Адрес для связи: g.bektas@kmge.kz, l.bissikenova@kmge.kz, k.kunzharikova@kmge.kz, n.dukessova@kmge.kz, a.zhexembin@kmge.kz
Ключевые слова: пластовый флюид, PVT-свойства, отбор проб, материальный баланс, контроль качества, уравнение состояния, давление насыщения, объемный коэффициент

Ключевые слова: нефть, газ, плотные породы, трещиноватые коллекторы, изучение керна, рассеянные волны, сейсмические образы
Для изучения коллекторских свойств плотных пород глубоких горизонтов разрабатываются и усовершенствуются различные методы и технологии. Авторы детализировали и  практически использовали на конкретных поисково-разведочных объектах ряд технологий и видов исследований. Проблема изучения плотных пород возникает, в первую очередь,  в образованиях фундамента: это и залежи УВ в доюрских отложениях Шаимского свода (гранитоиды) и севера Западной Сибири (карбонаты), а также месторождения Вьетнама,  Индии (гранитоиды) и др.
Для эффективного проведения геологоразведочных работ в плотных породах необходимо: детально закартировать поверхность эрозионно-тектонических выступов фундамента;  выявить и проследить разрывные нарушения; выявить и, по возможности, оконтурить зоны развития разуплотненных трещиноватых пород-коллекторов (наиболее важная и  сложная задача); оценить направленность трещин и характер их заполнения. Для изучения плотных пород-коллекторов авторы использовали современные виды исследований и  новые технологии: детальное изучение керна, в том числе, под электронным микроскопом, для детализации строения массивов уплотненных пород и оценки свойств плотных  пород-коллекторов (Вьетнам); новую технологию сейсморазведки рассеянных волн для выявления в массивах плотных пород зон распространения разуплотнённых трещиноватых  пород-коллекторов (Западная Сибирь, Вьетнам, Индия); «Сейсмические образы» при оценке строения гранитоидных массивов (Западная Сибирь).
Полученные результаты исследований были использованы при проведении поисково-разведочных работ в производственных организациях. 

Ключевые слова: Западная Сибирь, нефть, керн, нефтенасыщение, углеводороды, метод, люминесценция, хроматография, пиролиз, цифровизация, трудноизвлекаемые запасы 

В работе освещены результаты изучения нефти в пористой среде керна. Цель изучения – корреляция свойств нефти из поверхностных и глубинных проб со свойствами  нефтенасыщения горных пород в колонке керна, а также аналитическое подтверждение зависимости цветности люминесценции нефтенасыщения горных пород от компонентного  состава нефти.
Для изучения свойств нефти применен метод, разработанный и опробованный в ПАО «Сургутнефтегаз» в период 2023–2024 гг. Техническая часть метода заключается в насыщении нефтью образцов керна с чистым и свободным пористым пространством, то есть в подготовке пробообразцов нефти. Аналитическая часть метода включает  изучение физических свойств (окраска, люминесценция) пробообразцов нефти на фотоизображениях в дневном и ультрафиолетовом освещении и физико-химических особенностей их углеводородной составляющей по результатам пиролитического анализа. 
Метод разработан для научного и практического применения на производстве. При разработке и опробовании метода использовались: нефти 44 проб из 40 скважин 27 месторождений Западной Сибири и образцы, изготовленные из пористой среды керна. Процесс опробования метода условно разделен на 5 позиций:
1) изготовление образца,
2) регистрация и маркировка образца;
3) насыщение образца нефтью;
4) фотографирование пробообразца;
5) консервация пробообразца для пиролиза.
В позициях метода можно изменить форму и материал образца, способы маркировки, регистрации, насыщения, консервации и фотографирования. Для подготовки пробообразцов  нефти авторами были опробованы два методических способа. В первом способе требуется обязательная консервация пробообразцов нефти для пиролиза. 
Второй способ упрощен, и как следствие, более экономичен и более продуктивен для пиролитических исследований, в нем консервация не обязательна. В процессе опробования  метода по пробообразцам нефти получены: индивидуальные и комплексные фотоизображения, данные пиролиза при консервации и без консервации. Индивидуальные  изображения по цвету люминесценции были разделены на 3 ряда. Средние значения данных хроматографии по каждому ряду не противоречат международному делению нефтей  на 3 основных категории – легкие, средние и тяжелые. Анализ комплексных изображений показал изменение люминесценции и состава нефти со временем, подтвержденное  данными пиролиза.
В результате проделанной работы авторами установлено, что в пористой среде керна разный компонентный состав нефти имеет разную цветность  люминесценции.  Изменение цветности люминесценции нефтенасыщения горных пород (в колонке керна) связано с изменением компонентного состава нефти. Производственное применение  метода позволит: расширить область изучения нефтей поверхностных и глубинных проб; сформировать банк данных по люминесценции нефтей; найти закономерные связи между  характером люминесценции нефтей и их аналитическими данными (хроматография, пиролиз). Банк данных люминесценции нефтей необходим для цифровизации  нефтенасыщения в колонке керна. Корреляция свойств нефти из пробы и из керна позволит выделять участки эффективных коллекторов и участки трудноизвлекаемых запасов.

Ключевые слова: заканчивание скважин, неоднородный коллектор, радиальное бурение, трудно извлекаемые запасы
Современные нефтегазовые месторождения характеризуются высокой неоднородностью коллекторов, наличием подстилающих водных или газовых зон, что осложняет  применение традиционных методов заканчивания скважин, таких как многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) или использование фильтр-хвостовиков. Актуальной задачей  является разработка технологий, позволяющих снизить капитальные затраты без ущерба для продуктивности скважин. Технология многозабойного заканчивания скважин  бурением боковых стволов малого диаметра основана на создании большого количества боковых каналов в продуктивном пласте от основного ствола скважины, как правило,  горизонтального, что обеспечивает увеличение площади контакта скважины с коллектором.
Технология реализуется с помощью специальной компоновки, которая спускается в скважину на бурильных трубах, как стандартный фильтр-хвостовик. После спуска компоновки  следуют операции по активации элементов, а именно подвески компоновки в предыдущей обсадной колонне, якорей в открытом стволе скважины. После установки оборудования  в стволе скважины выполняют операцию бурения радиальных каналов. 
Этот процесс запускается изменением расхода и давления буровых насосов. Сигналами о выполнении перечисленных этапов работ служат перепады давлений, которые  фиксируются оборудованием на поверхности. Конструкция компоновки многозабойного заканчивания включает модули, оснащенные титановыми иглами длиной 12 м, каждая из  которых оборудована долотом и турбиной. Активация игл происходит за счет циркуляции бурового раствора: поток жидкости приводит в движение турбины, передающие крутящий  момент на долота, что позволяет формировать каналы под заданным углом. В отличие от гидроразрыва пласта рассматриваемая технология исключает риск вскрытия  подстилающей воды или газовой шапки благодаря контролируемой длине боковых каналов и отсутствию протяженных трещин. Технология также не требует использования  специализированных жидкостей, что снижает затраты, сложность выполнения работ и уменьшает экологическую нагрузку. В зарубежной практике технология технологии  многозабойного заканчивания скважин бурением боковых стволов малого диаметра имеет успешный опыт применения и является относительно недорогостоящим методом  повышения продуктивности скважин и эффективности извлечения запасов углеводородов.
Потенциал технологии многозабойного заканчивания для повышения эффективности разработки месторождений углеводородов стал ключевым стимулом для отечественных  компаний. Это привело к созданию комплекса «ГИДРА» – полностью локализованного решения. В рамках проекта была не только разработана технологическая платформа, но и  детально проработана методика ее применения, включая оптимизацию процессов бурения, мониторинга и управления. 
15 января 2025 года на скважине №1141 (куст №700) Верхнесалымского месторождения был успешно осуществлен спуск и активация компоновки «ГИДРА». В результате бурения  было сформировано 60 боковых стволов длиной по 10 м каждый, что значительно увеличило площадь дренирования пласта. Процесс заканчивания занял всего на 6,5 часов  больше времени в сравнении с фильтр-хвостовиком, тем самым показав высокую скорость выполнения операций. 
10 апреля 2025 года скважина №1141 была выведена на режимные параметры добычи. Забойное давление на стационарном режиме оказалось на 31% выше, чем у аналогов с  фильтр-хвостовиком, что повысило надежность скважины и снизило нагрузку на эксплуатационное оборудование. Дебит нефти увеличился на 91% по сравнению с традиционным  заканчиванием, а обводненность продукции снизилась на 47%, что свидетельствует о более эффективном вовлечении запасов. Реализация технологии многозабойного  заканчивания «ГИДРА» на скважине №1141 Верхнесалымского месторождения подтвердила ее высокую эффективность и технологическую зрелость. В результате проекта были  созданы готовые к внедрению оборудование и стандартизированные процедуры, которые могут быть успешно масштабированы в различных нефтегазовых компаниях, особенно  при работе с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами. Отечественная разработка «ГИДРА» доказала свою конкурентоспособность, высокую продуктивность и  экономическую целесообразность. Успешный пилотный проект открывает перспективы для широкого внедрения технологии на других месторождениях России, способствуя  повышению эффективности разработки месторождений.
Таким образом, «ГИДРА» представляет собой перспективную альтернативу традиционным методам заканчивания, обладающую значительным потенциалом для оптимизации  разработки сложных запасов углеводородов.

Ключевые слова: двуокись углерода, СО2, внутрипластовая генерация, ВПГ-СО2, методы повышения нефтеотдачи пластов, интенсификация добычи нефти, газообразующий  агент, газогенерирующий агент 

Применение двуокиси углерода (СО2) для повышения нефтеотдачи пластов и  интенсификации добычи нефти хорошо известно. Во многих случаях  СО2 целесообразно не закачивать с поверхности, а генерировать непосредственно в пластовых условиях. В работе рассмотрены опыт и перспективы применения  инновационного метода внутрипластовой генерации СО2 (ВПГ-СО2) после реакции между газообразующим и газогенерирующим агентами. Этот метод успешно апробирован в  лабораторных, промысловых условиях, защищен патентами в России и за рубежом, обеспечивает заметное увеличение нефтедобычи, применим в условиях обводненных  месторождений, нефтей малой, повышенной вязкости, а также низких и высоких пластовых температур.
Перспективы внутрипластовой генерации СО2 связываются с  оптимизацией количеств применяемых реагентов и частоты повторного применения, уточнением области и масштабированием эффективного применения, а также с наработкой промысловой практики обработки призабойных зон добывающих скважин. Для повышения нефтеотдачи и  интенсификации добычи нефти применяют методы, где пластовые нефть и вода вступают в контакт с техногенной двуокисью углерода [1-23].
Двуокись углерода (СО2) закачивают через нагнетательные, добывающие скважины или генерируют в пластовых условиях. В отличие от технологий поверхностной закачки,  внутрипластовая генерация не требует дорогостоящих специального оборудования и трубопроводов, может воспроизводиться многократно, а также не сопровождается рисками  ранних прорывов СО2 к добывающим скважинам, взрывопроявлений, ранений, отравлений и загрязнений для здоровья персонала и экологии.
В отличие от метода внутрипластовой генерации СО2 путем высокотемпературного гидролиза растворов карбамида [24, 25], генерация по методу ВПГ-СО2 применима в коллекторах как с низкой, так и с высокой пластовой температурой. 
По методу ВПГ-СО2 для довытеснения нефти на поздней стадии заводнения, объемы и продолжительность закачки химреагентов кратно меньше тех, что в технологиях объемной  закачки СО2. При внутрипластовой генерации СО2 проявляются следующие базовые механизмы увеличения нефтедобычи: высокоскоростная генерация двуокиси углерода как  продукта внутрипластовой реакции между водными растворами газообразующего и газогенерирующего агентов, распределение сгенерированной двуокиси углерода в свободной  фазе, нефти и побочно сгенерированном водном солевом растворе, дополнительная очистка и увеличение проницаемости коллектора в контакте с СО2, вытеснение (дренаж)  дополнительной нефти, обогащенной СО2, водным солевым раствором с растворенной двуокисью углерода.
Проведение внутрипластовой генерации СО2 имеет ряд особенностей: скважинная циклическая чередующаяся закачка порций растворов реагирующих газообразующего и газогенерирующего агентов, с обязательной закачкой порций буферной воды, разделяющей порции реагирующих агентов, последовательная закачка одной порции раствора  газообразующего агента, порции разделяющей буферной воды и порции раствора газогенерирующего агента составляет один цикл, оптимальное количество циклов для одной  скважино-операции составляет от двух до четырех.
Перспективы внутрипластовой генерации СО2 связываются с оптимизацией количеств применяемых реагентов и частоты повторного применения, уточнением области и  масштабированием эффективного применения, а также с наработкой промысловой практики обработки призабойных зон добывающих скважин.