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.

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.

Оценена эффективность применения нестационарного заводнения на стохастических геолого-гидродинамических моделях с различными параметрами неоднородности пласта и различными режимами и схемами работы скважин. Выполнен анализ распределения рангов вариаграмм распределения пористости на площадях Ромашкинского месторождения в пакете Irap RMS (Roxar). Показано, что ранг вариограммы изменяется в пределах от 100 до 1500 м и имеет логнормальный вид распределения. Ранг вариограммы созданных геологических стохастических моделей (варианты) изменялся в пределах 100-1000 м с шагом 50 м. Для каждого варианта построено 10 равновероятных реализаций моделей. Для каждой реализации варианта сгенерированы 20 режимов эксплуатации скважин. Всего построено 3820 гидродинамических моделей. На созданных моделях оценена чувствительность эффективности применения нестационарного заводнения к каждому из параметров: ранг вариограммы, схема нестационарного заводнения, продолжительность остановки скважин.

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.

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.

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.

В настоящее время в нефтегазовой отрасли активно развивается концепция бурения глубоких скважин, не ограниченных начальным диаметром ствола скважины. Концепция заключается в перекрытии пластов с разными давлениями и зон обвалов расширяемыми в поперечном сечении обсадными колоннами. Выделены два основных направления повышения рентабельности разработки нефтегазовых месторождений с использованием профильных расширяемых систем: 1) снижение затрат материалов и времени за счет разработки и строительства нетрадиционных конструкций скважин с применением расширяемых обсадных колонн; 2) увеличение коэффициента извлечения нефти за счет создания оборудования для разобщения и управляемой с поверхности добычи нефти из нескольких неоднородных продуктивных зон.

Рассмотрена проблема определения парциальных дебитов объектов в скважинах, вскрывших несколько эксплуатационных объектов. Известно, что физико-химические свойства и состав нефти изменяются по толщине и площади залежи, а также в процессе ее разработки. Это находит отражение в таких параметрах, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание асфальтенов, смол, серы и др. Однако значения этих параметров часто находятся в пределах ошибки измерений, лабораторное определение большинства из них весьма трудоемко. Использование комплекса параметров для контроля процесса разработки базируется на регулярном отборе и анализе проб добываемой нефти. Кроме того, использование данного способа предполагает создание базы данных, содержащей информацию о свойствах нефти каждого эксплуатационного объекта, входящего в состав месторождения (по скважинам с перфорацией одного эксплуатационного горизонта).

Концепция устойчивого развития в настоящее время является официальной стратегией мирового развития. ПАО «Татнефть» успешно реализует эту концепцию через последовательное выполнение экологических программ. В 2015 г. завершена реализация третьей долгосрочной Экологической программы, рассчитанной на 2000-2015 гг. Эта программа как последовательное продолжение предыдущих экологических программ была ориентирована на сохранение благоприятной окружающей среды региона деятельности ПАО «Татнефть».

Мероприятия третьей Экологической программы были направлены на охрану всех компонентов окружающей среды, подвергающихся воздействию со стороны нефтедобывающего комплекса. Ее финансирование осуществлялось за счет собственных средств компании и составило более 68 млрд. руб. Всего выполнено 34 вида мероприятий, разделенных на три блока по приоритетному направлению действия: почва и воды, недра, атмосферный воздух. Многолетняя практика нефтедобычи показала, что важнейшим условием предупреждения загрязнения окружающей среды является обеспечение безаварийной эксплуатации нефтепромысловых сооружений посредством планомерного повышения их надежности. Поэтому большинство мероприятий относится к основной производственной деятельности и носит превентивный характер. Основными мероприятиями являлись поддержание технического состояния трубопроводов и емкостного оборудования на надлежащем уровне с использованием различных технологий, а также их ремонт; катодная защита нагнетательных и добывающих скважин, внедрение высоконадежных пакеров и защищенных насосно-компрессорных труб; внедрение установок улавливания легких фракций и перевод автомобилей на газовое топливо.

Системой производственного экологического контроля (ПЭК) охвачены все лицензионные участки ПАО «Татнефть». Осуществляется ПЭК водных объектов, атмосферного воздуха населенных пунктов и на границе санитарно-защитных зон производственных объектов. По результатам ПЭК содержание нефтепродуктов и хлоридов в основных реках региона не превышает установленных нормативами предельно-допустимых концентраций, продолжается процесс устойчивого снижения концентрации вредных веществ в подземных водах, все выбросы в атмосферный воздух находятся в пределах установленных нормативов.

Для обеспечения экологической и промышленной безопасности разработки залежей сверхвязкой нефти изучена динамика экзогенного рельефообразования региона путем проведения полевых и камеральных работ методами прикладных морфоструктурных и аэрокосмогеологических (ландшафтно-индикационное дешифрирование аэрофотоснимков) исследований. Совокупность этих исследований позволила изучить рельеф региона относительно его современной активности и выделить ослабленные участки, где произойти прорыв теплоносителем или пластовыми флюидами пород зоны аэрации при последующей разработке залежей. Изучены динамика и интенсивность современного рельефообразования.

На этапе камеральных работ проведено геоиндикационное дешифрирование крупномасштабных аэрофотоснимков и топографических карт с целью изучения динамики экзогенных процессов на территории Черемшано-Бастрыкской зоны. Выделены участки с аномальным характером экзогенного морфогенеза, где развит почти весь спектр геоиндикаторов активной геодинамической обстановки. Определена трещиноватость отложений верхнепермской системы Черемшано-Бастрыкской зоны. Верхнепермские отложения региона характеризуются пестрой картиной трещиноватости.

Составлена карта новейшей тектоники Черемшано-Бастрыкской зоны по кровле ассельских отложений, на которой выделены участки и зоны положительных и отрицательных деформаций ассельского структурного плана. С целью снижения экологических рисков рекомендовано не размещать скважины, добывающие сверхвязкую нефть, в зонах отрицательных превышений, так как нисходящие движения блоков земной коры выдавливают углеводороды и пластовые флюиды из структуры, т.е. разрушают залежи углеводородов.

Эмульсии высоковязкой нефти характеризуется высокой устойчивостью к разрушению, что обусловливает необходимость применения для обезвоживания нефти высокой температуры нагрева, повышенной дозировки деэмульгатора и длительного времени отстаивания. Одним из способов повышения эффективности процессов обезвоживания и обессоливания нефти является интенсификация массообменных процессов с применением статического смесителя и коалесцентора. Эти устройства представляют собой трубные элементы с насыпной насадкой, в которых создается оптимальный гидродинамический режим движения эмульсии для процессов соответственно смешения и коалесценции.

Для подготовки сверхвязкой нефти (2000-9000 мПа·с) до товарной кондиции внедрена технология «жесткого» термохимического режима, предусматривающая нагрев нефти до температуры 85-90 ºС и глубокое ее обезвоживание с применением коалесценторов и электродегидраторов. Определен оптимальный диапазон напряженности электрического поля 1,5-2,0 кВ/см. Для разрушения осложненных эмульсий (промежуточные слои, жидкие нефтешламы), которые другими способами не обезвоживаются, разработана технология с применением метода испарения воды, предусматривающая разделение стадий нагрева и испарения. Установлено, что при увеличении массовой доли воды в нефти от 1 до 10 % необходимая для процесса испарения температура должна увеличиваться от 109 до 180 ºС, давление на стадии нагрева – от 0,14 до 1,0 МПа. Перспективным направлением разделения устойчивых водонефтяных эмульсий является применение ультразвукового воздействия. Для подготовки сверхвязкой нефти определены оптимальные параметры ультразвука: частота - 100 кГц, удельная акустическая мощность – 100-200 Вт/дм³, интенсивность воздействия – до 5 Вт/см², время обработки – не менее 5 мин.

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.

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.