграции с системами управления договорами (СУД), 1С: «Инталев. Корпоративный менеджмент» и электронным реестром. ИС MES позволяет оперативно собирать и отображать актуальную информацию о выполнении работ в целом по институту, портфелям проектов и конкретному договору, своевременно принимать управленческие решения. КИС позволяет на основе применения единых классификаторов и централизованных баз данных - объектов проектирования, оборудования, типовых проектных решений – обеспечить интеграцию различных систем института. Показана интеграция систем управления проектным производством с системами САПР. Оценено влияние автоматизации на процессы разработки и выпуска проектной документации. Приведенная в статье статистика использования корпоративного портала свидетельствует о высокой вовлеченности средств КИС в процессы проектной деятельности института и существенном влиянии на производительность труда и эффективность управления
Заказать текст статьи отдельно.

Технологии информационного моделирования в процессе проектирования находят все более широкое применение. Рассмотрен опыт использования информационного моделирования в АО «Гипровостокнефть» на разных стадиях выполнения проектов. В институте накоплен большой опыт, отработаны технологии 3D проектирования, созданы процедуры взаимодействия специалистов смежных специальностей, участвующих в создании моделей, определены требования к графическим и атрибутивным компонентам моделей, отлажены процессы поиска и устранения коллизий, сборки моделей, проведения совещаний по согласованию решений на базе информационной модели. На этапе проектирования информационная модель включает цифровой рельеф местности, детальный генеральный план, отражающий комплексные, междисциплинарные проектные решения, геометрию объектов (3D-модель) и атрибутивную информацию, содержащую технические характеристики оборудования и других элементов модели. Информационное моделирование развивается в институте как часть комплексной технологии автоматизации проектирования на базе единой графической платформы (AutoCAD), централизованного хранения и использования проектных данных, интеграции систем САПР с системами проектного управления. Состав программного обеспечения для информационного моделирования постоянно оптимизируется с целью повышения функциональности и оптимизации стоимости поддержки.
Отличительной особенностью технологий АО «Гипровостокнефть» является высокая степень интеграции систем САПР с расчетами, с разработанными собственными силами программными комплексами, прежде всего с базой оборудования, базой типовых проектных решений, электронным реестром проектной документации, системами документооборота, обмена заданиями, средствами разработки и выпуска проектной документации. В институте создана уникальная технология проектирования в едином информационном пространстве на базе ссылочных технологий и использования единых моделей объектов всеми участниками проектирования. Представлены основные требования к процессу информационного моделирования, обоснована необходимость разработки BIM стандарта организации, обозначены задачи и структура этого документа. Описан процесс создания информационной модели с применением базы оборудования института и программных средств САПР и BIM, процесс рассмотрения модели на 3D совещаниях. Рассмотрены условия и перспективы применения информационного моделирования на этапах жизненного цикла объекта проектирования. Сделан вывод о необходимости развития технологий информационного моделирования для обеспечения высокой производительности труда проектировщиков, качества проектных решений, а также растущих потребностей строительных и эксплуатационных служб в хорошо структурированной, наглядной, актуальной и всеобъемлющей информации об объекте проектирования.
Заказать текст статьи отдельно.

Предложена концепция экспертной автоматизированной системы диспетчерского контроля и управления процессами промысловой подготовки нефти. Рассмотрены характерные особенности процессов промысловой подготовки нефти, их физические параметры. Процесс характеризуется изменчивостью во времени, а также большим количеством параметров, не имеющих численного описания. Формализация задач управления всем процессом не представляется возможной, из-за чего применение традиционных программных средств сильно ограничено.
Перечисленные особенности систем подготовки нефти могут быть учтены за счет проектирования систем диспетчерского управления, основанных на использовании преимуществ искусственного интеллекта. Нечеткие логические структуры, такие как нейронные сети и экспертные системы, долгое время применяются для решения большого комплекса задач, не поддающихся формальному описанию, изменчивых во времени либо содержащих множество контролируемых параметров. Предлагаемая система может быть внедрена в рамках концепции «интеллектуального месторождения».
Заказать текст статьи отдельно.

Аналитическая система обеспечивает в научно-проектном комплексе ПАО «ЛУКОЙЛ» информационную поддержку задач контроля и анализа разработки месторождений. В последнее время были внедрены аналитические модули для анализа скважинной информации, мониторинга отклонений нефтепромысловой информации, анализа результатов гидродинамических исследований скважин (ГИС), геолого-гидродинамического моделирования. Информационная система позволяет проводить анализ работы скважин (шахматка, конструкция скважины, инклинометрия, каротаж, дело скважины, эксплуатационная карточка скважины). Мониторинг отклонений используется для количественного и качественного анализа нефтепромысловой информации, имеет легко настраиваемый интерфейс выбора параметров для анализа за любой период времени. Модуль ГДИС обеспечивает детальный анализ результатов исследований по скважинам. Информационная система обеспечивает сбор и web-визуализацию регламентных картографических материалов по объектам разработки компании, может рассматриваться как витрина данных по графическим элементам карт для других систем.
К новым функциональным возможностям системы относятся автоматизированный поиск скважин по условиям, автоматизированная актуализация элементов регламентных карт, дополнительные импортно-экспортные операции, функции анализа работы участка объекта разработки. Модули информационной системы поддерживают визуализацию и анализ результатов геологического и гидродинамического моделирования, позволяют осуществлять интегрированный анализ элементов моделей и оперативной промысловой информации по скважинам, оперативный подсчет запасов по выбранному участку объекта разработки. В качестве источника данных могут быть использованы стандартные гидродинамические модели ПК ROXAR MORE, Schlumberger Eclipse. Корпоративная система позволяет через единый графический инструмент оперативно получать всю необходимую информацию, предоставляет большой выбор возможностей для анализа и принятия решений.
Заказать текст статьи отдельно.

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.
Заказать текст статьи отдельно.

По оценкам международной консалтинговой компании Bain & Company, новые аналитические возможности работы с большими данными позволят компаниям нефтегазового сектора повысить эффективность на 6-8 %. Технологии Big Data применяются, когда решение задач требует обработки большого числа возможных вариантов и мощности современных компьютеров не хватает.
В последние годы разработано большое количество решений и продуктов для обработки структурированных и неструктурированных массивов данных - технологии Big Data. Это направление в настоящее время стало одним из ключевых драйверов развития информационных технологий и получило широкое распространение за рубежом. Прогресс в данной области дал импульс к появлению современных датчиков, собирающих огромные объемы производственной информации.
В компании «Газпром нефть» современным технологиям, в частности методам обработки и интеллектуального анализа больших массивов данных, уделяется значительное внимание. В настоящее время в компании имеется опыт реализации отдельных решений с использованием технологий Big Data и инициирован ряд масштабных проектов, нацеленных на решение задач нефтяного инжиниринга методами и инструментами когнитивных технологий.
Заказать текст статьи отдельно.

Исследован модуль диспетчеризации разрабатываемого телеметрического комплекса мониторинга траектории ствола скважины для бурения скважин с помощью роторной управляемой системы. Рассмотрены схема оценки надежности и стенд нагрузочного тестирования программно-аппаратного комплекса наземного оборудования, включающий коммуникационный контроллер, модуль ввода, пульт оператора и блок питания. Данные функциональные блоки, соединенные последовательно, образуют модуль диспетчеризации, показатели работоспособности которого можно оценить путем непрерывного формирования, отправки, обработки и сохранения измерительной информации о состоянии скважины, имитируемой в режимах, близких к режимам реальной эксплуатации на буровой площадке.
Проведение нагрузочного тестирования на стенде заключается в формировании и отправке потока данных от коммуникационного контроллера на пульт оператора массива измерений, содержащего временную метку, включая дату и время, координаты в метрической системе счисления и атрибуты – данные одометрии, азимутальные углы, температуру. Имитируемые сигналы о траектории скважины и дополнительные атрибутивные параметры, поступающие в модуль диспетчеризации, обеспечивают автоматизированный режим тестирования программно-аппаратного комплекса наземного оборудования модуля диспетчеризации и позволяют выявить элементы, снижающие общую надежность всей установки телеметрического комплекса мониторинга, на этапе разработки. В ходе непрерывного нагрузочного тестирования выявлены ошибки программного кода пульта оператора, определены граничные условия, при которых система сохраняет работоспособность в течение длительного времени, установлены параметры скорости передачи информации. На основании последовательной схемы надежности системы диспетчеризации рассчитаны основные показатели работоспособности.
Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время эффективное управление активами является актуальной задачей для нефтяной промышленности. Одним из ключевых направлений повышения операционной эффективности является оптимизация как глобальных производственных процессов, так и организации труда всех сотрудников. При этом контроль достижения потенциала скважин в большинстве российских нефтяных компаний выполняется экспертным путем с использованием слабо интегрированных подходов и инструментов. Это приводит к принятию неоптимальных и несвоевременных решений по управлению разработкой текущих активов и соответствующим последствиям: потери добычи, рост обводненности, увеличение времени достижения проектного коэффициента извлечения нефти, непроизводительная закачка по техногенным трещинам.
Рассмотрены разработка и внедрение инструмента, позволяющего эффективно контролировать достижение геологического потенциала базовой добычи. В основу методики заложены самосогласованные численно-аналитические модели, непрерывно адаптирующиеся к информации из корпоративных баз данных. Для контроля изменения продуктивности скважин в автоматическом режиме анализируются поступающие фактические и расчетные показатели, идентифицируется проблема, вырабатываются рекомендации и выполняется прогноз эффекта от планируемого мероприятия. На основе представленных алгоритмов разработана система поддержки принятия решений, представляющая собой полноценное ИТ-решение, внедренное в промышленную эксплуатацию. При разработке информационной системы учтена организационная структура геологических подразделений компании, что нашло отражение в функциональном разделении на подсистемы. В настоящее время производственная программа мероприятий, направленных на оптимизацию базовой добычи, в существенной мере формируется на основе результатов расчетов информационной системы.
Извините, статья не вошла в сборник. Заказать текст статьи отдельно.

Интерес ПАО «Газпромнефть» к интегрированным подходам в области концептуального инжиниринга обусловлен сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков с высоким уровнем сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью проведения быстрых инженерных расчетов.
При разработке «зрелых» месторождений для поддержания уровней добычи необходимы повышении производственной эффективности и оперативное реагирование на изменения макросреды. В таких условиях для принятия обоснованных технологических решений на каждом этапе проектирования требуется учитывать взаимосвязь пласта, скважины и наземной инфраструктуры; выполнять многовариантные расчеты в условиях неопределенности; объективно оценивать затраты на бурение и инфраструктуру.
Существенно повысить эффективность выполнения работ позволяет единая цифровая платформа для инженерных моделей различных систем, рассматриваемых в рамках концептуального инжиниринга. Единый инструмент проектирования обеспечивает автоматизацию расчетов и реализацию оптимизационных алгоритмов; выполнение серийных расчетов для исходных данных, задаваемых интервалами неопределенности; автоматизацию передачи информации между отдельными функциональными блоками.
Архитектура системы построена по модульному принципу и позволяет развивать инструментарий поэтапно. Каждый модуль программного продукта способен решать локальные задачи для поиска субоптимального решения и представляет собой отдельную дисциплину (область знаний), в которой в рамках интегрированного проектирования выполняются расчеты. Ключевой модуль программного продукта «Интегратор» обеспечивает связь модулей между собой и позволяет реализовать итерационный подход к решению оптимизационной задачи снижения суммарных затрат на бурение и инфраструктуру.
Извините, статья не вошла в сборник. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородов в глинистых формациях Европейской части России. Анализ материалов позволяет выделить некоторые общие критерии, касающиеся характера глинистых резервуаров: литологические, тектонические, гидродинамические и геохимические. Катагенез глин, окремнение, карбонатность обеспечивают трещиноватость и, следовательно, емкостные свойства глин. Предлагается программа по оценке ресурсного потенциала глинистых формаций. Заказать текст статьи отдельно.

Усовершенствован способ многовариантного 3Д моделирования на основе комплексирования методов математической статистики и новых данных сейсморазведки 3D. Выполнено многовариантное моделирование по новой технологии на примере Стретенского месторождения нефти в Пермском крае. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены карбонатные коллекторы турнейского яруса. Исследованы возможные связи между геологической неоднородностью и обводнением скважин. Подробно изучены геологические особенности формирования резервуара, выполнены их сравнение с данными геофизических, петрофизических исследований и сопоставление полученной информации с характеристиками работы скважин. Основными результатами работы являются систематизация карбонатных коллекторов, выделение литотипов и петрофизических классов, адресное использование петрофизических зависимостей для каждого литологического типа. Заказать текст статьи отдельно.

По материалам исследования геохимических параметров рассеянного органического вещества пород доманикового типа. Выполнено моделирование процессов аккумуляции углеводородов. Получен комплексный вероятностный критерий нефтеносности в палеозойских отложениях. Для различных тектонических элементов территории Пермского края оценено соотношение процессов генерации и аккумуляции углеводородов для каждого горизонта исследуемой толщи. Построена региональная схема перспектив нефтегазоносности. Заказать текст статьи отдельно.

Изучены особенности преобразования карбонатных пород-коллекторов турнейского яруса на стадиях естественного заводнения нефтяных залежей. Установлена последовательность изменения структуры пустотного пространства известняков, обусловленная изменениями состава поровых флюидов под действием продуктов окисления углеводородов. Выделены три стадии преобразования: увеличение пустотного пространства за счет активизации процессов растворения минерального скелета породы; формирование по периферии каверн крустификационного кальцита, снижающего объем открытой полости; полное залечивание оставшегося свободным пустотного пространства крупными монозернами кальцита. Эти стадии соответствуют битумной, водо-битумной и водной подзонам в строении зон водонефтяных контактов. С учетом попыток вовлечения в разработку углеводородов из окисленных частей нефтяных залежей выявленные закономерности стадийного преобразования пород-коллекторов могут помочь в выборе методов воздействия на пласты, содержащие тяжелые нефти и битумы. Заказать текст статьи отдельно.

Длительная разработка нефтяных месторождений в Татарстане обусловила проявление масштабного загрязнения подземных вод в верхней части геологического разреза, что обострило проблему качественного питьевого водоснабжения многих населенных пунктов. В связи с этим проведено изучение характера и основных факторов фильтрационной неоднородности нижнеказанского водоносного комплекса, являющегося наиболее продуктивным элементом разреза на питьевые подземные воды. Полученные результаты позволяют обеспечить оптимальное размещение новых водозаборных скважин, рациональное планирование поисково-разведочных работ на питьевые подземные воды, проводить гидродинамические расчеты распространения фактического или потенциального загрязнения. Заказать текст статьи отдельно.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция характеризуется поздней стадией освоения недр, оставаясь при этом территорией с немалым ресурсным потенциалом. Результаты проведения геолого-разведочных работ последних лет на ряде участков значительно расширили представления о перспективах ее нефтеносности в традиционных продуктивных горизонтах палеозойского осадочного чехла. Широкий диапазон генетических типов ловушек нефти, контролирующих здесь залежи нефти и имеющие преимущественно погребенный характер залегания, будет выявляться при повышении изученности территории разнообразными видами геолого-разведочных работ. Заказать текст статьи отдельно.

В фанерозойских отложениях Прикаспийской впадины обнаружены сферические микросферы диаметром 170-950 мкм. Микрозондовый анализ показал отличие микросфер в кайнозойских, мезозойских и палеозойских отложениях по содержаниям железа, марганца, алюминия, кремния. По характерной форме, минеральному и химическому составу предполагается космическое происхождение микросфер. Находки микросфер можно использовать как микростратиграфические реперы при корреляции полифациальных нефтегазоносных толщ.Заказать текст статьи отдельно.

Республика Коми относится к старым добывающим регионам, что требует усиленного внимания к вопросам воспроизводства сырьевой базы. Приведены результаты мониторинга геолого-разведочных работ в регионе за последние годы. Отмечена все возрастающая роль отдельных предприятий-недропользователей в восполнении сырьевой базы отрасли. Сделан вывод, что для поддержания достигнутого уровня добычи нефти в Республике Коми необходимо проведение поисково-разведочных работ не только силами недропользователей, но и за счет государственных средств. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена проблема нефтегазоносности глубоких горизонтов Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. В связи с глубоким положением нефтегазоносных комплексов, усложняющим проведение геолого-разведочных работ на данной территории, закономерно применение систем бассейнового моделирования. Проанализированы результаты моделирования с использованием программного комплекса Genex скв. Вуктыльская-58, вскрывшей глубокие горизонты осадочного чехла. Сделаны выводы о возможности генерации газа и газоконденсата, которые могли обеспечить формирование залежей не только в глубоких горизонтах, но и крупных залежей в вышележащих отложениях. Выделены периоды генерации и аккумуляции углеводородов. Определено положение главной зоны нефтеобразования по данным скважинам, а также нижней границы существования нефтей.Заказать текст статьи отдельно.

Проблема ограниченности подготовленных углеводородных ресурсов с каждым годом становится очевидней. На фоне известных предложений по решению этой проблемы остаются обойденными предложения по изучению и доизучению огромных территорий, по различным причинам оставшихся неразведанными. К подобным территориям относится и Московский осадочный бассейн. Особенностью территории является наличие в осадочной толще траппов девонского возраста, в плане охватывающих огромные площади. Тем самым формируются условия для формирования залежей углеводородов на территориях, признанных ранее бесперспективными. Предложены пути решения проблемы недостаточности углеводородной ресурсной базы в кратчайшие сроки и с минимальными финансовыми затратами.Заказать текст статьи отдельно.

Предложен новый комплексный подход к изучению сложнопостроенных среднеюрских отложений аллювиального генезиса, основанный на выделении в разрезе генетически однородных разновременных фаций (с использованием метода электрометрического фациального анализа), а также оценке влияния структурного фактора на латеральное развитие отложений. Представленная методика позволяет эффективно планировать геолого-разведочные работы и эксплуатационное бурение. Заказать текст статьи отдельно.

На основании результатов бассейнового анализа и моделирования выделены палеозойские, мезозойские и кайнозойские генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей и определены вероятные очаги генерации углеводородов, которые могут обеспечить наполнение ловушек на исследуемой территории. Потенциальные нефтегазоматеринские толщи прогнозируются в отложениях переходного комплекса (палеозой) и плитного чехла (мел). Выполненные исследования позволили наметить закономерности размещения скоплений углеводородов и выполнить прогноз перспектив нефтегазоносности полуострова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей. Заказать текст статьи отдельно.

Предложены новые подходы к изучению нефтеносности баженовских отложений Западной Сибири с применением инновационных технологий для локализации продуктивных участков баженовского комплекса. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены возможности выделения газонасыщенных интервалов по материалам стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) в сложнопостроенных терригенных коллекторах. Предложен экспресс-способ функционального преобразования кривых ГИС для определения газонефтяного контакта. Заказать текст статьи отдельно.

Показаны результаты изучения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса Самарского региона с точки зрения тектонического строения во взаимосвязи со структурой и историей формирования кристаллического фундамента. Работа основывается на результатах автоматизированной региональной корреляции разрезов скважин. С учетом литологии отложений уточнена схема типизации разрезов девонского терригенного комплекса. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено применению бассейнового моделирования, которое все чаще используется при проведении геолого-разведочных работ (ГРР) на нефть и газ в России. Бассейновое моделирование должно выполняется на всех этапах ГРР, при этом каждой стадии этих работ соответствует определенный круг решаемых задач. Региональный этап включает стадии прогноза нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления. На поисково-оценочном этапе объектами изучения становятся районы с установленной или возможной нефтегазоносностью, а также подготовленные ловушки и открытые месторождения. На разведочном этапе изучаются промышленные месторождения и залежи, уточняются их строение и запасы. Эффективный геолого-разведочный процесс представляет собой технологический цикл, где существенную роль играет оценка рентабельности проекта в целом. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена методологическая основа регионального и локального прогнозирования, научного обоснования первоочередных направлений поисково-разведочных работ с учетом отечественной и зарубежной теории и практики эффективного комплексного освоения природных битумов. Разработанные теоретические положения и методология изучения платформенных территорий в совокупности представляют новый научный подход к решению проблемы освоения нетрадиционных источников углеводородного сырья, основанный на системном анализе: от геологического изучения, прогноза, поиска и разведки до использования геофизических методов при подготовке месторождений природных битумов к освоению. Разработанная методологическая база является важным элементом оценки перспектив нефтебитуминозности верхних горизонтов осадочного покрова слабоизученных территорий. Заказать текст статьи отдельно.

Показаны результаты изучения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса Самарского региона с точки зрения тектонического строения во взаимосвязи со структурой и историей формирования кристаллического фундамента. Работа основывается на результатах автоматизированной региональной корреляции разрезов скважин. С учетом литологии отложений уточнена схема типизации разрезов девонского терригенного комплекса.Заказать текст статьи отдельно.

С целью изучения эволюции генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы изучены механизмы влияния интрузивных процессов на изменение степени катагенетической преобразованности нефтегазоматеринских пород. Проведенные исследования позволили реконструировать геологические события в процессе развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем: установить периоды формирования нефтегазоматеринских пород, резервуаров, покрышек, ловушек, подстилающих и перекрывающих пород, определить периоды генерации, миграции, аккумуляции и консервации углеводородов. По итогам работы создана прогнозная модель нефтегазоносности, карты зон генерации углеводородов. Проведен сравнительный анализ вклада основных нефтегазоматеринских пород рассматриваемой территории в формирование залежей углеводородов. Определены перспективные направления ведения геолого-разведочных работ на нефть и газ в пределах изучаемого объекта.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена петрофизическая модель коллекторов нижнего девона и верхнего силура на месторождении им. Р. Требса. Продуктивные коллекторы характеризуются сложным строением порового пространства, которое включает практически все виды пустотности: поры, первичные и вторичные, трещины и каверны выщелачивания. Проанализированы основные петрофизические зависимости (пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность) для различных литотипов продуктивного разреза. На основе проведенного анализа выявлены и обоснованы общие закономерности распределения петрофизических характеристик коллекторов, относящихся к различным литологическим пачкам. Даны рекомендации по применению полученных зависимостей для различных продуктивных объектов.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты оценки влияния литолого-фациальной неоднородности нижнемиоценовых терригенных коллекторов Центрального участка месторождения Дракон на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). На основе сейсмического, кернового материалов и данных геофизических исследований скважин выполнен комплексный анализ фациальной характеристики разреза. Проведен анализ фильтрационно-емкостной неоднородности коллекторов в зависимости от фациальной принадлежности. Выполнена петрофизическая классификация пород по параметру FZI (Flow Zone Indicator). Оценена зависимость этого параметра от обстановок осадконакопления. По результатам исследований выделены обстановки осадконакопления с улучшенными ФЕС. Материалы исследований могут быть применены для уточнения действующей геологической модели, составления программы доразведки участка.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен практический пример выделения зон наиболее достоверных запасов углеводородов для формирования дифференцированной программы доизучения месторождения. Увязка этой программы с проектной логикой развития актива позволяет более эффективно подходить к планированию работ, а интеграция разномасштабных данных обеспечивает снижение рисков принимаемых решений по разработке месторожденияЗаказать текст статьи отдельно.

Представлен подход к оценке рисков. Данный подход был опробован в Уватском районе, который расположен на юге Тюменской области. Основными факторами риска являются ловушка, заполнение, коллектор, покрышка. Использование данного подхода позволяет повышать успешность геолого-разведочных работ и дает возможность управлять рисками.Заказать текст статьи отдельно.

Карбонатные отложения на протяжении литогенеза подвергаются различным преобразованиям, к которым относятся уплотнение, цементация, доломитизация, перекристаллизация, сульфатизация, выщелачивание и др. При этом структура фильтрационно-емкостного пространства претерпевает различные изменения, которые необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений, в частности, при выборе методов интенсификации притока и увеличения коэффициента извлечения нефти и газа. Выполнены уточнение и оценка влияния вторичной доломитизации коллекторов венда и рифея нефтяного, газового и газоконденсатного месторождений Восточной Сибири на их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), выявлены закономерности изменения ФЕС в зависимости от содержания CaCO3 и MgCO3 с применением современных аналитических методов: рентгеновской томографии и термогравиметрического анализа. Исследованиями подтверждено, что процесс вторичной доломитизации сопровождается увеличением пористости и плотности доломитов. В породах газового месторождения процесс замещения кальция магнием создает благоприятные условия для фильтрации углеводородов, в породах нефтяного - изменений не происходит. Следовательно, если метасоматоз и увеличивает пористость, то его влияние на проницаемость неоднозначно, что необходимо учитывать при выборе метода повышения нефте- и газоотдачи.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты детального комплексного изучения кернового материала и анализа данных геофизических исследований скважин верхнеолигоценовой толщи месторождения Белый Заяц. Выполнен анализ основных трендов аномалий кривой естественной радиоактивности и установлена цикличность отложений. На основании полученных результатов выделены генетические типы пород и сделан вывод о прибрежно-морском и морском генезисе отложений. Проведен анализ зависимости коллекторских свойств от гранулометрического состава, степени вторичных изменений и состава глинистого цемента. Заказать текст статьи отдельно.

На примере осадочного разреза зоны контакта палеозойских и юрских отложений Урмано-Арчинской площади рассмотрена значимость выделения литогенетической стадийности процессов для выявления зон повышенного потенциала по добыче углеводородов и корректного прогноза нефтегазоносности в целом. Доюрский интервал разреза Арчинского и Урманского месторождений, представленный гипергенно измененными палеозойскими известняками и перекрывающими их переотложенными латеритами, является литологически наиболее сложным, неоднозначным в генетической интерпретации и прогнозе коллекторских свойств. Вместе с тем именно с эрозионными палеозойскими разрезами связан широкий комплекс нефтегазопоисковых и промысловых проблем – от источников углеводородов до прогноза качества коллекторов, их неоднородностей и локализации ловушек. На основе геолого-геофизических данных и детальной литологической характеристики рассмотрены вопросы литогенеза отложений зоны контакта палеозоя - мезозоя как основа прогноза распространения и изменчивости свойств этого продуктивного горизонта.Заказать текст статьи отдельно.

Показан подход к обоснованию поисково-разведочного бурения на примере блока 09-1 южного шельфа Вьетнама. Ввиду повышенного интереса к неструктурным ловушкам используется ряд различных методик: интерпретация сейсмических материалов; сейсмические атрибуты; сейсмофациальный анализ; интеграция данных керна и материалов геофизических исследований скважин; построение 3D модели нефтегазоносной системы Кыулонгского бассейна. Комплексный подход, детальный анализ и систематизация геолого-геофизических данных позволяют выработать дальнейшую стратегию выбора наиболее перспективных участков для поисково-разведочного, а в последующем и эксплуатационного бурения. Проведенные в 2012-2014 гг. исследования позволили выбрать наиболее оптимальные участки для постановки разведочного бурения, результаты которого в 2014 г. обеспечили компенсацию объемов недоборов нефти.Заказать текст статьи отдельно.

Опыт изучения сланцевых отложений в США показывает, что их аналогом на территории Республики Татарстан является саргаевско-турнейская продуктивная толща – доманиковые отложения. Детально рассмотрены условия осадконакопления, литологический состав и изученность данных отложений. Выполнена оценка ресурсов нефти, оставшейся в матрице генерирующей толщи. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена нефтеперспективность карбонатных отложений каширского горизонта Куакбашской площади. Приведены характеристики коллекторских свойств каширских отложений, результаты переинтерпретации каротажных материалов, проанализирована степень сопоставимости данных геофизических исследований скважин с результатами геолого-промысловых исследований. Обозначены проблемы, возникающие при выделении коллекторов и оценке характера их насыщения. Сложность и неоднозначность разреза каширского горизонта обусловили необходимость его дальнейшего детального изучения с целью выявления залежей нефти. Заказать текст статьи отдельно.

В условиях современной изученности недр, когда внимание в индустрии все больше смещается от истощенных разработкой поровых резервуаров в сторону нетрадиционных резервуаров, фильтрационно-емкостные свойства которых определяются трещиноватостью, интенсивное развитие приобретают методы, позволяющие прогнозировать зоны с повышенными фильтрационными характеристиками. Проведены анализ и комплексирование методов определения трещиноватости башкирских и серпуховских отложений залежей 301-303 Ромашкинского месторождения.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены залежи 302-303 башкирского и серпуховского ярусов. На основе новых данных об истории геологического развития и материалов сейсмических исследований предложена новая модель геологического строения залежей. В модели увязаны зоны деструкций и данные геофизических исследований скважин, адаптированы системы разломов. Проведен анализ данных геофизических исследований, дебитов и обводненности новых горизонтальных скважин. Результаты анализа подтвердили предложенную модель геологического строения залежей. Заказать текст статьи отдельно.

Южно-Орловское месторождение, одно из перспективных и недоизученных месторождений ОАО «Самаранефтегаз», в данный момент активно разбуривается, поэтому необходимо обоснование постановки новых скважин (как разведочных, так и эксплуатационных). Рассмотрены перестроение геологической модели месторождения на основе комплексного описания геологии и особенности разработка Южно-Орловского месторождения с учетом сейсмических данных, переоценки запасов с объединением подсчетных объектов. Определены наиболее перспективные участки. Даны рекомендации по постановке разведочных и эксплуатационных скважин.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена методика построения куба литологии для получения геологически достоверного распределения коллекторов при низкой плотности сетки скважин путем применения подхода с комплексированием стохастических и детерминистических методов. Приедены результаты опробования методики построения синтетического 3D куба фаций, в геометрию которого заложен алгоритм плавного перехода к линии глинизации, с использованием куба при распространении песчанистости.Заказать текст статьи отдельно.

Изучение геологического строения месторождений Пермского края методом 3D сейсморазведки позволило получить количественные закономерности изменения морфологического строения структур. Показано различие закономерностей изменения строения по результатам 3D для тектонических структур.Заказать текст статьи отдельно.

Для повышения эффективности геолого-разведочных работ по проекту «Сахалин-3» создана региональная геодинамическая модель эволюции Присахалинского шельфа. На основании результатов палеотектонического и палеогеографического анализов определены условия формирования осадочных комплексов и нефтегазоносных систем исследуемого региона. Выявленные закономерности развития антиклинальных структур позволили их генетически разделить на два типа: субширотный и субмеридиональный. Результаты моделирования показали, что осадочные бассейны Присахалинского шельфа являются полиочаговыми. В составе всех бассейнов выделяется ряд суб-бассейнов, в каждом из которых выделено от одной до пяти генерационно-аккумуляционных углеводородных систем с автономными очагами генерации углеводородов, собственными ареалами распространения и пространственно-временной эволюцией.Заказать текст статьи отдельно.

Истощение запасов углеводородов в девонских и нижнекаменноугольных отложениях Южно-Татарского свода предопределяет активизацию поисково-разведочных работ в отложениях вышележащих пород, из которых наиболее перспективными являются отложения башкирского яруса. Геологическая изученность их на уже разведанных площадях позволяет прогнозировать их высокую продуктивность при промышленной разработке. Изучение кернового материала показало, что большая часть высококачественных коллекторов в разрезах башкирского яруса приурочена к зонам доломитизации. По результатам геофизических исследований и по керну в разрезах башкирского яруса выделяется от трех до шести интервалов с хорошими петрофизическими свойствами, которые и представляют наибольший интерес. Распределение зон доломитизации в разрезах башкирского яруса не позволяет четко оконтурить области развития доломитовых коллекторов даже в пределах одной нефтеносной структуры. Отмечается лишь общая тенденция уменьшения интенсивности доломитизации карбонатных пород от крыльев к сводам брахиантиклинальных поднятий. Петрографические исследования позволили выделить две основные структурные разновидности рассматриваемых пород: доломиты ячеистые и доломиты кристаллобластовые.Заказать текст статьи отдельно.

На основе системы элементарных ячеек выполнена вероятностная оценка нефтегазоносности с использованием индивидуальных весовых коэффициентов для каждой ячейки в отдельности, что позволяет повысить качество прогноза. Вероятностно-статистические зональные модели прогноза нефтегазоносности построены для нижне-средневизейского терригенного нефтегазоносного комплекса (C1v), который обладает максимальными ресурсами нефти в Пермском крае. Прогноз выполнен по комплексу структурно-мощностных показателей, характеризующих отражающие поверхности, структурное местоположение продуктивных отложений и их толщину в 847 ячейках, распределенных по территории зон и районов нефтегазогеологического районирования. Для построенных многомерных моделей проведены их адаптация и анализ, получена схема значений вероятностного критерия, распределенного в ячейках визейского терригенного нефтегазоносного комплекса по территории Пермского края. Полученное распределение может быть использовано для выбора направлений геолого-поисковых работ и дифференцированной оценки прогнозных нелокализованных ресурсов при оценке новых лицензионных площадей.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено применение метода рентгеновской микротомографии для расчета коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости кернов нефтяных коллекторов Ашальчинского месторождения. Для моделирования течения жидкости на основе цифровых томографических изображений поровых каналов использовано уравнение неразрывности и стационарные уравнения Навье – Стокса. Показано, что коэффициенты проницаемости, рассчитанные при помощи формулы Козени – Кармана, дают завышенные значения по сравнению с фильтрационными характеристиками, рассчитанными на основе решений уравнений Навье – Стокса и уравнения неразрывности. Выявлено, что фильтрационно-емкостные характеристики кернов, вычисленные с использованием микротомографических данных, можно экстраполировать на образцы пористых сред более крупного размера.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты обобщения материалов по экспертизам геологических моделей. Показана возможность использования комплекса критериев для оценки качества геологических моделей. Обозначена практическая значимость представленного подхода. Рассмотрены характерные проблемы основных этапов геологического моделирования. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена эффективность бурения проектных боковых стволов. На первом этапе работы выполнены выбор и геолого-промысловый анализ исследуемого участка, на втором – создана секторная геолого-гидродинамическая модель, на основе геолого-промыслового анализа выбраны и обоснованы параметры неопределенности. Проведен ряд расчетов секторной модели в ПО Enable. На основе результатов этих расчетов выбраны оптимальные варианты. На заключительном этапе рекомендуемый вариант разработки объекта просчитан согласно действующему проектному документу на уточненной геолого-гидродинамической модели. Даны рекомендации по пересмотру бурения новых боковых стволов.Заказать текст статьи отдельно.

Разработана новая отечественная аппаратура для проведения исследований в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, реализующая в едином комплексе методы каротажа на постоянном токе, а также индукционного, нейтронного, гамма-, гамма-гамма-плотностного каротажа, резистивиметрии, потенциала самополяризации и инклинометрии. Приведены основные характеристики аппаратуры и примеры скважинных измерений. Разработаны программы численного моделирования и инверсии электрических и электромагнитных сигналов. На расчетных сигналах бокового каротажного зондирования (БКЗ) выявлены их основные особенности в сильно наклонных скважинах. Показаны примеры численной инверсии измеренных сигналов бокового и высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования при вертикальном и наклонном пересечении нефтяных пластов-коллекторов. Заказать текст статьи отдельно.

На примере нефтеносных карбонатных пород Волго-Уральского региона показано принципиальное строение зоны водонефтяного контакта в отложениях башкирского яруса. Установлены определенные структурные и минеральные признаки зон водонефтяных контактов, охарактеризован состав вмещаемых породами флюидов. Показаны закономерности смены состава углеводородов по разрезу в зависимости от степени вторичного преобразования пород. Заказать текст статьи отдельно.

Изучены вторичные кремнистые коллекторы нефтеносных карбонатных комплексов башкирского яруса восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода. Установлено, что зоны окремнения приурочены к участкам сводовых поднятий, под которыми находятся эрозионные врезы визейского возраста. Процесс силицитизации охватывает лишь нижние части нефтепродуктивных интервалов, «затухая» вверх по разрезу. Предложен механизм образования кремнистых коллекторов за счет восходящей миграции глубинных флюидов через терригенные породы визейских эрозионных врезов, насыщении их кремнеземом и последующим отложением кремнезема на кислых геохимических барьерах зон водонефтяных контактов. Заказать текст статьи отдельно.

Установлено, что линейное направление развития вторичной доломитизации в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения пересекает тектонически контрастные плотно примыкающие и гидродинамически связанные друг с другом зоны сжатия - растяжения. На основании этого на месторождении установлено функционирование природного «тектонического насоса». Последний за счет разнонаправленных тангенциальных движений в периоды структурных перестроек производил перекачивание основной массы флюида (в том числе нефтеносного) по наиболее проницаемым направлениям, отмеченным формированием аутигенного доломита. Заказать текст статьи отдельно.

Система геодинамического мониторинга на юго-востоке Татарстана начала развиваться с 80-х годов ХХ века, когда стали выполняться сейсмологические наблюдения. На юго-востоке Республики Татарстан организован комплекс наблюдений из нивелирных и спутниковых систем. Каждая система выполняет свою часть задачи выявления деформационных процессов. Запроектированная региональная нивелирная сеть образует 23 замкнутых полигона, общая длина ходов составляет 1600 км. Заказать текст статьи отдельно.

Установлено, что при конвективном тепломассопереносе в районе Красноленинского свода (Западная Сибирь) режим пульсирующего бокового давления способствовал лавинообразному выделению в свободное состояние межслоевой воды из верхнеюрско-нижнемеловых смектитов (монтмориллонитов) в процессе их гидрослюдизации. Возрожденная (петрогенная) вода составляла основу образующихся гидротермальных растворов, ответственных за процессы ультракислотного выщелачивания, метасоматоза, генерацию и миграцию углеводородов. Ускоренная эвакуация микронефти из материнского пласта, препятствующая ее окислению с последующим формированием нефтяных залежей, в первую очередь связана с периодами тектоно-гидротермальной активизации осадочных бассейнов, не зависимо от того, являются ли они рифтогенными или не осложнены рифтогенезом.Заказать текст статьи отдельно.

Изучен разрез доманиковых отложений юго-западной части Республики Татарстан. Использован метод электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) для выявления кристаллохимических особенностей породообразующих минералов и органического вещества. Изменение содержания в образцах ионов Mn2+ и Eʹ-центров указывает на чередование в разрезе карбонатных и карбонатно-кремнистых пород. Показано, что изменение по разрезу соотношения - ион-радикалов SO3- и SO2, присутствующих в структуре кальцита, свидетельствует об окислительной среде осадконакопления карбонатных отложений и восстановительной при формировании карбонатно-кремнистых. Установлено, что максимальные содержания органического вещества приурочены к участкам пород, имеющим карбонатно-кремнистый состав. Важным является допущение о наличии двух типов органического вещества: автохтонного и аллохтонного. Это свидетельствует о его пространственном перераспределении в процессе катагенеза.Заказать текст статьи отдельно.

Методами растровой электронной микроскопии (РЭМ), фокусированного ионного пучка (ФИП), просвечивающего электронного микроскопа, просвечивающей растровой электронной микроскопии и энергодисперсионного рентгеновского микроанализа были исследованы образцы кернов баженовской свиты с керогеном различного катагенеза. Установлено, что на ранних стадиях катагенеза керогене может содержать отдельные изолированные поры размером менее 0,2 мкм. На высоких стадиях катагенеза (МК3-МК4) размер пор достигают 2 мкм, причем их объемное содержание превышает 22 % объема керогена, а связность составляет около 75 %. Близкий объем пор обнаружен и в минеральной матрице в этих образцах, причем связность превышает 90 %. Исследован состав минеральной матрицы, окружающий кероген. Заказать текст статьи отдельно.

На представительных коллекциях керна при помощи современной аппаратурно-методической базы проведены экспериментальные исследования комплекса тепловых свойств (теплопроводности, объемной теплоемкости, коэффициента анизотропии, коэффициента тепловой неоднородности) пород баженовской свиты. Получена информация о тепловых свойствах пород баженовской свиты, их пространственно-временных вариациях, связи этих вариаций с минеральным составом, структурными и текстурными характеристиками пород, органическим веществом, поровым флюидом. Установлены значительные вариации изучавшихся тепловых свойств. Показано, что вариации содержания органического вещества являются основной причиной вариаций теплопроводности. Выявлена значительная тепловая анизотропия пород, изменения которой связаны с изменениями содержания органического вещества и со степенью неоднородности пород на уровне образцов. Предложен подход к оценке содержания органического вещества по результатам измерений теплопроводности. По результатам бесконтактных измерений комплекса тепловых свойств стандартного керна в течение полного цикла его петрофизических исследований установлено, что экстрагирование, флюидонасыщение и высушивание керна приводят к существенным изменениям тепловых свойств минеральной матрицы пород баженовской свиты, обусловленным изменениями межзерновых контактов и сплошности минеральной матрицы. Это приводит к соответствующим изменениям механических, упругих, электрических и других свойст пород, что необходимо учитывать в процессе петрофизических исследований в целях сохранения керна и получения достоверной информации об изменении свойств пород при изменениях состава порового флюида во время лабораторных экспериментов.Заказать текст статьи отдельно.

Проведен расширенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий многочастотный волновой диэлектрический метод (МВДК). Использование МВДК позволило оценить общий объем воды в пустотном пространстве исследуемых пород независимо от специальных параметров (как при оценке объема воды методом электрического каротажа). В комбинации с ИНГК-с содержания воды определено раздельно для глинистых минералов и гидрофильных капилляров. Полученные данные подтверждены результатами изучения керна. Заказать текст статьи отдельно.

Представлен подход к изучению свойств баженовской свиты Западной Сибири, в основе которого лежат методы электронной микроскопии и рентгеновской томографии. Применение комплекса этих методов позволяет изучать фильтрационно-емкостные, механические, тепловые, петрофизические и другие характеристики образцов керна в нано- и микромасштабе. Приведены результаты томографических и микроскопических исследований образцов керна, отобранных из скважин Салымского месторождения. Результаты восстановления внутренней структуры образца сопоставлены с результатами стандартных лабораторных испытаний, что позволяет определить минерально-компонентный состав, содержание органического вещества и пористость породы. Выполнен анализ полученных результатов. Рассмотрены перспективы выбранного комплекса методов применительно к исследованию структуры пустотного пространства и свойств нетрадиционных коллекторов нефти и газа.Заказать текст статьи отдельно.

Для оценки генерационного потенциала хадумской свиты проведены геохимические исследования органического вещества. Результаты исследований свидетельствуют о высоких нефтематеринских свойствах хадумских отложений в Центральном и Восточном Предкавказье, а также позволяют высоко оценивать перспективы обнаружения как традиционных, так и нетрадиционных ресурсов углеводородов. Традиционные скопления углеводородов прогнозируются в областях развития традиционных коллекторов и сводовых ловушек в северных районах Восточного Предкавказья, в центральных и в юго-восточных районах Терско-Каспийского прогиба. Перспективы выявления нетрадиционных ресурсов углеводородов связываются с областями развития недозрелых потенциально нефтематеринских сланцевых низкопроницаемых пород, находящихся на начальном этапе главной фазы нефтеобразования или на подступах к ней.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена проблема переноса данных, полученных при микроскопическом изучении объектов, на макроскопические масштабы. Для исследования данного вопроса используется понятие "представительный элемент объема" (representative elementary volume - REV). Методика определения REV заключается в вычислении некоторого физического параметра образца при последовательном увеличении исследуемого объема. В результате фиксируется минимальный исследуемый объем, при дальнейшем увеличении которого вариации параметров становятся незначительными. На основе данных, полученных при помощи метода рентгеновской микротомографии и математического моделирования, для трех образцов песчаников Ашальчинского месторождения вычислены REV для коэффициентов пористости, удельной поверхности пор и компонент тензора абсолютной проницаемости в главных осях. Показано, что REV коэффициента пористости трех образцов лежат в узком диапазоне значений. Аналогичный результат получен для остальных измеряемых характеристик образцов. Это свидетельствует о верности выбранной методики определения макроскопических свойств.Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время при обработке и интерпретации волновых сейсмических полей широко используются динамические параметры волн, связанные с амплитудой и энергией отражений. В значительно меньшей степени используются фазочастотные характеристики (ФЧХ) отраженных волн. Между тем, в фазу сейсмических сигналов, а вернее, в сложный закон изменения их фазовых спектров, заложена важная информация о местоположении отражающих границ, типе скоростного разреза, поглощающих и дисперсионных свойствах слоистых сред. На этой основе могут быть синтезированы фазочастотные алгоритмы прослеживания сейсмических данных, позволяющие в условиях априорной неопределенности относительно формы исследуемых волн обнаруживать и разрешать сигналы на фоне интенсивных помех и получать надежные оценки их параметров. Использование ФЧХ отраженных волн оказывается также полезным при решении задач прогноза геологического разреза, в том числе прогнозе нефтегазоносности осадочных толщ. Кратко рассмотрены возможности использования предложенных ранее фазочастотных алгоритмов анализа сейсмических сигналов для обработки и интерпретации материалов вертикального сейсмопрофилирования. Приведены примеры, подтверждающие их эффективность для решения задач прогноза геологического разреза в околоскважинном пространстве.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород на основе анализа коэффициентов, характеризующих фильтрационные ячейки пород-коллекторов: показатель качества коллектора, индекс зоны фильтрации, индекс свободного флюида. Указанные коэффициенты обычно использовались для терригенных коллекторов с целью выделения объема пород, обладающего определенными геологическими и петрофизическими свойствами, а также единой гидравликой. Считалось, что такое определение для карбонатных пород является проблематичным. Однако проведенные исследования показали возможность выделения фильтрационных ячеек в карбонатной залежи при условии выделения хороших пород коллекторов и определения лито-генетического типа карбонатных пород. Выявлено, что наилучшими коллекторами являются известняки биокластово-зоогенного типа. Расчет коэффициентов позволил выявить фильтрационные ячейки во всех продуктивных карбонатных отложениях рассматриваемого месторождения.Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время в Восточной Сибири основными для изучения и разработки становятся нетрадиционные коллекторы сложного структурного и текстурного строения. Рассмотрен подход к определению общей и эффективной емкости трещинных карбонатных пород рифейского возраста на примере Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения. Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время Верхнечонское месторождение нефти и газа является крупнейшим месторождением Восточной Сибири, введенным в активную разработку. Верхнечонский продуктивный горизонт представляет собой уникальный природный резервуар, сформированный разнородными отложениями горных пород – от гравийных конгломератов и гравелитов, разнозернистых песчаников и алевролитов с относительно низким содержанием глинистого цемента до однородных хорошо отсортированных песчаников преимущественно кварцевого состава. Отложения характеризуются высокой степенью литологической неоднородности, контрастной слоистостью, широким диапазоном естественного засолонения порового пространства галитом (каменная соль) и ангидритом, карбонатностью. Приведена методическая информация о специфике потоковых экспериментов на керне Верхнечонского горизонта, являющаяся обобщением большого объема многолетних исследований.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены наиболее важные проблемы и пути их решения в процессе сопровождения бурения горизонтальных скважин с мультистадийным гидроразрывом пласта (ГРП) в неоднородных и низкопроницаемых коллекторах тюменской свиты Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения. Предложены комплексные подходы: использование геологической литолого-фациальной 3D модели; применение современного комплекса геофизических исследований скважин и оперативная интерпретация в режиме реального времени; формирование стратегии бурения и разработка альтернативных вариантов. Приведены результаты повышения эффективности бурения и проводки горизонтальных скважин в 2013-2015 гг. на Ем-Еговской площади.Заказать текст статьи отдельно.

Представлена методика и результаты компьютерной обработки цифровой модели дневного рельефа (ЦМР) на территории небольшого месторождения нефти. Цель исследования заключалась в получении информации о естественной трещиноватости массива горных пород и его флюидодинамическом режиме. Несмотря на то, что подробно описан лишь один частный случай, методика универсальна и может быть применена для любых равнинных территорий с развитой эрозионной сетью (в пределах платформ). Результаты цифровой обработки ЦМР в комплексе с данными о нефтеносности участка, результатами геохимического опробования и результатами высокоточной гравиразведки указали на зоны повышенной трещиноватости и флюидодинамической активности пород осадочного чехла. По результатам исследования также создана блоковая модель территории месторождения. Проведена реконструкция геодинамических процессов в зоне сочленения активных микроблоков.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены особенности картирования залежей нефти, связанных с трещиноватыми образованиями доюрского комплекса западной части ХМАО-Югры. На основе комплексного анализа материалов 3D сейсморазведки, данных опробования и геофизических исследований скважин, а также описания керна предложено выделять участки повышенной трещиноватости, учитывать их при создании геологических моделей и оценке запасов нефти.Заказать текст статьи отдельно.

Актуальность проблемы поиска и разведки сланцевых углеводородов обусловливает необходимость разработки эффективного комплекса методов, в которых решающая роль на различных этапах геолого-разведочных работ на нетрадиционные источники углеводородного сырья принадлежит геофизической разведке. Рассмотрены возможности использования геофизических методов. Даны рекомендации по созданию эффективного комплекса разведочной геофизики на углеводороды сланцевых формаций.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты применения дипольного электрического зондирования (ДЭЗ) для разведки залежи природных битумов и высоковязких нефтей. Полевые работы проведены по схеме наблюдений с многократным перекрытием, что дало возможность построить геоэлектрические разрезы с высоким разрешением. Результаты количественной интерпретации с учетом априорной геолого-геофизической информации позволило уверено выделить битумосодержащий комплекс горных пород и изучить его характеристики, в частности, построить карту толщин битумного пласта. Полученные результаты свидетельствуют о высоком потенциале метода ДЭЗ-ВП при разведке залежей природных битумов и высоковязких нефтей. При наличии данных бурения и промысловой геофизики высокая плотность наблюдений обеспечивает принципиальную возможность перехода от физических параметров (удельное электрическое сопротивление) к петрофизическим и геологическим параметрам (толщина битумонасыщенного пласта, степень насыщения).Заказать текст статьи отдельно.

В ходе работы с керновым материалом пласта БС7 одного из месторождений Западной Сибири выделены девять литотипов в пределах коллектора. Литотипы сгруппированы в два класса, характеризующиеся своими петрофизическими моделями. Сделан прогноз литотипов по данным геофизических исследований скважин. Построена объемная модель, коррелирующая с данными изучения керна. Обосновано использование гамма-каротажа для выделения литотипов, прогноза пористости и проницаемости в зависимости от принадлежности к литопетрофизическому типу.Заказать текст статьи отдельно.

На основе результатов лабораторных исследований керна баженовской свиты и данных по содержанию органического углерода с применением факторного анализа, предложена целевая классификация пород по компонентному составу, которая позволяет не только выделить типы пород, но и дать характеристику генетических процессов. На примере месторождений центральной части Западной Сибири (южная лицензионная территория Приобского месторождения, северо-восточная часть Пальяновской площади Красноленинского месторождения, Верхнесалымское месторождение) показан вещественный состав основных выделенных типов пород свиты. Использование предлагаемого методического подхода к типизации пород даст возможность унифицировать характеристику пород баженовской свиты на территории всего Западно-Сибирского бассейна и снять терминологические разногласия среди исследователей различного профиля.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены результаты, полученные при изучении строения тюменской свиты в пределах Ноябрьского региона Западно-Сибирского бассейна. Применение современных подходов к анализу волнового поля сейсмических данных позволило выделить на площади и оконтурить сеть палеоканалов, обусловливающих транспортировку осадочного материала. Интеграция результатов анализа волнового поля со скважинными данными дала возможность получить детальную карту, отражающую наиболее перспективные участки, с точки зрения дальнейшего изучения тюменской свиты. Полученные результаты можно использовать для планирования разведочного бурения, а также для обоснования необходимости углубления пилотных скважин с целью повышения уровня изученности отложений тюменской свиты. Область исследования ограничена зоной присутствия ПАО «Газпром нефть» в Ноябрьском регионе, что составляет около 180 тыс. км2.Заказать текст статьи отдельно.

Миграционные преобразования в глубинной области имеют широкое применение при обработке сейсмических материалов, зарегистрированных в районах со сложной геологией. Основой для миграции выступает глубинно-скоростная модель (ГСМ), которая должна обеспечивать высокое качество изображения и хорошую согласованность сейсмических горизонтов с маркерами скважин. Для сложнопостроенных сред обычно получают две ГСМ: одну – для фокусировки изображения, другую – для согласования сейсмических данных со скважинной информацией. Примененная в данной работе методика построения анизотропной ГСМ позволила рассчитать одну модель, обеспечивающую одновременно как высокую когерентность осей синфазности отраженных волн на суммарных данных, так и высокую согласованность их со скважинной информацией, что дало предпосылки для проведения интерпретации не только на качественном, но и на количественном уровне.Заказать текст статьи отдельно.

Представлена методика автоматического анализа литолого-фациальных обстановок месторождения на основе спектрального разложения данных геофизических исследований скважин. Методика позволяет автоматически классифицировать скважины по типам обстановок осадконакопления в выделенном стратиграфическом интервале. При этом обстановки распознаются на основе анализа форм каротажных кривых – посредством спектрального представления каротажных данных. Приведены пример апробации методики на данных реального месторождения и анализ полученных результатов. Концептуальная картина распределения фаций, классифицированных с помощью предлагаемого метода, достаточно хорошо совпала с фациальной картой, построенной экспертом. Представленная методика позволяет упростить задачу при выделении фаций, значительно снизив время на построение фациальных карт и сократив влияние субъективного фактора.Заказать текст статьи отдельно.

В настоящий момент большое число месторождений Ноябрьского региона Западно-Сибирского бассейна находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся падающим уровнем добычи по целевым пластам. При этом зачастую остается неизученной достаточно мощная часть разреза, представленная ачимовской толщей, накопление коллектора в которой связано с развитием локальных областей лавинной седиментации – оползневых потоков, конусов выноса и связанных с ними каналов транспортировки осадочного материала. Приведены основные методики выделения перспективных областей в пределах ачимовского комплекса отложений при помощи различных подходов к изучению данных сейсморазведки. Результатом исследования является обобщенная карта аномалий волнового поля, обусловленных наличием в разрезе ачимовской толщи перспективных геологических тел (конусов выноса и каналов транспортировки осадочного материала). Представленный подход прошел верификацию в рамках нескольких месторождений Ноябрьского региона, что позволяет использовать его для планирования разведочного бурения на ачимовский интервал разреза в областях, не охваченных бурением. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены разработанные компьютерные технологии выявления физико-геологических особенностей нефтяных месторождений по данным высокоточной гравиразведки. По результатам многолетних экспериментальных определений плотностей пород установлено, что основным источником аномальных масс, на участках нефтеносных структур является наличие вертикальных зон разуплотнение пород, закономерно прослеживаемых по всему осадочному комплексу. Они отображаются наиболее интенсивными изменениями гравитационного поля, на порядок превышающими влияние плотностных границ и нефтегазовых залежей. Метод гравитационного моделирования, заключается в создании физико-геологических моделей объектов прогнозирования непосредственно по измеренному полю. Его реализация в вариантах 2D и 3D, в отличие от качественного истолкования гравитационных аномалий, позволяет на количественном уровнеизвлекать информацию о геологическом строении потенциально нефтеносных структур и зон разуплотнения. Результаты моделирования представляют особое значение для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин. Приведены примеры прогнозирования нефтегазоносных структур.Заказать текст статьи отдельно.

Несмотря на высокую степень изученности территории Пермского края геолого-геофизическими методами, в регионе сохраняется высокая эффективность геолого-разведочных работ (ГРР). При этом требуются постоянный анализ и поиск новых направлений ГРР. Рассмотрены последние результаты ГРР на территории региона.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены особенности построения 3D геологических моделей клиноформных отложений нижнего мела Восточного Предкавказья на примере одного из месторождений. На базе имеющегося геолого-геофизического материала при моделировании использовались различные приемы (карты тренда коллектора, палеоструктурные поверхности), учитывающие особенности осадконакопления объекта изучения.Заказать текст статьи отдельно.

При разработке пород пашийского горизонта Китаямского месторождения выявлены особенности, связанные с низкими фильтрационно-емкостными свойствами этих пород, определенными лабораторно после открытия месторождения. Заводнение месторождения не осуществляется, дебиты скважин невысокие и снижаются в связи с падением пластового давления. Фильтрационные исследования показали, что закачка воды приводит к снижению скорости фильтрации жидкостей. Рассмотрены свойства пород на основе литологического описания и комплекса исследований керна. Показаны особенности пород, которые способны влиять на разработку: преимущественная гидрофобность плотных, хорошо сцементированных песчаников, сложенных в основном из кварца с низким содержанием глин, равномерным распределением пор по размерам. Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты исследования природного керна GR-201, полностью насыщенного водой/гексаном. Рассмотрены исследования трансляционной подвижности молекул диффузанта в зависимости не только от времени диффузии, но и от ориентации образца по отношению к направлению внешнего градиента магнитного поля. Даны результаты расчетов размеров ограничений, полученных из анализа временных зависимостей. Существенная разница в размерах ограничений, регистрируемых методом ядерного магнитного резонанса с импульсным градиентом магнитного поля, проявляющаяся в одной и той же пористой среде только в результате смены диффузанта, является не тривиальным фактом. Сделано предположение, что природа ограничений, обусловливающих доминирующее влияние на временные зависимости различна.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты исследований коллекторов, имеющих сложное строение. Приведены результаты анализа петрофизических свойств пород ряда залежей, полученные как в результате лабораторных исследований керна, так и интерпретации промыслово-геофизических данных, которые указывают на широкое распространение пустот в рассматриваемых породах трещинного типа. Рассмотрены изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород, возникающие в процессе разработки залежей углеводородов. Заказать текст статьи отдельно.

Выполнено комплексное и детальное изучение небольшого месторождения, открытого в 2013 г. в регионе Северный Банат (Сербия) компанией НИС а.д. Нови Сад. Опыт, полученный в процессе его изучения, позволил уточнить сейсмическую интерпретацию и обозначить границы наиболее перспективной зоны для эксплуатационного бурения на аналогичном объекте. В случае результативного разбуривания второго объекта, открываются хорошие перспективы картирования по данным сейсмических исследований подобных объектов в пределах обозначенной структурно-тектонической зоны на основе четкого понимания поисковых критериев. Это позволит снизить риски и повысить успешность геолого-разведочных работ. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен метод определения площадей текстурных компонентов по фотографиям колонки керна. В результате применения метода получен дополнительный петрофизический параметр, необходимый для разработки петрофизической модели сложнопостроенных текстурно-неоднородных горных пород и методики интерпретации методов геофизических исследований скважин. Заказать текст статьи отдельно.

В разрезах баженовской и абалакской свит присутствуют прослои, в различной степени обогащенные карбонатными минералами. Их связь с продуктивностью скважин доказана, однако генезис до конца не установлен. Исследованы условия формирования и связи с нефтеносностью всех карбонатных и карбонатсодержащих пород в разрезах баженовской и абалакской свит с использованием методов литологии, петрографии, минералогии, петрофизики, изотопной геохимии углерода и кислорода карбонатных минералов, сканирующей электронной микроскопии, геохимии органического вещества. Среди изученных пород выделено несколько групп. Наилучшими коллекторскими свойствами и максимальной нефтенасыщенностью обладают частично доломитизированные силициты группы карбонатно-кремнистых пород баженовской свиты и трещиноватые, кавернозные, брекчированные известняки и доломиты абалакской свиты, в которых нефтенасыщение приурочено только к трещинам и кавернам. Коллекторы баженовской свиты отнесены к порово-микрокаверновому типу, коллекторы абалакской свиты – к трещинно-каверновому. Максимальная суммарная толщина карбонатно-кремнистых пород, являющихся потенциальными коллекторами в баженовской свите, характерна для зоны сочленения Сургутского свода и Салымского мегавала. Минимальная толщина потенциальных коллекторов характерна для Елизаровского прогиба, осложняющего восточный склон Красноленинского свода.Заказать текст статьи отдельно.

На основе анализа термобарических условий формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья оценены перспективы обнаружения как традиционных, так и нетрадиционных ресурсов углеводородов. Перспективы выявления нетрадиционных ресурсов углеводородов связываются с областями развития недозрелых «богатых» и «очень богатых» потенциально нефтематеринских пород, находящихся на начальном этапе главной фазы нефтеобразования или на подступах к ней. Основным критерием для поисков углеводородов являются не ловушки, а непосредственно породы, в которых образовались углеводороды. Заказать текст статьи отдельно.

На основе традиционного комплексного литофациального анализа и инновационного статистического метода интерпретации данных геофизических исследований скважин изучены перспективы нефтегазоносности покурских отложений Томской области. Выявлены литофациальные и геохимические критерии и определены перспективные площади. Перспективными являются регрессивные морские отложения, приуроченные к пластам нижней пачки покурской свиты. Заказать текст статьи отдельно.

На основе традиционного комплексного литофациального анализа и инновационного статистического метода интерпретации данных геофизических исследований скважин изучены перспективы нефтегазоносности покурских отложений Томской области. Выявлены литофациальные и геохимические критерии и определены перспективные площади. Перспективными являются регрессивные морские отложения, приуроченные к пластам нижней пачки покурской свиты.Заказать текст статьи отдельно.

Зона активного водообмена Восточно-Закамского региона Татарстана характеризуется толщинами до 350 м и является областью распространения подземных вод разнообразных состава и минерализации (0,2–10 г/л). Для количественной оценки вклада разнообразных факторов в современную структуру гидрогеохимического поля изучены водораздельные пространства, которые представляют собой области преимущественной нисходящей фильтрации. В таких областях состав подземных вод формируется исключительно за счет взаимодействия атмосферных осадков и их дериватов с почвами и породами разреза. Определены концентрационные градиенты основных компонентов и интегральных показателей состава воды, проявляющиеся при нисходящей фильтрации. Выявлено, что основными факторами, определяющими состав подземных вод, являются литологические особенности водоносных горизонтов (соотношение сульфатных, карбонатных и глинистых пород, глубина их залегания) и процессы нефтедобычи. Полученные значения концентрационных градиентов и характер их изменения позволяют прогнозировать гидрогеохимические условия в областях преобладающей нисходящей фильтрации зоны активного водообмена. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены методы оценки интервальных времен упругих волн по данным многоэлементного волнового акустического каротажа скважин. Проведено сравнение кривых интервального времени продольной и поперечной волн для карбонатных отложений. Кривые интервальных времен, оцененные методом Сембланса и дисперсионным методом, имеют лучшую сходимость. Данные методы оценивают групповую скорость, в отличие от метода годографа, который дает оценку фазовой скорости. Сходимость кривых интервального времени для поперечной волны в целом выше сходимости кривых для продольной волны. Все методы дают схожие погрешности оценки интервального времени. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены разработанные автором компьютерные технологии выявления физико-геологических особенностей нефтяных месторождений по данным высокоточной гравиразведки. Приведены примеры прогнозирования нефтегазоносных структур. Геологическая интерпретация гравитационного поля часто ограничивается качественным истолкованием карт трансформированных аномалий, содержащих большие погрешности. В результате рекомендации по проведению поисково-разведочных работ не подтверждаются при бурении скважин. Для повышения результативности исследований необходимы изучение плотностных особенностей объектов прогнозирования, проведение целенаправленных гравиметрических измерений и применение эффективных методов интерпретации получаемых данных. По результатам многолетних экспериментальных определений плотностей пород установлено, что основным источником аномальных масс на участках нефтеносных структур является наличие вертикальных зон разуплотнение пород, закономерно прослеживаемых по всему осадочному комплексу. Они отображаются наиболее интенсивными изменениями гравитационного поля, на порядок превышающими влияние плотностных границ и нефтегазовых залежей. Разработанный метод гравитационного моделирования заключается в создании физико-геологических моделей объектов прогнозирования непосредственно по измеренному полю. Его реализация позволяет получать количественную информацию о геологическом строении потенциально нефтеносных структур и зон разуплотнения. Результаты моделирования представляют особый интерес при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.Заказать текст статьи отдельно.

Проект «Мессояха» является одним из приоритетных для компании «Газпром нефть». Основной интерес представляет пласт ПК1-3 (покурская свита), который вмещает значительные запасы нефти и газа и является основным объектом разработки на Восточно-Мессояхском месторождении. В настоящее время на месторождении активно ведется эксплуатационное бурение. Получены новые данные, свидетельствующие о наличие чередования флюидных контактов. Отмечено, что эти данные пока не могут служить основанием для пересмотра концепции формирования пласта, поскольку эффект многоконтактности носит локальный характер. Рассмотрены гипотезы возникновения такого эффекта. Показано, что при имеющейся степени изученности месторождения оценить объем газовых скоплений и их влияние на разработку пласта не представляется возможным залежиЗаказать текст статьи отдельно.

Для коллекторов с вторичной (трещинной) пористостью отсутствует метод обоснования границы коллектор – неколлектор с использованием петрофизических исследований кернового материала. Применен метод статистической обработки информации с привлечением результатов количественной оценки вторичной пористости по данным геофизических исследований скважин и результатов испытания скважин. На примере верхнемеловых карбонатных отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области приведено математическое обоснование критического значения вторичной пористости для границы коллектор – неколлектор. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены проблемы решения задачи моделирования распространения волновых колебаний в массивной породе, содержащей различные неоднородности, на реконфигурируемой вычислительной системе (РВС). Применение РВС позволяет сократить время решения и сохранить требуемую точность моделирования волновых процессов, протекающих в массивных породах, что актуально в геолого-геофизических задачах. Заказать текст статьи отдельно.

Обработка результатов исследования секторной аппаратурой акустического каротажа в карбонатном разрезе выполнена с учетом раздельной регистрации волновых картин по четырем независимым секторам. Выявлена существенная разница во времени прихода целевых волн к различным секторам прибора. Предложена процедура формирования монопольного или дипольных волновых пакетов с учетом раздельной регистрации по секторам и сдвигов между волновыми картинами отдельных секторов. При этом различие в значениях интервального времени, полученных для волновых пакетов, записанных по классической методике и вычисленных с учетом сдвигов между секторами, может приводить к различию при расчете коэффициента пористости 4 % и более. Помимо формирования корректного волнового пакета, обработка волновых картин по различным секторам позволяет выявить наличие анизотропии упругих свойств по образующей скважины, а также участки с наличием наклонных по отношению к скважине пластов. Дальнейшая обработка подобного рода материалов даст возможность получить геологическую информацию, сходную с результатами обработки данных скважинных имиджеров.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен опыт проведения гидродинамического каротажа модульным пластоиспытателем в продуктивном разрезе отложений верхнего и нижнего девона, а также верхнего силура. Отмечено, что на качество проведения гидродинамических исследований как двухпакерной компоновкой, так и прижимным зондом существенно влияет состояние ствола скважины. Проведенные исследования позволили получить информацию о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов и характере их насыщенности, а также в целом уточнить геологическое строение месторождений им. Р.Требса и им. А.Титова.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты исследования распределения сигнала ядерного магнитного резонанса (ЯМР) вдоль оси полноразмерного керна в зависимости от времени после его извлечения из керноприемника. Обнаружено наличие тонких прослоев, характеризующихся существенной неоднородностью в распределении амплитуды сигнала ЯМР. Это свидетельствует о необходимости выработки соответствующих критериев при отборе стандартных образцов для изучения фильтрационно-емкостных свойств и построения петрофизических зависимостей. Исследована кинетика потери сигнала ЯМР в течение примерно 20 сут с момента извлечения кернового материала из скважины. Выявлены два типа кинетических зависимостей. Форма одной из них близка к экспоненциальной зависимости, форма другой аномальна: начальный участок характеризуется замедленным испарением флюида из керна, примерно через 150 ч процесс ускоряется, и вида кинетической кривой приближается к экспоненциальному. Сделано предположение, что это может быть связано либо с неоднородностью распределения пор по объему керна в исследуемой области, либо с формой пор, например, наличием тупиковых пор. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты исследования нефтей, типичных для продуктивных отложений карбонатного и терригенного девона Волгоградского Поволжья, на основе изучения особенностей состава и строения ароматических соединений, а также насыщенных парафиновых углеводородов сырой нефти. Рассмотрены возможные причины различия в составе насыщенных и ароматических соединений, присутствующих в нефтях карбонатного и терригенного девона. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены региональные закономерности проявления различных видов миграции при формировании залежей нефти и газа на территории Западной Сибири. Отмечено, что в случае первичной миграции углеводородов, генерированных баженовской свитой в подстилающие коллекторы, движущей силой вторичной миграции может быть разность не только плотности нефти и воды, но и давлений в баженовской свите и нижележащих коллекторах. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы повышения надежности и достоверности сейсмогеологических моделей, формируемых при выполнении сейсморазведочных работ с использованием традиционных технологий. Повышение качества сейсмогеологических моделей, их надежности и достоверности может быть получено за счет оптимизации методики и ужесточения контроля качества полевых сейсморазведочных работ; расширения графа обработки сейсмических данных; совершенствования технологий интерпретации сейсмических данных; широкого комплексирования результатов различных групп исследователей; оперативной актуализации сейсмогеологических моделей по результатам бурения скважин. Реализация предлагаемых мероприятий позволяет не только уточнить модель известных залежей и месторождений юрско-мелового интервала разреза и повысить эффективность их разработки, но и выделить другие объекты, перспективные для поиска залежей-спутников. Заказать текст статьи отдельно.

На основании комплексных лабораторных исследований керна скважин баженовской свиты, размещенных на территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК (преимущественно Томская область) выполнена оценка плотности ресурсов углеводородов и потенциальных дебитов скважин, заложенных на баженовскую свиту. При изучении образцов керна скважин ключевых участков, характеризующихся максимальным уровнем катагенеза органического вещества, проведены качественные и количественно-минералогические, геохимические, петрофизические, геомеханические и фильтрационные исследования. Результаты лабораторных исследований использовались для создания статической геологической и фильтрационной моделей, позволивших определить плотность запасов нефти и динамику дебитов потенциальных скважин в зависимости от траектории ствола и дизайна многостадийного гидроразрыва пласта. Заказать текст статьи отдельно.

Промышленно нефтеносные венд-нижнекембрийские карбонатные комплексы Непско-Ботуобинской антеклизы, являясь важным и перспективным активом ОАО «НК «Роснефть», привлекают все большее внимание исследователей. В большинстве случаев эти отложения (в отличие от рифейских доломитов Юрубчено-Тохомского месторождения) не имеют выраженных зон развития трещиноватости, и оценка их коллекторских свойств сводится к определению «матричной» пористости и проницаемости образцов керна разного размера. Недавние исследования керна, отобранного из скважины одного из лицензионных участков, обнаружены бескорневые трещины отрыва (джойнты), изучение которых с использованием основ механостратиграфии открывает перспективы оценки трещинной пустотности и анизотропии проницаемости в масштабе месторождений. Заказать текст статьи отдельно.

Предложена фациальная характеристика шешминских битуминозных отложений, распространенных на Кичуйско-Шешминской моноклинали, на основе данных изучения керна и гамма-каротажа (ГК). В качестве преобладающих процессов в формировании уфимских песчаников рассмотрены миграция русла меандрирующей реки и перестройка дельты. В разрезе шешминского горизонта по сигнатурам ГК выделены фазы проградации дельты или других видов речного устья и заполнения каналов. Песчаниковая пачка соответствует наиболее активной фазе проградации дельты, характеризующейся высокой энергией среды осадконакопления, характерной для фронтальной дельты и устьевых баров. Приведены основные характеристики коллекторов, связанных с дельтовым комплексом шешминских отложений. Перспективы прогноза зон скоплений битумов связываются с поиском ловушек неантиклинального типа на основе детального изучения циклического строения шешминских отложений с выделением фаз продельты, фронтальной дельты, устьевых баров и боковых русел Заказать текст статьи отдельно.

Изучены геобарические условий формирования нефтегазоносных комплексов на территории северной части Западно-Сибири и арктического шельфа. Исследование показало, что причиной возникновения аномально высокого порового давления (АВПоД) является литогенетический фактор, а генезис аномально высокого пластового давления (АВПД) в песчано-алевритовых коллекторах ряда месторождений связан с комбинированным механизмом образования аномально высоких геофлюидальных давлений, когда наряду с литогенетическим фактором влияние оказывают процессы вертикальной миграции флюидов из нижезалегающих источников газа в осадочном чехле. Для месторождений, расположенных в южной части п-ова Ямал, во всех выявленных семи зонах АВПоД градиенты поровых давлений превышают градиенты измеренных пластовых давлений, которые близки к условным гидростатическим. Такое явление наблюдается также в зонах АВПоД на Русановском и Ленинградском морских месторождениях Карского шельфа. Для Ямало-Карского региона основным механизмом образования АВПоД является уплотнение пород при затрудненном оттоке порового флюида. Для месторождений, приуроченных к Нурминскому мегавалу, расположенных в центральной части п-ова Ямал, во внутренних частях барремской, баженовской, средне- и нижнеюрской зонах АВПоД, а также в палеозойской зоне АВПоД установлен комбинированный механизм образования аномально высоких геофлюидальных давлений. На Вынгаяхинском месторождении, расположенном на территории Надым-Тазовской нефтегазоносной области, выявлен протяженный интервал повышенных поровых давлений, который можно разделить на четыре зоны АВПоД, им соответствуют зоны разуплотнения. На Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях, также как и на соседних площадях Большехетской впадины, выделяются до восьми зон АВПоД, которые носят региональный характер. По результатам моделирования в центральной части Большехетской впадины установлены три основные зоны АВПД: в заполярной свите, в верхней части мегионской свиты, в нижней части мегионской свиты и верхней юры. Повышение эффективности геолого-разведочных работ в данном регионе зависит от более углубленного анализа роли различных геологических факторов в формировании АВПД и АВПоД. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены некоторые особенности терригенных отложений хамакинского горизонта на примере одного из месторождений Восточной Сибири. Многочисленные тектонические нарушения и многообразие вторичных процессов обусловили высокую литолого-петрофизическую неоднородность пласта. Особое внимание уделено наличию карбонатно-ангидритовых примесей. Описан процесс оцифровки изображений керна для определения количественного содержания карбонатно-ангидритовых очагов в породе. Результаты обработки фотографий легли в основу построения 2D карты и 3D куба ангидритизации. Предложен вариант учета влияния вторичных преобразований на запасы углеводородов. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены основные предпосылки применения взаимных фазовых спектров сейсмических волн, отраженных от кровли и подошвы анализируемой толщи, в качестве новых диагностических параметров при решении задач прогноза геологического разреза. На основе проведенных исследований информативности взаимных фазовых спектров отраженных волн на моделях слоистых поглощающих сред, разработан алгоритм прогноза коллекторских свойств пород. Для реализации алгоритма прогноза привлечены методы фазочастотного прослеживания волн, отличающиеся повышенной помехоустойчивостью и разрешающей способностью, которые позволяют в условиях априорной неопределенности относительно формы сейсмических сигналов обнаруживать и выделять волны в зонах их интенсивной интерференции. На основе анализа функции качестве методов фазочастотного прослеживания волн предложен новый способ определения взаимных фазовых спектров отраженных волн, дающий возможность их оценки при исследовании сложнопостроенных геологических сред. Приводяены отдельные результаты исследования разработанного алгоритма прогноза и его применения для обработки сейсмических материалов. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено практическое применение результатов анализа полноразмерного керна при изучении продуктивных карбонатных отложений D3fm(III+IV) Северо-Хоседаюского месторождения. Изучены литолого-фациальные особенности формирования резервуара. Детальная корреляция циклов колебания относительного уровня моря показала, что III пачка продуктивного горизонта характеризуется более выдержанным строением и связанностью коллектора в сравнении с вышележащей IV пачкой. Комплексный подход к анализу трещиноватости позволил получить более полное представление о распределении трещин в резервуаре на основе предположения об отсутствии значительного влияния на процессы фильтрации в пласте трещин микромасштаба, а также диагенетических макротрещин и трещин вдоль стилолитовых швов. По данным изучения полноразмерного керна выявлены трещины, которые вероятнее всего принимают участие в процессах фильтрации в пласте. Приведены результаты повторной интерпретация тектонических трещин макромасштаба на основе материалов специальных методов геофизических исследований скважин (микросканирование). Анализ первичной интерпретации имиджей в интервале отбора керна показал, что число проводящих трещин, выделенных при первоначальной интерпретации, завышено в 13 раз. Полученные результаты рекомендовано учитывать при геологическом и гидродинамическом моделировании месторождения, его последующей разработке и проектировании новых скважин. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы повышения эффективности построения сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов на основе данных геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки. Предложен адаптивный (управляемый) подход к обработке материалов ГИС для построения сейсмогеологических моделей, основанный на формализации показателя качества результатов обработки и взаимоувязанном учете основных факторов, не связанных с изучаемыми объектами. Проанализированы данные акустического (АК) и плотностного (ГГК-П) каротажа. В качестве основных факторов искажения данных АК и ГГК-П рассмотрены: каверны, аппаратурные ошибки (срывы записи), разные масштабы записи в различных скважинах. Предложены формальные показатели качества, учитывающие наличие указанных факторов в используемых данных. Приведены примеры обработки данных ГИС на лицензионных площадях Западной Сибири с применением предлагаемого подхода. Полученные результаты рекомендуется использовать при построении сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов в Западной Сибири как на этапе обработки данных ГИС, так и для создания баз данных и знаний для эффективного решения задач моделирования по комплексу ГИС - сейсморазведка. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены альтернативные мнения о существовании и строении Колгано-Борисовской впадины, имеющей на сегодняшний день только один морфоструктурный признак - наличие колганской толщи. Установление границ депрессионных зон является одной из ключевых задач поиска перспективных ловушек неантиклинального типа. Приведены новые данные сейсморазведочных работ, по результатам которых зафиксирована и изучена северная граница Колгано-Борисовской впадины. Установлена цикличность поступления терригенного материала в дальнюю часть Колгано-Борисовской впадины. В результате детальной сейсмической корреляции выделены три основные цикла заполнения прибортовой зоны впадины, которые могут рассматриваться как отдельные стратификационные единицы геологической истории. Царичанское и Филатовское месторождения приурочены к северному борту Колгано-Борисовской впадины. Заказать текст статьи отдельно.

Изучены постседиментационные доломитовые ловушки в нефтеносных карбонатных комплексах каменноугольного возраста Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода. Выявлены три морфологических типа неантиклинальных доломитовых ловушек: линзовидные, пластовые, многопластовые. Установлено, что области развития линзовидных доломитовых ловушек приурочены к зонам водонефтяных контактов, пластовых – к крыльям антиклинальных поднятий, сопряженным с путями миграции водонефтяных флюидов (тектоническими разломами, эрозионными врезами). Предложен механизм образования доломитовых коллекторов за счет окисления углеводородов и восходящей миграции углекислых глубинных флюидов. Заказать текст статьи отдельно.

Впервые выполнен большой объем интерпретации архивных материалов сейсморазведки МОГТ (более 7 тыс. км) с целью выявления и комплексного анализа газонасыщенных объектов (газовых карманов и залежей газогидратов) в верхней части разреза Охотского моря. Доказан высокий уровень газонасыщенности терригенных отложений плиоцена, представляющих опасность при проведении буровых работ. Выявлено более 200 небольших залежей газа - газовых карманов. При статистическом анализе размеров этих залежей установлено, что около 42,2 % залежей имеют размеры менее 1 км, 80,3 % - менее 2 км, 97,6 % – менее 4 км, при этом средний размер – 1,37 км. В большинстве случаев (около 92,7 %) имеются две залежи газа и более, расположенные на разных глубинах. Почти 64,3 % верхних залежей газа расположено на глубинах до 400 м от дна, при этом максимальное число (23,9 %) сосредоточено в интервале глубин 200-300 м, а средняя глубина составляет 345 м. На ряде сейсмопрофилей во впадинах Дерюгина и ТИНРО, а также около о-ва Парамушир выявлен сейсмический горизонт, предположительно связанный с подошвой распространения газовых гидратов. Полученные результаты однозначно свидетельствуют о возможности извлечения важной дополнительной геолого-геофизической информации о газонасыщенных объектах в строении верхней части разреза из архивных сейсмических материалов МОГТ и необходимости активизации комплексных исследований с развитием создаваемой в ИПНГ РАН геоинформационной системы для повышения безопасности поиска, разведки и разработки месторождений на море и суше. Заказать текст статьи отдельно.

В последнее время в процессе поисковых и разведочных работ все чаще приходится сталкиваться со сложно построенными неоднородными коллекторами нефти и газа. Если продуктивные отложения характеризуются тонким переслаиванием песчаников и алевролитов, толщина прослоев песчаников может изменяться от нескольких миллиметров до десятков сантиметров. При этом интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС) имеет определенные трудности, связанные с необходимостью учета влияния микро- и мезослоистости на геофизические параметры при определении подсчетных параметров (коэффициентов пористости и нефтенасыщенности). Эта неоднородность существенно затрудняет построение геологической модели залежи и, как следствие, снижает достоверность технологической модели. Интерпретация фотографий керна особенно актуальна в тонкослоистом разрезе, где затруднена достоверная оценка общих эффективных толщин коллекторов по данным стандартного комплекса ГИС. Разработаны методы и алгоритмы автоматизации обработки фотографий керна для предварительной оценки степени песчанистости и текстурных свойств продуктивных пластов. Разрабатываемая технология включает новый метод комплексного применения спектральных критериев на базе использования теории нечетких множеств. Исследовано направление компьютерной обработки фотографий керна в процессах изучения коллекторских свойств продуктивных пластов. Рассмотрены некоторые аспекты анализа фотографий керна в дневном свете и ультрафиолетовом освещении. Предложены комплексные критерии оценки степени песчанистости и нефтенасыщенности по фотографиям полноразмерного керна. Экспресс-оценка степени песчанистости и текстурных свойств продуктивных пластов по результатам компьютерной обработки фотографий керна является дополнительным методом в сравнении с традиционными способами анализа. Предложенные методы обработки фотографий керна могут стать составной частью новой технологии автоматизированного отбора образцов керна для последующего лабораторного изучения, особенно с учетом больших объемов проводимых исследований. Кроме того, компьютерная обработка изображений керна дает ряд преимуществ и открывает новые возможности для получения информации о состоянии изучаемого объекта. Заказать текст статьи отдельно.

При одновременной фильтрации воды и нефти в коллекторе каждая из фаз на микроуровне перемещается по локальным каналам. При этом могут возникать перколяционные эффекты, когда блокирование движения по ряду каналов снижает общую проницаемость системы, что часто наблюдается при реализации технологий заводнения продуктивного пласта. Появление за счет эффекта перколяции гидрохимических неоднородностей в пространстве пор ведет к увеличению разнообразия структур глинистых минералов. Примеси новообразованных фаз фиксировались по разностным спектрам дифракции, в том числе частицы слюд с высоким зарядом поверхности, создающие при их фиксации в пространстве пор обратный электроосмотический поток. За счет его совместного действия с эффектами перколяции и появлением продуктов деградации, способных набухать, скорость фильтрации в пласте снижается. Фазы – индикаторы заводнения появляются намного раньше, чем его могут фиксировать методы геофизических исследований скважин. Они позволяют выявить участки пласта, которые можно вовлечь в эксплуатацию регулированием направления потока. Однако вследствие образования электроосмотических экранов в пласте могут возникать зоны, где любое воздействие внешних вод и новообразованные фазы отсутствуют. Если на границах такой зоны происходит разделение водного потока, то при блокировании одного из них усиливается прорыв воды в добывающую скважину по другому направлению. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены методика и результаты оценки пористости и тензора абсолютной проницаемости для типичного карбонатного коллектора на основе цифровых моделей поровой структуры, полученных методом рентгеновской микротомографии, и численного моделирования течения жидкости в масштабе пор. Выявлена значительная неоднородность внутреннего строения карбонатного коллектора. Показано, что пористость образца в целом обусловлена матричной пористостью, тогда как фильтрационные характеристики карбоната – трещинами. На основании проведенных исследований установлено, что выбранных размеров карбонатных образцов (кубов с гранью 25 мм) для томографической съемки может оказаться недостаточно для оценки их макроскопических свойств. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен один из способов разделения карбонатных коллекторов среднего карбона месторождений Республики Башкортостан по структуре пустотного пространства. Устранение структурной неопределенности в интервалах коллекторов-известняков выполнялось с применением палетки В.М. Добрынина с монограммами отношения емкости каверн (или трещин) к межзерновой пористости. Показаны область применения и ограничения метода. Заказать текст статьи отдельно.

Работы по изучению доманиковых отложений в ПАО «Татнефть» начаты в 2012 г. В настоящее время накоплено и проанализировано достаточное количество материалов. Установлено, что на территории Республики Татарстан доманиковые отложения состоят из: 1) собственно доманикитов – отложений, занимающих территорию обширной некомпенсированной впадины саргаевско-доманиково-мендымского бассейна, с содержанием органического вещества Сорг от 5 до 20 %; 2) доманикоидов – возрастного аналога биогермно-карбонатной верхнефранско-турнейской мелководно-шельфовой формации, занимающей осевые зоны Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП) и всей территории республики, с содержанием Сорг от 0,5 до 5 %. В результате обобщения установлено, что собственно доманикиты представлены неравномерным чередованием пачек высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых пород с известняками и доломитами. Органическое вещество присутствует в диапазоне от сильно рассеянных до концентрированных разностей. Однако, несмотря на значительный диапазон изменения, основная часть образцов керна (55 %) относится к группе с содержанием органического вещества более 4 %. Вне зависимости от его концентрации доманикиты характеризуются значениями индекса HI от 300 до 600 мг∙УВ/г, что характерно для нефтематеринского керогена типа II (сапропелевый). Преобразованность пород в целом низкая – по данным пиролиза в среднем по площади значение Тmax составляет 425 оС, что соответствует зоне конца протокатагенеза (ПК3). Следовательно, собственно доманикиты находятся в начале главной фазы нефтеобразования. При этом на территории Южно-Татрского свода зрелость отложений выше, чем на территории Мелекесской впадины, что, вероятно, связано с геотемпературным режимом рассматриваемой территории, а также с условиями сероводородного заражения, которое повлияло на распределение зрелости пород и тип керогена. В целом состав и плотность нефти Татарстана служат подтверждением такого вывода. Доманикоидные отложения сложены карбонатными разностями с различным содержанием органического вещества, однако концентрации органического вещества достаточно низкие. В сравнении с доманикитами в доманикоидах больше вклад гумусового вещества. Преобразованность пород низкая – по данным пиролиза в среднем по значение Тmax составляет 424 оС, что соответствует зоне протокатагенеза (ПК3). Индекс продуктивности PI согласуется со значениями Тmax и так же соответствует зоне протокатагенеза (ПК3). Следовательно, и доманикиты и доманикоиды обладают полным, еще не израсходованным потенциалом, так как находятся в конце протокатагенеза – начале мезокатагенеза на всей части рассматриваемой территории. Однако, учитывая возможность образования ранних нефтей и наличие установленных залежей нефти в доманиковых отложениях, приуроченных к естественным зонам трещиноватости, можно заключить, что данные отложения являются перспективными для обнаружения новых нетрадиционных залежей нефти. Для данного типа залежей необходимо отработать технологии добычи, основанные на принципах термического воздействия, а также технологии кислотных, многозонных гидроразрывов пласта. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено определение вязкости тяжелой нефти по данным ядерного магнитного каротажа (ЯМК) в сильном поле. В основе разработанной методики лежит корреляционная зависимость вязкости и времен спин-спиновой релаксации T2 образцов тяжелой нефти. Пробы тяжелой нефти получены из нефтенасыщенного керна оценочных скважин методом высокоскоростного центрифугирования. Для проведения лабораторных исследований при стандартных условиях использовался спектрометр GeoSpec 2/100 (Oxford Instruments). На основе исследования более 100 образцов нефти установлены эмпирические зависимости, позволяющие на основе данных о магнитно-релаксационных свойствах тяжелой нефти в поровом пространстве коллектора провести оценку вязкости. Определено, что наилучшей корреляцией с вязкостью исследованной нефти обладает среднее логарифмическое время спин-спиновой релаксации, что в совокупности с использованием рассчитанной отсечки по времени Т2<20 мс позволяет добиться точности оценки вязкости 20 %. На основании полученной корреляции и разработанной методики обработки данных ядерного магнитного резонанса представлены результаты проведенных опытно-промысловых работ по оценке неоднородности распределения вязкости тяжелой нефти в пластовых условиях методом ЯМК в сильном поле. Скважинные исследования проводились совместно с ООО «ТНГ-Групп» с использованием современных приборов ЯМК в сильном поле отечественного производства: ЯМК1 (разработка Казанского (Приволжского) Федерального университета), МРКТ (разработка ООО «ТНГ-Групп»). Полученные результаты сопоставлены с прямым замером вязкости в условиях пласта с использованием специализированного вибрационного вискозиметра HOV-700 производства компании Vinci Technology, имеющего термобарическую измерительную ячейку c возможностью имитации пластового давления и температуры. Заказать текст статьи отдельно.

Бобриковский горизонт в пределах зоны сочленения Рязано-Сратовского прогиба и Жигулевско-Пугачевского свода характеризуется крайней изменчивостью толщин и стратиграфической полноты разреза, что связано с регрессиями и трансгрессиями в ранневизейское время. Разнообразие фациальных обстановок способствовало формированию неантиклинальных (стратиграфических и литологических) ловушек нефти и газа, с которыми связаны основные перспективы поисков углеводородов в последние годы. Работы, направленные на детализацию строения и реконструкцию обстановок формирования бобриковского горизонта весьма актуальны. Выполнена типизация разрезов продуктивного бобриковского горизонта в пределах зоны сочленения Рязано-Саратовского прогиба и Жигулевско-Пугачевского свода. В результате анализа материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и детального литологического изучения кернового материала как по историческим скважинам, так и по вновь пробуренным, установлены три основных типа разрезов бобриковского горизонта и выявлены площадные закономерности их распространения. Вариативность в распределение эффективных толщин, пористости и проницаемости пород-коллекторов обусловлена литологической изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади, а также определяется обстановками седиментации в палеобассейне. Типизация разрезов подчиняется палеоструктурному плану территории и связана в значительной степени с палеогеоморфологическими чертами строения бассейна и аккумуляции осадков. Анализ особенностей рассматриваемых типов разрезов – фациальных условий осадконакопления, позволил выделить наиболее перспективные интервалы разрезов для поисков залежей углеводородов. В качестве перспективного выделен второй тип разреза, с которым могут быть связаны как залежи антиклинального типа, так и ловушки неантиклинального типа. Последние могут быть встречены в региональных зонах выклинивания пластов на бортах прогибов. Заказать текст статьи отдельно.

Выявлены закономерности изменения коллекторских свойств месторождений трех зон песчаной пачки шешминского горизонта: северной, южной и центральной. Зоны выделены ПАО «Татнефть» и подготовлены к первоначальному освоению. Исследованы следующие зависимости: открытая пористость - битумонасыщенность (весовая и объемная), открытая пористость - карбонатность, открытая пористость - объемная плотность, карбонатность - объемная плотность, битумонасыщенность (весовая и объемная) - карбонатность, а также битумонасыщенность продуктивных пластов с глубиной их залегания. Выявленные закономерности изменения коллекторских свойств пород и битумонасыщенности по разрезу пачки песчаника могут быть следствием не только изменяющихся условий формирования осадков, но и результатом влияния постседиментационных процессов, в результате кальцитизации или перераспределения карбонатного цемента в породе под воздействием агрессивных продуктов разрушения (окисления, биодеградации) нефтяных залежей. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены терригенные горные породы-коллекторы, текстурная неоднородность которых обусловлена сочетанием литолого-седиментационных факторов и проявлением постседиментационных эпигенетических преобразований. Первичные осадочные текстуры в песчаниках связаны с неравномерным распределением линзочек, тонких слойков и прослоев аргиллитов толщиной от нескольких миллиметров до 20-30 см. Вторичные текстуры сформированы постседиментационными эпигенетическими процессами и выражены пятнистыми включениями карбонатно-ангидритового материала в песчано-алевритовой матрице породы. Приведен алгоритм определения коэффициента нефтенасыщенности пород-коллекторов с трехкомпонентной текстурной неоднородностью по данным изучения керна и геофизических исследований скважин (ГИС). Впервые предложена петрофизическая модель коллекторов с трехкомпонентной текстурной неоднородностью (песчаный, глинистый и карбонатно-ангидритовый компоненты), описывающая взаимосвязь между емкостными и литологическими параметрами. Определение параметров модели основано на результаты исследований и фотографий керна, насыщенного углеводородами. На базе современных теоретических представлений о неоднородных средах и аналитического расчета электропроводности многокомпонентной системы предложен и апробирован алгоритм расчета истинных коэффициентов нефтенасыщенности пластопересечения с трехкомпонентной текстурной неоднородностью. Показано, что в зависимости от соотношения содержания глинистых и карбонатно-ангидритовых прослоев истинный коэффициент нефтенасыщенности пластопересечения, выделяемого по комплексу ГИС может либо завышаться, либо занижаться. Коэффициент нефтенасыщенности песчаного компонента определяется по скорректированным значениям удельного электрического сопротивления с учетом содержания глинистых и карбонатно-ангидритовых компонентов, а также петрофизических зависимостей электрических параметров от коэффициентов пористости и водонасыщенности для текстурно-однородных образцов. Достоверность полученных коэффициентов нефтенасыщенности оценена сопоставлением с результатами прямых измерений на керне. Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время основной объем геолого-разведочных работ в Шаимском нефтегазоносном районе сосредоточен в краевых частях месторождений и зонах их сочленения, которые недостаточно изучены или же характеризуются наличием противоречивой геолого-геофизической информации. Перспективные для поиска и доразведки объекты в этих зонах можно выделить только на основе зональных геолого-геофизических моделей, объединяющих группы месторождений, которые позволяют обобщить и рассмотреть разнородную геолого-геофизическую информацию по району.
Для северо-восточной и западной частей Шаимского региона подготовлены зональные геолого-геофизические модели юрских отложений, в которых устранены противоречия в индексации и стратификации пластов юрского возраста. Это позволило уточнить морфологию продуктивных пластов, границы их выклинивания и объединить области месторождений в единую стратиграфически увязанную зональную геолого-геофизическую модель, приведенную к общепринятой в Западной Сибири индексации пластов. Выполнена геометризация залежей на основе всей имеющейся геолого-геофизической информации. Установлены области расширения существующих залежей и спрогнозированы новые. В результате в районе, находящемся на поздней стадии доразведки, выявлены новые перспективные участки. Это позволило наметить большой объем геолого-разведочных работ на средне- и долгосрочную перспективу Заказать текст статьи отдельно.

Значение цеолитов в формировании структуры порово-пустотного пространства коллекторов углеводородов чрезвычайно велико. Физико-химические свойства этих минералов необходимо учитывать как при проведении геолого-разведочных работ, так и при освоении месторождений. В качестве объекта исследования рассмотрен продуктивный пласт БУ15 заполярной свиты Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения. Оценено влияние вторичной цеолитизации на выбор кислотных составов, применяемых для обработки призабойной зоны пласта. На основании комплексных исследований экспериментально установлено негативное влияние цеолитизации пород на фильтрационно-емкостные свойства, результаты геофизические исследований и процессы эксплуатации скважин.
Процесс перехода цеолитсодержащих минералов в растворимую форму определяется типом и кислотностью среды, температурой, а также количественным содержанием цеолита в породе. Приведены результаты экспериментов по оценке влияния кислот различной природы на дезинтегрированный керн. Содержание цеолитов в породе составляло 18-19 %. Температура воздействия соответствовала пластовой (81 оС). Воздействие соляной, плавиковой и щавелевой кислот на породу Пякяхинского месторождения в атмосферных условиях приводит к гелеобразованию. В среде минеральных кислот образуются достаточно плотные гели в течение короткого периода (0,5-2 ч). При взаимодействии со слабыми кислотами растворение цеолитов затруднено, и возможность структурирования продуктов реакции минимальна. Так, в среде сульфаминовой и уксусной кислот образование гелей не зафиксировано в течение длительного периода (до 10 сут) при пластовой температуре. В растворе щавелевой кислоты гелеобразование достигается за 15-16 ч. Реакция породы с кислотой сопровождается потерей массы керна, что свидетельствует о растворении отдельных компонентов, в том числе цеолитсодержащих. Растворимость керна невысокая, однако этого достаточно для структурирования кремнеземных гелей.
Экспериментами на натуральных кернах в термобарических условиях пласта подтверждено гелеобразование в поровом пространстве при действии сильных минеральных кислот.
Сделан вывод, что взаимодействие цеолитсодержащих пород с неорганическими кислотами, приводящее к нежелательному гелированию продуктов реакции, требует нестандартных подходов к выбору и применению кислотных составов. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена проблема оценки подсчетных параметров низкоомных коллекторов. Низкоомными являются нефтегазонасыщенные коллекторы, удельное электрическое сопротивление (УЭС) которых ниже критического УЭС на границе нефть - вода. Из низкоомных коллекторов, которые по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) определены как «водонасыщенные», при испытаниях могут быть получены значительные притоки нефти или нефти с водой.
В Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени разработан метод биградиентного (дивергентного) каротажа самопроизвольной поляризации (ПС). Метод отличается от существующего способа измерения потенциала ПС более высокой чувствительностью к сопротивлению не измененной проникновением бурового раствора части пласта и более высокой разрешающей способностью по оси скважины (расчленение разреза на прослои). Аппаратурно-методический комплекс позволяет измерять потенциала ПС по новой схеме, первых разностей потенциала ПС и вторых разностей потенциала ПС способом дивергентного каротажа Л.М. Альпина.
Разработана оригинальная методика оценки коэффициента нефтегазонасыщенности сложнопостроенных, в том числе низкоомных, коллекторов. Предусмотрен также вариант оценки коэффициента нефтегазонасыщенности по данным стандартного каротажа ПС в комплексе с электрическими методами ГИС по предлагаемой методике. Приведен пример интерпретации низкоомных нефтенасыщенных коллекторов юрских отложений Малоключевого месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены особенности прогноза развития коллекторов на основании комплексирования данных геофизических исследований скважин (ГИС), изучения керна и сейсморазведки в условиях низкой изученности площади глубоким бурением. На площади исследуемого участка (800 км2) выполнены сейсморазведочные работы 3D. Изученность глубоким бурением низкая и неравномерная, составляет 1 скв/200 км2, при этом южная часть участка площадью 420 км2 абсолютно не охарактеризована бурением. Объектом исследования является регионально нефтеносный пласт Ю2 тюменской свиты континентального генезиса, в верхней части пласта – переходного. Особенности седиментации определили сложное строение пласта и латеральную невыдержанность коллекторов. В данных условиях изученности с целью снижения рисков при проведении геолого-разведочных работ оптимальным решением является использование современных возможностей сейсморазведки, в частности, сейсмофациального анализа. Построена лито-фациальная схема пласта Ю2 и прогнозная карта эффективных толщин, выделены области развития преимущественно песчано-алевритовых отложений. Подобный методический подход планируется совершенствовать по результатам бурения и применять на соседних малоизученных площадях. Заказать текст статьи отдельно.

Приведены комплексные исследования по изучению перспективной для поиска углеводородов неогеновой толщи, основанные на результатах сейсмо- и литолого-фациального анализа с учетом бурения новых скважин в акватории Среднего Каспия. Такой подход позволил выявить и уточнить геометрию неогеновой речной сети с ее главной водной артерией - Палео-Волгой, изучить состав отложений, выполняющих палеорусло, и условия осадконакопления в миоцен-плиоценовую эпоху в центральной части Среднего Каспия Заказать текст статьи отдельно.

Представлена унифицированная интерпретационная модель, особенность которой заключается в индивидуальном подходе к каждому объекту среднего карбона и возможности выделения геологических признаков пород, влияющих на формирование пустотного пространства и нефтегазонасыщенность. Детальное литолого-петрографическое изучение пород среднего карбона позволило выделить основные литотипы для каждого стратиграфического объекта. При выделении литотипов и подтипов учитывались в первую очередь фациальные условия образования пород и особенности седиментации бассейна в разные периоды времени. Это дало возможность разделить породы по петрофизическим параметрам и обосновать выделение петрофизических классов с точки зрения геологических особенностей разреза среднего карбона. Петрофизические модели составлены по результатам всех имеющихся на данный момент капилляриметрических исследований отложений среднего карбона по месторождениям северной части Башкортостана. Для изучения литологического состава привлечены результаты рентгено-структурного анализа, позволяющие определить минералогический состав. Для анализа структуры порового пространства кроме косвенных (акустические исследования) и традиционных методов (изучение шлифов) использованы специальные методы (томография), которые помогли обосновать типизацию пород по структуре порового пространства. Всего выделено семь петрофизических классов: четыре – для известняков, три – для доломитов. На основе петрофизической модели создана интерпретационная модель, включающая литологическое расчленение разреза (доломит, известняк, аргиллит), выделение коллекторов и основных подсчетных параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Это позволило максимально приблизить параметры, рассчитанные по материалам ГИС, к данным изучения керна, отобранного на месторождениях Республики Башкортостан. Заказать текст статьи отдельно.

Выполнена оценка потенциала нефтематеринских отложений доманикового возраста Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций как нетрадиционного источника углеводородов. Материнские породы доманикового горизонта как источник углеводородов изучены очень мало и характеризуются сложным строением. Обобщены предыдущие тематические работы, проведена ревизия имеющихся материалов стандартных, специальных и геохимических (в том числе Rock Eval) исследований керна геофизических исследований скважин (ГИС). На основе анализа результатов исследований построены зависимости керн – керн, керн – ГИС для определения необходимых параметров по площади и построения карт содержания и зрелости органического вещества, оценки литологического состава доманикового горизонта и проведения сравнительной оценки характеристик доманикитов с промышленно разрабатываемыми месторождениями США и Канады. Изучены особенности геологического строения. Уточнены критерии оценки нефтегазоносности доманиковых отложений. На основании анализа мирового опыта обоснованы эффективные методы локализации перспективных интервалов по площади и разрезу доманикитов. Локализованы наиболее перспективные территории для продолжения геолого-разведочных работ. Сформирована программа сопутствующих геолого-разведочных работ в доманикитах. Заказать текст статьи отдельно.

Горизонтальные и сильнонаклонные скважины в настоящее время прочно вошли в схему разработки месторождений, что связано с их высокой эффективностью при добыче углеводородов. Однако эксплуатация таких скважин связано значительно усложняет работы как при бурении, так и при планировании и проведении промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и интерпретации полученных результатов. Рассмотрены информативные возможности ПГИ при определении профиля притока в горизонтальном стволе в условиях нестабильного дебита и низких депрессий на пласт. Показано, что дополнение стандартного комплекса ПГИ влагометрией с датчиками, распределенными по сечению ствола, и спектральной шумометрией позволяет успешно выявлять контрастные притоки (высокие удельные дебиты, прорывыводы и газа). Необходимым условием результативности исследований является контроль динамики заполнения ствола на переходных режимах запуска или изменения депрессии. Методы ПГИ на необходимо рассматривать не только как инструмент контроля разработки, но также как метод доразведки месторождения и возможность получения дополнительной информации о добычных характеристиках вскрытых геологических тел, изучения зависимости потенциального дебита от эффективной длины горизонтальных скважин, вскрывающих циклиты разного генезиса. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен процесс создания геологической модели месторождения со сложным геологическим строением с учетом анализа неопределенности входных данных. Поскольку рассматриваемая территория слабо изучена, построение структурного каркаса модели выполнено с помощью полученной зависимости изменчивости структуры от удаленности скважин, по которым имелись фактические данные, и от глубины залегания. Для воспроизведения изменчивости пласта при построении куба литологии использовано сочетание детерминистического и стохастического методов с использование геолого-статистических разрезов. При распределении свойств в межскважинном пространстве проведена декластеризация входных данных. Построены модель относительных фазовых проницаемостей и капиллярная модель на основе собранного и проанализированного материала специальных исследований скважин. Опробована и применена методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных коллекторов переходной зоны. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена проблема количественной оценки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в частности, метана угольных пластов и нефти собственно баженовской свиты. Предложена методика оценки эквивалентных параметров объемного метода, которая позволяет контролировать величины ресурсов и запасов, полученные на основе геохимических лабораторных измерений. На примере одного из месторождений Западной Сибири проведен расчет удельных ресурсов на основе параметров Rock-Eval. Получены контрольные эквивалентные толщины для с сравнения с разрабатываемой залежью. Формальное использование результатов пиролитических исследований кернового материала при оценке собственно баженовской свиты приводит к завышению ресурсов. Пиролитические методы могут быть использованы для оценки ресурсной базы только при условии стандартизированной подготовки образцов и их лабораторных исследований, а также обоснованной методики перевода результатов пиролиза в подсчетные параметры. Заказать текст статьи отдельно.

Освоение ресурсов углеводородов сланцевых формаций является одним из перспективных трендов развития современной мировой нефтегазовой промышленности. В условиях прогрессирующего снижения разведанных запасов углеводородов на традиционных месторождениях, поиски и освоение нетрадиционных ресурсов нефти и газа становятся весьма важными.
Выполнена оценка вторичных фильтрационных параметров сланцевых низкопроницаемых толщ майкопской серии центрального и восточного Предкавказья по результатам геомеханического моделирования. В пределах центрального и восточного Предкавказья трещиноватость пород значительно влияет на степень проницаемости хадумской свиты, которая определяется типом отложений, степенью их нарушенности и полем тектонических напряжений. На трехмерной геомеханической модели изучаемой территории оценена вторичная проницаемость пород хадумской свиты, являющейся нефтематеринской толщей. Выявленны участки повышенной проницаемости, которые являются наиболее благоприятными для добычи углеводородов. Заказать текст статьи отдельно.

В старейшей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции России в последние годы наблюдается тенденция устойчивого прироста запасов нефти за счет геолого-разведочных работ (ГРР). Высокая эффективность ГРР связывается здесь прежде всего с Камско-Кинельской системой прогибов. Рассмотрен Актаныш-Чишминский прогиб, расположенный в восточной части Татарстана и западной части Башкортостана.
Сопоставление особенностей геологического строения двух фрагментов Актаныш – Чишминского прогиба, показывает, что они существенно различаются. Первопричиной являются различные механизмы их формирования. На условия морфогенеза Актаныш-Чишминского прогиба на территории Башкортостана повлиял активный тектонический режим одновременно двух авлакогенов: Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского. В палеозойское время в обстановке унаследованной высокой динамики тектонических движений создавались геологические условия, способствующие образованию в нем разнообразных генетических типов ловушек нефти. При формировании Актаныш-Чишминского прогиба на территории Татарстана высокое тектоническое напряжение охватывало лишь его северо-восточный борт и большую часть осевой зоны, контролировавшихся Камско-Бельским авлакогеном. Юго-западная бортовая зона прогиба и примыкающая к нему меньшая часть осевой зоны, размещавшиеся на склонах Южно-Татарского свода, формировались в спокойной тектонической обстановке.
Показано, что перспективы поисков тектонических элементов разных порядков в Актаныш-Чишминском прогибе в определяющей степени зависят от масштаба влияния Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского авлакогенов на формирование осадочной толщи палеозойских отложений и образование типов ловушек в продуктивных комплексах.
Наиболее высоки перспективы открытия новых месторождений нефти в продуктивных горизонтах в палеозойских отложениях в Актаныш-Чишминском прогибе на территории как Татарстана, так и Башкортостана в той его части, которая в плане соответствует позднепротерозойским авлакогенам. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены теоретические основы разработанного авторами метода геолого-геофизического моделирования (ГГМ) и результаты его применения в Волго-Уральском регионе. В отличие от часто используемой на практике качественной интерпретации карт трансформированных аномалий, содержащих большие погрешности, предлагаемый метод позволяет проводить количественную интерпретацию измеряемого поля силы тяжести без его разделения на составляющие. Метод заключается в решении обратной линейной задачи гравиразведки. При этом одновременно с подбором теоретического и измеренного полей создаются физико-геологические модели объектов прогнозирования. Результаты решений представлены в виде плотностных моделей нефтегазоносных структур, характеризуются высокой геологической достоверностью, которая подтверждается априорной информацией о плотностных особенностях пород, определяемых по керну пробуренных скважин и результатам геофизических исследований скважин (ГИС). На примере Южно-Татарского свода показана высокая достоверность разработанного метода геолого-геофизического моделирования при изучении строения нефтегазовых месторождений и прогнозировании скоплений углеводородов.
Над разломами фундамента в осадочном комплексе часто прослеживаются нефтегазоносные структуры, с которыми связано закономерное разуплотнение пород. Интерпретация локальных аномалий гравитационного поля, выявляемых высокоточной гравиразведкой, с применением рассматриваемого метода моделирования позволяет прогнозировать нефтегазоносные структуры и возможные скопления углеводородов в осадочном чехле и фундаменте. Получаемые данные дают возможность выбирать участки для проведения профильно-площадных высокоточных гравиметрических работ. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено построение сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов на основе использования данных геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки. Предложено методическое обеспечение моделирования акустических и плотностных параметров в скважинах по данным ГИС. Проанализирован опыт использования наиболее распространенных методик моделирования акустических и плотностных параметров по данным ГИС на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Разработана методическая схема решения практических задач с применением данных методик. Предложен формализованный способ оценки качества восстановления кривых, учитывающий качество как исходных данных, так и методов восстановления. Разработанное методическое обеспечение может эффективно использоваться для решения практических задач сейсмогеологического моделирования на объектах Западной Сибири, а также служить основой для дальнейшего развития методического обеспечения по мере накопления информации и при переходе на новые объекты. Заказать текст статьи отдельно.

С 01.01.16 г. для нефтегазового недропользования обязательными и основополагающими становятся новая «Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов» и сопутствующие ей документы – Правила разработки и Правила проектирования разработки месторождений нефти и газа. В дополнение к ним в настоящее время опубликовано «Временное методическое руководство по подсчету запасов подвижной нефти трещинных и трещинно-поровых коллекторов сланцевого типа». Ранее авторы статьи отмечали недостатки новой классификации и сопутствующих документов. Эти замечания остались неучтенными.
В статье подчеркивается методическая и технологическая неготовность отрасли к переводу сланцевых ресурсов в категорию геологических запасов. Более реальную альтернативу им представляют забалансовые запасы углеводородов на разрабатываемых месторождениях. Обсуждаются упущения в методологии и технологиях разработки месторождений, связанные с неучетом забалансовых запасов. Приведены примеры, демонстрирующие потенциал учета забалансовых запасов на основе положений Концепции эффективного порового пространства при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Отмечена необходимость введения критерия рациональности разработки, наряду с критерием эффективности. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены подсолевой мегакомплекс Казахстанского сектора Прикаспийской впадины и схема его нефтегазогеологического районирования. Вследствие слабой изученности региона его внутреннее районирование на протяжении всей истории выполнения количественных оценок отличалось весьма существенной изменчивостью. В результате практически при каждой очередной количественной переоценке ресурсов, изменялись нефтегазоносные районы и даже области. С целью оптимизации количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа предложен вариант районирования, базирующийся на методических подходах бассейнового моделирования и заключающийся в оценке степени обеспеченности процессов формирования скоплений нефти и газа эмигрировавшими, сохранившимися углеводородами. В основу выделения нефтегазосборных площадей (зон дренирования) положен современный структурный план подошвы региональной соленосной покрышки кунгурских отложений. Для полуколичественной сравнительной оценки потенциальных ресурсов углеводородов, обеспечивающих процессы миграции и аккумуляции на каждой площади, использован показатель удельной плотности миграционного потока, который выражается отношением суммарного количества сохранившихся эмигрировавших углеводородов к длине «конечного барьера миграции», замыкающего площадь.
Выделены две нефтегазоносные области: Северо-Прикаспийская (Волгоградско-Оренбургская) и Южно-Прикаспийская (Астраханско-Актюбинская), а в их пределах – преимущественно нефте- и газоносные районы. Заказать текст статьи отдельно.

Изучены отложения тульского горизонта нижнего карбона, приуроченные к западному склону Южно-Татарского свода на примере Ивинского месторождения. При исследовании геологического разреза важными составляющими являются выделение нефтегазоносных пластов, их увязка и сопоставление с отдельными скважинами, а также проведение детального анализа характера распространения этих отложений по площади. В основу детального расчленения тульских отложений нижнего карбона легло изучение геолого-геофизического материала. В рамках работы выделены пласты-коллекторы тульского горизонта, проведена их корреляция, построены карты толщин, структурная карта по кровле тульского горизонта. Выделен репер «тульский известняк». По данным бурения и сейсморазведочных работ построена зона развития визейского вреза. Прослежены закономерности развития пластов-коллекторов тульского горизонта. Выявлена вертикальная и горизонтальная изменчивость толщи пород, свидетельствующая о сложной литолого-фациальной обстановке осадконакопления. Прослежена взаимосвязь в осадконакоплении между пластами горизонта. Изучение закономерностей развития и анализ распространения продуктивных пластов тульских отложений позволило установить связь осадконакопления в тульское время с областью распространения визейского вреза. Заказать текст статьи отдельно.

Изучены терригенные отложения бобриковского горизонта южного склона Южно-Татарского свода. По керновому материалу установлено, что толщины бобриковского терригенного комплекса не выдержаны по простиранию, изменяются от 15 до 24 м. Терригенные разрезы представлены переслаивающимися слоями аргиллитов, алевролитов и песчаников. В разрезах отмечается закономерное увеличение толщин песчаных пластов с возрастанием общей мощности бобриковских отложений. Нефтяные залежи в изученных нефтепродуктивных антиклинальных структурах относятся к структурно-литологическому типу. В их строении выделяются зоны водонефтяного контакта (ВНК), песчаные пласты-коллекторы и породы-покрышки. Большинство зон ВНК неясно выраженные, прослеживаются по битуминозным прослойкам в алевролитах. Пласты-коллекторы во всех разрезах представлены кварцевыми песчаниками, залегающими в кровле бобриковского горизонта и отделенными от нижележащих заводненных пород слоями аргиллитов. В одних случаях нефтенасыщенность пластов равномерная, в других – пятнисто-полосчатая. Породами-покрышками нефтяных залежей служат аргиллиты толщиной 2-5 м, которые выше по разрезу переходят в плотные известняки тульского горизонта.
Анализ кернового материал показал, что перспективными для разработки является лишь песчаные пласты (предположительно C1bb-2), распложенные в верхних частях разрезов бобриковского горизонта. Нефтеносные песчаники не выдержаны по простиранию, разобщены плотными породами-флюидоупорами. Нефтеносные песчаники по петрофизическим свойствам относятся к поровым коллекторам средней и высшей емкости. Заказать текст статьи отдельно.

Баженовская свита является основной нефтематеринской породой Западной Сибири. Большой объем накопленной региональной сейсмической и геологической информации, подтвержденный результатами бурения, представляет собой хорошую основу для проведения полномасштабного бассейнового моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции нефти, образованной этими нефтематеринскими породами. Однако для успешного моделирования помимо сейсмической и геологической информации необходим набор корректных геохимических данных. Важнейшими геохимическими параметрами при выполнении бассейнового моделирования являются количество и тип органического вещества, а также степень реализации исходного генерационного потенциала.
В ОАО «ТомскНИПИнефть» на протяжении многих лет проводятся систематические исследования пород баженовской свиты. Исследованы образцы пород (керн, шлам) из более чем 700 скважин различных районов Западной Сибири. Результатом этих исследований стал опыт обоснования геохимических параметров, необходимых для оценки объемов нефтеобразования и бассейнового моделирования процессов генерации породами баженовской свиты.
Для пород верхнеюрско-нижнемеловой нефтематеринской толщи предложено выделение интервала «классической» баженовской свиты, характеризующегося по результатам пиролиза Rock-Eval стабильно высокими значениями параметра HI и низкими значениями параметра OI. По всему комплексу геохимических параметров (пиролитических, молекулярных, изотопных) этот интервал характеризуется также стабильно восстановительными условиями осадконакопления, что отвечает максимуму трансгрессии, в период которого накапливались высокобитуминозные породы баженовского горизонта. Выделение в общем разрезе баженовской свиты и ее стратиграфических аналогов этой части разреза позволяет уверенно проводить региональные корреляции геохимических параметров, отражающих закономерности изменения условий осадконакопления органического вещества пород баженовского горизонта.
Для оценки начального генерационного потенциала органического вещества HIo интервала «классической» баженовской свиты обосновано его закономерное изменение в региональном плане, отражающее смену условий осадконакопления. Поскольку HIo главным образом определяется условиями аэробного и анаэробного преобразования исходной биомассы, то предложено использование молекулярных параметров (П/Ф и 4MDBT/Phen), не имеющих для этих пород ярко выраженной зависимости от катагенеза.
Помимо различий в исходном генерационном потенциале органического вещества, его содержании, молекулярном составе битумоидов, выявлены разтличия в кинетике термического разложения керогена. При этом вариации кинетических параметров прослеживаются не только по территории в различных частях Западной Сибири, но и по разрезу свиты в пределах отдельных скважин. Установлено, что по кинетическим параметрам и генерационному потенциалу органическое вещество баженовской свиты главным образом представлено переходными формами между I и II типами керогена и керогеном II типа. Однако иногда в разрезе встречаются небольшие интервалы, содержащие кероген I типа.
На основе полученной геохимической информации построена схема реализации генерационного потенциала породами баженовской свиты, отражающая фациальные условия осадконакопления органического вещества и уровень его катагенетической зрелости по комплексу геохимических параметров. Установлены случаи, когда на расстоянии всего 20 км плотность генерации нефти породами баженовской свиты изменяется в несколько раз. Заказать текст статьи отдельно.

Ашальчинское битумное месторождение, расположенное на глубине 80-200 м от поверхности Земли, является примером восходящих инверсий водонефтяных флюидов. В тектоническом плане месторождение приурочено к зоне регионального разлома, осложняющего западный склон Южно-Татарского свода. Битумонасыщенные пласты локализованы в полиминеральных песчаниках шешминского горизонта уфимского яруса средней перми. Изучение песчаных пластов-коллекторов показало, что они формировались под влиянием углекислых флюидов, предшествовавших приходу нефти. Наличие углекислого газа в растворах способствовало растворению и выносу кальцита цемента пород, а также и гидролизу обломков эффузивных пород, сложенных альбитом. В результате песчаник приобрел высокие фильтрационно-емкостные свойства. Ионно-обменные реакции в системе кислый флюид – обломки горных пород способствовали метаморфизации поровых растворов, сопровождавшейся повышением их щелочности за счет поступления ионов натрия. Это вызвало активизацию растворения гидроксидов алюминия, альбита и кварца. Продукты растворения впоследствии участвовали в образовании анальцима и халцедона по периферии обломков горных пород. Последующий приход нефти в подготовленный пласт коллектор законсервировал все процессы. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы прогноза нефтеносности. Для оценки генерационного потенциала нефтематеринских пород используется степень преобразования органического вещества. Важнейшим критерием преобразования органического вещества является показатель отражения витринита Rо. В нефтеносных толщах наиболее распространено сапропелевое органическое вещество, где определение величины Ro затруднено из-за сложности обнаружения и диагностики витринитовых компонентов. Самыми надежными и точными являются углепетрографические методы. Изучены степени эпигенетического преобразования органического вещества по показателю Ro ископаемых углей в визейских отложениях на территории Татарстана. Визейская терригенная толща распространена дискретно в пределах Северного и Южного куполов Татарского свода и межкупольных впадин, заполняет углубления на древней поверхности турнейского карбонатного комплекса. Нефтеносная визейская толща содержит угольные пласты, толщина которых может достигать 30 м и более. Угольные пласты залегают на глубине 900-1400 м, погружаясь в южном направлении. Установлено закономерное изменение метаморфизма углей в различных залежах преимущественно в направлении с севера на юг. Угли в основном каменные, иногда бурые. Степень эпигенетического преобразования гумусового органического вещества в угленосных визейских отложениях по значениям Rо соответствует границе ПК3 – МК1 (граница диагенеза и катагенеза). Эта граница отвечает верхней части зоны нефтеобразования. Неоднородность метаморфизма углей связана с глубиной залегания угольных пластов и вариациями теплового поля. Для достижения имеющегося уровня преобразования углей (марка Д) необходим прогрев осадочных отложений до температуры 60 оС, что существенно превышает современные температуры в пластах. Палеотемпературы на глубине залегания визейских угольных пластов были выше современных. Это подтверждается особенностями современного тектонического строения территории. Вертикальные деформации визейских угольных пластов относительно исходного горизонтального уровня свидетельствует об активном тектоническом режиме территории в последующие геологические эпохи, что сопровождалось тепловыми потоками. Формирование нефтяных месторождений в отложениях раннего карбона на рассматриваемой территории происходило в результате вертикальной миграции нефтяного вещества. Заказать текст статьи отдельно.

Изучены трансформации состава битумоида доманиковых пород в процессах теплового воздействия на залежь. Проведено лабораторное моделирование термического воздействия на образец доманиковой породы с высоким содержанием керогена. Зафиксированы значительные изменения в групповом составе битумоида, обусловленные образованием углеводородов в результате деструкции керогена. Установлен групповой состав битумоида исходного и после воздействия. Исследован состав фракции насыщенных углеводородов. Термическое преобразование битумоида привело к возрастанию доли углеводородов С19-С30, что, вероятно, обусловлено разложением части керогена. Соотношение изопреноидных алканов (пристана и фитана) – основной показатель термической зрелости нефтей - снизилось 1,5 раза. Соотношения высокомолекулярных и низкомолекулярных алканов возросло в несколько раз, что свидетельствует об увеличении степени созревания органического вещества. Заметных закономерностей в перераспределении геохимических параметров по терпанам и стеранам не обнаружено.
Исследование с применением ЭПР-спектроскопии при сопоставлении интенсивности сигнала радикала исходного образца и после эксперимента выявлены незначительные отклонения, что свидетельствует о повышении количества новообразованных углеводородов при термической деструкции керогена. Термическое воздействие приводит к образованию углеводородов в результате разложения керогена доманиковых пород. Керогенсодержащие породы при термическом воздействии могут рассматриваться как дополнительный источник подвижных углеводородов. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены методические вопросы оценки размеров минимального фрагмента горной породы, физические свойства которого характерны для породы в целом, – так называемого представительного элемента объема (representative elementary volume – REV).
В качестве образцов для исследования выбраны песчаники Ашальчинского месторождения. Выполнены микротомографические измерения с разрешениями 5,8 мкм, а также процедуры сегментации поры/скелет и разделения зерен. При определении REV последовательно оценены изменения коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости, а также изменения в распределениях пор и зерен по размерам для кубических цифровых фрагментов породы с линейными размерами от 0,3 до 3,5 мм. REV для гранулометрического состава песчаников составляет 2,3 мм. Данное значение почти в 2 раза превышает REV для компонент тензора абсолютной проницаемости в главных осях и в 4 раза для коэффициента пористости. Показано, что формула Козени, характеризующая зависимость коэффициента проницаемости от эффективного диаметра зерен и пористости, дает заниженные значения по сравнению с коэффициентами проницаемости, полученными при моделировании фильтрационных процессов в цифровых образах. Заказать текст статьи отдельно.

Исследованы корреляционные зависимости характеристик ядерной магнитной релаксации и динамической вязкости нефти на примере модельных образцов, представляющих собой смеси основных компонентов нефти: масла и смолы. Данный подход представляется наиболее перспективным, так как дает возможность проанализировать влияние компонентного состава на исследуемые релаксационные характеристики и динамическую вязкость. Показано, что вязкость системы зависит от содержания твердотельного компонента. При этом содержание твердотельного компонента нелинейно зависит от содержания смолы в модельной системе. Продемонстрированы принципиальная возможность и перспективность использования модельных образцов для изучения влияния компонентного состава на релаксационные характеристики и динамическую вязкость образцов высоковязкой нефти. Заказать текст статьи отдельно.

Для уточнения геологического строения и ревизии ресурсной базы специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» выполнены региональные работы по концептуальному геологическому моделированию нефтеносных и перспективных пластов группы БВ на левобережье р. Оби на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Территория включает восемь лицензионных участков. Модель построена на основе сейсмического материала, переобработанного в единый куб 3D на площади более 2700 км2. Проведена перекорреляция по всем пробуренным на исследуемой площади скважинам (около 1800 скважин на девяти месторождениях, общая площадь - 5000 км2) с пересмотром результатов интерпретации данных геофизических исследований скважин. По методике В.С. Муромцева выделены эталонные электрометрические модели фаций для левобережной группы месторождений. Построены карты распространения фаций и фильтрационно-емкостных свойств. Выявлены закономерности образования залежей в пластах группы БВ. Даны рекомендации по доизучению перспективных участков и довыработке запасов существующих залежей. Получено практическое подтверждение построенной модели по данным бурения новых скважин. Полученный опыт распространен на другие активы ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена технология, основанная на использовании оптоволоконных систем, которые позволяют измерять в режиме реального времени изменения температуры и давления по всей длине ствола скважины. Представлены варианты возможного расположения оптоволоконного кабеля (ОВК) в стволе скважины и интерпретации полученных данных термометрии.
Приведены результаты опытно-промышленных работ по внедрению оптоволоконных систем в действующих скважинах. При помощи оптоволоконной системы определены зона вечной мерзлоты и глубина изменения типоразмера НКТ, а также изменение динамического уровня , высоты «шапки» пены, температуры погружного электродвигателя, профиля притока флюида, поступающего из пласта. Отмечено, что ранее на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» данная система не применялась.
В результате проведенных работ предложено внедрить ОВК для проведения исследования скважин на динамических режимах. Показано, что оптоволоконная система позволит проводить мониторинг профилей нагнетания и притока, подбирать оптимальные системы разработки и мероприятия, направленные на повышение нефтеотдачи, проводить оптимизацию системы поддержания пластового давления для более полной выработки запасов нефти. Внедрение оптоволоконной системы даст возможность начать реализацию проектов «интеллектуального месторождения».
Сделан вывод, что применение ОВК значительно сокращает экономические затраты на проведение геофизических и гидродинамических исследований скважин и обеспечивает оперативный, в режиме реального времени, контроль работы погружного оборудования, профилей притока флюида, а также позволяет выявлять негерметичность эксплуатационной колонны скважины и заколонные перетоки. Заказать текст статьи отдельно.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является одной из старейших на территории России и характеризуется значительным истощением разведанных запасов. Альтернативным источником углеводородного сырья, который может прийти на смену традиционной нефти, может служить уголь. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на территории Татарстана в нижнекаменноугольных отложениях к настоящему времени выявлено и оценено 95 залежей с ресурсами около 3,5 млрд т. Распространения визейских залежей угля в регионе контролируется палеотектоническими, палеогеоморфологическими и фациальными факторами. Оценка прогнозных ресурсов угля в визейских отложениях с учетом условий их образования и приуроченности к эрозионно-карстовым врезам существенно повышает точность прогноза. Угольные ресурсы сопоставимы с запасами нефти и могут иметь промышленное значение в качестве источника угольного метана. Показано, что увеличение газовыделения из пласта возможно при термическом воздействии на угольное вещество. Термическое воздействие на пласт может повысить эффективность отработки угольных залежей методом газового промысла. Заказать текст статьи отдельно.

Представлена история геолого-разведочных работ (ГРР), проведенных ПАО «НК «Роснефть» в Иркутской области. Рассмотрены ключевые этапы деятельности, основные проблемы, возникшие в процессе ГРР и полученные результаты. В настоящий момент компании принадлежат права пользования недрами 10 лицензионных участков. Несмотря на то, что за 5 лет геолого-разведочной деятельности на баланс поставлено несколько месторождений углеводородов, по результатам бурения скважин на лицензионных участках в Иркутской области за это время не получено фонтанных притоков, все месторождения характеризовались трудноизвлекаемыми запасами. В 2011 г. впервые получены фонтанные притоки углеводородов из принципиально нового типа объектов в усть-кутском горизонте. Ранее эти объекты как высокоперспективные не рассматривались. Рассмотрена практика применения нового подхода к реализации ГРР – концепция поиска зон улучшенных коллекторов среди отложений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. В настоящее время все скважины, пробуренные на объекты, выявленные в рамках применения новой концепции, являются успешными (получены фонтанные притоки углеводородов). После проведения высококачественной сейсморазведки 3D удалось не только подтвердить имеющиеся наблюдения, но и выявить новые типы объектов, в том числе в осинском горизонте и терригенных отложениях. Показано, что изменение концепции и соответственно стратегии ГРР позволило получить фонтанные притоки нефти и газа в скважинах, открыть месторождение с традиционными запасами и повысить успешность бурения до 75 %. Заказать текст статьи отдельно.

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.
Игнорирование текстурной неоднородности туронских отложений, неучет анизотропии их физических свойств может привести к недооценке ресурсного потенциала. Петрофизические оценки, выполненные с использованием модели анизотропного коллектора, позволяют повысить достоверность оценки запасов углеводородов, улучшить геологические и гидродинамические модели. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена методика фрактального и мультифрактального анализа пустотно-пористого пространства на основе микрофотографий шлифов карбонатных коллекторов. Представлены результаты измерений пористости по изображению, фрактальной размерности, информационной размерности и показателя разброса фрактальных свойств. Показана прямая положительная зависимость между фрактальной размерностью и пористостью. Максимальные значения информационной размерности характерны для биокластово-фитозоогенных и биокластово-зоогенных известняков, в которых наблюдается неравномерное расположение очень крупных пустот на фоне мелких пор. Минимальные значения соответствует известнякам биокластово-фитогенным с относительно равномерным распределением мелких пор. Высокие показатели показателя разброса фрактальных свойств (более 1) характерны для биокластово-фитогенного и части биокластово-фитозоогенных известняков. Для основной части образцов показатель разброса фрактальных свойств составляет от 0,2 до 0,7, эти образцы обладают сходными геометрическими и фильтрационно-емкостными характеристиками. Заказать текст статьи отдельно.

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.
Ведущим геофизическим методом при изучении залежей сверхвязкой нефти и природных битумов является гравиразведка, которая приобретает большое значение как эффективный метод при диагностике зон тектонического разуплотнения в осадочной толще при использовании вторичных мотодов воздействия на пласт. Рекомендован комплекс геофизических методов контроля разработки залежей сверхвязкой нефти и природных битумов, включающий высокоточную магниторазведку, терморазведку и электроразведку в различных модификациях. Заказать текст статьи отдельно.

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).
Отмечено, что для увеличения ресурсной базы нефтедобывающих предприятий и доразведки территорий необходимо выполнять полный комплекс исследований. Анализ результатов бурения, материалов геофизических исследований скважин, динамический, литолого-фациальный и палеогеографический анализ с привлечением моделирования позволяют прогнозировать не только новые объекты и их фациальный состав, но и флюидонасыщенность пород-коллекторов. Повторное испытание скважин дало возможность оценить выявить пропущенные объекты, не учтенные в предыдущих работах, а также значительно сократить финансовые затраты.дку, терморазведку и электроразведку в различных модификациях. Заказать текст статьи отдельно.

Одним из немаловажных процессов возникновения в баженовской свите вторичной пористости, по мнению авторов, являются процессы эпигенеза. Формирование высоких фильтрационно-емкостных характеристик породы повышает значимость этих процессов при прогнозировании перспективных зон с наличием свободной нефти. Нетрадиционные коллекторы, содержащие залежи подвижных углеводородов, приурочены к ослабленным зонам осадочного чехла. Нефтегенерация вызвана кондиционным прогревом, связанным с гидротермально-метасоматическими процессами определенного типа в породах фундамента и особенностями строения осадочного чехла. Границы неструктурных ловушек определяются зонами разуплотнения. Виды геолого-разведочных работ (ГРР) на лицензионных участках должны отвечать стадии изученности и определять поисковые параметры для дальнейшей постановки более детальных и дорогостоящих работ, таких как высокоразрешающая сейсморазведка 3D и бурение скважин.
Представлен анализ результатов выполненных ГРР, а также возможности применения высокоточных геофизических методов, таких как детальные грави- и магниторазведка и площадные геохимические исследования, для обнаружения нетрадиционных коллекторов и неструктурных ловушек. Целесообразность комплексирования данных потенциальных полей с данными сейсморазведки определяется тем, что информация, полученная с применением каждого из этих методов, обладает специфическими особенностями. Аномалии потенциальных полей, связанные с магнитными и плотностными свойствами горных пород, отображают, во-первых, состав пород и наложенные процессы (тектонические воздействия, гидротермально-метасоматические изменения и др.), что позволяет получать вещественные характеристики геологической среды, дополняющие данные сейсморазведки, решающей в основном структурные задачи. Во-вторых, аномалии гравитационного и магнитного полей создаются преимущественно крутопадающими границами, а сейсморазведка, напротив, ориентирована на прослеживание пологих границ. Эти методы дополняют друг друга, выявляя субвертикальные тектонические и субгоризонтальные литолого-стратиграфические границы. Заказать текст статьи отдельно.

Петрофизическая интерпретация является как одним из процессов, влияющих на ключевые показатели эффективности бурения скважин. При классическом подходе подготовка и обработка геофизических данных, необходимых для последующего анализа, требуют значительных затрат труда. Рассмотрены автоматизация процесса петрофизической интерпретации и его интеграция в общее информационное поле программного продукта, предназначенного для геонавигации горизонтальных скважин.
В традиционной схеме геологического сопровождения строительства горизонтальных скважин процесс петрофизической интерпретации выстроен в основном последовательно и во многом дублирует процессы загрузки и обработки данных, получаемых в процессе бурения. При этом от качества и оперативности петрофизической интерпретации материалов каротажа в процессе бурения зависит успешность проводки ствола скважины по коллектору с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами. В связи с этим для повышения эффективности процесса геонавигации необходимо автоматизировать процесс загрузки, обработки и первичной интерпретации данных геофизических исследований скважин, а также обеспечить параллельное выполнение процессов геонавигации и петрофизической интерпретации.
Представлена реализация автоматизации процессов предварительной подготовки, загрузки и обработки данных бурения для их последующего анализа. Показано, что эффективность процесса геонавигации горизонтальных скважин повышается в результате внедрения петрофизического калькулятора, предупреждающих сигналов оповещения, визуализаторов результатов интерпретации в едином специализированном программном обеспечении для геонавигации скважин. Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время важным вопросом для нефтяных компаний является выбор оптимального сценария развития проекта. При этом решение данного вопроса актуально на любой стадии жизненного цикла месторождения. Основным критерием при выборе сценария развития проекта является максимизация экономического эффекта, т.е. увеличение ожидаемого чистого дисконтированного дохода NPV. Данный параметр можно оценить с использованием подхода «ценности информации» (VOI).
Рассмотрено использование подхода VOI для оценки различных мероприятий по снижению рисков сейсморазведочных работ (выполнения полевых работ, переобработки и переинтерпретации данных). Появление новых сейсмических данных приводит к изменению распределения неопределенности ключевых параметров и, следовательно, распределения NPV. Таким образом, новая информация может изменить инвестиционные решения. Риски любого проекта связаны с отсутствием точной информации о строении геологических объектов, что приводит к появлению диапазона неопределенности и, как следствие, повышению рисков при бурении скважин и увеличению затрат, связанных с неуспешным бурением. Наличие дисперсии прогноза приводит к ненулевой вероятности бурения нерентабельной скважины, что обусловливает экономические потери эксплуатационного бурения. Проведение работ СРР позволяет уменьшить стандартное отклонение прогнозируемого параметра (сузить дисперсию прогноза), отказаться от бурения заведомо нерентабельных кустов, скорректировать программу бурения. Экономия на отказе от бурения экономически невыгодных скважин (кустов) позволяет получить повысить эффективность проекта, что формирует VOI выполненного мероприятия. Если значение VOI выше, чем затраты на проведение мероприятие, то данное мероприятие является экономически целесообразным. В противном случае, экономический эффект является недостаточным, и проведение данного мероприятия нецелесообразно.
Представлены основные подходы к расчету VOI сейсморазведочных работ, как с позиции изменения запасов, так и с позиции оптимизации системы разработки. Приведена методика вычисления с использованием данных реальных проектов. Заказать текст статьи отдельно.

Показаны перспективы поиска новых залежей нефти в западной части Бобровско-Покровского вала в пределах Бузулукского лицензионного участка. Основным источником для анализа послужили результаты многолетних работ департаментов разработки, геологоразведки и центра исследования керна ООО «ТННЦ», сопровождающих эксплуатацию месторождений ПАО «Оренбургнефть». Проведена ревизия геолого-промысловых данных, определены перспективные продуктивные пласты. До 2016 г. считалось, что большая часть Бобровско-Покровского вала, особенно его западная часть, малоперспективна для поиска залежей нефти в карбонатных отложениях верхнего девона. Это убеждение подтверждалось отрицательными результатами испытаний. Следует отметить, что все испытания проводились в наиболее высокоамлитудных морфологически выраженных структурах и, как оказалось, гипсометрически высоко расположенные пласты не всегда являются продуктивными. Выполнен прогноз пространственного размещения барьерных рифов среднефаменско-заволжского и раннефаменского возраста. Уточнен диапазон нефтеносности на месторождениях, приуроченных к рифам различного возраста. Установлены и спрогнозированы зоны для поиска новых залежей в заволжских и среднефаменских отложениях. Как показал сравнительный анализ перспектив поиска новых залежей для перевода и приобщения наиболее предпочтительным является визейский ярус, причем на всех месторождениях Бобровско-Покровского вала. Однако наиболее перспективными по запасам и для добычи являются фаменские отложения, продуктивность которых можно подтвердить только бурением скважин. Зарезка и углубление боковых стволов на Тананыкском месторождении обеспечили открытие новых залежей в верхнефаменских отложениях. Использование выявленных закономерностей позволит повысить эффективность поисково-разведочных работ. Отмеченное определило новое перспективное направление поиска залежей нефти на Бобровско-Покровском валу на месторождениях контролируемых нижнефаменскими рифами. Заказать текст статьи отдельно.

Предложена новая зависимость для определения оптимальных параметров системы разработки рядами горизонтальных скважин или вертикальными скважинами, в которых выполнен гидроразрыв пласта. Также представлено выражение для оценки стационарного дебита горизонтальных скважин в системе разработки. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены причины расхождения результатов расчетов дебитов горизонтальных скважин по аналитическим формулам с фактическими данными. Использованы данные по скважинам Ромашкинского месторождения. Выявлено, что аналитические формулы, выведенные в рамках традиционной концепции абсолютного порового пространства, базирующиеся на значениях абсолютной проницаемости для газа, не учитывают объемный фактор, скин-фактор. На результаты расчетов влияют произвольно принимаемые значения геометрических размеров модели удельного объема дренирования. Не учитываются неоднородность коллекторских свойств, нестационарный характер фильтрационных процессов после ввода скважины в эксплуатацию. Рекомендовано прогнозные расчеты для горизонтальных скважин осуществлять на 3D секторных или полномасштабных моделях пласта.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен новый инженерный метод создания многокомпонентных PVT-моделей природных газоконденсатных смесей. Метод основан на воспроизведении результатов промысловых измерений и базовых лабораторных исследований представительных проб при термодинамическом моделировании с использованием уравнения состояния. Использование метода показано на примере создания адекватных PVT-моделей пластовых газоконденсатных смесей месторождений различных регионов России.Заказать текст статьи отдельно.

Месторождения Западной Сибири и Поволжья, как правило, характеризуются низкими пластовыми давления и механизированным способом эксплуатации, что не позволяет оценивать продуктивность в режиме установившегося отбора, что легко реализуется в фонтанных скважинах. В связи с этим, промысловые геофизические исследования (ПГИ) выполняются в межремонтные периоды после извлечения глубинного оборудования и глушения скважин. При этом существенно нарушается режим работы скважины и пласта, а создаваемая при ПГИ депрессия и дебит не соответствуют рабочему режиму. Наращивание фонда горизонтальных скважин показывает актуальность проблемы оценки эффективности проводимых многостадийных гидроразрывов пласта. Для устранения указанных ограничений может быть применена технология байпасирования установок электроцентробежных насосов, при которой скважинная аппаратура доставляется на гибких НКТ ниже глубины спуска насоса, в интервал горизонтального ствола.Заказать текст статьи отдельно.

Приведен обзор жидкостей глушения и промывки скважин на водной и эмульсионной основах, разработанных в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Показана возможность применения современных солерастворных узлов производства FSI International Services Ltd. для получения качественных технологических жидкостей. Комплексное решение проблемы глушения с использованием щадящих жидкостей глушения и специального оборудования для их приготовления позволит исключить проблемы, связанные с безаварийным проведением ремонтных работ, и сохранит продуктивность добывающих скважин.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты изучения состояния жидкости вблизи твердой подложки. Объектом подобных исследований обычно является вода, реже - однокомпонентные органические жидкости. На их примере показано, что твердая подложка меняет физические свойства жидкости: плотность, вязкость, температуру фазового перехода, электрические свойства. Сделан вывод о необходимости дополнения имеющейся информации новыми экспериментальными данными. Поставлены задачи разработки экспериментальной методики количественного описания поверхностные явления в пористых средах пород-коллекторов нефти и газа, привязки результатов исследования поверхностных явлений к результатам традиционных методов исследования фильтрационных характеристик керна.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена методология автоматизированной идентификации слабо выработанных зон, перспективных с точки зрения планирования технологически эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ) (на примере забуривания боковых стволов). Подход основан на нечетких методах формализации критериев, значимых с точки зрения наличия ресурсного потенциала в областях залежи и технической возможности проведения мероприятий. Рассмотрены практические примеры применения процедур автоматизированного принятия решения при подборе кандидатов на зарезку боковых стволов на участках Вынгапуровского месторождения. Заказать текст статьи отдельно.

Исследованы закономерности вытеснения смачивающей жидкости из образцов горных пород при применении метода центрифугирования для определения капиллярного давления. Установлено, что при стандартном методе центрифугирования физически невозможно достижение капиллярных давлений, превышающих одну атмосферу. Предложено усовершенствование метода, предусматривающее повышение начального давления в кернодержателе центрифуги. Проанализированы распространенные ошибки при интерпретации данных центрифугирования. Представлен метод, повышающий достоверность обработки этих данных.Заказать текст статьи отдельно.

Исследована вязкость нефтяных дисперсных систем в области «аномальной» зависимости напряжения от скорости сдвига, когда рост скорости сдвига сопровождается снижением напряжения. Показано, что течение в этом случае может сопровождаться колебаниями расхода жидкости, снижающими производительность скважин и трубопроводов. Даны рекомендации по использованию воздействий физическими полями для предотвращения таких колебаний.Заказать текст статьи отдельно.

Выполнено моделирование заводнение трехслойного нефтяного пласта, насыщенного нефтью, которая неньютоновскими свойствами. Представлена численная модель вытеснения нефти водой при законе движения нефти с предельным градиентом сдвига. Течение неньтоновской жидкости моделируется в пористой среде в переменных скорость – насыщенность. Показано, что если предельным градиентом сдвига нефти пренебречь, то конечный коэффициент извлечения нефти будет существенно завышен.Заказать текст статьи отдельно.

Лабораторные петрофизические методы разработаны несколько десятилетий назад. Современные исследования на микроуровне показали, что методы определения остаточной водонасыщенности в породах, во-первых, теоретически недостаточно обоснованы и, во-вторых, требуют усовершенствования для повышения точности. Предложен новый метод центрифугирования образцов для определения остаточной водонасыщенности пород. Метод основан на изменении положения образца относительно направления центробежной силы во время центрифугирования. Это позволяет вытеснить свободную воду из пор сложной конфигурации, и таким образом существенно повысить точность определения остаточной водонасыщенности.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты исследований по оптимизации водного воздействия на залежь путем последовательного периодического увеличения гидродинамического давления в целях извлечения капиллярно защемленной нефти. Метод обеспечивает согласованный учет как условий вытеснения, так и фильтрационно-емкостных свойств флюидонасыщенных коллекторов. Оценочные расчеты позволяют определить продолжительность и этапность регулирования давления нагнетания как условия достижения ожидаемого повышения нефтеизвлечения.Заказать текст статьи отдельно.

Целью экспериментальных исследований являлась оценка толщины адсорбционного слоя анионного поверхностно-активного вещества (АПАВ) на подложках различного минерального состава с помощью атомно-силовой микроскопии (АСМ). Для исследования адсорбции АПАВ с помощью АСМ были поставлены две серии экспериментальных исследований: 1) формирование агрегатов АПАВ в результате адсорбции из раствора на чистой подложке; 2) создание на подложке остаточного нефтяного слоя и его отмыв с помощью АПАВ. В качестве подложек были выбраны: естественный керн, слюда и стекло, в обеих сериях использовался АПАВ в двух различных концентрациях. Для определения толщины сложно построенного адсорбционного слоя была разработана новая методика, суть которой состоит в «процарапывании» адсорбционного слоя с последующим получением профиля сечения с помощью АСМ сканирования. Заказать текст статьи отдельно.

В последнее время становится все более актуальным вовлечение в разработку нетрадиционных запасов углеводородов. Пласты месторождений баженовской свиты характеризуются низкой проницаемостью и пористостью, в пластовых породах содержится большое количество органического вещества, состоящего из керогена и легкой нефти. Вследствие термического воздействия на породы пластов увеличивается их общая пустотность, а недренируемые области преобразуются в дренируемые, формируя при этом дополнительный приток нефти. Для реализации термогазового метода воздействия на породы баженовской свиты в ОАО «ВНИИнефть» экспериментально изучается кинетика окисления керогеносдержащих пород на дифференциальном сканирующем калориметре высокого давления HP DSC1. Полученные результаты показывают, что в низкотемпературном диапазоне окисления породы баженовской свиты имеют близкие значения энергий активации нефти и дренируемой породы. Это обусловливает в дальнейшем их совместное вовлечение в окислительные процессы.Заказать текст статьи отдельно.

Предложена аналитическая модель парогравитационного дренажа при разработке залежей сверхвязких нефтей и природных битумов. Результаты расчетов по предложенной модели хорошо согласуются с данными экспериментов на физической модели процесса SAGD. Представлены оценки дебита горизонтальной скважины при парогравитационном дренировании для условий залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения.Заказать текст статьи отдельно.

Обобщены лабораторные данные об остаточной нефтенасыщенности и коэффициенте вытеснения высоковязкой нефти из пласта А4 башкирского яруса по месторождениям Самарской и Ульяновской областей. На основе анализа лабораторных данных и значений, принятых в работах по подсчету запасов нефти и газа и проектных документах, предложены уточненные корреляционные зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой от коэффициента проницаемости породы-коллектора и подвижности.Заказать текст статьи отдельно.

По результатам анализа основных геодинамических параметров (горное, критическое, пластовое давления, дебиты нефти и жидкости, коэффициенты компенсации горного давления, деформационных потерь, продуктивности) по 23 месторождениям, 29 залежам и более чем 600 скважинам залежей Речицко-Вишанской зоны Припятского прогиба за весь период эксплуатации разработана классификация залежей по напряженно-деформированному состоянию. Постоянный мониторинг изменений напряженно-деформированного состояния сложнопостроенных коллекторов в процессе бурения, испытания, освоения, разработки и добычи нефти позволит оперативно управлять этими процессами, увеличивая нефтеотдачу пластов.Заказать текст статьи отдельно.

Бурение горизонтальных скважин в сочетании с многостадийными гидроразрывами пластов (ГРП) находит все большее применение на месторождениях Западной Сибири. Ориентированные в первую очередь на разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, эти технологии активно реализуются на Приобском месторождении. Представлены первые результаты проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах, которые свидетельствуют о высоком потенциале этих технологий и дальнейших их перспективах на Приобском месторождении.Заказать текст статьи отдельно.

При анализе данных, характеризующих работу добывающих скважин турнейско-фаменской залежи Озерного месторождения, установлена зависимость коэффициентов продуктивности скважин, проницаемости коллектора и раскрытости естественных трещин от соотношения забойного давления и бокового горного. Показано, что по мере снижения забойных давлений и смыкания естественных трещин при деформации коллектора залежь в околоскважинных зонах трансформируется из трещинно-порового в поровый тип.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты обработки данных, полученных при трассерных исследованиях, выполненных на карбонатной залежи башкирско-серпуховских отложениях Сибирского месторождения. При анализе результатов обработки выявлено, что проницаемость трещин и скорость движения индикатора в районе добывающих скважин, расположенных в северо-западном направлении от очагов нагнетания меченой жидкости, в несколько раз превышает соответствующие параметры, рассчитанные по другим направлениям.Заказать текст статьи отдельно.

Показаны результаты применения двух кислотных составов для интенсификации притока нефти к скважинам в башкирских отложениях на месторождениях Пермского края. Проведена оценка влияния технологических и геолого-физических параметров пластов на успешность проведения кислотных обработок путем сравнения коэффициентов продуктивности и дебитов скважин до и после кислотной обработки. После проведения кислотных обработок обводненность продукции скважин увеличивается. С увеличением объема кислотного раствора, закачиваемого на единицу эффективной нефтенасыщенной толщины, эффективность воздействия возрастает. Средняя глубина проникновения кислотного раствора в призабойную зону составляет 0,5 м.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены результаты лабораторных испытаний по воздействию на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка кислотогенерирующего состава, разработанного компанией Cleansorb Ltd. Порово-трещинный тип коллектора представлен пятью группами доломитов различных литологических типов, поровый тип - алевролитами доломитизированными. Определено время генерации кислотного состава, его растворяющая способность и время выдержки в керне. Результатом воздействия кислотогенерирующего состава на доломиты порово-трещинного типа стало увеличение раскрытости и объема трещин, пористости, проницаемости.Заказать текст статьи отдельно.

Целью представленной работы является создание метода определения времени отработки нагнетательных скважин, при котором достигается максимальный экономический эффект, выраженный накопленной дисконтированной добычей. Метод основан на технико-экономической модели разработки нефтяных пластов различными площадными системами разработки вертикальными скважинами и вертикальными скважинами с ГРП с учетом перевода нагнетательных скважин из добычи в закачку и позволяет найти оптимальное время отработки нагнетательных скважин для заданных параметров системы разработки, фильтрационных характеристик пласта и коэффициента дисконтирования.Заказать текст статьи отдельно.

Для рациональной, научно обоснованной эксплуатации месторождений высоковязких нефтей требуется создание гидродинамических моделей с использованием различных современных программных продуктов. Зачастую на точность моделирования технологических процессов влияют недостатки самих симуляторов. Как показывает опыт моделирования, модуль STARS гидродинамического симулятора CMG не учитывает тепло, поступающее в пласт за счет механизма теплопроводности через боковую стенку скважины. Разработана методика расчета и учета дополнительного количества тепла на основе статистических данных. Создана фильтрационная модель участка ОПУ-3бис Ярегского месторождения с учетом механизма теплопроводности. Спрогнозированы технологические показатели ОПУ-3бис по двум вариантам. Оценена степень влияния дополнительного механизма прогрева на технологические показатели разработки. Механизм прогрева продуктивного пласта за счет теплопроводности существенное влияет на конечный коэффициент извлечения нефти, что обусловлено дополнительной полезной энергией, вносимой в пласт при разработке Ярегского месторождения модернизированной одногоризонтной системой.Заказать текст статьи отдельно.

Представлен количественный подход к использованию аналогов в задачах проектирования разработки месторождений. Подход заключается в поиске и использовании корреляционных зависимостей на множестве схожих объектов. Данный подход применим как к восполнению данных о геологических параметрах объекта, так и при оценке потенциала разработки месторождения. Приведены примеры использования подхода в практике.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены основные проблемы нефтегазодобычи, связанные с эксплуатацией месторождений на завершающей стадии разработки. Проведен анализ затрат на подготовку нефти, воды и газа. Даны предложения по диверсификации бизнеса. Заказать текст статьи отдельно.

Проанализирована успешность разработки залежи высоковязкой нефти в бобриковском горизонте Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения с применением термозаводнения. Определена прогнозная эффективная температура, при которой вытеснение нефти наиболее эффективно. Термозаводнение позволило предотвратить снижение начальной пластовой температуры, уменьшить вязкость пластовой нефти и предотвратить выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ в пласте, приводящее к блокированию нефти в низкопроницаемых прослоях. Показано, что применение волновой технологии совместно с термозаводнением позволит обеспечить более полное извлечение нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти при разработке бобриковской залежи Солдатского поднятия.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены способы регулирования выработки запасов горизонтальными скважинами. Показано, что применение специальных технических средств позволяет регулировать приток из каждого ствола или его участка. Изучено влияние различного забойного давления на продуктивные характеристики горизонтальной скважины. Определены забойные давления для различных участков горизонтального ствола, обеспечивающие достижение максимальный дебит. Даны рекомендации по определению оптимальных депрессий на пласты. Заказать текст статьи отдельно.

Разработка месторождений высоковязкой нефти требует особых технико-технологических решений по ее извлечению. Для условий Ярегское нефтетитановое месторождения предложена система подготовки и разработки с применением термошахтного способа. Обоснованы параметры предлагаемой системы и порядок ее реализации. Предложенный способ совместной разработки месторождения титаносодержащих руд и высоковязкой нефти, залегающих в одном пласте, обеспечивает ускорение вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи высоковязких углеводородов, сокращение срока разработки участка и подготовки его к очистной выемке нефтетитановой руды на этапе отработки рудной составляющей. Способ позволяет более высокими темпами подготовить месторождение к эксплуатации, а метод экстракции нефти из коллективного нефтетитанового концентрата обеспечивает достижение коэффициента извлечения нефти более 0,9. Заказать текст статьи отдельно.

Представлен опыт гидродинамического моделирования участка Юрубчено-Тохомского месторождения с использованием геолого-геомеханической модели. Получена связь критериев напряженно-деформированного состояния продуктивного объекта с фильтрационными характеристиками коллектора трещинного типа. На основании полученной зависимости, опираясь на данные 3D сейсморазведки, построен куб проницаемости. Последующее гидродинамическое моделирование разработки месторождения выполнено с учетом изменения проницаемости в процессе изменения напряженного состояния.Заказать текст статьи отдельно.

На примере шельфовых нефтяных залежей Центрального участка месторождения «Дракон» предложена методика обоснования оптимальной сетки скважин и системы заводнения. Методика включает многовариантные расчеты на гидродинамической модели, а также элементы экономического анализа. Внедрение предлагаемой методики позволит снизить влияние субъективного фактора и получать взвешенные, сбалансированные решения по выбору системы разработки и плотности сетки скважин, обеспечивающие оптимальные коэффициент извлечения нефти и экономическую эффективность проектаЗаказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены задачи численного моделирования полимерного заводнения на основе уравнений фильтрации двух несмешивающихся жидкостей и растворимой полимерной компоненты в водной фазе. Информационной основой для создания гидродинамической модели, представляющей собой особое распределение свойств пласта на каждый момент времени и воспроизводящей пластовые течения, являются результаты геофизических, гидродинамических исследований скважин, сейсморазведки, лабораторных исследований керна и др. Каждый пласт информации характеризуется своим масштабом: от нескольких миллиметров, до десятков километров.
Для корректного учета разномасштабности при математическом моделировании необходимы специальные методы ремасштабирования данных. Одним из видов ремасштабирования является процедура upscaling. Показана необходимость ремасштабирования свойств не только пластовых флюидов, но и полимера, для корректного учета размера сетки при переходе с микромасштаба на мезо- и макромасштаб.Заказать текст статьи отдельно.

Многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) – один из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи в низкопроницаемых коллекторах. Как правило, эффекты взаимодействия трещин остаются за рамками дизайна ГРП. Показано, что при достаточно близком размещении поперечных трещин ГРП из-за перераспределения полей напряжений трещины, созданные на предыдущих стадиях, могут влиять на рост новообразующихся трещин и, следовательно, на итоговую геометрию системы трещин. Изучено влияния упругого взаимодействия трещин на их итоговую геометрию, а также способы моделирования этого взаимодействия. Моделирование развития трещин выполнено в рамках механики хрупкого разрушения в двухмерной постановке. В качестве численного метода использован метод интегральных уравнений. Процесс роста трещин принят квазистатическим. Для определения направления роста трещины применен критерий Си максимальных растягивающих напряжений. Данный подход к моделированию позволяет рассчитывать траектории трещин не только при многостадийном ГРП, но и при других конфигурациях их роста, например, при создании новых трещин ГРП между существующими (уплотнение сетки).Заказать текст статьи отдельно.

Автор статьи дискутирует с проф. Ю.Е. Батуриным по поводу его статьи о критерии рациональности разработки месторождений нефти. Показана некорректность отождествления двух независимых критериев разработки: критерия оптимальности (эффективности) и рациональности. Во времена СССР использовались оба критерия. В настоящее время критерий рациональности не применяется, несмотря на его очевидную важность. Отсутствие критерия рациональности наносит значительный урон отечественному нефтегазовому недропользованию.Заказать текст статьи отдельно.

Проанализированы проблемы достоверного определения кривых капиллярного давления в горных породах методами капилляриметрии и центрифугирования. Показаны возможные пути решения этих проблем.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен вопросы изучения структуры адсорбционного слоя поверхностно-активного вещества (ПАВ) на поверхности твердого тела. Математический анализ показал, что образующийся адсорбционный слой ПАВ при низких концентрациях имеет не сплошную, а «островковую» структуру. Отмечается, что неравномерное периодическое адсорбционное поле приводит к увеличению скорости фильтрации углеводородной фазы.Заказать текст статьи отдельно.

С учетом текущего состояния разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» одним из базовых направлений увеличения эффективности использования начальных извлекаемых запасов является промышленное внедрение различных методов увеличения нефтеотдачи. При прогрессирующем обводнении для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием необходимо ограничение фильтрации воды в промытых зонах и перераспределение фильтрационных потоков. Эта задача решается путем применения технологий выравнивания профиля приемистости пласта (ВПП). Разработана методика подбора объектов для внедрения технологий ВПП. Определены критерии применимости методов. Успешность применения методики подтверждена результатами скважино-операций, выполненных на месторождениях ОАО «Газпром нефть» в 2013-2014 гг. Заказать текст статьи отдельно.

Представлен опыт исследования интерференции скважин, эксплуатирующих месторождения на поздней стадии разработки. Приведены результаты применения двух подходов к решению задачи выявления взаимовлияния скважин на примере 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения. Предложены алгоритмы и способы обработки оперативной информации с целью управления закачкой в нагнетательные скважины. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены блокирующие эффекты влияния закачки морской воды для поддержания пластового давления при разработке высокотемпературных трещиноватых коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр. Актуализация данного аспекта связана с быстрым обводнением продукции нефтяных скважин, что является следствием прорыва воды по макротрещинам. С целью ограничения водопритока к скважинам и оптимизации разработки трещиноватых коллекторов проведен анализ влияния закачки морской воды на призабойную зону пласта. Дана оценка распространению ореола составляющей температур геотермического и техногенного фона, и его влияния на структурно-механические свойства пластовых флюидов. Оценка влияния закачки морской воды в пласт базируется на промысловых исследованиях, гидродинамическом моделировании. Отмечено, что приемистость нагнетательных скважин более 500 м3 способствует охлаждению пласта на 45 -35 0С ниже геотермического фона. Охлаждение коллектора отрицательно влияет на вязкие свойства нефти фундамента, снижая ее подвижность при падении температуры нефти ниже 115 -110 0С на границе примыкания микротрещин к щелевым каналам высокой раскрытости. На основе исследований предложено описывать подобные гидродинамические процессы моделью Бейкера, сопоставляя расчеты подвижности флюидов с промысловыми данными. Для ограничения прорыва воды к нефтяным скважинам рекомендовано вносить коррективы в систему организации закачки воды выравниванием приемистости по фонду нагнетательных скважин без ограничения уровня компенсаций энергии пласта.Заказать текст статьи отдельно.

Изучены механизма вытеснения нефти из сложнопостроенных коллекторов с учетом морфологии порового пространства. Эксперименты по вытеснению нефти с применением рентгенографического способа определения насыщенностей флюидами позволили более детально изучить особенности механизмов извлечения нефти из сложнопостроенных коллекторов.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен рабочий процесс построения геомеханической модели Урьевского месторождения. Приведены оценки основных параметров влияющих на величину давления разрыва. Выполнено сопоставление расчетных и фактических параметров.Заказать текст статьи отдельно.

Экспериментально исследовано влияние сжимающего напряжения на проводимость трещины кислотного гидроразрыва пласта (ГРП) для пород башкирского и турнейского ярусов нефтяных месторождений Татарстана. Одной из главных причин несоответствия прогнозных и фактических показателей добычи после ГРП в карбонатных отложениях башкирского яруса является завышение проводимости трещины, рассчитываемой симуляторами по формуле Нироуда - Крука. Установлено, что корреляция Нироуда - Крука хорошо описывает изменение проводимости кислотной трещины в породах турнейского яруса и годится для практического применения, однако приводит к существенному завышению проводимости трещины для пород башкирского яруса. Предложены формулы, в которых исключена зависимость от твердости по Бринеллю.Заказать текст статьи отдельно.

Разрабатываемые в настоящее время остаточные трудноизвлекаемые запасы приурочены к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой и ультранизкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок. Для выработки таких запасов требуются новые методы нефтедобычи, обеспечивающие повышенную производительность скважин, интенсивные темпы отбора и высокую конечную нефтеотдачу при приемлемой рентабельности производства. Обоснована целесообразность применения горизонтальных технологий в соответствии с геолого-технологическими условиями. Приведены факторы, сдерживающие широкое внедрение горизонтальных технологий на месторождениях Татарстана. Рассмотрена возможность проведения гидродинамических исследований непосредственно в горизонтальной части ствола скважины.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты исследования процесса фильтрации водоизоляционных составов в проницаемые среды. На основе проведенных экспериментальных исследований установлены границы применимости наиболее распространенных на практике водоизоляционных составов в зависимости от проницаемости и размера поровых каналов пласта. Выполнен анализ факторов, влияющих на процесс закачивания жидкости в изолируемые интервалы пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Сформулированы требования, предъявляемые к водоизоляционным составам. Предложен способ повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ, основанный на ступенчатом подходе к закачиванию водоизолирующих композиций различного типа.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены экспериментальные данные по вытеснению нефти водой, раствором оксиэтилированного алкилфенолаОП-10 и мицеллярными системами на основе полиэтиленполиаминных солей олеиновой кислоты. Показано, что в сравнимых условиях эффективность вытеснения нефти мицеллярными системами в 1,3 – 3,6 раза выше, чем раствором ОП-10. Мицеллярные системы, модифицированные карбонатом натрия, могут быть рекомендованы в качестве составов для заводнения с использованием АСП.Заказать текст статьи отдельно.

Разработана математическая модель для расчета технологических показателей разработки трещинно-порового коллектора, эксплуатируемого параллельными добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами с проведением в добывающих скважинах многоступенчатого гидроразрыва пласта и заводнением с отрицательным градиентом минерализации. В качестве примера выполнено моделирование фильтрации для коллекторов залежи 302 башкирского яруса Ромашкинского месторождения. Заказать текст статьи отдельно.

Отложения карбонатного комплекса залежей 301-303 представляют особую сложность для разработки в связи с развитой системой вертикальной и горизонтальной трещиноватости и наличием зон разуплотненных коллекторов. Выполненный анализ опытно-промышленных работ показал, что наиболее эффективным из апробированных методов разработки залежей остается бурение горизонтальных и наклонно направленных скважин, несмотря на то, что в настоящее время многие вопросы по снижению темпов обводнения горизонтальных скважин остаются нерешенными.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены результаты оценки достоверности результатов пассивного наземного микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта (ГРП) в нагнетательных скважинах ПАО «Татнефть». Показаны отличительные особенности наземной технологии микросейсмического мониторинга ГРП ЗАО «Градиент». Результаты мониторинга ГРП сопоставлены с данными гидродинамических (снятие кривых падения давления) и индикаторных исследований, выполненных до и после ГРП в тех же скважинах.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена проблема подбора оптимальной кислотной композиции для интенсификации притока в низкопроницаемых карбонатных коллекторах в НГДУ «Лениногорскнефть» при солянокислотной обработке. Тестируемые кислотные составы ранжировались по технологическим параметрам (пролонгированный характер скорости растворения породы, отсутствие коррозионной активности, совместимость с пластовыми флюидами и фильтрационные свойства естественных карбонатных кернов). Показано, что перед реализацией технологического процесса в промысловых условиях с применением любого кислотного состава очень важно определять совместимость реагента с пластовыми флюидами и породой пласта, необходим индивидуальный подход, который основывается на всестороннем изучении геолого-промысловых условий объекта воздействия.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены физические процессы, происходящие в пласте при снижении пластового давления ниже начального значения, но выше давления насыщения, и их влияние на нефтеотдачу при водонапорном режиме. Приведены результаты гидродинамического моделирования с учетом изменения физических свойств нефти, воды и породы при изменении давления. Показано, что снижение пластового давления при водонапорном режиме приводит к повышению нефтеотдачи, при этом эффективность этого процесса практически не зависит от текущей обводненности и степени выработки запасов.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена интегрированная численно-аналитическая модель для решения прямой и обратной задач притока к скважине. Приведены методологическое обоснование реализованных в модели алгоритмов, область применения и результаты тестовых расчетов.Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты исследований эффективности применения третичных методов увеличения нефтеотдачи для месторождений Пермского края. Рассмотрены полимерное заводнение, водогазовое воздействие, изменение минерального состава вод, закачиваемых для поддержания пластового давления.Заказать текст статьи отдельно.

Обобщен мировой опыт применения инновационных технологий повышения нефтеотдачи. Приведено описание сложившихся тенденций в области применения современных технологий повышения нефтеотдачи и действующей системы налогообложения на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Предложено формирование организационно-экономического механизма регулирования применения инновационных технологий повышения нефтеотдачи.Заказать текст статьи отдельно.

Представлено экспериментальное исследование гистерезиса относительных фазовых проницаемостей при водогазовом воздействии применительно к условиям Восточно-Перевального месторождения, расположенного в Западной Сибири. Анализ экспериментальных данных показал, что коэффициент вытеснения нефти увеличивается за счет замещения нефти газом, а относительные фазовые проницаемости зависят не только от истории насыщения (гистерезис), но и от числа циклов водогазового воздействия. Показано, что гистерезис фазовых проницаемостей является существенным фактором, который необходимо учитывать при проведении экспериментальных исследований фазовых проницаемостей и компьютерного моделирования процесса водогазового воздействия.Заказать текст статьи отдельно.

Проанализированы имеющиеся исходные лабораторные данные о коэффициенте вытеснения и остаточной нефтенасыщенности пласта В1 турнейского яруса по месторождениям севера Самарской области и зависимости, использованные для их обоснования в работах по подсчету запасов нефти и газа и в проектных документах на разработку. Предложены уточненные обобщенные корреляционные зависимости указанных показателей процесса вытеснения от проницаемости и подвижности.Заказать текст статьи отдельно.

Дан анализ новых научных результатов в области теории и методов разработки нефтяных и газовых месторождений. Показана важность их учета при проетировании проектировании разработки и оценке коэффициента извлечения нефти (КИН). Теоретически установлена и экспериментально подтверждена тензорная природа относительных фазовых проницаемостей. Для двухфазных течений в анизотропных средах (с моноклинной и триклинной симметрией фильтрационных свойств) установлен новый эффект «вращения» главных осей тензоров фазовой проницаемости в зависимости от насыщенности. В результате проведения численного эксперимента показана возможность образования «застойных» зон. Учет новых эффектов анизотропии потребует совершенствования методики лабораторных экспериментов и вычислительных алгоритмов для их включения в программные продукты.Заказать текст статьи отдельно.

Проанализированы фактические данные об эффективности применения в ОАО «НК «Роснефть» физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в 2011-2013 гг. Результатом анализа является матрица применимости этих методов для различных геолого-физических условий пластов. Матрица рекомендована для выбора физико-химических МУН на объектах компании.Заказать текст статьи отдельно.

Представлена технология использования растительного масла в качестве инициатора внутрипластового горения нефти при закачке воздуха. Экспериментально исследованы различные растительные масла (рапсовое, льняное, подсолнечное) при окислении на дифференциальном сканирующем калориметре (ДСК) высокого давления. Выбрано наиболее активное льняное масло, для которого по результатам экспериментов рассчитано время воспламенения в пластовых условиях. Описана технология инициирования горения путем последовательной закачки растительного масла, нагретого до подачи на забой нагнетательной скважины, инертного газа, например азота, для продавливания закачанного масла вглубь пласта, а также для обеспечения буфера между маслом и окислителем. После чего в составе нагнетаемого газа постепенно увеличивается концентрация окислителя.Заказать текст статьи отдельно.

Отмечена тенденция перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Вовлечение в разработку низкопроницаемых и высокорасчлененных коллекторов требует применения таких технологий, как бурение горизонтальных скважин с проведением многостадийных гидроразрывов пласта (ГРП). Предложен аналитический способ расчета направлений развития трещин ГРП и оптимизации системы разработки.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты экспериментального изучения процесса мобилизации остаточной нефти в заводненных коллекторах. Получены новые данные о связи порога мобилизации остаточной нефти в модельных образцах, а также образцах керна, отобранных из нефтенасыщенных пластов. Установлены количественные параметры взаимосвязи мобилизации остаточной нефти при изменении условий вытеснения. Выполнено сравнение новых и ранее полученных экспериментальных данных.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены проблемы совершенствования промыслово-геофизического контроля разработки трудно извлекаемых запасов углеводородов. До недавнего времени практически единственным движителем совершенствования системы контроля являлось расширение арсенала методов проведения исследований и интерпретации результатов. Кардинально изменить ситуацию в данной области удалось с появлением принципиально новых нестандартных технологий скважинных измерений, преимущественно основанных на использовании перманентных систем мониторинга. Рассмотрены основные аспекты долговременного геофизического и гидродинамического мониторинга, а также технологические решения, разработанные авторами. Проанализирована эффективность применения предложенных решений при контроле разработки.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены особенности фильтрации жидкостей в низкопроницаемых пластах-коллекторах. Установлено, что к коллекторам с низким фильтрационным потенциалом необходимо относить породы с газопроницаемостью менее 0,004 мкм2. Описание процессов, происходящих в таких коллекторах, при фильтрации жидкостей далеко не ограничиваются законом Дарси и уравнением капиллярного давления Лапласа и требуют учета действия сил межмолекулярного взаимодействия, изменения напряженного состояния горных пород и остаточной водонасыщенности во времени, а также других процессов. Заказать текст статьи отдельно.

ПАО «Татнефть» ведет разработку Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти способом парогравитационного воздействия с 2006 г. За это время накоплена обширная база данных исследований свойств и состава сверхвязких нефтей. Рассмотрены результаты статистической обработки данных.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы, связанные с сопровождением малоглубинной сейсморазведкой процесса добычи сверхвязкой нефти горячим способом. Приведены методика малоглубинной сейсморазведки 2D, особенности графа обработки и полученные результаты на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, расположенном в пределах западного склона Южного купола Татарского свода. Установлено, что зоны закачки горячего теплоносителя в терригенный пласт-коллектор при добыче сверхвязкой нефти отображаются пониженными значениями интервальных скоростей. Выявлены возможные причины аномалий в установившемся тепловом поле в геологической среде при добыче способом SAGD. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены проблемы построения модели химических превращений при гидродинамическом моделировании внутрипластового горения. Приведена общая форма структуры модели химических превращений. Показана важность обеспечения стехиометрии, а не только материального баланса. Приведена методика расчета стехиометрических коэффициентов. Отмечены некоторые типичные ошибки в структуре моделей химических превращений в ряде известных публикаций. Даны практические рекомендации по моделированию внутрипластового горения.Заказать текст статьи отдельно.

Скважины с наибольшей добычей нефти Величаевско-Колодезного месторождения можно соединить линиями субмеридианального и субширотного направлений. Похожий рисунок линейных зон можно увидеть на карте Ставропольского края с нанесенными глубинными разломами и на схеме линеаментов поверхности рассматриваемой территории. Эти факты позволяют сделать предположение о связи накопленной добычи нефти по скважинам месторождения с тектоническими нарушениями осадочного чехла.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены проблемы полномасштабного и секторного моделирования крупных и гигантских нефтегазовых месторождений. Для решения этих проблем разработана открытая параллельная вычислительная технология для моделирования гигантских нефтегазовых месторождений системами сопряженных секторных моделей. Описана созданная программная система ИНТЕРМОД, которая не является самостоятельным гидродинамическим симулятором, но существенно расширяет возможности любого из используемых симуляторов и позволяет выполнять полномасштабные расчеты на моделях с практически неограниченным числом расчетных ячеек. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен комплексный подход к проведению блочно-факторного анализа разработки нефтяных месторождений. Приведено обоснование принципов разделения месторождений на блоки. Предложен подход к проведению анализа динамики пластового давления, обводненности и темпов выработки запасов. Особое внимание уделено разработке методики обоснования коэффициента извлечения нефти и типовых кривых вытеснения, учитывающих гистерезис процессов дренирования и впитывания, слоистую неоднородность пласта и сложившуюся систему разработки в пределах каждого блока. С целью определения наиболее проблемных участков месторождения, нуждающихся в проведении мероприятий по повышению эффективности разработки, обоснован подход к ранжированию блоков. Представлен усовершенствованный подход к выполнению анализа изменения параметров работы эксплуатационного фонда скважин на основании данных месячных эксплуатационных рапортов. Интеграция результатов факторного анализа работы добывающих скважин и системы поддержания пластового давления позволяет не только вести контроль добычи нефти, но и проводить оперативное поскважинное управление системой закачки воды в пласт. Использование прогнозной типовой кривой вытеснения при проведении факторного анализа позволяет численно оценить темпы естественного и опережающего обводнения скважин.Заказать текст статьи отдельно.

Геолого-гидродинамическое моделирование башкирской залежи Уньвинского месторождения, вскрытой 43 скважинами, выполнено в ПО Roxar Tеmрest More с учетом и без учета модели переходной зоны. Применение модели переходной зоны улучшило результаты адаптации модели залежи по 18 скважинам. Приближение расчетных показателей разработки к фактическим данным свидетельствует о более корректном распределении насыщенности в гидродинамической модели. Сделан вывод, что использование модели переходной зоны при гидродинамическом моделировании позволяет повысить надежность модели при прогнозировании характера насыщения в межскважинном пространстве.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены принципиальные решения по рациональной доразработке залежей крупного нефтяного месторождения системами горизонтальных скважин. Представлены результаты внедрения указанных решений.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты лабораторных исследований коэффициентов трещиностойкости на образцах горных пород нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Результаты исследований могут быть использованы при разработке дизайна гидроразрыва пласта. Показана необходимость разработки единой стандартизированной методики определения характеристик трещиностойкости горных пород.Заказать текст статьи отдельно.

Дано теоретическое обоснование потенциала применения комплексных термохимических методов для разработки месторождений баженовской свиты на основе результатов лабораторных экспериментов, доказывающих высокий нефтегенерационный потенциал органического вещества – керогена. Обозначены основные процессы, происходящие при нагревании керогенсодержащих пород, которые не учитываются в существующих коммерческих гидродинамических симуляторах, таких как изменение пористости и проницаемости пород в результате пиролиза керогена и образования вторичной (наведенной) трещиноватости под действием повышенных температур. Предложен способ учета изменения пористости в результате пиролиза керогена при помощи внешней программной среды с использованием простых математических уравнений. Приведены результаты тестовых расчетов закачки теплоносителя, показывающие увеличение пористости пород и выход синтетической нефти. Сделан вывод о необходимости построения более точной и детальной геолого-гидродинамической модели типового разреза, создании композиционной модели пластовых флюидов и модели химических реакций конверсии керогена для моделирования разработки месторождений баженовской свиты комплексными термохимическими методами. Заказать текст статьи отдельно.

Разработка вытеснением нефти водой из карбонатных коллекторов, осложненных гидрофобной смачиваемостью и другими геологическими факторами, возможна с применением ионно-модифицированных вод, что подтверждается результатами исследований и промышленных работ, например, на месторождение Ekofisk. В отсутствии понимания механизмов и процессов, происходящих в пласте, основным методом исследований остаются фильтрационные и лабораторные эксперименты. Исследованы совместимость ионно-модифицированных вод с пластовыми, определена динамика замещения вод, определены эффекты довытеснения нефти модифицированной водой и влияния на проницаемость карбонатного коллектора. Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты оценки прогнозной технологической и экономической эффективности полимерного заводнения на Москудьинском месторождении. Рассмотрены принципы гидродинамического моделирования различных вариантов закачки полимерного раствора с учетом результатов трассерных, лабораторных, промысловых гидродинамических исследований. Заказать текст статьи отдельно.

Для эффективной разработки низкопроницаемых коллекторов рассмотрены и рекомендованы к промышленному внедрению эффективные технологии перераспределения фильтрационных потоков воды в пласте с целью повышения охвата пласта заводнением как по толщине, так и по площади. Эффективность запланированных скважино-операций повышается в результате актуализации и адаптации технологий, что отражается в разработанных постоянно действующих научно-производственных программах промышленного внедрения методов. Использование методики выбора пилотных участков – один из важных инструментов при осуществлении программ по выравниванию профилей приемистости. Определена приоритетность апробированных технологий на высокотемпературных и низкопроницаемых месторождениях, которая позволяет включать их в перспективные программы промышленного внедрения, выполнение которых направлено на поддержание и повышение базовых уровней добычи нефти.Заказать текст статьи отдельно.

Кислотная обработка призабойной зоны (ОПЗ) добывающих скважин является одним из основных и наиболее распространенных на практике методом добычи нефти. Несмотря на многолетний опыт применения и большой объем проведенных исследований, значительная часть обработок не дает ожидаемой эффективности. Представлены результаты работ по усовершенствованию рецептуры кислотных составов для ОПЗ терригенных пород месторождения Белый Тигр. Показаны результаты исследований, полученные на основании анализа проведенных экспериментальных исследований по оценке их взаимодействия с породой на предмет достижения минимального осадкообразования в процессе взаимодействия с целью предупреждения кольматации вторичными осадками.Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен аналитический метод разделения добычи и закачки по пластам при их одновременной совместной разработке. Метод основан на использовании аналитического решения уравнения материального баланса применительно к многопластовой залежи, поэтому позволяет учитывать энергетику пластовой системы. Заказать текст статьи отдельно.

Показано, что учет проницаемости и пластичности глин при гидродинамическом моделировании существенно улучшает адаптацию модели по давлению, воспроизведение динамики обводнения и забойного давления в скважинах, обусловливает существенное локальное перераспределение насыщенности углеводородов по сравнению с моделями, в которых глины описаны неактивными ячейками. Отмечено, что учет пространственной связности и фильтрационно-емкостных свойств глин существенно изменяет представление о характере миграции воды в объеме того или иного объекта разработки, а следовательно, и о характере локализации остаточных запасов нефти и газа. Установлено, что рассеянные глинистые тела являются дополнительными источниками обводнения продукции добывающих скважин. Заказать текст статьи отдельно.

Предложен способ интерпретации газодинамических исследований, проведенных ускоренными методами. Данный способ предполагает построение индикаторной диаграммы с учетом принципа суперпозиции, который позволяет повысить точность определения фильтрационных коэффициентов.Заказать текст статьи отдельно.

Обобщены известные подходы к количественному анализу системы заводнения. Предложен оптимальный алгоритм выбора и обоснования скважин для оптимизации закачки и проведения геолого-технических мероприятий. Теоретической базой рассматриваемых подходов являются: линейный закон фильтрации Дарси, метод материального баланса, а также основные принципы статистического анализа. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты реализации целевого инновационного проекта по испытанию технологии освоения газовых залежей в туронских низкопроницаемых коллекторах. В ходе опытно-промышленных работ на пилотном участке Харампурского месторождения пробурены и исследованы три добывающие скважины с различными вариантами заканчивания: вертикальная скважина с гидроразрывом пласта (ГРП), горизонтальная скважина, законченная щелевым фильтром, и горизонтальная скважина с компоновкой для проведения трех стадий ГРП.Заказать текст статьи отдельно.

Кратко рассмотрены история и накопленный опыт кислотных обработок практически с начала разработки месторождений Самарской области. Представлен опыт проведения гидроразрыва пласта (ГРП) с применением проппанта в скважинах, вскрывших карбонатный коллектор. Анализ последующей работы данных скважин стал предпосылкой для инициации проекта проведения комбинированных проппантно-кислотных ГРП.Заказать текст статьи отдельно.

Обобщены результаты применения малообъемныхпотокоотклоняющих технологий для водоизоляции со стороны нагнетательных скважин с учетом маршрута обводнения продукции скважин закачиваемой водой. Изложены методологические аспекты выбора и обоснования участков физико-химического воздействия с учетом геолого-физических особенностей залежей нефти и текущего состояния разработки и выявлением характера (механизма) прорыва закачиваемой воды. Выделены четыре механизма обводнения продукции добывающих скважин закачиваемой водой: радиальная фильтрация без межпластовых перетоков и с межпластовыми перетоками; линейная фильтрация закачиваемой воды по трещинам и фильтрация по матрице высокопроницаемого прослоя со стороны трещины. Для каждого типа прорыва воды предложен дизайн размещения геля, позволяющий повысить эффективность водоизоляции. Кратко описаны методы идентификации механизма фильтрации закачиваемой воды. Приведены промысловые результаты реализации предложенных алгоритмов дизайна гелевых обработок для разных механизмов фильтрации воды. Показан потенциал повышения технико-экономической эффективности работ по водоизоляции со стороны нагнетательных скважин. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены методы определения вторичной пустотности по данным изучения керна, стандартных и специальных геофизических исследований на месторождении им. Р.Требса. Продуктивные коллекторы месторождения характеризуются сложным строением порового пространства, которое включает практически все виды пустотности: поры первичные и вторичные, трещины и каверны выщелачивания. Сделана попытка количественного определения доли вторичной пустотности с использованием разных методик. Сделан вывод, что вторичная пустотность по пластам различается как по размеру каверн, так и по вкладу в общий объем пустотного пространства.Заказать текст статьи отдельно.

Выполнено районирование нефтяной залежи пласта Тл2а одного из месторождений Башкирского свода на северный и южный участки по дебитам нефти. Многомерные модели для прогноза дебита нефти построены для всей залежи, ее северной и южной частей. Анализ полученных уравнений регрессии позволяет определить влияние различных показателей на дебит нефти. Разработанные модели можно применять для численного обоснования модификаций параметров при адаптации трехмерной модели, качественно используя весь комплекс геологических и технологических данных, а также учитывая особенности каждой залежи.Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты исследований, направленных на разработку неорганической водоизоляционной композиции для условий карбонатных коллекторов трещинно-порового типа. Эффективность композиции подтверждена результатами лабораторных фильтрационных исследований, проведенных в термобарических условиях, максимально приближенных к пластовым, с использованием образцов естественного керна Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.Заказать текст статьи отдельно.

Текущая концепция разработки юрских отложений Новопортовского месторождения предусматривает эксплуатацию объекта Ю2-6 горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). С учетом результатов краткосрочных испытаний скважин с МГРП актуальной задачей становится выработка альтернативных проектных решений, в частности, проработка различных вариантов заканчивания скважин. Представлен сравнительный анализ эффективности горизонтальных скважин разной длины, а также многозабойных скважин разной конструкции в подгазовой зоне пласта Ю2-6 как с точки зрения разработки коллектора, так и в контексте дополнительных условий по реализации, технологической готовности, возможных рисков при бурении и экономической эффективности.Заказать текст статьи отдельно.

При общей ухудшающейся структуре разрабатываемых запасов и необходимости наращивания темпов добычи, разработка сложнопостроенных карбонатных залежей приобретает все большую актуальность. При разработке подобных коллекторов можно выделить две ярко выраженные аномалии: неравномерность начальных дебитов добывающих скважин, различный темп обводнения при эквивалентных депрессиях. Одним из основных осложняющих факторов при разработке карбонатных коллекторов является наличие развитой системы каналов и трещин. Определение возможных источников обводнения скважинной продукции и планирование индивидуальных режимов эксплуатации добывающих скважин с целью увеличения безводного периода эксплуатации играют важную роль при разработке таких коллекторов. Существующий не позволяет использовать подход доразведки и уточнения строения резервуара в процессе его эксплуатации. Зачастую неверные действия, обусловленныенедостаточной изученностью коллектора, делают его дальнейшую разработку невозможной или неэффективной. Строение межскважинного пространства должно уточняться на стадии разведки месторождения. Рассмотрен процесс обводнения скважин Варандейского месторождения в условия высокой неопределенности.Заказать текст статьи отдельно.

Проведены исследования влияния химических реагентов на поверхность глинистых минералов для подтверждения существования защитной пленки. Проведены исследования способности химических реагентов к растворению глины методом потери массы. Приведены экспериментальные данные о способности предложенной системы реагентов к растворению кремния и карбоната кальция. Для выбора состава кислотной системы проведены дополнительные эксперименты для оценки способности к растворению песчаника кислотной системой HV:HF (образцы песчаника месторождений Белы Тигр и Дракон).Заказать текст статьи отдельно.

Создание и последующее использование гидродинамической модели (ГДМ) является основой проектирования разработки месторождений углеводородов. ГДМпозволяет оценить перспективы выработки запасов углеводородов, выбрать рациональный режим эксплуатации месторождения, провести анализ экономических показателей и др. Рассмотрен процесс актуализации, адаптации и последующего использования ГДМ для прогноза показателей разработки путем последовательного решения следующих задач: оценка неопределенности параметров, анализ чувствительности параметров, адаптация к истории разработки, поиск оптимального варианта разработки. Приведен пример успешно реализации механизма автоматизации адаптации гидродинамической модели с помощью программного комплекса CMOST CMG. Получены результаты численных расчетов эффективности проектируемых опытно-промышленных работ с применением различных вариантов термических методов увеличения нефтеотдачи на ГДМ.Заказать текст статьи отдельно.

Проведено сравнительное комплексное исследование проб нефти, отобранных глубинным пробоотборником и на устье скважин, работающих как на упруго-водонапорном режиме, так и на режиме растворенного газа. По изменению параметров состава и свойств проб нефти, отобранных с помощью глубинного пробоотборника при эксплуатации пласта на разных режимах, охарактеризованы процессы, произошедшие в скважинном оборудовании и пласте при снижении давления. Заказать текст статьи отдельно.

Предложен аналитический метод оценки эффективных фазовых проницаемостей по промысловым данным о добыче скважин из длительно эксплуатируемых обводненных пластов. Использование этих зависимостей в качестве начального приближения при построении фильтрационной модели позволит существенно ускорить процесс воспроизведения истории разработки, поскольку они соответствуют масштабу осреднения, сопоставимому с расстоянием между скважинами и учитывают макронеоднородность пласта в межскважинном пространстве. Полученные результаты апробированы при моделировании визейских пластов Вятской площади Арланского месторождения. Заказать текст статьи отдельно.

Для реализации проекта закачки воздуха на месторождении легкой нефти проведены кинетические эксперименты по окислению нефти методом дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК) и термогравиметрии с целью составления модели химических превращений (МХП). Исследован фракционный состав нефти. Получены кинетические параметры окисления нефти и групповых компонентов (SARA-фракций) при различных скоростях нагрева. Эксперименты по окислению парафинов показали идентичность кривых окисления независимо от молекулярной массы парафинов, из-за чего разбиение нефти на групповые компоненты (SARA – фракции) в модели горения предпочтительнее, чем разбиение в зависимости от молекулярной массы. Приведен пример сознания модели горения в терминах SARA-фракций. Учтены основные реакции низкотемпературного и высокотемпературного горения, пиролиза. Проведено сравнение теплового выхода, рассчитанного в рамках модели реакций с экспериментальными кривыми тепловыделения. Показано, что при суммировании кривых тепловыделения SARA-фракций в соотношении, характерном для данной нефти, полученная кривая с высокой степенью точности совпадает с кривой тепловыделения от окисления нефти. Такое совпадение свидетельствует о независимости окисления фракций друг от друга, а следовательно, правильности модели горения как суммы независимо окисляющихся фракций. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено численное моделирование процесса растворения карбонатной породы соляной кислотой с использованием двухмасштабной модели. Для учета ухудшенных в результате загрязнения призабойной зоны скважины фильтрационно-емкостных свойств в численных расчетах введена специальная функция fd, характеризующая загрязненность коллектора. На основе численной модели проанализировано влияния функцииfd на процесс растворения породы в зависимости от числа Дамколера. Определены оптимальные режимы растворения загрязненной и незагрязненной породы. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено численное моделирование процесса растворения карбонатной породы соляной кислотой с использованием двухмасштабной модели. Для учета ухудшенных в результате загрязнения призабойной зоны скважины фильтрационно-емкостных свойств в численных расчетах введена специальная функция fd, характеризующая загрязненность коллектора. На основе численной модели проанализировано влияния функцииfd на процесс растворения породы в зависимости от числа Дамколера. Определены оптимальные режимы растворения загрязненной и незагрязненной породы. Заказать текст статьи отдельно.

Разработаны математическая модель и программное обеспечение для расчета взаимосвязанных процессов тепломассопереноса в неоднородном нефтяном пласте и системе произвольно расположенных нагнетательных и добывающих скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов. На конкретных примерах показана возможность оптимального управления режимами работы каждой скважины с учетом ее подземного оборудования и нефтяного пласта. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено определение оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований добывающих скважин Озерного месторождения (Пермский край). Обработка кривых восстановления давления проводилась стандартными методами и методам, учитывающими послеприток флюида в скважину. Установлено, что существует возможность сокращения продолжительности остановки низкопродуктивных механизированных скважин за счет применения при интерпретации интегрального метода учета переменного послепритока. Показано, что сокращение продолжительности остановки скважин фаменской залежи Озерного месторождения приведет к погрешности определения проницаемости не более 15 %; снижение потерь добычи при этом составит 4641,1 м3 нефти. Заказать текст статьи отдельно.

Разработана модель притока флюида к трещинам гидроразрыва, перпендикулярным к стволу скважины. Предложена формула для расчета дебита горизонтальной скважины с многозонным гидроразрывом пласта (МГРП) в зависимости от числа трещин. В качестве основы использован известный метод расчета дебита вертикальной скважины с трещиной гидравлического разрыва, значительно меньшей радиуса дренирования. При этом в расчетах не учитывалось влияние схемы размещения нагнетательных скважин относительно добывающей горизонтальной с МГРП, принималось, что на контуре питания пластовое давление постоянно. Заказать текст статьи отдельно.

Анализ ионообменных процессов между закачиваемым агентом и глиносодержащей породой позволил получить зависимость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора от коэффициента глинистости, ионного состава и минерализации закачиваемой воды. Показано, что смена гидрохимического режима разработки пласта приводит к преобразованию структуры порового пространства и, как следствие, изменению ФЕС коллектора. На основе микромеханического описания процесса течения жидкостей в пористой среде получены аналитические зависимости пористости и относительных фазовых проницаемостей от типа и концентрации солей в закачиваемом флюиде. Исследовано влияние частоты закачки раствора электролита и ионного состава нагнетаемой жидкости на эффективность нефтевытеснения. Заказать текст статьи отдельно.

Отмечено, что терригенные коллекторы основных нефтяных месторождений Западной Сибири по смачивающей характеристике преимущественно гидрофильны. Рассмотрено влияние искусственной гидрофобизации пород призабойной зоны нефтяных скважин на ограничение водопритоков и интенсификацию добычи нефти. Даны рекомендации по выбору добывающих скважин для искусственной гидрофобизации призабойной зоны пласта (ПЗП). Обоснована целесообразность обработки промывочной жидкости при вскрытии ПЗП. Заказать текст статьи отдельно.

Сложное строение залежей тюменской свиты обусловлено частым чередованием линзообразных песчано-алевритовых и глинистых (более 50 % всего объема) прослоев. Для залежей такого строения характерными являются низкие значения фильтрационно-емкостные свойства, изначально повышенная обводненность продукции и высокий темп падения дебита нефти скважин. Повышенная обводненность продукции не может быть объяснена только наличием заколонных перетоков или выходом трещины ГРП в водоносные горизонты, необходимо учитывать влияние воды из глинистой составляющей пласта и ее перетока через экраны при снижении пластового давления в зоне депрессии в процессе эксплуатации скважин. Рассмотрен механизм поступления в пласт воды из глинистых пород. На основании комплекса исследований (более 20 тыс. образцов керна) получены зависимости пористости, проницаемости и сжимаемости от глубины залегания и эффективного давления для пяти литологических групп пород. На примере секторной стахостической геологической модели объекта Ю оценены влияние упруго-пластической деформации глинистых пород пласта и перетоков воды через экраны на показатели разработки участка; динамика притока воды извне в пласт; объем оттока нагнетаемой воды. Гидродинамические расчеты однозначно указывают на влияние глинистой составляющей пласта и проницаемости глинистых пород экранов на показатели разработки. Сделаны выводы о необходимости повышения пластового давления (закачки воды при высоком давлении). Заказать текст статьи отдельно.

Проведены экспериментальные исследования по вытеснению изовискозной модели нефти из образца керна. Показано, что для одних месторождений вытесненная и остаточная нефть, полученная из образца после экстрагирования, отличается по компонентному составу, для других - компонентные составы глубинной пробы и нефти после экстрагирования керна существенно различаются. Отмечено, что указанные особенности необходимо учитывать при моделировании месторождений. Заказать текст статьи отдельно.

Разработана математическая модель процесса нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть - сверхкритический СО2 в однородной пористой среде. Приведены результаты численных исследований. Результаты численного моделирования показали, что отклонение расчетных данных от экспериментальных в случае вытеснения нефти водой ниже, чем при вытеснении ее сверхкритическим СО2. Отклонение результатов расчетов от экспериментальных данных не превышает 13 %. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен программный модуль, позволяющий в полуавтоматическом режиме проводить полный непрерывный цикл вероятностной оценки разработки месторождения на режиме истощения. Отдельное внимание уделено процессу нахождения оптимального решения в условиях высоких геологических неопределенностей. Описаны недостатки распространенных детерминистического и сценарного подходов к оценке актива, а также преимущества полного цикла вероятностной оценки. В основе программного модуля лежит метод Монте-Карло, использующий дискретные и непрерывные распределения параметров, модель материального баланса и модель типовой кривой падения дебита, модель оценки инфраструктурных затрат, а также простейшая экономическая модель для оценки чистого дисконтированного дохода проекта. Новизна работы заключается в создании и автоматизации полного цикла вероятностной оценки, а также в подходе к определению оптимального решения в условиях геологических неопределенностей. Разработанный программный модуль позволяет снизить риски возникновения ошибок при принятии инвестиционных решений, а также значительно уменьшить трудозатраты в процессе оценки актива. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты опытно-промысловых работ (ОПР) с использованием системы непрерывного мониторинга скважин АПК «СПРУТ» в скважине Манчаровского месторождения ПАО АНК «Башнефть». Целью ОПР была оценка возможностей системы постоянного мониторинга скважин, исследование каждого из пластов многопластового объекта при разработке единым фильтром. В процессе эксплуатации скважины, оснащенной АПК «СПРУТ», в течение более 1,5 лет проведены гидродинамические исследования скважин (ГДИС) на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Проанализировано влияние изменения режима эксплуатации соседних скважин на исследуемую. По этим данным определены фильтрационно-емкостные свойства пласта (ГДИС методом гидропрослушивания без остановки реагирующей скважины). Исследования на установившихся режимах показали возможность контроля пластового давления без дополнительных затрат, которые неизбежно возникают при ГДИС с остановкой скважины, на неустановившихся режимах - возможность определения ФЕС с использованием системы непрерывного мониторинга. Отмечено, что исследование методом гидропрослушивание позволяет контролируемо управлять разработкой месторождения. Заказать текст статьи отдельно.

Методика проведения экспериментов по определению коэффициентов вытеснения нефти газом или при водогазовом воздействии (ВГВ) отличается от исследований по вытеснению нефти водой. Это связано с взаимной растворимостью нефти и газа, а также с и многоконтактным процессом, протекающим при закачке газа в нефтяной пласт. Приведено описание подходов к фильтрационным исследованиям эффективности вытеснения нефти методами ВГВ. Рассмотрены аппаратура и модели пластовых нефтей, газов сепарации и закачки, лабораторные модели пласта – составные керновые и Slim Tube. Заказать текст статьи отдельно.

Для добычи тяжелой высоковязкой нефти наиболее предпочтительны тепловые методы, которые можно реализовать без применения наземных парогенераторов с размещением источника тепла непосредственно в пласте или в призабойной зоне скважин. Большинство известных технологий сопровождается перегревом приствольных и удаленных от скважин зон пласта до температур, приводящих к снижению проницаемости в результате спекания пород и коксования тяжелых углеводородов. Техническое решение, предусматривающее вскрытие пласта скважиной с дуальной системой стволов, ставит задачей периодический прогрев пласта с помощью высокотемпературного твердотопливного или жидкостного источника, размещенного на забое вертикального ствола, и отбор пластовой жидкости через дополнительный боковой ствол, расположенный в радиусе прогрева за пределами зоны ожидаемого повреждения породы. В ходе расчетов, выполненных для пласта Б2 Волгановского месторождения, установлено, что проектный дебит, который фактически достигнут при депрессии 7,6 МПа, может поддерживаться при депрессии 4 МПа, если температура в точке отбора будет доведена до 40 0С. С увеличением температуры до 80 0С относительный прирост дебита скважины составит 29 %. Поскольку большинство высоковязких нефтей является неньютоновскими системами, фильтрационная модель включала такие параметры, как граничные градиенты давления и предельное динамическое напряжение сдвига нефти. Величина эффекта обусловлена снижением вязкости нефти и улучшением реологической характеристики пластовой системы. Теоретически доказано, что прогрев пласта в скважине с дуальной системой стволов позволит осуществлять добычу при меньших депрессиях с минимальным выносом песка в скважины, а при условии роста депрессий - интенсифицировать отбор нефти с потенциально большими дебитами. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены этапы выполнения оценки текущей эффективности опытно-промышленных работ по полимерному заводнению. Приведены результаты факторного анализа, расчетов дополнительной добычи нефти в программном комплексе экспраполяционным методом и на гидродинамической модели Заказать текст статьи отдельно.

Исследованы корреляционные зависимости скоростей ядерной магнитной релаксации, коэффициентов самодиффузии и вязкости образцов нефти месторождений Республики Татарстан. На примере исследования достаточно широкого ряда образцов нефти показано, что наилучшей моделью для получения усредненных скоростей релаксации и коэффициента самодиффузии является использование взвешенного среднего по обратным величинам. Полученные корреляционные зависимости могут быть использованы для определения вязкости нефти методом ядерного магнитного резонанса. Заказать текст статьи отдельно.

Исследована кинетика окисления нефтяных парафинов методом дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК). Окисление нефтяных парафинов имеет характерный вид - наблюдается разделение первого пика тепловыделения на две области в зависимости от температуры. Показано, что на начальных стадиях (в диапазоне температур 180-280 °С) в наибольшей степени проявляется цепной механизм окисления. Рассчитан фактор роста цепи, характерный для радикально-цепных реакций с вырожденным разветвлением цепи. При температурах 280-380 °С зависимость тепловыделения от температуры соответствует уравнению Аррениуса. Рассчитаны энергия активации и константа Аррениуса для этого диапазона. Отмечено, что при окисления нефти такого разделения на локальные не наблюдается. Сделано предположение, что в нефти существуют ингибиторы начальных стадий окисления, препятствующие проявлению цепного механизма в виде отдельного пика тепловыделения. Данное предположение подтверждено экспериментами по окислению гексадекана с различным содержанием нефти. Исследование легкой нефти на карбонатной породе для определения влияния породы на кинетику окисления нефти показало, что нефть на породе окисляется на начальных стадиях идентично нефтяным парафинам: проявляется разделение первого пика на две области в зависимости от температуры. Такой эффект связан с адсорбцией ингибиторов начальных стадий окисления – тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) на зернах породы. В результате адсорбции тяжелые компоненты не участвуют в начальных стадиях окисления. Заказать текст статьи отдельно.

Исследовано преобразование сверхвязкой нефти в присутствии минеральных добавок карбонатной породы. В присутствии карбонатной добавки при температуре 360 °С в преобразованной нефти увеличивается степень ароматичности, незначительно снижается содержание серы, повышается содержание азота и углерода. В термобарических условиях экспериментов в процесс деструкции активно вовлекаются сложные конденсированные структуры с разветвленными и неразветвленными заместителями. За счет отрыва периферийных заместителей образуются н-алканы и изо-алканы, содержащиеся преимущественно в дизельных фракциях. В конечных продуктах экспериментов также отмечено снижение выхода бензиновых фракций с преобладанием в составе циклопентановых и изопреноидных углеводородов. Это можно объяснить их адсорбцией на минеральных добавках с последующей частичной газификацией. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено явление гистерезиса относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе нефть – вода при нестационарном заводнении. Получены кривые ОФП при нескольких циклах изменения насыщенности. Изучен характер изменения насыщенности при смене направления фильтрационного потока. Экспериментально показано, что гистерезис фазовых проницаемостей и качественные различия в характере дренажей и пропиток коллектора являются механизмом увеличения коэффициента охвата при циклическом заводнении нефтяных пластов. Заказать текст статьи отдельно.

Показано, что при измерении капиллярного давления и создании начальной водонасыщенности в образцах керна необходимо использовать оборудование, способное развивать давления, обеспечивающие создание неснижаемой водонасыщенности, например, ультрацентрифугу или мембраны капилляриметра высокого давления, особенно для образцов низкопроницаемых пород-коллекторов. Использование неверного значения начальной водонасыщенности при определении относительных фазовых проницаемостей (ОФП) образцов керна приводит к искажению характера кривых ОФП. Неверные кривые ОФП, заложенные в гидродинамические расчеты, обусловливают значительное занижение коэффициента извлечения нефти, что в итоге может стать одной из причин расхождения проектных и фактических данных разработки нефтяных и газовых месторождений. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты разработки методики оптимизации системы заводнения в ТатНИПИнефти. Целью работы являлся подбор оптимальных режимов работы нагнетательных скважин с целью перераспределения потоков для выработки остаточных запасов без проведения дорогостоящих геолого-технологических мероприятий. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен механизм инициирования горения. Все приближенные вычисления, выполнявшиеся ранее, базировались на модели теплового воспламенения нефти. При этом принималось, что тепло, выделяющееся в результате реакции окисления, начинает превалировать над теплом, поглощаемым окружающей средой, происходит саморазогрев системы с дальнейшим воспламенением. Исходя из таких предпосылок, делался вывод об обязательном возгорании нефти через промежуток времени, определенный расчетным путем. На практике же известны случаи невозгорания нефти, приводившие к негативным последствиям вплоть до закрытия проектов. Сделана попытка применить теорию цепных реакций к процессу воспламенения нефти. Цепное воспламенение имеет место, когда тепловая релаксация происходит быстрее, чем тепловыделение в процессе реакции. При этом наблюдается характерный период индукции, в течение которого реакция идет по пути накопления активных центров, которые в дальнейшем вызывают цепное самовоспламенение. Заказать текст статьи отдельно.

В настоящее время наиболее актуальным направлением в совершенствовании разработки трудноизвлекаемых запасов является применение горизонтальных скважин с проведением многозонного гидроразрыва пласта (МГРП). Проанализировано влияние геолого-физических условий месторождения им В.Н. Виноградова на технологическую эффективность проведения МГРП. Разработан инновационный дизайн гидроразрыва для низкопроницаемых маломощных коллекторов, не имеющих выраженных барьеров ограничения трещины гидроразрыва по высоте. Метод позволяет создавать трещины длинной около 200 м с ограничением развития по высоте. Результаты опытно-промышленных работ подтвердили высокую эффективность предложенной технологии. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена эффективность водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах с точки зрения влияния на нефтеотдачу. В качестве инструмента оценки эффективности таких работ предложено использовать характеристики вытеснения. Показано, что на поздних стадиях разработки месторождений работы по ограничению водопритоков следует использовать как инструмент регулирования разработки и увеличения нефтеотдачи. Заказать текст статьи отдельно.

Наличие информации о таких параметрах системы скважина – пласт, как фильтрационно-емкостные свойства пласта, состояние призабойной зоны скважины и энергетического состояния залежи, является определяющим для эффективного управления разработкой месторождений. Для получения данной информации требуется проведение значительного объема гидродинамических исследований скважин действующего фонда, что сопряжено с потерями добычи нефти при остановке скважин на исследования. Рассмотрены альтернативные методы получения информации о системе скважина - пласт с анализом ограничений, достоверности и условий применения каждого метода. Заказать текст статьи отдельно.

Коэффициент вытеснения нефти водой является определяющим параметром при подсчете извлекаемых запасов нефти. Наибольшее значение при обосновании коэффициента вытеснения для месторождения имеет определение остаточной нефтенасыщенности, а также наличие или отсутствие ее корреляционной связи с другими параметрами. Заказать текст статьи отдельно.

Приведены результаты комплексных лабораторных исследований щелочно-ПАВ-полимерной композиции, ее влияния на нефтеотдачу. Исследования выполнялись на образцах керна пласта БС10 Мамонтовского месторождения в термобарических условиях. Результаты фильтрационных экспериментов показали уменьшение нефтенасыщенности после закачки ПАВ-полимерной композиции до 10-11 %. Комплекс исследований, представленный в работе, дает достаточную информацию для построения гидродинамической модели и может быть использован при проведении лабораторных испытаний щелочно-ПАВ-полимерных композиций месторождений Западной Сибири с аналогичными геолого-физическими характеристиками. Заказать текст статьи отдельно.

Одним из методов определения дебита каждого из пластов при одновременной разработке нескольких продуктивных пластов единым фильтром является определение начального газосодержания пластовой нефти. По компонентному составу газа, полученному из общего потока продукции скважин, эксплуатирующих многопластовую залежь, при известном газовом факторе определяется вклад каждого из эксплуатационных объектов в суммарный газовый фактор и соответственно дебит. Рассмотрено определение начального газосодержания пластовой нефти. В результате исследования известных корреляционных зависимостей для моделирования начального газосодержания получен порядок вычислений для дальнейшего построения алгоритма учета добычи нефти при дренировании нескольких пластов единым фильтром. Расчетные данные подтверждены результатами лабораторных экспериментов. Установлено, что наибольшей универсальностью при расчете параметров нефти в пластовых условиях является модификация уравнения состояния, предложенная А.И. Брусиловским. . Заказать текст статьи отдельно.

Обоснована необходимость внедрения нового подхода к формированию технологического процесса разработки месторождений углеводородов. При существующем подходе из имеющихся в распоряжении отдельных технологических процессов выбраются наиболее подходящие для получения целевого продукта. Целевым продуктом при этом являются наилучшим образом очищенные углеводороды (легкие фракции нефти, природный газ или конденсат). Однако такой подход не может обеспечить растущие потребности в энергетических ресурсах. В основу нового подхода должны быть заложены потенциальные возможности добываемого сырья, такие как особенности углеводородных ресурсов (состав, структура, наличие высокомолекулярных компонентов, редкоземельных металлов и др.), возможности комплексной переработки добываемых углеводородов, новые возможные варианты применения углеводородного сырья. Кроме того, геологические особенности нетрадиционных месторождений углеводородного сырья требуют комплексного их освоения с учетом структурно-энергетических свойств исходных ресурсов. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены результаты индикаторных исследований нефтяных пластов, проведенные в 2011 и 2013 гг. на одних и тех же участках нагнетательных скважин нефтяного месторождения в Республике Казахстан. Исследования проводились на пластах ЮI - ЮX, в которых продуктивными являются отложения келловейского, батского, байосского ярусов юрской системы. В результате исследований рассчитаны суммарная масса полученного на устьях добывающих скважин индикатора, объемы и производительности каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС) в межскважинном пространстве, действительные скорости движения меченой воды, проницаемости каналов НФС и гидропроводности. В 2011 г. изучены гидродинамические характеристики пластов, определены направлений фильтрации жидкости в области НФС в межскважинном пространстве с целью выделения участков нагнетательных скважин для первоочередного включения их в план мероприятий, направленных на выравнивание профилей приемистости (ВПП) в 2012 г. Целью исследований 2013 г. являлась оценка эффективности мероприятий по ВПП, проведенных в 2012 г. Создана методика оценки влияния каналов НФС на опережающее обводнение нефтяного пласта по результатам индикаторных исследований. Предложены критерии оценки охвата заводнением разрабатываемых нефтяных пластов. По результатам исследований все участки разделены на три группы: равномерное вытеснение, неравномерное вытеснение и резко неравномерное вытеснение. Приведены параметры, которые используются для классификации. Классификация позволяет рекомендовать участки для первоочередного включения в план проведения ВПП. Заказать текст статьи отдельно.

Показана принципиальная реализуемость концепции унифицированного дизайна для трещин гидроразрыва с проницаемостью, зависящей от их геометрии. Предложена логика и разработана методика проведения расчетов унифицированного дизайна кислотного гидроразрыва пластов (КГРП). Разработанная методика дает возможность оптимизации процессов, обоснования масштаба и прогноза технологической эффективности КГРП еще на стадии проектирования скважин. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены методические подходы к обоснованию применения технологий солянокислотных обработок (СКО) в неоднородных карбонатных коллекторах. Показана необходимость применения отклонителей при проведении СКО для рассматриваемых условий. Проведены результаты исследований с использованием различных видов отклоняющих реагентов, в том числе новых самоотклоняющихся кислотных составов на основе ПАВ. Представлены результаты физического моделирования процесса кислотного воздействия на породу, характеризующуюся различным типом пустотного пространства (поровый, трещинный). Заказать текст статьи отдельно.

Выполнен сравнительный анализ технологической эффективности радиального бурения и матричной кислотной обработки в схожих геолого-гидродинамических условиях. Расчет проведен по двум ключевым параметрам: общему приросту дебита нефти; приросту дебита нефти за счет изменения коэффициента продуктивности, приведенному к забойному давлению до проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). Для исключения влияния фактора прироста обводненности скважины после ГТМ выполнен прогноз показателей эксплуатации скважины с применением характеристик вытеснения, по результатам которого пересчитаны приросты дебита нефти. Оценена дополнительная добыча нефти без учета прироста обводненности после ГТМ за одинаковый базовый период работы скважины. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен кислотный состав для использования в процессе освоения высококарбонизированных низкопроницаемых полимиктовых песчаников в условиях высоких пластовых температур (95 oС). Показано, что при обработке карбонизированного полимиктового песчаника разработанным составом значительно увеличится глубина обработки призабойной зоны пласта. Приведены результаты эксперимента по определению осадкоудерживающей способности (нерастворимый осадкок фторида кальция). Установлено, что при применении разработанного состав такие нерастворимые соединения практически не образуются. Высокая эффективность разработанного кислотного состава подтверждена результатами лабораторных испытаний. Заказать текст статьи отдельно.

Обоснована актуальность разработки автоматизированной системы сбора, обработки и визуализации результатов химического анализа проб попутно добываемой воды, которая является гибким инструментом для анализа качества данных, их интерпретации и создания модели вод эксплуатируемого пласта. Рассмотрена возможность уточнения сопротивления пластовой воды для корректировки коэффициента нефтенасыщености по материал геофизических исследований скважин с помощью карт Удельных электрических сопротивлений пластовой воды. Приведены результаты статистического сопоставления непосредственных замеров сопротивления пластовой воды с расчетными данными по результатам химического анализа состава проб воды. Предложен алгоритм автоматизированной обработки данных химического анализа проб попутно добываемой воды. Заказать текст статьи отдельно.

Исторически разработка тюменской свиты Ем-Еговского лицензионного участка была связана с бурением наклонно направленных скважин с проведением гидроразрыва пласта (ГРП). С 2013 г. на основе обобщения мирового опыта по разработке низкопроницаемых коллекторов в АО «РН-Няганьнефтегаз» начаты пилотные работы по строительству горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП. За 2 года пробурено более 40 скважин (поперек регионального стресса), ряд из которых неуспешны с позиции входных дебитов и темпов падения. Основной причиной отклонения от планируемых показателей является неполный охват разреза трещинами ГРП. Опыт организации системы поддержания пластового давления при разработке горизонтальными скважинами неоднозначен, отмечены случаи преждевременных прорывов воды в условиях автоГРП. В статье продолжено обобщение опыта разработки трудноизвлекаемых запасов нефти тюменской свиты (пласты ЮК2-9) Ем-Eговского лицензионного участка. Приведен пример уточнения стратегии разработки объекта в процессе получения и анализа новых данных. Создана матрица принятия решений, предназначенная для выбора типа заканчивания скважин при разбуривании тюменской свиты. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены особенности определения типа фильтрационной пластовой системы карбонатного месторождения методами гидродинамических исследований скважин. В работе показано, что для кривых восстановления давления в колонне характерно длительное влияние ствола скважины, скрывающее информативную часть. Предложено использование результатов испытаний в открытом стволе, с помощью которых была определена фильтрационная модель – модель двойной пористости. По результатам обработки рассчитана доля вторичной пустотности и коэффициент перетока из матрицы в трещины для пласта D1op1. Исследования с помощью пластоиспытателя показали высокую информативность для определения модели фильтрационной системы. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты изучения природного поля напряжений, действующего в породах продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала. Установлены отношения минимальной горизонтальной компоненты горного давления к вертикальной. Для отдельных месторождений определена минимальная тектоническая составляющая горного давления. Выявлена зависимость тектонического компонента напряжений от упругих свойств пород. Показано соответствие между азимутами анизотропии напряжений и азимутами трещин гидроразрыва. Установлена существенная неоднородность исходного поля напряжений в целом по региону. Заказать текст статьи отдельно.

Дано теоретическое обоснование реологической модели, характеризующей реологические свойства нефтей во всем диапазоне изменения скорости сдвига на основе механистического подхода, а также приведено экспериментальное подтверждения полученных закономерностей. В качестве объекта исследований выбрана нефть Ярегского месторождения (Тимано-Печорская провинция). Исследование реологических характеристик проводилось на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1. На основании анализа полученных экспериментальных данных выделено несколько характерных стадий изменения структурных свойств нефти. В результате предложена комплексная механистическая модель движения тяжелой нефтяной суспензии. Теоретически обосновано реологическое уравнение движения тяжелой нефти, отражающее динамику внутренних структурных преобразований. Разработан алгоритм и выполнен расчет эмпирических коэффициентов предложенного реологического уравнения. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных подтверждает правильность предложенного подхода к моделированию реологических свойств течения тяжелых нефтей. Заказать текст статьи отдельно.

На примере малодебитной скважины месторождения Белый Тигр рассматрена методика подбора оптимальных параметров твердотопливного заряда для проведения безопасного и эффективного термогазохимического воздействия в интервале перфорации скважины с целью увеличения дебита нефти и снижения обводненности продукции. Методика основана на математическом моделировании термическом моделировании фильтрации газовой смеси в продуктивный пласт. Заказать текст статьи отдельно.

АО «Зарубежнефть» проведен обширный комплекс геомеханических исследований карбонатных нефтеносных девонских отложений фаменского яруса с целью последующего 4D геомеханико-гидродинамического моделирования. Получены следующие данные: непрерывный профиль прочности, пределы прочности при одноосном сжатии, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, пределы прочности при одностадийном и многостадийном трехосном сжатии, Бразильский тест, определены константы Био. Оценена изменчивость предела прочности. Подтверждено наличие корреляции между динамическим и статическим модулями Юнга. Оценены зависимости предела прочности от пористости коллектора и неколлектора. Приведены данные для аналогичных коллекторов. По данным исследования скважин, бурения и специальных исследований керна оценено напряженное состояние пластовой системы с выделением основных направлений напряжений в пласте. Детальные исследования в этом направлении открывают перспективы для многостороннего геомеханико- гидродинамического моделирования сложнопостроенных нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным отложениям, с изменяемой структурой порового пространства в процессе разработки, осложненной микро- и макротрещиноватостью, кавернами и тектоническими нарушениями. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы разработки высокопроницаемых порово-кавернозно-трещинных карбонатных коллекторов, в частности, проблема раннего обводнения скважин и неэффективности выработки запасов в краевых частях залежей пластово-массивного типа с активным аквифером, ассоциированных с рифогенными постройками. Представлен опыт внедрения технологии бурения горизонтальных скважин (ГС) в краевых частях сложных по строению коллекторов на примере пласта D3fm-III Западно-Хоседаюского месторождения. Согласно предложенной технологии ствол скважины размещается в прикровельной части пласта-коллектора для решения проблемы обводнения, а за счет вовлечения значительного объема пласта по простиранию и увеличенного коэффициента продуктивности запасы дренируются равномерно и с малой депрессией. Показано, что критически важным является правильное планирование каждого этапа процесса строительства скважины. Обоснована необходимость бурения пилотных стволов для уточнения отметок кровли пласта, а с учетом особенностей формирования тел облекания барьерного рифа, бурение должно осуществляться вдоль оси простирания рифового тела. В ходе реализации проекта базовый комплекс геофизических исследований скважин при бурении был дополнен азимутальными каротажами, позволяющими значительно уменьшить неопределенность при геонавигации. Рентабельность бурения увеличена за счет применения винтовых забойных двигателей и буровой колонны увеличенного диаметра. Заканчивание выполнялось с использванием нецементируемых хвостовиков с заколонными пакерами, позволяющими разобщить горизонтальный ствол на несколько гидродинамически несвязанных участков для селективной изоляции в случае обводнения. Для увеличения площади дренирования при освоении проводились малообъемные поинтервальные кислотные обработки.
Всего по данной технологии пробурено шесть ГС. Скважины эксплуатируются при пониженных депрессиях, снижения дебитов жидкости не наблюдается, темпы роста доли воды в продукции ниже скважин окружения. Заказать текст статьи отдельно.

Из-за ухудшения выработки запасов нефти из терригенных отложений в последние годы все активнее в разработку вводятся карбонатные коллекторы с трудноизвлекаемыми запасами. Показана необходимость изучения реакции коллектора на дополнительные воздействия для подготовки рекомендаций о применении композиционно-кислотных составов. Определена последовательность операций при кислотной обработке горной породы низкопродуктивных залежей нефти. При разработке залежей в карбонатных коллекторах существенную помощь оказывает целеноправленная проводка горизонтальных и многозабойных стволов скважины на целевые пласты и прослои эксплуатируемого объекта для увеличения извлечения нефти в неоднородных пластах. Заказать текст статьи отдельно.

Приводятся результаты керновых лабораторных исследований по заводнению пластовой и низкоминерализованной водами коллекторов залежи 302 башкирского яруса Ромашкинского месторождения и кыновского горизонта Первомайского месторождения. Показано, что низкоминерализованная вода позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти из терригенных коллекторов за счет срыва, миграции мелкодисперсных глинистых частиц и забивания ими поровых каналов в промытых зонах, а в карбонатных коллекторах – за счет изменения смачиваемости при адсорбции активных ионов на поверхность преимущественно гидрофобной породы. Заказать текст статьи отдельно.

Проведен анализ мирового опыта реализации полимерного заводнения, на основании которого сформулированы численные критерии применимости технологии. С использованием данных критериев выполнен первичный скрининг объектов разработки месторождений Пермского региона, по результатам которого определены перспективные объекты для реализации полимерного заводнения. Выбраны первоочередные объекты разработки, выполнен полный комплекс исследовательских работ и инженерных расчетов по обоснованию оптимальных параметров технологии для конкретных геолого-физических условий. Научно-инженерное сопровождение опытно-промышленных работ осуществляется на двух пилотных участках, установлена их первоначальная эффективность - увеличение работающей толщины принимающих прослоев, выравнивание фронта вытеснения вследствие снижения подвижности вытесняющего агента, увеличение дебитов нефти при снижении обводненности продукции. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено сложнопостроенное нефтяное месторождение им. В.Н. Виноградова, приуроченное к низкопроницаемым пластам-коллекторам, содержащее трудноизвлекаемые запасы углеводородов. Изучены основные проблемы, возникшие в процессе его эксплуатации. На основе математического секторного моделирования намечены возможные способы повышения эффективности разработки. Представлены участки реализации опытно-промышленных работ. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено применение водогазового воздействия на этапе довытеснения нефти изслоисто-неоднородного коллектора на примере поочередного создания оторочек водоазотной смеси с недиспергированным газом и воды в двухслойные нефтенасыщенные насыпные модели различной проницаемости. Установлено, что воздействие оторочек водогазовой смеси с недиспергированным газом на двухслойные насыпные модели приводит к перераспределению потоков воды в сторону менее проницаемой модели. Максимальная эффективность по результатам исследований получена при размере оторочек водогазовой смеси и воды, составляющих 50 % объема пор высокопроницаемой модели, или около 25 % суммарного порового объема двухслойной модели пласта. Результаты исследований свидетельствуют об эффективности применения попеременного создания оторочек водоазотной смеси с недиспергированным газом и воды в слоисто-неоднородном пласте в качестве потокоотклоняющей технологии. Заказать текст статьи отдельно.

Исследован неустановившийся процесс перераспределения давления в газовой залежи, разрабатываемой при помощи горизонтальных скважин (ГС) после проведения многоступенчатого гидроразрыва пласта (МГРП). Представлена методика определения свойств трещин в ГС после проведения МГРП с использование промысловых данных о добыче. Вследствие деформации горных пород и смыкания трещин в ходе разработки и эксплуатации скважин после проведения МГРП геометрические параметры частично меняются. Актуальной задачей является оценка параметров трещин в ГС спустя некоторое время после проведения МГРП, что дает возможность выбрать оптимальные варианты дальнейшей разработки. С помощью математического моделирования определены режимы течения, формирующиеся в ГС после проведения МГРП, физические параметры пласта и образовавшихся трещин. Приведен пример расчетный пример. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена нестационарная фильтрация вязкопластичной нефти. Рассчитаны основные гидродинамические параметры вязкопластичного течения для задачи нестационарной фильтрации (распределение давления, скорости, вязкости). Предполалось, что процесс фильтрации радиально симметричен. Использована модель конечного пласта. На границе пласта поддерживалось заданное давление. Нефть считалась слабосжимаемой жидкостью. При этом принималось, что вязкость нефти зависит от градиента давления и эта зависимость аппроксимируется сигмоидной функцией. Поставленная задача решена методом конечных разностей с использованием метода Ньютона для решения конечномерной нелинейной системы уравнений. Изучены основные особенности гидродинамических кривых при данном способе моделирования, описаны их отличия от случая постоянной вязкости. Исследована зона разрушения структуры (область, расположенная между минимальным и максимальным значениями вязкости) по радиусу во времени. Сделаны выводы, что зона разрушения структуры: 1) в начальный период времени перемещается в сторону больших значений радиуса, затем с увеличением времени – в обратную сторону и стабилизируется; 2) до определенного момента расширяется, а затем сужается и стабилизируется. Заказать текст статьи отдельно.

Результаты исследования керна башкирского яруса Аканского месторождения свидетельствуют, что породы данных отложений являются преимущественно гидрофобными, из-за чего возникают трудности с реализацией эффективной системы заводнения. По современным представлениям коэффициент вытеснения в преимущественно гидрофобных коллекторах можно повысить путем гидрофилизации коллектора и снижения межфазного натяжения на границе нефти и закачиваемого агента. Проведены экспериментальные исследования по определению химического реагента, который способен наиболее эффективно изменять смачиваемость изначально гидрофобной породы в сторону гидрофилизации поверхности порового пространства. На первом этапе из различных химических реагентов выбраны три наиболее перспективных, для разных концентраций этих реагентов определены межфазное натяжение в системе нефть – водный раствор реагента и контактный угол смачивания. В результате рекомендованы реагенты, которые максимально снижают межфазное натяжение и контактный угол смачивания, и определены их оптимальные концентрации. На втором этапе проведены эксперименты по определению показателя смачиваемости методу Амотта на керне башкирского яруса Аканского месторождения с использованием данных реагентов. Установлено, что наиболее эффективно смачиваемость изменяют растворы водорастворимого неионогенного ПАВ (0,5 %) с этиленгликолем (2 %) и высокорастворимого комплексного ПАВ (0,5 %) в пластовой воде. Увеличение концентрации ПАВ в растворе от 0,5 до 1 % не способствует изменению индекса Амотта – Харви и гидрофилизации породы. Добавка 2 % этиленгликоля в 0,5%-ный и 1 %-ный растворы водорастворимого неионогенного ПАВ в пластовой воде способствует большему смещению индекса Амотта – Харви в сторону гидрофилизации породы по сравнению с исходными растворами ПАВ без добавки. Заказать текст статьи отдельно.

В последние годы в эксплуатацию интенсивно вводятся карбонатные коллекторы, отличающиеся пониженными пористостью и проницаемостью матричного каркаса. Проанализированы результаты бурения, освоения и эксплуатации горизонтальных и боковых горизонтальных стволов, пробуренных на карбонатные отложения месторождений Республики Татарстан. Для оптимального размещения скважин на 302, 303, 665 залежах Ромашкинского месторождения в пласте ВС кизеловского горизонта Бавлинского месторождения построены детальные трехмерные геологические и гидродинамические модели, учитывающие результаты сейсморазведочных работ. Анализ работы горизонтальных скважин, пробуренных на залежи 302, показал, что их начальные дебиты нефти в 1,44 раза превышающие дебиты наклонно направленных скважин. Зависимость дебитов нефти от эффективной длины ствола не установлена. Обводненность добываемой продукции начинает увеличиваться с первых месяцев работы скважин и не зависит от расстояния между горизонтальным стволом и поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Одной из причин быстрого обводнения добываемой продукции является размещение горизонтальных скважин в зонах с высокой плотностью и большой раскрытостью трещин.
Горизонтальные скважины, пробуренные на турнейский объект Бавлинского месторождения, эксплуатируются практически в безводном режиме, начальные дебиты нефти в 1,7 раза превышают дебиты наклонно направленных скважин. Траектории стволов проложены по нефтенасыщенному пласту с высоким электрическим сопротивлением кизеловского горизонта (С1кз). От нижележащего, преимущественно водонасыщенного, пласта с низким электрическим сопротивлением он отделяется пачкой плотных непроницаемых карбонатов. Боковые горизонтальные стволы, пробуренные на данково-лебедянский объект (залежь 665 Ромашкинского месторождения), обводняются в первые месяцы эксплуатации. Рост обводненности не зависит от расстояния между горизонтальным стволом и поверхностью ВНК. Коллекторские свойства пород невысокие. Породы нередко разбиты вертикальными и слабонаклонными трещинами. Начальные дебиты нефти боковых горизонтальных стволов не превышают дебиты наклонно направленных скважин. Заказать текст статьи отдельно.

В последние годы в эксплуатацию интенсивно вводятся карбонатные коллекторы, отличающиеся пониженными пористостью и проницаемостью матричного каркаса. Проанализированы результаты бурения, освоения и эксплуатации горизонтальных и боковых горизонтальных стволов, пробуренных на карбонатные отложения месторождений Республики Татарстан. Для оптимального размещения скважин на 302, 303, 665 залежах Ромашкинского месторождения в пласте ВС кизеловского горизонта Бавлинского месторождения построены детальные трехмерные геологические и гидродинамические модели, учитывающие результаты сейсморазведочных работ. Анализ работы горизонтальных скважин, пробуренных на залежи 302, показал, что их начальные дебиты нефти в 1,44 раза превышающие дебиты наклонно направленных скважин. Зависимость дебитов нефти от эффективной длины ствола не установлена. Обводненность добываемой продукции начинает увеличиваться с первых месяцев работы скважин и не зависит от расстояния между горизонтальным стволом и поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Одной из причин быстрого обводнения добываемой продукции является размещение горизонтальных скважин в зонах с высокой плотностью и большой раскрытостью трещин.
Горизонтальные скважины, пробуренные на турнейский объект Бавлинского месторождения, эксплуатируются практически в безводном режиме, начальные дебиты нефти в 1,7 раза превышают дебиты наклонно направленных скважин. Траектории стволов проложены по нефтенасыщенному пласту с высоким электрическим сопротивлением кизеловского горизонта (С1кз). От нижележащего, преимущественно водонасыщенного, пласта с низким электрическим сопротивлением он отделяется пачкой плотных непроницаемых карбонатов. Боковые горизонтальные стволы, пробуренные на данково-лебедянский объект (залежь 665 Ромашкинского месторождения), обводняются в первые месяцы эксплуатации. Рост обводненности не зависит от расстояния между горизонтальным стволом и поверхностью ВНК. Коллекторские свойства пород невысокие. Породы нередко разбиты вертикальными и слабонаклонными трещинами. Начальные дебиты нефти боковых горизонтальных стволов не превышают дебиты наклонно направленных скважин. Заказать текст статьи отдельно.

За последние десятилетия разведаны и введены в разработку месторождения нефти повышенной и высокой вязкости. Нефть данного класса, как правило, обладает вязкопластичными свойствами вследствие содержания таких высокомолекулярных компонентов, как асфальтены и смолы. Исследованы некоторые аспекты разработки нефтяных месторождений, нефть которых проявляет свойства псевдопластичной жидкости. По результатам исследования реологических свойств нефтей на месторождениях Татарстана представлена методика интерпретации имеющихся данных для использования в гидродинамических симуляторах. Рассмотрены типы жидкостей и выполнен анализ зависимостей вязкости от скорости сдвига.
Выявлена зависимость градиента давления от вязкости на примере бобриковского горизонта Мельнинского месторождения. При предельных значениях вязкости в расчетах погрешность составляет 5 % по сравнению с вариантом без учета пластичных свойств нефти. Показана необходимость учета структурно-механических свойств нефти. Для таких месторождений, в которых эти свойства проявляются достаточно выраженно, необходимо использовать карты распределения фактических градиентов давления на основе карт изобар с выделением перспективных участков для внедрения методов воздействия: уплотнение сетки, поддержания пластового давления (ППД), прогрева пласта. Оптимизация системы ППД и использование более плотной сетки скважин позволяет увеличить охват пласта воздействием и поддерживать достаточный перепад давления для фильтрации нефти с вязкопластичными свойствами при более высоком радиусе воздействия. Прогрев пласта позволяет уменьшить влияние вязкопластичных свойств в областях движения нефти с незначительной скоростью. Заказать текст статьи отдельно.

Заводнение коллекторов сопровождается ускоренными прорывами воды к добывающим скважинам и формированием каналов низкого фильтрационного сопротивления, что отрицательно влияет на процессе разработки и приводит к снижению коэффициента извлечения нефти. Это обусловливает необходимость применения методов, направленных на выравнивание фронта вытеснения и перераспределения фильтрационных потоков. Для решения этой задачи разрабатываются и применяются различные методы увеличения охвата пласта вытеснением. Наиболее эффективными являются технологии многофакторного воздействия, влияющие на несколько параметров пластовой системы.
Исследовано влияние комплексной технологии ПГК-М, разработанной ТатНИПИнефтью, на изменение движения пластовых флюидов на участке воздействия. Эффективность применения потокоотклоняющей технологии подтверждена результатами индикаторных исследований с закачкой меченой жидкости. Для исследования применялись два различных по химическому составу, но отвечающих одним и тем же требованиям по проведению трассерных исследований индикатора. Индикаторные исследования позволили установить основные направления движения закачиваемого агента по пласту до и после применения технологии ПГК-М, выявить высокопроницаемые пути фильтрации в межскважинном пространстве, а также подтвердили перераспределение потоков жидкости от нагнетательной скважины после применения потокоотклоняющей технологии. Сопоставление полученных данных индикаторных исследований с фиксируемыми изменениями текущих технологических показателей участка подтвердило эффективность технологии ПГК-М. Заказать текст статьи отдельно.

Разработка залежей нефти методом парогравитационного дренирования предусматривает непрерывную закачку большого количества теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины. В результате выше добывающих горизонтальных скважин, расположенных параллельно стволу и на 5-7 м ниже нагнетательной скважины, формируется паровая камера. Реализация технологии сопровождается разогревом пород и флюидов, т.е. происходят постоянные потери тепла в окружающую среду.
В некоторых случаях может возникать необходимость остановки закачки или работы всей системы по технологическим, экономическим или экологическим причинам. Для оценки последствий остановки горизонтальных скважин выполнены расчеты на гидродинамической модели на примере одной из залежей сверхвязкой нефти шешминских отложений на территории Республики Татарстан. Результаты модельных исследований показали, что остановка закачки приведет к уменьшению объемов созданной паровой камеры и потерям внесенной в пласт энергии. После конденсации паровой камеры в пласте будет наблюдаться перераспределение флюидов в соответствии с их плотностью. Нефть мигриреут к кровле пласта ввиду ее меньшей плотности по сравнению с плотностью воды. При конденсации паровой камеры больших размеров, образованных несколькими парами скважин, нефть будет мигрировать по пласту в участки с более высокими гипсометрическими отметками. В результате в районе расположения добывающей скважины будет присутствовать значительное количество конденсата, что аналогично попаданию при бурении в зону с пониженной нефтенасыщенностью. В то же время при неполном остывании пласта возобновление процесса парогравитационного дренирования может быть менее затратным по сравнению с вариантом попадания в водонасыщенный интервал изначально.
Результаты исследований могут быть использованы при принятии решений по регулирующим параметрам при остановке парогравитационных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Понимание процессов, возникающих в пласте в процессе остывания паровой камеры, позволит применить более эффективные методы при повторном освоении залежей. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрен широкий круг физико-геологических факторов, определяющих смачиваемость коллекторов нефти и газа. Смачиваемость играет ключевую роль в любом процессе извлечения нефти и существенно влияет на коэффициенты извлечения нефти, относительные фазовые проницаемости, капиллярное давление, удельное электрическое сопротивление пласта и другие параметры. Пренебрежение эффектами смачивания обусловливает ошибочные распределения насыщенности при геологическом моделировании, а также некачественные прогнозы показателей разработки при гидродинамическом моделировании. Проанализированы существующие типы смачиваемости и области их существования: сильно гидрофильная, сильно гидрофобная поверхности, промежуточное, смешанное, пятнистое, избирательное смачивание. Рассмотрено явление гидрофобизации внутрипоровой поверхности за счет адсорбции поверхностно-активных (полярных) компонентов нефти на природно-гидрофильных минеральных поверхностях. На основе современных представлений о физике микропроцессов в пористых средах и этапах геологического формирования залежей обосновано существование нового типа гетерогенной смачиваемости – микроструктурной смачиваемости, характеризующейся приуроченностью гидрофильных и гидрофобных участков к отдельным порам и капиллярам. Гидрофобизация на уровне пор и каналов формирует микроструктурную смачиваемость, так как поры различного размера, формы и минерального состава по-разному гидрофобизированы и, следовательно, имеют различную смачиваемость. В процессе гидрофобизации уменьшается количество свободных пор, нефть (пленочная, менисковая, контактная) занимает поры разного размера, изменяется конфигурация порового пространства (в присутствии углеводородов конфигурация сглаживается). Эти явления обусловливают необходимости детального изучения физики гидрофобизации на микроуровне. Установлена взаимосвязь между размерами и формой пор и их смачиваемостью, характерная для всего диапазона изменения пор. Наряду с выявленными закономерностями адсорбции углеводородов в зависимости от формы, размера и распределения пор исследовано также влияние минералогического состава внутрипоровой поверхности на адсорбцию водной и нефтяной фазы. В результате этих исследований сделаны выводы, что состав породы также существенно влияет на адсорбционные процессы. Заказать текст статьи отдельно.

Характер смачиваемости влияет на многие аспекты разработки нефтяных месторождений. Если коллектор является гидрофобным или обладает промежуточной смачиваемостью, а в экспериментах используются экстрагированные гидрофильные керны, то параметры вытеснения при заводнении могут оказаться завышенными. Коэффициенты вытеснения могут быть также определены неправильно, если керн имеет фракционную или смешанную смачиваемость. При проведении потоковых исследований, как правило, используют керны с естественной или восстановленной смачиваемостью. Стандартная подготовка образцов для петрофизических исследований карбонатных пород с измененной смачиваемостью приводит к завышению коэффициентов нефтенасыщенности по данным геофизических исследований скважин(ГИС) и, как следствие, погрешностям в подсчете геологических и извлекаемых запасов нефти, а также выбору малоэффективных вариантов разработки. Возможными причинами противоречий, возникающих при определении коэффициентов нефтенасыщенности по ГИС и керну, являются неадекватная типу смачиваемости подготовка образцов к исследованиям, использование образцов не с естественной, а с измененной смачиваемостью, применение в качестве насыщающих и вытесняющих агентов их моделей, а не природных флюидов конкретной залежи, а также использование образцов малого стандартного размера, в которых упрощается структура порового пространства карбонатных пород.
Показано, что тип смачиваемости необходимо определять до проведения петрофизических исследований, а сами эксперименты проводить на образцах с естественной или восстановленной смачиваемостью. По стандартной методике можно проводить петрофизические исследования, только для гидрофильных коллекторов или определять параметры, на которые эффекты смачиваемости существенно не влияниют, например, коэффициенты пористости и абсолютной проницаемости для газа. Заказать текст статьи отдельно.

Представлен первый в российской нефтегазовый отрасли опыт проведения пенно-азотного гидроразрыва пласта (ГРП) с закачкой проппанта и кислоты на карбонатных месторождениях ПАО АНК «Башнефть», находящихся на четвертой стадии разработки. Приеведены особенности геологического строения продуктивных пачек карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства. Проанализирован опыт ранее испытанных технологий ГРП, в том числе уже внедренных на объектах ПАО АНК «Башнефть». Рассмотрены основные критерии отбора оптимальных технологий ГРП с привязкой к конкретным геолого-физическим условиям объектов разработки. Разработаны основные принципы выбора оптимальных технологических решений для проведения кислотного ГРП в зависимости от геомеханических свойств пород-коллекторов по данным акустического каротажа. Для определения геомеханических свойств коллекторов использована методика, основанная на оценке коэффициента хрупкости пород (соотношения коэффициента Пуассона и модуля Юнга). Установлена практическая возможность применения кислотного ГРП с проппантом в карбонатных объектах месторождений, расположенных в северной части региона деятельности компании. Выбраны оптимальные объекты для проведения опытно-промышленных испытаний технологий направленных на закрепление трещины кислотного ГРП и увеличение продолжительности эффекта от геолого-технических мероприятий.
Испытана и адаптирована технология кислотного ГРП с проппантом, в том числе для горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Оперативное внедрение технологии в производственные процессы позволило повысить эффективность кислотного ГРП на ряде карбонатных объектов. В марте 2016 г. проведены испытания технологии пенно-азотного ГРП с закачкой проппанта и кислоты на объектах со сниженным пластовым давлением и чувствительных к воздействию воды. В результате проведения работ получен приток с дебитом 28 т/сут при плановом значении 17,1 т/сут. Показано, что испытанная технология пенно-азотного кислотного ГРП позволяет вводить в рентабельную разработку объекты, на которых применение традиционных методов интенсификации не обеспечивало прироста дебита нефти Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены различные виды водоизолирующих реагентов. Приведена классификация методов изоляции вод по механизму закупоривания. Представлены основные группы селективных материалов, указаны их преимущества и недостатки. Обозначены основные особенности объектов исследования, по которым определены требования к водоизоляционным составам. Для ограничения водопритока в коллекторах трещинно-порового типа разработан водоизоляционный состав на основе карбоксиметилцеллюлозы, в качестве сшивателя используется ацетат хрома, в качестве загустителя и катализатора рекомендуется сульфат меди. В результате лабораторных исследований установлены зависимости кинетики гелеобразования и прочностных характеристик разработанного гелеобразующего состава от концентрации реагентов, по которым можно оперативно определять оптимальные концентрации реагентов для конкретных геологических условий. Изучено влияние температуры эксперимента на прочностные характеристики состава. Выявлено, что максимальная пластическая прочность достигается при температуре 60⁰С. При температуре эксперимента 60-100⁰С показатели прочности, хотя и снижаются, остаются высокими и допустимыми. Изучена зависимость изменения пластической прочности полученного геля от времени выдержки полимерного состава. В результате реологических исследований установлено, что индукционный период гелеобразования при скорости сдвига, моделирующей движение жидкости в пласте, является достаточными для закачки состава в глубь пласта. Показано, что индукционный период гелеобразования уменьшается при увеличении температуры. Заказать текст статьи отдельно.

Одним из наиболее широко распространенных и эффективных методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (ГРП) с предшествующей ему кислотной обработкой призабойной зоны. Известно, что при кислотной обработке в горной породе протекаютт многофазные химические реакции - растворение карбонатной составляющей, силикатных минералов, частиц-кольматантов, привнесенных в процессе бурения, глушения и эксплуатации скважин, а также различные соединения выпадают в осадок и повторное растворяются. В результате кислотный состав меняет внутреннюю структуру емкостного пространства, что в свою очередь приводит к изменению фильтрационных и упруго-прочностных характеристик всей обработанной части пласта. В статье рассмотрены особенности лабораторного изучения воздействия кислотных составов на фильтрационные и упруго-прочностные характеристики терригенных пород-коллекторов. Представлена разработанная авторами комплексная методика проведения лабораторных исследований, включающая изучение взаимодействия кислотных составов с породой и флюидами в свободном объеме, а также фильтрационные испытания на образцах керна в моделируемых пластовых условиях. По разработанной методике проведена серия лабораторных экспериментов по воздействию грязевой кислоты на терригенную породу пласта-коллектора одного из месторождений Пермского края. Приведены некоторые результаты испытаний кислотного состава и рассмотрено его влияние на упруго-прочностные свойства терригенных пород. Заказать текст статьи отдельно.

Изложена методология выбора решений при реализации одного из крупнейших проектов Компании ПАО «ЛУКОЙЛ» – Пякяхинского месторождения, которое в 2016 году планируется ввести в промышленную разработку. Описываются запроектированные инновационные решения, а также подходы при реализации нефтяного и газового проектов добычи углеводородов с вводом Пякяхинского месторождения в промышленную эксплуатацию.
Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших по запасам углеводородов на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Месторождение расположено в отдаленном от развитой инфраструктуры районе. Сеть наземных автомобильных сообщений представлена только зимниками.
Разработка месторождения будет осуществляться на основании действующего проектного документа по обращенной семиточечной системе с использованием горизонтальных скважин (ГС). Так как большинство эксплуатационных объектов месторождения совмещены в плане залегания, для разработки пластов БУ151 и БУ152 рекомендовано применять оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации с использованием двуствольных скважин по пятому уровню сложности (классификация TAML). С целью опробования разных технологий разработки для данных геолого-физических условий, были выделены участки опытно промышленных работ на объектах БУ151+БУ152 и ПК18+ПК20. Газоконденсатные объекты планируется разрабатывать системами горизонтальных и многоствольных скважин.
Решения по вводу в разработку объектов БУ151, БУ152 и ПК18 скорректированы с учетом плана строительства нефтепровода Заполярье - Пурпе а также центрального пункта сбора и головной насосной перекачивающей станции, которые размещены на территории Пякяхинского месторождения. Окончание строительства планируется в 2016 г. Бурение скважин ведется опережающими темпами. Месторождение планируется ввести в промышленную эксплуатацию во второй половине 2016 г. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена задача экспресс-прогноза динамики технологических показателей разработки без применения гидродинамических моделей, повышения объективности оценки текущего состояния разработки участков, залежей и пластов. Работа построена на допущении, что учесть влияние геолого-физических характеристик объектов прогноза (и анализа) на динамику технологических показателей можно, используя теоретическую кривую вытеснения, полученную по результатам специальных исследований относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Обоснована возможность и описан механизм практического применения функции Баклея – Леверетта для построения теоретической характеристики вытеснения и прогноза динамики дебита жидкости. Рассмотрено влияние фазовых проницаемостей на динамику изменения дебита жидкости. Проведен анализ влияния подошвенной воды. Разработан алгоритм построения теоретической характеристики вытеснения и теоретической продуктивности с учетом наличия водонасыщенных прослоев различной толщины. Представлен алгоритм внесения поправок в конфигурацию теоретической характеристики вытеснения для случаев ввода скважин с проведением гидроразрыва пласта и многостадийного гидроразрыва после бурения. Заказать текст статьи отдельно.

На основе обобщения существующего опыта и выделения наиболее эффективных инструментов, применяемых в различных подразделениях Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, предложен единый подход к анализу влияния реализуемой системы заводнения на энергетическое состояние пласта, а также на процесс выработки запасов. Предлагаемый подход включает следующие этапы: 1) сбор и подготовку исходных данных (технологические показатели эксплуатации скважин, инструментальные замеры пластового давления, динамического уровня, результаты гидродинамических исследований и др.); 2) оценка интенсивности воздействия на пласт; 3) оценка динамики технологических показателей; 4) анализ энергетического состояния пласта (компенсация отбора закачкой, динамика пластового давления). Все дополнительные расчеты выполняются в ПО Microsoft Excel, без привлечения геологического и гидродинамического моделирования, что значительно уменьшает трудозатраты.
Применение подхода рассмотрено на примере пласта ЮВ1. В соответствии с технологическими показателями работы скважин, а также дополнительно полученными в процессе проведения анализа данными сформированы рекомендации по совершенствованию процесса разработки и программа геолого-технологических мероприятий. Заказать текст статьи отдельно.

Проведено комплексирование литолого-физических и специальных исследований керна с целью изучения возможных причин снижения приемистости. Объектом изучения являлись алевро-песчаные породы продуктивного пласта ЮВ1 Урьевского месторождения, характеризующиеся неоднородным составом глинистого цемента и его неравномерным распространением (микронеоднородностью). В составе цемента выделены каолинит, хлорит, гидрослюдистые минералы. С учетом количества глинистых минералов в составе пород и их различной способности к набуханию проведена литолого-технологическая типизация пород-коллекторов с оконтуриванием областей их распространения. Всего выделено четыре основных типа: I – повышенное содержание гидрослюдистых минералов; II, III – соответственно промежуточное и повышенное содержание каолинита; IV – отсутствие глинистого цемента. Наиболее подвержена набуханию область распространения пород I типа. В таких условиях в системе поддержания пластового давления (ППД) необходимо использовать высокоминерализованную воду. Менее подвержены набуханию области распространения пород III типа, где для ППД можно закачивать воду более низкой минерализации. В областях распространения пород IV типа ограничения по минерализации закачиваемой воды отсутствуют.
Результаты экспериментов на моделях, состоящих из образцов керна II и III типов, свидетельствуют, что с момента начала закачки проницаемость пород постепенно уменьшается. Наиболее значительное снижение проницаемости фиксируется для пород II типа. Это, предположительно, связано с уменьшением содержания каолинита и увеличением доли хлорита и гидрослюдистых минералов в глинистом цементе по сравнению с III типом.
Выдвинуто предположение, что одной из возможных причин снижения проницаемости пласта ЮВ1 является микронеоднородность пород выделенных литолого-технологических типов и их неравномерное распространение по площади. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты анализа динамики газового фактора по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» с 2004 по 2014 гг. На многих месторождениях отмечена тенденция увеличения газового фактора, в том числе на объектах, находящиеся на поздней стадии эксплуатации. Динамика газового фактора зависит от комплекса факторов, связанных как с внутрипластовыми изменениями свойств флюида, так и с условиями сепарации продукции скважин на объектах промысловой подготовки. Среди причин, приводящих к пластовым изменениям газового фактора, отдельное внимание уделено дегазации нефти закачиваемой водой. Влияние данного фактора особенно ощутимо на позднем этапе разработки залежи, когда обводненность продукции скважин превышает 90 %. В этот период целесообразно проводить дополнительные исследования по определению газового фактора попутно добываемой воды. Важным аспектом, определяющим динамику газового фактора, является также режим эксплуатации промысловых объектов подготовки, в частности изменение термобарического режима сепарации нефти от газа. Отмечен существенный рост температуры сепарации нефти по объектам ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» за период наблюдений (с 2004 по 2014 гг.), что способствует дополнительному переходу легкокипящих углеводородов в газовую фазу и, как следствие, приводит к увеличению газового фактора. Следовательно, для объективного анализа причин изменения газвового фактора требуется постоянный мониторинг не только показателей, характеризующих режим эксплуатации залежи, но и параметров промысловой сепарации (температуры и давления), чему в настоящее время не уделяется должного внимания. Заказать текст статьи отдельно.

Основной характеристикой, определяющей многофазную фильтрацию (нефти, газа, воды), в том числе в коллекторах эксплуатируемых нефтяных месторождений, является зависимость функции фазовой проницаемости от степени насыщения пласта флюидами. Лабораторные данные по определению фазовой проницаемости используются для проектирования систем разработки месторождений нефти и газа, выбора способов воздействия на пласт, оптимизации разработки, гидродинамическом моделировании продуктивных пластов. Построены расчетные зависимости для лабораторных определений относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. По результатам аппроксимации лабораторных данных установлена зависимость вариативного параметра от коэффициента эффективной пористости. Показано, что вариативные параметры зависимости Стоуна для воды и нефти хорошо коррелируют с остаточной водонасыщенностью образцов и взаимосвязаны. Построена зависимость вариативных параметров Стоуна для воды и нефти. При увеличение вариативного параметра для нефти возрастает вариативный параметр для воды, что соответствует эмпирическим зависимостям Стоуна. Заказать текст статьи отдельно.

Неоднородность строения коллекторов обусловливает сложность кислотных обработок продуктивных пластов низкой проницаемости вследствие больших потерь кислоты в промытых зонах. Одним из путей увеличения эффективности кислотных обработок является применение мицеллярных вязкоупругих бесполимерных кислотных систем. Испытан реагент, позволяющий получать эффективные отклоняющие пачки на базе соляной кислоты низкой концентрации (3-5 %). Показана возможность получения с использованием этого реагента самоотклоняющегося кислотного состава. Приведены реологические свойства реагента (бесполимерного отклонителя) и показана совместимость состава с нефтью по стандарту ОАО «НК «Роснефть».
Технология обработки призабойной зоны (ОПЗ) с применением вязкоупругого отклонителя испытана в семи скважинах месторождений Западной Сибири. Проницаемость терригенного коллектора составляла от (0,5-10)·10-3 мкм2. В скважинах был выполнен гидроразрыв пласта (ГРП), длина трещин превышала 6 м. Исследование кольматанта в проппантной пачке, выполненное для юрских пластов, показало значительное содержание кальцита, соединений железа и кремния. Все обработки с отклонителем проводились с применением глинокислотных композиций. Приведена типовая технология проведения ОПЗ. Для пяти из семи скважин с пластовым давлением ниже гидростатического отмечено появление избыточного давления на устье в ходе ОПЗ. Средний прирост пускового дебита нефти составил 6,3 т/сут при среднем увеличении коэффициента продуктивности более чем в 2 раза. Полученные приросты дебитов нефти после ОПЗ с бесполимерным отклонителем сопоставимы с эффективностью повторных ГРП при меньшей стоимости и меньшем риске увеличения обводненности после ремонта.. Заказать текст статьи отдельно.

По результатам промысловых исследований, в том числе инструментальных измерений, на примере Арланского месторождения показано, что текущие газовые факторы нефти основных объектов разработки ниже начальных пластовых значений. Со ссылкой на промысловые и лабораторные исследования, выполненные другими авторами, приведены основные причины снижения газового фактора в процессе разработки Арланского месторождения. Основными причинами снижения газового фактора Арланского месторождения являются эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения и переход некоторых газовых компонентов нефти в закачиваемую и подошвенную воды при их контакте. Например, накопленный водонефтяной фактора по одному из разрабатываемых объектов Арланского месторождения составляет 9,1 т/т. Какая из вышеуказанных причин оказывала доминирующее влияние на процесс снижения пластового газосодержания нефти, в настоящее время однозначно определить нельзя. Систематический промысловый контроль газового фактора до объекта разработки на основании инструментальных замеров по скважинам на протяжении всего периода разработки Арланского месторождения не проводился, поэтому динамика газового фактора неизвестна. Отмечена необходимость контроля газового фактора по опорной сети скважин для косвенной оценки текущего пластового газосодержания нефти, так как в настоящее время на Арланском месторождении отсутствуют условия для отбора представительных глубинных проб нефти (высокая обводненность продукции скважин, эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения). Заказать текст статьи отдельно.

Изучены высокомолекулярные н-алканы в составе высокопарафинистых нефтей трудноизвлекаемых остаточных запасов. Представлено перераспределение нефтяных парафиновых углеводородов между нефтями их асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в скважинном оборудовании. Показано присутствие н-алканов в асфальтенах нефтей и их отложениях. Асфальтены, выделенные из нефтей и их АСПО, исследовались методами высокотемпературной газовой хроматографии и дифференциально сканирующей калориметрии, с помощью которых удалось обнаружить в их составе наличие высокомолекулярных н-алканов С40-С59 и выше судя по температурам кристаллизации обнаруженной в них кристаллической фазы. Наиболее высокомолекулярные н-алканы, у которых пик ММР приходится на С54-С58, были обнаружены в асфальтенах нефтей с низким содержанием твердых парафинов. Представлены данные о содержании кристаллической фазы в нефтях, АСПО, образцах асфальтенов, выделенных из нефтей и АСПО, а также температуры их кристаллизации. Высокомолекулярные парафиновые углеводороды нефти при достижении критической концентрации могут служить центрами кристаллизации сложных структурных единиц в нефтяной дисперсной системе и выпадать в виде осадка при нарушении равновесия в системе. Парафиновые углеводороды, содержащиеся в асфальтенах, при определенных термодинамических условиях обладают способностью мигрировать и накапливаться в составе АСПО, о чем свидетельствует отличный состав н-алканов в асфальтенах нефти от асфальтенов в их отложениях. Для нефтей установлен различный вид температурных зависимостей теплоемкости, выявлено присутствие кристаллической фазы твердых парафинов. Сравнительный анализ данных дифференциально сканирующей калориметрии образцов свидетельствует о противоречивой зависимости температуры кристаллизации и содержания кристаллической фазы от молекулярно-массового распределения н-алканов, содержащихся в их составе, и кореллирует с молекулярно-массовым распределением твердых н-алканов в асфальтенах, что предопределяет различия в структурной организации дисперсной фазы в АСПО. Заказать текст статьи отдельно.

Приведены новые данные о динамике изменения содержания связанной воды в залежах нефти при их длительной эксплуатации с поддержанием пластового давления закачкой пресной воды. Выполнена переинтерпретация результатов геофизических исследований скважин, пробуренных за 50 лет разработки месторождения. Выявлено, что в период эксплуатации постоянно формируется смесь пресной и пластовой вод, последовательно снижается минерализация водного раствора в поровом пространстве коллектора. За счет динамического изменения параметров адсорбционных процессов закономерно постоянно возрастает содержание связанной воды в коллекторе. Дано теоретическое обоснование обнаруженной закономерности. Учет полученных данных позволит оптимизировать разработку месторождений. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены методика и результаты проведения комплексного исследования скважины ч целью оценки коэффициента вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в пластовых условиях. Процедура исследования включала несколько циклов закачка - отбор с использованием водных растворов разной минерализации. Наряду с измерениями динамических устьевых и забойных параметров выполнены периодические определения водонасыщенности импульсными нейтронными методами и анализ изменения состава добываемой воды.
Изложены принципы расчета дизайна исследования. Обоснованы технические решения для управляемой закачки растворов в условиях низкой приемистости пласта. Разработана методика комплексной интерпретации полученной информации, включая геофизические, геохимические и гидродинамические данные. Для решения обратной задачи оценки параметров пласта и функций относительных фазовых проницаемостей использованы численные алгоритмы моделирования многофазной фильтрации и методы теории оптимального управления (сопряженные методы).
Полученные результаты позволили оценить коэффициент вытеснения в пластовых условиях, вид функций ОФП для нефти и воды, уточнить и отработать методику проведения исследования. Выявлены нетрадиционные эффекты, сопровождающие процессы двухфазной фильтрации в пластовых условиях. Заказать текст статьи отдельно.

Исследованы процессы неизотермической фильтрации в послойно-неоднородном по проницаемости коллекторе высоковязкой нефти. Представлены результаты гидродинамических расчетов. Показано, что тепловое воздействие на послойно неоднородные по проницаемости коллекторы практически всегда дает положительный технологический эффект. При высокой неоднородности по проницаемости, когда проницаемость некоторых слоев различается на порядок и более, тепловое воздействие позволяет существенно увеличить нефтеотдачу пласта, при этом эффект достаточно быстро нарастает. Отмечено, что при этом также кратно возрастают объемы отбираемой жидкости. Данный тип коллектора наиболее благоприятен для применения теплового воздействия. В долгосрочной перспективе эффективность теплового воздействия на этот тип коллектора не зависит от начальной обводненности. Для быстрого получения технологического эффекта от закачки горячей воды рекомендовано применять тепловое воздействие с начала разработки залежи. Если коллектор содержит только высокопроницаемые прослои, проницаемость которых различается в 2 раза и менее, то эффективность теплового воздействия незначительна по величине и нарастает медленно. При этом существенной становится зависимость от начальной обводненности. Наибольшим приростом коэффициента извлечения нефти характеризуется вариант с началом закачки горячей воды при высокой обводненности добываемой продукции Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы технического и технологического обеспечения функционирования трубопроводной системы поддержания пластового давления (ППД) и нагнетательных скважин на нефтяном месторождении им. Р. Требса в условиях реализации водогазового воздействия. Система ППД представляет собой разветвленную двухтрубную сеть, обеспечивающую раздельный транспорт воды и газа до кустовых площадок нагнетательных скважин. Смешение потоков воды и газа происходит в узлах смешения, устанавливаемых индивидуально для каждой нагнетательной скважины. Контроль процесса смешения и закачки водогазового потока осуществляется на основе показаний датчиков расхода и давления для каждой фазы и для водогазового потока. Для управления процессом закачки водогазовой смеси использованы регулирующие клапаны, устанавливаемые на линии воды и линии газа. Представлены результаты исследования режимов работы нагнетательных скважин при закачке водогазового потока. Получена характеристика системы нагнетательная скважина – забой – пласт. Определено влияние типоразмера НКТ на гидравлическую характеристику скважины. Рассмотрены принципы организации системы управления закачкой водогазовой смеси на основе ПИД-регуляторов по линиям воды и газа. Рассмотрена проблема превышения устьевого давления скважины над давлением в трубопроводных системах воды и газа при реализации нестационарных процессов . Предложен способ автоматического управления процессом закачки воды и газа для недопущения возникновенния данного эффекта. Выполнен анализ факторов, осложняющих эксплуатацию системы ППД в условиях водогазового воздействия. Рассмотрены способы снижения рисков осложнений. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена разработка инструмента интегрированного моделирования для месторождения им. Р. Требса. Реализация водогазового воздействия (ВГВ) на месторождении обусловливает необходимость решения целого ряда технических и технологических задач, таких как прогнозирование уровней добычи нефти, газа, воды, уровней закачки воды, газа, определение нагрузки на элементы поверхностного обустройства. Особенности исследуемого объекта нашли отражение в разработанной интегрированной модели. Представлены использованные методики расчета различных элементов расчетной схемы. Для некоторых моделей разработаны изменения, направленные на повышение точности расчетов. Показано решение задач адаптации расчетной схемы к фактическим данным. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты опытно-промышленных работ по обработке призабойной зоны нагнетательных скважин пласта ЮС2 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» кислотными составами большого объема, с использованием колтюбинговой установки.
Одной из проблем разработки пластов ЮС2 являются сложности при организации системы поддержания пластового давления, которые обусловлены низкой начальной приемистостью новых нагнетательных скважин и быстрым снижением приемистости скважин действующего нагнетательного фонда. Причинами этого являются низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС2, его сложное геологическое строение, кольматация коллектора на стадии строительства скважин буровыми растворами.
Основным методом восстановления приемистости нагнетательных скважин является обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) различными кислотными составами по бесподходной технологии. Кислотные обработки направлены на восстановление коллекторских свойств ПЗП за счет растворения привнесенного кольматирующего материала, карбонатных и железистых отложений, агрегатов глинистого цемента. Средняя кратность увеличения приемистости нагнетательных скважин пласта ЮС2 после кислотных обработок составляет 2,8-3 раза, но продолжительность эффекта невелика – в среднем 3-4 мес. Быстрое снижения приемистости вызвано рядом причин, среди которых можно выделить низкую проникающую способность кислотных составов, вторичное осадкообразование, небольшой объем закачиваемой кислоты и отсутствие стадии промывки ПЗП при обработках по бесподходной технологии.
Для увеличения продолжительности эффекта кислотных обработок предложено обрабатывать ПЗП нагнетательных скважин кислотными составами большего, по сравнению с бесподходной технологией, объема с использованием непрерывной трубы колтюбинговой установки. Опытно-промышленные работы по испытанию данной технологии проведены в 2013 – 2014 гг. Показано, что технология позволяет значительно повысить приемистость нагнетательных скважин по сравнению с традиционными обработками по бесподходной технологии. Представлены критерии подбора скважин для обработок и отмечены перспективы дальнейшего развития технологии. Заказать текст статьи отдельно.

Представлены результаты опытно-промышленных работ по обработке призабойной зоны нагнетательных скважин пласта ЮС2 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» кислотными составами большого объема, с использованием колтюбинговой установки.
В настоящее время в СП «Вьетсовпетро» при вводе в разработку новых участков месторождений блока 09-1 шельфа Социалистической Республики Вьетнам, приуроченных к нижнемиоценовым отложениям, отмечается снижение эффективности заводнения из-за преждевременного обводнения добывающих скважин. Детальный анализ причин обводнения скважин показал, что наряду с фильтрацией закачиваемой воды по высокопроницаемым прослоям основным усугубляющим фактором является образование техногенных трещин гидроразрыва пласта (ГРП) в нагнетательных скважинах. С целью повышения эффективности системы заводнения на месторождениях СП «Вьетсовпетро» исследованы вопросы идентификации и прогнозирования образования техногенных трещин ГРП по данным статистических и промысловых исследований скважин.
C использованием фактических данных миниГРП и замеров пластовых давлений в эксплуатационных скважинах на блоке 09-1 шельфа СРВ разработана статистическая зависимость для оценки начального минимального горизонтального напряжения (давления автоГРП). Проверка достоверности разработанной зависимости выполнена при сопоставлении расчетных давлений автоГРП с фактическими, полученными по результатам гидродинамических исследований нагнетательных скважин на установившихся режимах работы. Для исследования возможности контроля развития трещины и предотвращения ее повторного расткрытия проведен анализ изменения минимального горизонтального напряжения по данным кривых падения давления в нагнетательных скважинах с техногенными трещинами. Установлено, что под влиянием периодической работы нагнетательной скважины в условиях, когда забойные давления превышают давления автоГРП, отмечается существенное изменение напряженно-деформированного состояния пласта, сопровождающееся снижением минимального горизонтального напряжения, что увеличивает риски неконтролируемого роста трещины и преждевременного обводнения добывающих скважин. Заказать текст статьи отдельно.

Проблема повышения нефтеотдачи пластов и сохранения устойчивых темпов отбора на месторождениях с длительной историей разработки, опережающей выработкой наиболее продуктивных пластов весьма актуальна. История разработки Тат-Кандызского месторождения началась в 1969 г. с разбуривания пашийского объекта с одновременным внедрением законтурного заводнения. В процессе разработки осуществлялся постепенный переход от законтурной закачки к комбинированным системам внутриконтурного заводнения. Своевременное регулирование разработки пашийского объекта позволило не только снизить темп нарастания обводненности добываемой продукции, но и приостановить снижение пластового давления. Максимальная добыча нефти на месторождении достигнута в 1972 г., с 1982 г. добыча начала снижаться. Причиной этого стали рост обводненности добываемой продукции и ухудшение качества остаточных запасов пашийского горизонта; стабилизация фонда в начале 90-х годов ХХ века также негативно отразилась на темпах разработки.
С 2004 г. по месторождению наблюдаются рост добычи нефти и заметное снижение среднегодовой обводненности добываемой продукции за счет разбуривания бобриковского, кизеловского и воробьевского эксплуатационных объектов, успешного внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД) на пашийской залежи, внедрения ППД на других объектах, эффективного восстановления добычи простаивающего фонда, адресного применения различных физико-химических технологий. В результате в 2016 г. в целом по месторождению добыто 42% максимума добычи нефти, достигнутого в 1972 г.
Для эффективной выработки остаточных запасов нефти предлагается: доразбуривание нефтенасыщенной площади объектов, бурение боковых и боковых горизонтальных стволов, дальнейшее внедрение установок ОРЭ, оптимизация систем заводнения на всех объектах, в том числе внедрение ППД на кизеловском. В зависимости от условий залегания коллекторов и их фильтрационных свойств, предложены отработанные и достаточно эффективные методы увеличения нефтеотдачи пластов Заказать текст статьи отдельно.

Представлены особенности решения и результаты практического применения разработанной численно-аналитической модели NAMGC, в основе которой лежат численная модель GORM и аналитическая модель CRM. На основе разработанной модели создана компьютерная программа, позволяющая моделировать работу горизонтальной скважины в условиях образования газового конуса и действия системы поддержания пластового давления. Расчеты выполнены с использованием данных по Верхнечонскому месторождению. Новые возможности модели NAMGC связаны с учетом вероятностных закономерностей для управляющих параметров при решении оптимизационной задачи автоматической адаптации модели. Проведены исследования влияния типа функции распределения – равномерного и нормального. Анализ результатов расчетов показал, что приемлемое качество адаптации достигается только при использовании равномерного распределения. Показано, что использование невязки только по добыче нефти обеспечивает приемлемое качество имитации динамики забойного давлению и наоборот. Полученные численные оценки влияния различных геолого-технологических параметров объекта Вч на газовый фактор показывают, что в процессе эксплуатации скважины средний газовый фактор имеет экспоненциальную зависимость от среднего забойного давления, поэтому снижение забойного давления или увеличение дебита скважины будет приводить к стремительному увеличению газового фактора. Наибольшие отборы нефти в проектных скважинах подгазовой зоны могут быть получены при проводке горизонтального ствола в непосредственной близости от подошвы пласта. В этом случае скважины можно эксплуатировать с максимально допустимой депрессией, обеспечивающей приемлемый газовый фактор. Поддержание пластового давления положительно, но неравномерно влияет на газовый фактор: с уменьшением забойного давления в добывающей скважине газовый фактор менее чувствителен к объему закачиваемой воды. Заказать текст статьи отдельно.

К карбонатным башкирско-серпуховским отложениям приурочено около четверти запасов нефти на месторождениях севера Пермского края. На месторождениях этого района отмечается существенное изменение дебитов скважин с течением времени. Выполнены исследования по определению основных причин изменения дебитов и коэффициентов продуктивности скважин. Приведена геолого-физическая характеристика башкирско-серпуховских объектов севера Пермского края. Рассмотрены результаты работы нефтедобывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений. С уменьшением пластового давления на Уньвинском месторождении на 10 % относительно первоначальной величины, дебиты добывающих скважин снизились практически в 2 раза. Отмечено, что при снижении забойных давлении до давления насыщения нефти газом коэффициенты продуктивности добывающих скважин существенно уменьшаются относительно первоначальных значений. Показано, что степень снижения коэффициентов продуктивности добывающих скважин в этих условиях возрастает с увеличением проницаемости коллектора. На основании этого получено уравнение для прогнозирования изменения коэффициента продуктивности нефтедобывающей скважины в области выше давления насыщения нефти газом. Определены коэффициенты α1 для оценки снижения коэффициента продуктивности в области ниже давления насыщения в уравнении В.Д. Лысенко, а также коэффициенты α2 для оценки роста коэффициента продуктивности при росте забойных давлений. Полученные зависимости помогают прогнозировать изменения коэффициентов продуктивности башкирско-серпуховских залежей при изменении забойных и пластовых давлений. Заказать текст статьи отдельно.

Большинство месторождений, разрабатываемых СП «Вьетсовпетро», находится на стадии падающей добычи. С целью повышения эффективности разработки месторождений на предприятии реализуется ежегодная программа по поиску, испытанию и внедрению новых технологий, направленных на повышение нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти в течение всего жизненного цикла скважин, начиная со стадии их проектирования и бурения. В связи с этим выбор метода оценки экономической эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) и новых технологий является особо актуальным.
Традиционный подход к оценке экономической эффективности новой технологии подразумевает расчет чистого денежного потока от внедрения каждого отдельного мероприятия на скважине. Однако этот подход является недостаточным, так как не учитывает влияния эффективности данного мероприятия на мультипликативный эффект, получаемый от эксплуатации скважины в течение жизненного цикла. За базу исследования мультипликативного эффекта принята выборка скважин, которые в настоящий момент целиком прошли жизненный цикл, т.е. физически ликвидированы. В настоящее время в СП «Вьетсовпетро» таких скважин 24.
На основе проведенного анализа предложено в качестве критерия эффективности внедрения новой технологии на скважине принять порог рентабельности, который определяется путем сравнения мультипликативного эффекта от эксплуатации скважины, экономического эффекта от внедрения новой технологии и мультипликативного эффекта после внедрения новой технологии.
Для оценки мультипликативного эффекта разработан алгоритм расчета порога рентабельности внедрения ГТМ и новых технологий с учетом выявленных закономерностей по объектам эксплуатации. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрено влияние молекулярной массы нефти (фракционного состава) на эффективность применения технологии High pressure air injection (HPAI). Показано, что вопреки принятому мнению плотность нефти (фракционный состав) не является характеристикой, определяющей реакционную способность нефти к самовоспламенению в пластовых условиях. На примере одного из месторождений, на котором была реализована технология закачки воздуха в пласт, показано, что плотность нефти определяет интенсивность массобменных процессов протекающих между закачанным в пласт газом и пластовой нефтью. Установлено, что при закачке в пласт азотсодержащего газа за фронтом вытеснения происходит интенсивное разгазирование остаточной нефти в пластовых условиях. Впервые в промысловых условиях наблюдалось выделение углеводородных компонентов С2 – С4 из нефти из-за образования на границе фаз газ – нефть второй жидкой фазы, состоящей из диоксида углерода. Указанное явление является принципиально новым, ранее не встречавшимся в практике газового и водогазового воздействия на пласт с использованием как углеводородных, так и неуглеводородных газов.
Результаты опытно-промышленных работ на опытном участке месторождения позволяют сформулировать условие обязательной закачки воды в пласт при реализации технологии HPAI с использованием дымовых газов: прохождения максимума изменения количества легких углеводородных компонентов С1 – С5 при совпадении максимумов для компонентов С2 – С4 по времени.
Материалы, представленные в статье, свидетельствуют, что плотность (фракционный состав) нефти является одним из важнейших критериев применимости технологий разработки месторождений с закачкой воздуха в пласт. При этом плотности определяет не реакционную способность нефти к окислению, но возможность ее разгазирования в пластовых условиях. Заказать текст статьи отдельно.

Применение потокотклоняющих технологий или технологий выравнивания профиля приемистости (ВПП) пласта классически связывается с увеличением коэффициента охвата пласта воздействием. Рассматриваемая технология ВПП с применением реагента АС-CSE-1313 марка А имеет комплексный механизм действия, направленный как на изменение коэффициента охвата, так и на увеличение коэффициента вытеснения нефти.
В рабочем растворе присутствуют диспергированные частицы, которые являются координационными центрами процесса образования армированных гелей. На первой стадии в высокопроницаемых интервалах коллектора образуется прочный армированный экран. На второй стадии в низкопроницаемом интервале коллектора армированные глобулы рассредоточены в поровом пространстве: происходит довытеснение остаточной нефти. Новый механизм работы в пласте, направленный на повышение коэффициента извлечения нефти, подтвержден многочисленными лабораторными исследованиями и промысловыми работами.
Гелеобразующая технология АС-CSE-1313 апробирована в различных геолого-физических условиях месторождений Западной Сибири, признана успешной и находится на стадии промышленного внедрения. При реализации технологии определены конкурентные преимущества по сравнению с известными полимерными системами. По всем скважинам в процессе закачки рост давления не наблюдался, что является одним из положительных факторов по сравнению с другими полимерными системами. Результаты фильтрационных исследований состава на параллельном кернодержателе подтвердили селективность воздействия состава на основе реагента AC-CSE-1313 марка А и возможность его использования в технологиях ограничения притока воды в добывающих скважинах.
В результате комплексного механизма воздействия реагентом АС-CSE-1313 марка А вовлекаются в активную разработку дополнительные запасы нефти, отмечается стабилизация добычи нефти на месторождениях, находящихся в зрелой стадии разработки и характеризующихся высокой обводненностью добываемой нефти, что сопровождается закономерным снижением отборов нефти Заказать текст статьи отдельно.

Представлен экспресс-метод получения исходных данных о физико-химических свойствах пластовых нефтей в промысловых условиях с помощью оригинального глубинного пробоотборника – «пентометра». С помощью пентометра можно выполнять как отбор глубинных проб нефти, так и ее исследование в полевых условиях с минимальным числом единиц вспомогательного оборудования и измерительных приборов. Пентометр позволяет определять пять параметров: газосодержание, объемный коэффициент, плотность пластовой и сепарированной нефти, плотность газа сепарации. Разработана и апробирована в полевых условиях методик применения прибора. Пентометр является автономным прибором, позволяет быстро отобрать большое количество проб, обеспечивает контроль процесса разработки нефтяных месторождений и оценки эффективности применяемых на промысле технологий.
Экспресс-метод с применением пентометра является частью комплекса промысловых, лабораторных и аналитических методов исследования физико-химических свойств пластовых флюидов. Разработки защищены авторскими свидетельствами и могут быть использованы в программе импортозамещения. Заказать текст статьи отдельно.

В 2016 г. в ООО «РН-Юганскнефтегаз» проведено большое число различных видов исследований в зонах бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС МГРП), в том числе серия исследований по скважинному микросейсмическому мониторингу. Информация о развитии в породах трещин ГРП, полученная по результатам скважинного микросейсмического мониторинга, представляет в настоящее время высокий интерес ввиду безальтернативности среди методов прямого контроля ГРП, а также дефицита подобных исследований в России. Представлены результаты трех микросейсмических исследований, проведенных на Приразломном и Приобском месторождениях. Показана эффективность и целесообразность промышленного применения технологии микросейсмического мониторинга ГРП с целью оптимизации бурения горизонтальных скважин, дизайнов ГРП, проектирования разработки месторождений в целом. Микросейсмический мониторинг ГРП в горизонтальных скважинах Приобского и Приразломного месторождений позволил определить фактические направления развития трещин ГРП, реально достигаемые размеры трещин, взаимодействие между трещинами в соседних портах ГРП. Впервые в России на Приразломном месторождении выполнен успешный мониторинг ГРП одновременно из двух наблюдательных скважин, позволивший увеличить площадь картирования трещин ГРП и определить значительное влияние работающих рядом скважин на симметрию образованных трещин ГРП. Мониторинг ГРП на Приобском месторождении стал рекордным для России: зарегистрировано и лоцировано более 1200 микросейсмических событий при проведении пяти стадий ГРП. Даны рекомендации по подбору оптимальных скважин-кандидатов для проведения мониторинга, подготовке скважин, снижению уровня окружающих шумов для улучшения качества сейсмических данных. Заказать текст статьи отдельно.

Разработка тонких подгазовых оторочек сопровождается высоким риском прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины. Актуальность проблемы кратно возрастает в оторочках высоковязкой нефти, когда при прорыве газа приток нефти в скважину может полностью прекратиться. На примере пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения рассмотрены способы повышения нефтеотдачи подгазовых оторочек высоковязкой нефти: секционное заканчивание горизонтальных скважин и установка устройств контроля притока, ограничение депрессии на пласт, гибкий режим управления скважинами, закачка в нагнетательные скважины до начала работы добывающих, уплотнение сетки скважин, а также добыча газа из газовой шапки для профилактики конусообразования. Одновременное применение данных подходов можно рассматривать как комплексную технологию разработки подгазовых оторочек. Подбор параметров технологии и оценка эффективности ее применения выполнены с использованием секторных гидродинамических моделей в симуляторе CMG STARS. Расчеты проводились для различных характерных зон пласта, разтличающихся нефте- и газонасыщенными толлщинами, расчлененностью, углами напластования. Результаты расчетов показывают, что применение технологии значительно повышает перспективы успешной эксплуатации маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти в условиях высокой геологической неоднородности. Технология в целом или отдельные ее составляющие могут быть применены как на этапе проектирования, так и на этапе оптимизации разработки. Заказать текст статьи отдельно.

Разработка тонких подгазовых оторочек сопровождается высоким риском прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины. Актуальность проблемы кратно 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.
Результаты анализа целесообразно использовать при настройке петрофизических алгоритмов, лежащих в основе обоснования емкостных и фильтрационных параметров модели.. Заказать текст статьи отдельно.

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).
Приведена общая формулировка задач математического описания процесса ГРП на основе совместного решения уравнений упругости пласта, гидродинамики жидкости разрыва в трещине и транспорта проппанта. Детально рассмотрена формулировка математической модели класса Planar3D и общепринятые допущения, которые делаются при ее построении. Приведены примеры программной реализации интерфейса для общепринятых методик анализа тестовой закачки и расчета дизайна ГРП на примере корпоративного симулятора ГРП. Сформулированы актуальные требования к интерфейсу симулятора ГРП. Отмечено, что совмещение в одном симуляторе ГРП моделей Planar3D и Сell-based-P3D позволяет получить гибкое программного решение под конкретные геологические условия и требования к оперативности расчетов. Показано, что для определенных геологических условий результаты моделирования ГРП с применением моделей Planar3D и Pseudo3D могут существенно различаться в оценке геометрии трещины ГРП. Заказать текст статьи отдельно.

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. Заказать текст статьи отдельно.

Подверьюское нефтяное месторождение Архангельской области разрабатывается НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть». Продуктивными отложениями являются низкоемкие низкопроницаемые карбонатные коллекторы овинпармского горизонта нижнего девона. Сложное геологическое строение месторождения обусловлено тектоническими нарушениями, которые разбили залежь пласта DI на несколько блоков, гидродинамическая связь между которыми может совсем отсутствовать или быть крайне затрудненной. Наличие или отсутствие такой связи можно будет оценить в процессе дальнейшей эксплуатации скважин по изменению давления в зоне отбора. Результаты сейсморазведочных работ позволили выделить зоны нефтеносности с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и легли в основу проектирования поисково-разведочных, доразведочных работ и выбора системы разработки месторождения на базе геолого-гидродинамического моделирования. Сложность разработки данного месторождения обусловлена не только его геологическим строением, но и отсутствием инфраструктуры. Ввод Подверьюского месторождения в разработку требует значительных капиталовложений в обустройство месторождения. На месторождении планируются бурение двух разведочных скважин и дальнейшее разбуривание залежи по проектной сетке, организация системы поддержания пластового давления. В условиях отсутствия контакта с подошвенными водами на большей части залежи проведение гидроразрыва пласта является оптимальным вариантом увеличения продуктивности низкопроницаемых коллекторов. В центральной части залежи предлагается выделить опытный участок с формированием площадной поэлементной системы разработки. Бурение проектных скважин на необходимо проводить с обязательным контролем геологических параметров в режиме реального времени по кривым с наддолотного модуля. Проектные решения будут корректироваться с учетом новых данных, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Заказать текст статьи отдельно.

Исследовано влияния раскрытости трещин на их проницаемость для турнейско-фаменских объектов разработки месторождений Соликамской депрессии. Наличие в пределах данных залежей зон развития трещиноватости подтверждается результатами многих исследований. Параметры трещин при этом получены на основе интерпретации материалов гидродинамических исследований с использованием методики Уоррена – Рута. На первом этапе построена и проанализирована зависимость фактической проницаемости от раскрытости. Установлено, что зависимость носит сложный нелинейный характер. Для более детального изучения построены и проанализированы одномерные уравнения регрессии. В результате выделены четыре класса, характеризующиеся определенным поведением зависимости проницаемости от раскрытости. Количественная оценка наличия этих классов выполнена с помощью пошагового линейного дискриминантного анализа – метода, хорошо зарекомендовавшего себя при решении подобного рода прогностических задач. Получены линейные дискриминантные функции, использование которых полностью подтвердило правильность выделения четырех классов с характерными видами зависимости проницаемости трещин от их раскрытости. Применительно к рассматриваемым коллекторам сделан вывод, что нет единого вида зависимости проницаемости от раскрытости (как это следует из теоретических представлений), в четырех диапазонах раскрытости изменеие проницаемости имеет разный характер. Полученные уравнения регрессии позволят с высокой степенью достоверности вычислять проницаемость коллекторов в зоне развития трещин при их различной раскрытости. Подобные зависимости обеспечит повышение эффективности геолого-технических мероприятий и геолого-гидродинамического моделирования. Заказать текст статьи отдельно.

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.
Метод планирования экспериментов позволяет существенно сократить число запусков геолого-гидродинамической модели для расчета вероятных вариантов. Апробация метода проведена на месторождении, еще не вступившем в фазу промышленной разработки, путем геолого-гидродинамического моделирования с учетом неопределенности, в том числе при реализации различных вариантов систем разработки месторождения. В результате выявлена и количественно определена статическая неопределенность оценки запасов и динамическая неопределенность подсчета прогнозной накопленной добычи. Предложены альтернативная система разработки и оптимальная сетка разбуривания, лучше учитывающая геологическое строение месторождения. Приведен расчет экономической эффективности альтернативной системы разработки с учетом рисков. Заказать текст статьи отдельно.

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.
Сформулированные принципы позволяют прогнозировать использование продуктов нефтехимии в качестве компонентов ОМС. С их использованием разработаны ОМС на основе аммонийных солей жирных кислот, позволяющие дополнительно извлекать остаточную нефть на заводненных месторождениях нефти. Заказать текст статьи отдельно.

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.
При внутрипластовом горении большую роль играет область низкотемпературного окисления, которая не всегда учитывается при моделировании данного термического метода. Преимущество разработанной методики заключается в изучении реакций, характерных для низкотемпературной области окисления, и построении модели химических превращений, которая в полной мере учитывает процесс окисления пластовой нефти при контакте с кислородом воздуха. Заказать текст статьи отдельно.

Изучена возможность повышения эффективности паротепловых методов добычи высоковязких нефтей. Проведено лабораторное моделирование каталитического и некаталитического акватермолиза на образце высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения в условиях, близких к пластовым при паротепловой обработке (начальное давление – 0,3 МПа, температура 150 и 180 °С) в течение 6 ч при добавлении как совместно, так и индивидуально прекурсора катализатора и донора протонов (1 % массы навески нефти). Представлены результаты определения вязкостно-температурных характеристик и группового состава методом SARA исходной и преобразованных нефтей. Установлено, что образцы нефти после некаталитического паротеплового воздействия при температуре как 150 °С, так и 180°С характеризуются более высокой вязкостью по сравнению с прочими объектами исследования. Это связано, по-видимому, с образованием высокомолекулярных алканов в результате рекомбинации разрушенных фрагментов высокомолекулярных компонентов. Более плотная структура обусловлена отсутствием свободных протонов, способных связывать образовавшиеся радикалы и предотвратить нежелательный процесс увеличение молекулярной массы нефтяной системы. Показано, что применение катализатора, активная форма которого формируется in situ, в сочетании с донором протонов позволяет достигнуть снижения содержания асфальтосмолистых соединений, что обеспечивает необратимое снижение вязкости добываемой нефти, облегчает ее дальнейшую транспортировку и переработку. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрена возможность длительной разработки газогидратной залежи в нижнепалеогеновых отложениях на севере Западной Сибири, на глубинах 300-600 м. Для модели залежи приняты известные данные о литологии, геологическому строению палеогеновых отложений и свойства гидратосодержащих пород, аналогичных палеогеновым, но полученных в лабораторных условиях. Моделирование разработки проводилось с помощью термогидродинамического симулятора ECLIPSE 300. При этом приняты следующие допущения: депрессии на забоях скважин не выводят залежь из термодинамической области стабильности гидратов, т.е. истощается только газовая фаза и месторождение разрабатывается как низкотемпературная водоплавающая газовая залежь. Анализ результатов моделирования показал, что для залежи размером 30х30 км при эффективной толщине пласта 10-100 м требуется около 220 скважин. Средний дебит скважин составит примерно 18 тыс. м3/сут. Расчеты показывают, что при таких дебитах за 100 лет разработки будет добыто всего около 150 млрд. м3 газа из газовой части залежи (17 % запасов газовой части, или 3,3 % общих запасов залежи). Залежь не выйдет из термодинамической области стабильности гидратов. Изменение технологии разработки , например, направление потока газа из гидратной залежи не вверх – на поверхность, а вниз – в истощенный сеноманский горизонт по существующим сеноманским скважинам может существенно изменить режим истощения в сторону увеличения дебитов, точнее стоков, газа в истощенную сеноманскую залежь. Результаты моделирования показывают, что на севере Западной Сибири имеется возможность использовать нереализованный резерв газа и пластовой энергии горизонтов, залегающих выше сеноманского, как для дозагрузки выбывающих сеноманских мощностей для подготовки газа, так и для доизвлечения низконапорных остаточных запасов сеноманской залежи. Заказать текст статьи отдельно.

Основные запасы нефти рассматриваемого нефтегазокондестаного месторождения сосредоточены в нефтяных оторочках нижнемеловых и юрских отложений. Классическим подходом к освоению такого рода запасов нефти является бурение длинных горизонтальных скважин, ввиду необходимости создания небольших депрессий в добывающих скважинах. При этом, как правило, разработка нефтяных оторочек осложнена прорывами языков газа из газовых шапок и воды из законтурной области. В таких условиях получение информации о работе пласта, контроль и управление разработкой представляют собой крайне актуальную и в то же время сложную задачу. Для получения указанной информации применяются, в частности, методы гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований скважин. Длительный эффект влияния ствола скважины (ввиду длины горизонтальных участков 1000 м и более) при проведение ГДИС перекрывает эффект режимов течения, что позволяет достоверно определить такие важные параметры, как работающая длина горизонтального участка ствола, механический скин-фактор и вертикальная проницаемость (анизотропия пласта). При этом наиболее достоверно определяются горизонтальная проницаемость и интегральный скин-фактор.
Предложен алгоритм оценки диапазона неопределенности взаимовлияющих параметров, определяемых по данным ГДИС с низкой степенью достоверности. Показано, что комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований позволяет значительно сузить данный диапазон, оценить правильность решений по выбору оптимальных подходов к разработке объекта и применяемых технических жидкостей. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы определения условий, при которых разработка нефтяных пластов скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП) экономически более эффективна, чем разработка с заводнением. В связи с ухудшением качества запасов как на новых активах, так и в краевых зонах старых месторождений при заводнении увеличивается время реакции добывающих скважин на закачку при уменьшении пъезопроводности пласта, а также уменьшается прирост пластового давления на единицу объема закачанного агента в системах с большей сжимаемостью. Это обусловливает преимущества естественного режима в таких условиях. Для определения факторов, влияющих на эффективность естественного режима и заводнения, построена аналитическая технико-экономическая модель. В результате анализа данной модели получены безразмерные комплексы, определяющие выбор оптимального режима разработки – безразмерная стоимость строительства скважины и отношение разницы между начальной и остаточной нефтенасыщенностью к произведению полной сжимаемости системы и депрессии. Результаты расчетов оптимального режима разработки для широкого диапазона значений безразмерных комплексов обобщены в виде палетки. Построена численная модель, учитывающая возможность оптимизации времени отработки нагнетательной скважины, позволяющая уточнить получаемые в аналитических расчетах количественные значения пороговой проницаемости, ниже которой естественный режим экономически более эффективен, чем заводнение. В результате анализа аналитической модели установлено, что разработка на естественном режиме более эффективна, чем разработка с заводнением, при уменьшении эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, полной сжимаемости системы, снижении фазовой подвижности нефти, наличии аномально высокого пластового давления, повышении стоимости строительства скважины, а также снижение net-back цены нефти. Заказать текст статьи отдельно.

Нефтегазоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками являются основой ресурсной базы новых регионов нефтедобычи. Разработка нефтяных оторочек сопряжена со значительными труностями: существенная зависимость от первичных методов вскрытия пласта, длительная работа залежи на режиме растворенного газа и водогазонапорном режиме, необходимость создания ценности из попутно добываемого нефтяного газа и газа газовых шапок. В статье представлены основные элементы интегрированной концепции разработки Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, введенного в эксплуатацию в 2016 г. Представлены направления развития и перспективы тиражирования опыта на другие проекты освоения нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. В результате анализа мирового опыта установлено, что с применением первичных методов добывается от 50 до 70% всех извлекаемых запасов нефтяной оторочки. При этом основным критерием эффективности реализации первого этапа является отношение продуктивности к стоимости скважины. С другой стороны, ценность проекта зависит от баланса решений по возврату газа в пласт для поддержания пластового давления и организации внешнего транспорта с целью монетизации. Одним из эффективных инструментов управления ценностью проекта является интегрированная модель, которая предполагает одновременный расчет модели пласта, моделей скважин и модели наземной инфраструктуры. Заказать текст статьи отдельно.

Широкое применение методов гидроразрыва пласта (ГРП) в нефтяной отрасли в 50-е годы ХХ века привело к появлению большого числа работ, посвященных как методам оценки дебита скважин с ГРП, так и методикам определения характеристик пласта и трещины по результатам специальных исследований скважин. В работах, посвященных анализу скважинных исследований, особое внимание уделялось ранним, нестационарным режимам работы скважины, в то время как для оценки дебита скважин обычно использовалось приближение установившегося или псевдоустановившегося режима. При этом естационарный поток играет решающую роль для резервуаров с низким уровнем подвижности нефти, внося основной вклад в накопленную добычу нефти. С развитием аппарата вычислительной̆ математики, акцент сместился на численное моделирование притока и поиск аналитических приближений ушел на второй план. Отмечено, что использование крупномасштабной сетки не позволяет адекватно моделировать нестационарный режим притока малоподвижных флюидов, так как размер ячейки намного больше характерного размера вариации физических параметров, в первую очередь давления. Изменение размеров ячеек, в том числе и локальное, значительно увеличивает время расчета на модели и негативно влияет на сходимость расчетов.
Представлен подход к аналитическому описанию дебита вертикальной скважины с ГРП в режиме неустановившегося притока. Для описания притока к скважине на ранних временах получено асимптотическое решение в пространстве Лапласа модели трилинейной фильтрации. С использованием принципа десуперпозиции применительно к решениям трилинейной и псевдорадиальной фильтрации, предложено асимптотическое решение, описывающее дебит трещины ГРП в приближении бесконечного пласта на всех временах работы скважины.
Верификация предложенной модели выполнена путем сравнения с решением, полученным с использованием конечно-разностного коммерческого гидродинамического симулятора. Представленная модель позволяет проводить быструю и точную оценку дебита скважины с ГРП, избегая ошибок, связанных со сходимостью численных методов на ранних временах, а также значительно сокращая время расчета. Заказать текст статьи отдельно.

Обобщен практический опыт компании ОАО «Газпромнефть» в области адаптации и развития систем стационарного долговременного мониторинга температуры в горизонтальных скважинах с помощью распределенных оптоволоконных систем (ОВС). Первые шаги по изучению информативности метода сделаны при исследовании ОВС вертикальных скважин, вскрывающих многопластовые залежи. Данные исследований подтвердили результаты расчетов, выполненных ранее на термосимуляторе, расчеты и позволили определить условия проведения информативных исследований в горизонтальном стволе. Последующие периодические замеры в горизонтальных скважинах при операциях гидроразрыва пласта, а также полугодовой стационарный мониторинг показали высокую информативность измерения как стационарных, так и динамичных температурных полей в скважине.
С целью повышения информативности метода планируется совершать в следующих направлениях: 1) оптимизация самой системы измерения, ее компонент и стоимости; 2) формирование технологических требований, связанных с формированием и стабилизацией режима отбора/закачки в процессе измерений; 3) применение современных средств обработки и интерпретации зарегистрированных кривых.
Отмечено, что следующей актуальной производственной задачей является выбор наиболее эффективной технологии спуска ОВС в скважины механизированного фонда (кожух на электроцентробежном насосе, байпасная система или композитный жесткий кабель). Для привязки и интерпретации замеров ОВС планируется продолжить базовые замеры промыслово-геофизическими методами перед спуском стационарных систем. Заказать текст статьи отдельно.

На примере дочернего предприятия АО «Зарубежнефть» - ООО «Оренбургнефтеотдача» - рассмотрен вопрос повышения эффективности деятельности небольших нефтедобывающих активов за счет комплексного подхода к геологии и разработке. ООО «Оренбургнефтеотдача» владеет лицензиями на разведку и разработку трех мелких месторождений на севере Оренбургской области: Пашкинского, Кирсановского и Черновского, Месторождения эксплуатируются небольшим фондом скважин с начала 2000-х годов. В компании составлена в 2014 г. и в настоящее время реализуется комплексная программа повышения эффективности разработки этих месторождений. На первом этапе программа включила переинтепретацию результатов сейсморазведочных работ 3D прошлых лет и повышение базовой добычи нефти за счет внедрения системы поддержания пластового давления, применения компоновок одновременно-раздельной эксплуатации и проведения обработок призабойных зон кислотными композициями. В связи с успешными результатами, достигнутыми на первом этапе с 2015 г. на месторождениях реализуется программа поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. По результатам бурения первой разведочной скважины открыт дополнительный купол на Кирсановском месторождении с промышленными запасами нефти. При реализации программы эксплуатационного бурения способ заканчивания выбран исходя из геологических особенностей месторождений. Так, для бурения на многопластовом Пашкинском месторождении предложено строительство наклонно направленных скважин c применением компоновок одновременно-раздельной эксплуатации, а на Кирсановском месторождении - горизонтальных. Это позволило добиться экономической эффективности бурения новых скважин, которые раньше считалось неперспективным. Реализуемые мероприятия по работе с базовым фондом и бурение новых эксплуатационных скважин позволили к ноябрю 2016 г. увеличить добычу нефти по предприятию на 50 % с планами формирования полноценной системы разработки на месторождениях и дальнейшего наращивания объемов добычи в 2017 г. Заказать текст статьи отдельно.

Рассмотрены вопросы совершенствования технологии термогазохимического воздействия на призабойную зону для повышения продуктивности скважин. Особое внимание уделено проблеме повышения интенсивности теплосилового воздействия на пласт при использовании водных растворов бинарных смесей, закачанных в поровое пространство призабойной зоны. Приведены уравнения двухстадийной реакции взаимодействия исходных компонентов бинарной смеси и энтальпия реакции. Представлены данные лабораторных исследований тепловыделения и скорости химической реакции взаимодействия компонентов бинарной смеси при различных температурах и концентрациях растворов. Лабораторные исследования выполнены на двух режимах: изотермическом и адиабатичском. Показано, что повышение температуры от 25 до 75 оС приводит к увеличению скорости реакции в 1300 раз. При адиабатическом режиме наблюдается самоускорение реакции, переходящее в тепловой взрыв. Рассмотрено влияние катализаторов на скорость химической реакции. Добавление к раствору бинарной смеси катализатора-альдегида приводит к значительному повышению скорости реакции разложения даже в условиях низких температур (20 оС). Это указывает на возможность каталитического самоускорения реакции в пластовых условиях. Экспериментальным методом с использованием реактора, заполненного пористым материалом, подтверждена возможность самоускорения реакции в поровом пространстве и формирования импульсов давления, способных создать сеть трещин в пласте. Анализ результатов работы показывает, что водные растворы бинарных смесей могут активно реагировать не только в открытом объеме ствола скважины, но и в поровом пространстве в пластовых условиях. Этот факт снимает общеизвестные ограничения на массу и мощность закачиваемых горюче-окислительных составов. Увеличение массы используемой бинарной смеси позволяет повысить эффективность термогазохимического воздействия на призабойную зону за счет тепловой очистки порового пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений и создания вторичной сети трещин в пласте. Заказать текст статьи отдельно.

Пласт М месторождения Боко де Харуко (Республика Куба) является уникальным объектом, не имеющим полноценных аналогов в мировой практике и обладающим большими потенциальными запасами углеводородов, которые по оценкам превышают сотни миллионов тонн. Пласт М представлен карбонатным коллектором, насыщенным высоковязкой нефтью, которую скорее следует рассматривать как битум. Освоение этого объекта может иметь большое значение для обеспечения энергобезопасности Республики Куба. Освоение запасов данного объекта обеспечит возможность развития нефтехимических отраслей промышленности. АО «Зарубежнефть» инициировало опытные работы для поиска эффективных технологий разработки пласта М.
Представлены первые результаты пилотных работ по пароциклическому воздействию на пласт М. Рассмотрены некоторые особенности эксплуатации скважин и реакции пласта на закачку пара. На основе гипотезы о раскрытии трещин при определенных давлениях закачки проведена адаптация гидродинамической модели к истории разработки, получена хорошая сходимость расчетных и фактических данных. Планируется дальнейшее совершенствование модели на основе учета реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсий, уточнения проницаемости трещин и матрицы. АО «Зарубежнефть» подготовлена программа продолжения опытных и исследовательских работ для улучшения энергетических показателей воздействия на пласт и технологии в целом. Заказать текст статьи отдельно.