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.

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.

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.

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.

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.

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).

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».

При строительстве наклонно направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием, особенно при использовании современных роторных управляемых систем (РУС), актуальны проблемы несоответствия фактической и проектной нагрузок на долото и повышенного износа муфтовых соединений колонны бурильных труб.

Приведены результаты исследование смазочных добавок к буровым растворам. Исследование проводилось на тестере смазывающей способности Fann EP/Lubricity Tester Model 212, приборе для определения коэффициента глинистой корки КТК-2, ротационном вискозиметре Fann 35SA, pH-метре Crison GLP 21. Исследованы реагенты Lubristeel, FRW A, FRW B, FRW, Lubrital, PolyMudLiquid, ASP 820. Добавки FRW, FRW A и FRW B являются новыми разработками Пермского национального исследовательского политехнического университета.

На продуктивность скважин существенно влияют применяемые технологические жидкости. Исключить отрицательное влияние технологических жидкостей можно только при использовании специальных составов, не проникающих в пласт в процессе заканчивания и ремонта скважины и легко удаляющихся из скважины после проведения операций. Стандартным методом при ремонтных работах является глушение скважин технологическими жидкостями на основе минеральных солей щелочных и щелочноземельных металлов. Данная технология не ограничивает проникновение жидкости в пласт, и часто после проведения работ вывод скважины на проектный режим занимает достаточно длительное время.

Одной из передовых технологий глушения скважин на этапе освоения и при проведении внутрискважинных ремонтных работ является использование вязкоупругих составов (ВУС) в качестве «мягкого» изолирующего пакера. ВУС, представляющие собой упругие гели с низкой подвижностью, позволяют исключить отрицательное влияние технологических жидкостей на продуктивность скважин на этапах заканчивания и освоения, при проведении ремонтно-изоляционных работ. В 2012-2013 гг. в Пермском крае было проведено более 350 операций по глушению скважин с использованием ВУС. Достигнуто сокращение объемов жидкости глушения и времени выхода скважины на рабочий режим. Однако в некоторых скважинах отмечены отказы скважинного насосного оборудования по причине его загрязнения остатками ВУС. Для исключения возникновения  данной проблемы предложена технология глушения скважин с использованием состава с регламентированным временем деструкции.

Рассмотрены вопросы повышения качества вторичного вскрытия продуктивных пластов. На основе анализа существующих перфорационных технологий и оборудования изучена возможность их использования с целью повышения эффективности проведения прострелочно-взрывных работ. Представлен опыт применения инновационных технологий вторичного вскрытия на месторождениях Пермского края.

Показано, что прострелочно-взрывная аппаратура, применяемая в настоящее время в России, позволяет эффективно решать задачи вторичного вскрытия пластов во всех геолого-технических условиях ее эксплуатации. В то же время существуют проблемы методического и технологического обеспечения, решением которых разработчики и производители прострелочно-взрывной аппаратуры практически не занимаются. В результате отсутствуют научно обоснованные рекомендации по определению ключевых параметров перфорации для различных типов коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств, в том числе по выбору плотности, статической и динамической депрессий. Даны обоснованные рекомендации по выбору плотности перфорации (от 6 до 24 отверстий на единицу измерения длины).

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.

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.

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.

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.

Жидкостно-газовые эжекторы (ЖГЭ) широко применяются для утилизации низконапорных газов, перекачки и компримирования нефтяного газа в нефтепромысловой системе сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. Несмотря на такие достоинства ЖГЭ, как простота конструкции, надежность работы и низкая стоимость, их существенным недостатком до недавнего времени являлся относительно низкий коэффициент полезного действия (к.п.д.), составлявший немногим более 20 %.

В результате исследований, проведенных в Ивано-Франковском национальном техническом университете нефти и газа под руководством К.Г. Донца, созданы стандартизированные ЖГЭ с четырьмя типами аэродинамической схемы, имеющие к.п.д. до 40 %. При этом выявлено, что наряду с оптимальным имеются два граничных режима работы ЖГЭ: срывной и предельный.

При добыче нефти и газа с применением традиционных технологий значительная часть пластовой энергии безвозвратно теряется. Решение этой проблемы многие специалисты связывают с использованием специальных турбин, работающих за счет пластовой энергии. Однако внедрение подобных турбин сдерживается нерешенностью вопроса надежного управления турбиной при изменении режимов работы отдельных нефтяных и газовых скважин. Неконтролируемое увеличение скорости вращения ротора турбины может привести к разрушению машины. Целью исследовательской работы является разработка специального оборудования и турбины для рационального использования пластовой энергии при добыче нефти и газа. 

Расчеты и испытания микромоделей показали, что лопатка турбины может быть выполнена в виде проницаемой сетки. Уникальность рассматриваемого метода преобразования энергии заключается в применении специальной турбины, в которой допускается движение основного потока газа и жидкости непосредственно сквозь лопатку. По результатам выполненных конструкторских работ создан экспериментальный образец новой гидравлической машины, предназначенной для рационального использования пластовой энергии при добыче нефти и газа. Стендовые испытания созданной гидравлической машины со специальной турбиной позволили подтвердить новые принципы управления работой турбины. Показано, что силовое воздействие потока газа (или жидкости) на проницаемую преграду и ротор турбины можно контролировать, используя принципы работы вихревых диодов и вихревых усилителей. Как показывают результаты проделанных работ, при учете вращательного движения проницаемой стенки можно создать новый класс гидравлических машин с уникальными свойствами, в том числе малошумные турбины, насосы и компрессоры.