Материалы конференции (содержание сборника)

Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке

Тезисы докладов XI научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 27-30.09.2011)

УДК 622.276.6
Н.С. Акелян (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)

Вероятностная оценка технологических рисков при проведении геолого-технических мероприятий

Реализации проектов в нефтегазовом комплексе при освоении ресурсов сопутствует множество различных рисков, основными из которых являются экономические, технологические и геологические. Общий совокупный риск определяется спектром охватываемых проблем, а следовательно, сопутствующих им рискам.

При проведении ГТМ для выбора способа воздействия на продуктивный пласт, разработки дизайна,определения оптимальных технологических параметров при выполнении скважино-операции необходима полная и достоверная информация, характеризующая ситуацию. На практике действие многих факторов нельзя предсказать с высокой достоверностью, т.е. всегда неизбежен риск принятия не самого эффективного решения. Однако использование специальных статистических методов позволяет глубже разобраться в происходящем и оценить каждое возможное решение с точки зрения наименьшего риска.

Принятие решений предполагает выполнение ряда последовательных действий.
1. Выявление возможных вариантов действия. Для рассматриваемого нами случая – проведение ГТМ – подразумевается выбор скважины-кандидата для осуществления работ. По сути это скважина с некоторой системой входных параметров, включающих следующую информацию: пласт; толщина работающего интервала пласта; минералогический и гранулометрический составы продуктивных отложений; химический состав и количественное содержание компонентов, входящих в композицию, воздействующую на пласт; остановочные параметры работы скважины и др.
2. Описание факторов неопределенности. К ним относятся результаты событий, связанных с принятием решения, т.е. ожидаемый технологический эффект (изменение дебита нефти и жидкости после проведения ГТМ, изменение обводненности продукции, накопленный объем нефти и др.) от проведенного мероприятия. Для решения этой задачи рекомендуется использовать вероятностно-статистические модели, в частности, модели множественной регрессии.
3. Оценка результатов принимаемых решений. Последствия проводимых ГТМ можно свести в таблицу вероятности прироста объема добычи. Элементы таблицы – это вероятности достижения того или иного результата основных параметров объекта после проведения ГТМ. Вероятности могут быть получены экспертным (оценочным) путем или в результате расчетов с помощью построения прогнозных моделей. Модели множественной регрессии позволяют прогнозировать технологический эффект от проводимого вида ГТМ с точностью 80-100 %, т.е. вероятность достижения того или иного технологического эффекта также составит 80-100 %. Ожидаемый эффект будет характеризовать математическое ожидание величины. Из опыта видно, что наблюдаются большие колебания значений случайной величины, причем ее максимальному значению соответствует наибольшая вероятность. В связи с этим в качестве показателя риска – вероятности неполучения предполагаемого прироста объема добычи – имеет смысл рассматривать меру разброса значений около математического ожидания, т.е. дисперсию.

Использование предложенной методики позволяет минимизировать технологические и экономические риски при выборе и проведении того или иного вида ГТМ.

УДК 622.244.442.063
А.В. Анисимов, М.А. Дюсюнгалиев (СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»)

Разработка и внедрение слабоминерализованного формиатнатриевого бурового раствора для месторождений со сложными горно-геологическими условиями

Использование традиционных глинистых буровых растворов при бурении скважин на месторождениях со сложными горно-геологическими условиями приводит к снижению показателей бурения и возникновению осложнений, что увеличивает время строительства объекта.
К сложным горно-геологическим условиям отнесем:
– неустойчивость стенок ствола скважины в хантымансийской, викуловской и фроловской свитах,
на которые приходится основная часть всех осложнений;
– аномальные поровые давления и присутствие линз газа;
– высокие забойные температуры (110–130º С) в нижних продуктивных горизонтах.
Кроме того, скважины осложнены увеличенным средним зенитным углом и большими смещениями от вертикали (1000 м и более). Ранее применявшиеся рецептуры буровых растворов не гарантировали сохранения устойчивости ствола скважины при ее проводке.
В таких условиях требовалась разработка системы промывочной жидкости, обеспечивающей минимальное влияние раствора на стенки скважины, особенно с большим отходом ствола от вертикали в условиях аномально высоких пластовых давлений.
В результате проведения лабораторных и промысловых исследований была разработана и оптимизирована рецептура слабоминерализованного формиатнатриевого бурового раствора (ФБР). В качестве основного ингибитора глинистых пород использована соль HCOONa (формиат натрия – соль щелочного металла муравьиной кислоты в виде порошка). В качестве дополнительного ингибитора глинистых сланцев, а также понизителя водоотдачи использован полиакриламид (праестол марки 2540 Н). В качестве эффективного понизителя водоотдачи выбран полиакрилат натрия (ВПРГ), в качестве структурообразователя – ксантановая смола, в качестве регулятора вязкости – реагент БСР, в качестве смазки – Биолуб LVL или графит, что позволило обеспечить оптимальное значение коэффициента трения.
В результате проведенных опытно-промысловых работ были сделаны следующие выводы:
– эффективное бурение, без изменения параметров реологии системы возможно с использованием бурового раствора плотностью до 1240 кг/м3.
– предупреждение диспергирования разбуриваемых горных пород и снижение содержания глинистой фазы в растворе достигаются за счет оптимально подобранных концентраций реагентов;
– разработанный раствор увеличивает механическую скорость и проходку на долото по сравнению с ранее применявшимися буровыми растворами; обладает большей удерживающей и выносящей способностью; снижает количество осложнений при бурении.
– новая рецептура оптимизирована для сложных горно-геологических условий и благодаря своей высокой ингибирующей и удерживающей способности позволяет бурить скважины с минимальными осложнениями, в том числе с большими смещениями (1000 м и более). Кроме того, ФБР рекомендуется для бурения в условиях забойных температур от 100 ºС и выше.

УДК 622.276.1/.4:55
Н.Г. Аржиловская, Л.А. Личагина (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»)

Учет особенностей геологического строения пласта ЮВ11 Юккунской площади Северо-Покачевского месторождения при формировании системы разработки

Целью работы является выявление особенностей геологического строения Восточной залежи пласта ЮВ₁¹ Юккунской площади Северо-Покачевского месторождения, их учет при формировании системы разработки.
В тектоническом отношении площадь исследования относится к структурам II порядка – Покачевскому куполовидному поднятию и Курраганскому структурному мысу. На востоке Курраганский структурный мыс граничит со структурой II порядка – Юккунской впадиной.
По данным проведенных сейсмических исследований 3D, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения построены структурная, тектоническая и геологические модели пласта ЮВ₁¹Юккунской площади Северо-Покачевского месторождения (Восточной залежи).
Характерные особенности сейсмической записи волны ТЮ1 и положение стратиграфической кровли пласта непосредственно зависят от строения баженовского интервала разреза.
Отражение Б формируется в кровле битуминозных аргиллитов баженовской свиты, имеющих аномально низкие значения скорости и плотности. В волновом поле выделяются области с аномальным строением баженовской толщи. В результате визуального анализа сейсмической записи баженовского сейсмокомплекса выделены четыре типа записи, характеризующие строение отложений баженовской свиты. На Юккунской площади в пласте ЮВ₁¹ Северо-Покачевского месторождения по данным сейсмических исследований выявлена система разрывных нарушений.
На основе выделенных на площади месторождения региональных и локальных реперов в отложениях баженовской, георгиевской и васюганской свит, данных описаний и анализов керна, промысловой геофизики, трассерных и гидродинамических исследований, анализа геолого-промысловой информации построена геолого-гидродинамическая модель Восточной залежи пласта ЮВ₁¹.
В отличие от предыдущей геологической модели ранее выделяемый пласт ЮВ₁⁰ вошел в состав пласта ЮВ₁¹. На восточной части месторождения установлены два типа аномальных разрезов в отложениях баженовской и георгиевской свит, выделены пять тектонических блоков. Кроме соответствия границ этих блоков выявленным тектоническим нарушениям района залежи, важным принципом отнесения скважин к единому блоку (участку) является перепад уровня ВНК по соседним скважинам блока в пределах 5 м (в зависимости от расстояния между ними).
Из основных практических результатов геологического моделирования строения пласта ЮВ₁¹Юккунской площади Северо-Покачевского месторождения можно отметить следующие.
1. В качестве границ участков Восточной залежи использованы выявленные тектонические нарушения, разделяющие залежь на пять блоков со своими уровнями ВНК;
2. Положение тектонических нарушений на площади залежи в виде линий можно учитывать лишь условно. Скорее всего в разрезе пласта они представляют собой зону дислоцированных пород определенной ширины (около 100-300 м) и соответствующим образом могут влиять на разработку залежи.
3. При проектировании системы разработки необходимо учитывать положение всей системы выявленных нарушений, а не только тех, которые в представляемой геологической модели предполагаются в виде экранов.

УДК 622.276.1/.4:553.98 Н.П.
И. С. Афанасьев (ОАО «НК «Роснефть»), В. А. Байков, И. И. Вафин, А.А. Гусманов, Т. С. Усманов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), В. В. Мальцев (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Планирование системы разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом преимущественного направления развития трещин ГРП и автоГРП на примере пласта БС4-5 Приразломного месторождения

Целью работы является изменение подходов к проектированию разработки путем поиска и опробования систем разработки, наиболее эффективных и устойчивых к существованию преимущественного направления трещин ГРП.
Основным объектом разработки Приразломного месторождения является пласт БС_4-5, содержащий порядка 90 % извлекаемых запасов нефти промышленных категорий всего месторождения. Средняя глубина залегания кровли пласта 2477 м, средняя нефтенасыщенная толщина 14,7 м, пористость – 0,17, проницаемость – 2,2· 10^-3 мкм², расчлененность – 10,5, коэффициент песчанистости – 0,3, нефть – маловязкая, легкая. Указанные условия предполагают разработку пласта БС_4-5исключительно с применением ГРП. При этом лучшие части месторождения уже разбурены и перспективы дальнейшей разработки связаны с песчаными телами меньшего масштаба с худшими фильтрационно-емкостными свойствами. Это предполагает изменение подходов к проектированию разработки, которое должно осуществляться с применением масштабных ГРП и учетом преимущественного направления трещин ГРП.
Ранее реализованные на пласте БС_4-5 Приразломного месторождения системы разработки были запроектированы без учета преимущественного направления трещин ГРП и в связи с этим оказались недостаточно устойчивыми к анизотропии процесса заводнения. Осложняющим фактором явилась и утвержденная система разработки (трехрядная треугольная), не позволяющая гибко управлять процессом заводнения. С аналогичной проблемой столкнулись и при разработке соседнего Приобского месторождения, что также привело к изменению системы разработки и формированию опытных участков.
Для подтверждения существования направления преимущественного развития трещин ГРП на Приразломном месторождении была использована вся имеющаяся геологическая и промысловая информация. Основные признаки наличия направления преимущественного развития трещин ГРП определялись по анизотропии заводнения, различию успешности геолого-технических мероприятий (ЗБС+ГРП) в зависимости от размещения скважин, из анализа размещения высокообводненных фонтанных скважин, корреляции между отбором и закачкой, по результатам проведения специальных ГИС (DSI, FMI, SFM и др.) и пр. Для подтверждения наличия эффекта автоГРП в нагнетательных скважинах были проведены гидродинамические исследования скважин.
С учетом всей имеющейся информации была проведена серия расчетов с различными системами разработки, плотностями сетки скважин, направлением развития и параметрами трещин ГРП. Установлено, что оптимальной по технико-экономическим показателям является однорядная лобовая система разработки с разреженным рядом нагнетательных скважин, ориентированная в направлении преимущественного развития трещин ГРП. Для реализации предложен опытный участок с выбранной системой разработки в южной части пласта БС_4-5 Приразломного месторождения в районе кустовых площадок №№ 248, 251, 252, 253, 267, 272, 273. Бурение на опытном участке начато осенью 2010 г. Первые результаты эксплуатации после организации заводнения показали, что направления размещения рядов скважин выбрано верно. Составлена программа исследований по наличию гидродинамической связи между скважинами.

УДК 622.276.1/.4:553.98 Н.П.
В.А. Байков, О.С. Борщук, В.Г. Волков, А.В. Колонских, А.А. Пустовских (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения с учетом нелинейной фильтрации

Приобское месторождение, являющееся крупнейшим месторождением в Западной Сибири, относится к чрезвычайно сложным объектам для освоения с точки зрения как системы поверхностного обустройства, так и разработки недр (проницаемость коллектора варьируется от 1⋅10^-3 до 15⋅10^-3 мкм²). Ситуация еще больше усугубляется результатами последних фильтрационных экспериментов, проведенных в ООО «РН- УфаНИПИнефть», которые показали отклонение от линейного закона фильтрации Дарси в низкопроницаемых коллекторах Приобского месторождения.
Множественные фильтрационные эксперименты, проведенные на низкопроницаемых образцах керна Приобского месторождения с определением зависимости скорости фильтрации от градиента давления при различной насыщенности водой и нефтью, позволили установить значительное отклонение от линейного закона фильтрации Дарси. Для учета эффектов нелинейности закона фильтрации при моделировании разработки месторождений полученная эмпирическая зависимость была интегрирована в корпоративный гидродинамический симулятор BOS, в котором дополнительно была модернизирована численная схема расчета.
В гидродинамическом симуляторе BOS были проведены сравнительные расчеты разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом и без учета нелинейной фильтрации. В качестве модели был взят однослойный однородный пласт с постоянной по латерали проницаемостью. Остальные фильтрационно-емкостные свойства пласта и физико-химические свойства пластовых флюидов соответствовали пласту АС₁₂ Приобского месторождения. В качестве системы разработки была взята реализованная девятиточечная система. В процессе численного эксперимента абсолютная проницаемость пласта изменялась в пределах от 1⋅10^-3 до 20⋅10^-3 мкм². В результате было выявлено, что при нелинейной фильтрации КИН снижается примерно на 3 % относительно расчетов, проведенных на модели с линейной фильтрацией Дарси. Причем при уменьшении проницаемости отклонение КИН было незначительно. Однако время разработки с уменьшением проницаемости увеличивается существенно (при проницаемости 5⋅10^-3 мкм² период разработки увеличивается в 1,5 раза, а при проницаемости 2⋅10^-3 мкм² уже примерно в 3 раза). Аналогично ведут себя дебиты скважин – при нелинейной фильтрации дебиты скважин снижаются до 60 % относительно расчетов по линейному закону Дарси. Таким образом, практически все Приобское месторождение попадает в зону существенного влияния нелинейного закона Дарси.
Установленные новые закономерности нелинейной фильтрации в низкопроницаемых коллекторах являются значимыми при разработке Приобского месторождения и игнорировать их нельзя. При создании новых технологий разработки низкопроницаемых коллекторов необходимо учитывать негативное влияние нелинейности закона Дарси и идти по пути его снижения.

УДК 622.276.031:532.5:550.822.3
В.А. Байков, А.А. Гимазов, А.В. Колонских, А.К. Макатров, М.Е. Политов, Е.И. Сергеев, А.Г. Телин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Лабораторные исследования нелинейной фильтрации низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения

Основополагающий закон фильтрации Дарси был установлен еще в середине XIX века. Проверке и исследованию пределов применимости закона Дарси посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных специалистов. В процессе этих исследований показано, что можно выделить верхнюю и нижнюю границы применимости закона Дарси. Верхняя граница достаточно хорошо изучена: отклонение определяется группой причин, связанных с проявлением инерционных сил при достаточно высоких скоростях фильтрации. Нижнюю границу последние десятилетия обусловливали неньютоновским поведением нефти. Однако в связи с возросшим интересом к низкопроницаемым пластам в последние годы появились научные публикации, посвященные нелинейной фильтрации (отклонение от линейного закона Дарси) в низкопроницаемых коллекторах.
В ООО «РН-УфаНИПИнефть» были проведены множественные фильтрационные эксперименты на низкопроницаемых образцах керна Приобского месторождения с определением зависимости скорости фильтрации от градиента давления при различной насыщенности водой и нефтью. В результате экспериментов было обнаружено отклонение от линейного закона фильтрации Дарси.
На характерной зависимости скорости фильтрации от градиента давления можно выделить две области.
Первая область в интервале градиентов давления от нуля до предельного градиента давления H_Lхарактеризуется постоянно изменяющимся тангенсом угла наклона кривой (подвижность флюида снижается с уменьшением градиента давления);
Вторая область при градиентах давления выше H_L характеризуется постоянным тангенсом угла наклона кривой (подвижность флюида постоянная), причем экстраполяция линейной части отсекает на оси абсцисс эффективный начальный градиент H₀.
Подобный характер зависимости получен даже при фильтрации воды, которая с точки зрения реологии относится к ньютоновским жидкостям. При фильтрации воды через водонасыщенный керн с абсолютной проницаемостью 1⋅10^-3 мкм² предельный градиент давления H_L=1,2 атм/м, а эффективный начальный градиент H₀=0,13 атм/м. При одновременной фильтрации воды и нефти через тот же образец керна H_L достигает 60 атм/м, а H₀ – 22 атм/м, что становится соизмеримо с рабочими градиентами давлений в пласте.
Выявленные новые закономерности нелинейной фильтрации необходимо учитывать как при разработке уже разбуренной области Приобского месторождения, так и при выборе новых способов разработки перспективных участков с низкопроницаемым коллектором.

УДК 622.276.1/.4:55
С.Р. Бембель, М.С. Подкорытов (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»)

Проблемы образования и картирования мозаичных структур запасов нефти и газа при геологическом и гидродинамическом моделировании залежей

Современные проблемы нефтяной геологии обусловлены переходом к освоению месторождений углеводородов (УВ) со сложной пространственной морфологией границ залежей и сложным распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Исследованиями последних лет в Западной Сибири установлено несоответствие между повышенным уровнем сложности геологического строения разрабатываемых систем залежей нефти и газа и упрощенными представлениями традиционной геологоразведки, ориентированной на крупные залежи с усредненными геолого-промысловыми параметрами.
Целью работы являются поиск и уточнение закономерностей распределения залежей УВ в разрезе, взаимосвязи с геодинамической активностью среды; изучение особенностей распределения ФЕС и их проявления в динамике разработки залежей УВ. Повышенная латеральная неоднородность в пределах отдельных разрабатываемых залежей приводит к быстрому падению добычи и росту себестоимости продукции. Для поддержания уровня добычи и обеспечения максимальной нефтеотдачи возникает необходимость детальной доразведки межскважинного пространства для уточнения пространственной структуры запасов. Такой подход требует решения целого ряда проблем теоретического и технологического порядка с целью разработки как теории и механизмов образования мозаичных структур запасов, так и адекватных методов и технологий их разведки и разработки.
Методы исследований включают детальный анализ сейсмофациальных характеристик; выявление очагов активности геосреды; анализ результатов опробования и динамики работы скважин; оценку распределения ФЕС; геологическое и гидродинамическое моделирование на основе установленных закономерностей и взаимосвязей; мониторинг созданных моделей в ходе дальнейшей эксплуатации месторождений.
Фактические данные детальных геолого-разведочных работ, результатов эксплуатации дают основание выдвинуть как одно из перспективных направлений в нефтяной геологии поиски и разведку малоразмерных и сложнопостроенных объектов. Анализ нескольких десятков нефтегазовых месторождений в Западной Сибири показал мозаичный характер нефтяного поля и продуктивности скважин. Исследования пространственной структуры и выявление закономерностей строения,геолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных залежей УВ, взаимосвязи их с механизмами седиментации, локальной геодинамики и формированием мозаичной структуры ФЕС открывают большие перспективы для повышения рентабельности и нефтеотдачи вводимых в разработку месторождений, что позволит существенно увеличить прирост запасов за счет малоразменых залежей.

УДК 622.244.442.063.2:661.185
А.М. Бородин (ЗАО «Биотехальянс»)

Буровой раствор «Салт-Дрилл» для бурения наклонно направленных скважин на территории Урало-Поволжского региона

Урало-Поволжский регион занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и является наиболее крупным по запасам и добыче в Европейской части и вторым – в России после Западной Сибири. В нем сосредоточено около 20 % запасов российской нефти.
Несмотря на множество новых месторождений с небольшими запасами нефти, современный рост добычи обеспечивается главным образом за счет интенсификации разработки старых месторождений. Ежегодно доля добычи из объектов, находящихся на поздней стадии разработки, увеличивается. В общем росте трудноизвлекаемых запасов нефти продолжает расти доля запасов низкопроницаемых коллекторов. В создавшейся ситуации становится актуальным вопрос о максимальном извлечении нефти из продуктвных пластов. Качество вскрытия продуктивного пласта и качество строительства скважины в целом во многом зависят от применяемого бурового раствора.
Специалистами ЗАО «Биотехальянс» разработана рецептура бурового раствора «Салт-Дрилл» для бурения наклонно направленных скважин на территории Урало-Поволжского региона.
Использование гидравлических программ (программа Wellplan ) позволило рассчитать оптимальные реологические свойства раствора, а анализ геолого-технической документации и проведение дополнительных исследований кернового материала и шлама – выбрать оптимальный компонентный состав раствора для конкретного месторождения.
Главным отличием рецептуры разработанного раствора является применение производных гидроксиэтилцеллюлозы на основе импортных материалов, которые полностью совместимы с солями
пластовых вод, характеризующихся высокой минерализацией и большим содержанием ионов кальция. Использование принципов неорганического и органического ингибирования позволяет свести к минимуму воздействие глинистых прослоев продуктивных отложений. Обработка раствора при вскрытии продуктивного пласта гидрофобизирующими и поверхностно-активными добавками на основе катионно-активных материалов придает раствору сродство с пластовым флюидом, в результате чего скважины лучше осваиваются и быстрее выходят на режим эксплуатации.
Одной из главных проблем при строительстве скважин в регионе является поглощение бурового раствора. Использование в рецептуре раствора «Салт-Дрилл» современных наполнителей позволяет решать проблему без остановки бурения и установки дополнительных тампонирующих пачек.
Применение в рецептуре раствора «Салт-Дрилл» современных материалов помимо экономической целесообразности повышает промышленную и экологическую безопасность при осуществлении работ.
В настоящее время компанией ЗАО «Биотехальянс» в рамках сервисного сопровождения с использованием бурового раствора «Салт-Дрилл» успешно пробурено более 20 скважин по разным типам профилей с отходами от вертикали до 1000 м на месторождениях Урало-Поволжского региона. После освоения скважин, которое проходило без дополнительных воздействий на пласт, полученные дебиты превышали проектные, время освоения сократилось в 2 раза.

УДК 622.24.085.2
А.С. Бочков, Р.Р. Галеев, Д.С. Мухамадеев, М.Н. Харисов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Анализ неопределенности при планировании зарезки боковых стволов с использованием геолого-гидродинамических моделей

Читать

УДК 622.276.66 ПГ
П.С. Бухаров, О.В. Буков (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Испытание технологий многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах для условий низкопроницаемого коллектора

Читать

УДК 551.7.022
Е.Е. Винокурова, Л.В. Каракулова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»)

Применение литолого-фациального анализа при разработке девонских терригенных отложений на примере Андреевского нефтяного месторождения

Читать

УДК 622.276.5.001.5
В.Г. Волков, П.И. Сливка, Р.Р. Габдулов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), О.М. Гарипов (ООО НПО «Новые нефтяные технологии»)

Инновационные разработки в области проведения гидродинамических исследований многопластовых скважин с компоновками для одновременно-раздельной закачки

Читать

УДК 622.276.1/.4:55
В.Г. Волков, А.П. Рощектаев, А.В. Якасов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Ремасштабирование проводимости как способ учета геологической неоднородности в гидродинамических моделях

Читать

УДК 550.832
А.В. Габнасыров, А.С. Некрасов (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»)

Анализ результатов современных методов ГИС по определению параметров трещиноватости на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Читать

УДК 622.276.1/.4
Ф.Ф. Гайсин, П.С. Михеев, Ф.А. Исбир (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Оптимизация разработки и выделения эксплуатационных объектов многопластовых нефтегазовых месторождений ограниченным фондом скважин

Читать

УДК 622.276.1/.4(470.6)
В.В. Горбунов (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)

Предложения по оптимизации разработки палеогеновых отложений Восточного Ставрополья

Читать

УДК 622.276.5.001.5
А.Я. Давлетбаев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), А.А. Слабецкий, А.Ю. Каменских (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Гидродинамические исследования на опытном участке с линейной системой разработки

Читать

УДК 622.276.031:532.5
А.Н. Денисов (ЗАО «ЭПАК-Сервис»), Roland Lenorman (IFP Energies Nouvelle, Rueil-Malmeson, France), Stephane Legrand (VINCI TECHNOLOGIES, Nanterre, France)

Полудинамический метод фильтрации для исследования влияния асфальтенов на капиллярные и фильтрационные характеристики коллекторов

Читать

УДК 622.276.63
А.А. Зубков, Э.А. Гарушев (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ)

Минимизация рисков, связанных с коррозионной активностью, при планировании и проведении кислотного воздействия

Читать

УДК 622.276.6
Е.Г. Ибрагимова, М.А. Старцев, О.Ю. Митина (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Читать

УДК 622.24.085.2
С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе, С.В. Сунцов, С.И. Кучевасов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»)

Опыт проектирования и строительства многоствольных скважин

Читать

УДК 622.276.6 Пр.М
Т.А. Исмагилов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Потенциал малообъемных физико-химических методов повышения нефтеотдачи при разработке неоднородных по проницаемости терригенных коллекторов

Читать

УДК 622.276.66 СГ
А.Ю. Каменских, Э.Р. Назаргалин (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Т.С. Усманов, З.Ю. Степанова, А.Я. Давлетбаев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Исследования геометрии техногенных трещин ГРП и автоГРП на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Читать

29 УДК 622.276.031.011.43
Ю.А. Качуровский (ЗАО «ЭПАК-Сервис»)

Современные методы исследований пластовых флюидов

Читать

УДК 622.276.5.05
В.Д. Ковшов, Е.Г. Бакланова (ООО НПП «ГРАНТ»), В.П. Гнездов, Ю.И. Сташок (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), А.А. Кузнецов (ООО «РН-СахалинНИПИнефтегаз»)

Текущее состояние, задачи и перспективы использования интеллектуальных глубинных пробоотборников для отбора пластовых флюидов

Читать

УДК 622.276.43
И.В. Костригин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), И.Ф. Хатмуллин, Е.И. Хатмуллина (ООО «Уфа-НТЦ»)

Построение карт остаточных запасов при заводнении на основе линий тока с автоматическим интегральным History Matching

Читать

УДК 622.276.65
С.А. Кочанова, Д.М. Оленчиков, А.Е. Сапожников, М.А. Усманов (ЗАО «ИННЦ»), А.М. Белых, С.Л. Обухов (ОАО «Удмуртнефть»)

Повышение технико-экономической эффективности термических методов, применяемых на Гремихинском месторождении

Читать

УДК 622.276.3
В.А. Краснов, Т.Р. Мусабиров (ОАО «НК «Роснефть»), А.П. Рощектаев, А.В. Якасов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Оценка продуктивности скважин на основе статистических параметров полей проницаемости

Читать

УДК 622.276.43
Д.Ю. Крянев, С.А. Жданов, А.М. Петраков (ОАО «ВНИИнефть»)

Совершенствование технологии нестационарного заводнения для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Читать

УДК 553.98.061.32
Е.В. Кудин, В.А. Гончаренко (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), А.А. Поляков, В.Н. Блинова, И.О. Зверев (ОАО «НК «Роснефть»)

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности плато Путорана

Читать

УДК 622.276.1/.4
А.А. Кузнецов (ООО «РН-Сахалинморнефть»)

Оценка возможностей комплексной управляющей системы при контроле разработки многопластового месторождения

Читать

УДК 622.276.66.004.58
И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), А.Н. Никитин, Д.В. Кардымон (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Переориентация азимута трещины повторного ГРП

Читать

УДК 622.243.24
А.Е. Летичевский, Р.Р. Бадамшин (ОАО «Самаранефтегаз»)

Применение анализа рисков и неопределенностей для оптимизации разработки месторождения с использованием горизонтальных скважин

Читать

УДК 622.245
М.А. Лягова (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Технологии бурения глубоких перфорационных каналов

Читать

УДК 622.276.43
А.А. Максимов, Ф.М. Калимуллин (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Оценка зависимости эффективности закачки от качества подготовки закачиваемого агента

Читать

41 УДК 622.276.012
М.Ю. Маликова (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), В.А. Кринин (ЗАО «Ванкорнефть»)

Совместимость пластовых вод Ванкорского месторождения

Читать

УДК 551.263
Ю.В. Меркушкина, Д.И. Ганичев (ОАО «НК «Роснефть»), С.Ю. Паньков, В. Исаева (ООО «РН-Эксплорейшн)

Строение, литолого-петрофизические особенности венд-кембрийских карбонатных пород юга Сибирской платформы (в пределах ЛУ ОАО «НК «Роснефть»)

Читать

УДК 622.276.66.013
В.М. Мешков, С.С. Клюкин, М.Г. Нестеренко, П.А. Бабынин (СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»)

Инженерное сопровождение ГРП с целью повышения его эффективности

Читать

УДК 622.276.5.001.5
В.М. Мешков, М.Г. Нестеренко, М.А. Ихсанов, А.А. Загнетный (СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»)

Термогидродинамические исследования многозабойных скважин

Читать

УДК 622.276.63
М.Х. Мусабиров (ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»)

Технологии направленной кислотной обработки порово-трещинных карбонатных коллекторов

Читать

УДК 622.276.6
И.Ф. Мухаметдинов (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Анализ эффективности ОПЗ на многопластовых объектах разработки нефтегазовых месторождений (на примере Приобского месторождения)

Читать

УДК 622.276.031.011.433
А.А. Налётова, А.В. Олейник, П.А. Глазунов, П.В. Шевелёв (ОАО «ТомскНИПИнефть»)

Исследование функций относительной фазовой проницаемости в системе газ – нефть с точки зрения влияния на показатели разработки нефтегазоконденсатного месторождения

Читать

УДК 622.276.1/.4 (571.12)
Н.М. Небогин («ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Комплексный подход к разработке Угутского месторождения горизонтальными скважинами

Читать

УДК 622.276.6 Пр.М
Р.И. Нуриев, А.Я. Давлетбаев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Л.А. Ковалева (Башкирский государственный университет)

Добыча высоковязких нефтей с помощью высокочастотного электромагнитного воздействия и закачки смешивающегося агента

Читать

УДК 622.276.1/.4
С.Б. Остроухов, А.В. Бочкарев, А.В. Крашакова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть»)

Условия формирования и способ полного извлечения трудноизвлекаемых запасов месторождений Северного Каспия

Читать

УДК 553.98.04
С.Б. Остроухов, А.В. Бочкарев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть»)

Трудноизвлекаемые запасы нефти Среднего Каспия и путь их максимального извлечения

Читать

УДК 622.276.5.05
А.А. Павлов, Д.А. Дружинин (ООО «Союзнефтегаздинамика»), Ю.И. Сташок, И.Е. Бурцев (ООО «НК «Роснефть-НТЦ»)

Пробоотборник для отбора глубинных проб вязких нефтей

Читать

УДК 550.81
С.П. Папухин (ОАО «Самаранефтегаз»), И.С. Солодов, В.А. Колесников (ООО «СамараНИПИнефть»), И.А. Середа (ОАО «НК «Роснефть»)

Формирование предпосылок для выделения ранее не участвующих в разработке залежей нефти («пропущенных» залежей) на основании выделения региональных особенностей распространения пластов-коллекторов

Читать

УДК 551.1/.4
А.А. Поляков, В.Н. Блинова, И.О. Зверев (ОАО «НК «Роснефть»), А.В. Гайдук (ООО «РН-Эксплорейшн»), Е.С. Лапочкина (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)

Геологическое строение Оленекского месторождения битумов и перспективы нефтегазоносности прилегающей территории

Читать

УДК 622.276.241:532.526.4
В.И. Попков, И.Г. Хамитов, В.П. Шакшин, О.В. Солкина (ООО «СамараНИПИнефть»), А.А. Ковалев (ЗАО «Самара-Нафта»)

Гидродинамические методы моделирования коэффициента охвата вытеснением, асимметричные элементы заводнения

Читать

УДК 681.518:622.276
В. Попов (Компания IBM)

Интегрированное управление операциями нефтегазовой компании – построение интеллектуального месторождения

Читать

УДК 681.518:553.98
В. Попов (Компания IBM)

Хранилище геологических моделей, консолидация геологических данных, виртуальное рабочее место геолога

Читать

УДК 622.276.7:622.245.43
А.Ю. Пресняков, В.А. Стрижнев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), В.А. Елесин (ОАО «Самаранефтегаз»), С.В. Захаров (ОАО «Томскнефть» ВНК)

Опыт проведения работ по ограничению водопритока на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

Читать

УДК 622.276.1/.4
А.А. Пустовских, С.А. Рабцевич (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), А.Н. Ситников (ОАО НК «Роснефть»)

Комплексный подход при создании шаблона выбора оптимальной системы разработки

Читать

УДК 622.276
Д.А. Семикин, А.В. Жаковщиков (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)

Разработка и внедрение методики диагностики источников флюидопроявлений в межколонном пространстве (на примере месторождения им. Ю. Корчагина)

Читать

УДК 622.276.43″5″
И.В. Серебренников (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»)

Планирование и проведение нестационарного заводнения на опытных участках Толумского и Тевлинско-Русскинского месторождений

Читать

УДК 622.276.1/.4
А.А. Тимиргалин, А.А. Шкитин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Комплексный анализ данных разработки, геологии, сейсмики, петрофизики и гидродинамического моделирования при мониторинге разработки ачимовских пластов Малобалыкского месторождения

Читать

УДК 622.276.1/.4(571.1)
И.П. Толстолыткин (ГП ХМАО-Югры «Научно-Аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»)

Анализ выработки запасов нефти по объектам БС Сургутского и БВ Нижневартовского сводов, длительное время находящихся в эксплуатации

Читать

УДК 553.98.061.32
Д.В. Томашев (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)

Новый подход к изучению карбонатных пород-коллекторов нижнего триаса (нефтекумская свита) Восточного Ставрополья

Читать

УДК 551.263
Е.Н. Трофимова, И.А. Дроздова, А.В.Дякина, Е.А. Медведева, В.Р. Сахарова, И.Л. Цесарж (СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»)

Методика макроизучения органогенных известняков (по материалам изучения керна пород доюрского комплекса)

Читать

УДК 553.98.061.43
Е.Н. Трофимова, И.А. Дроздова, А.В. Дякина, Е.А. Медведева, В.Р. Сахарова, И.Л. Цесарж (СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»)

Методика макроизучения трещиноватых пород (по материалам изучения керна пород доюрского комплекса)

Читать

УДК 622.276.58
Р.Н. Фахретдинов, А. Зайтун (POWELTEC, ЗАО «ЭПАК-Сервис», ООО «МПК ХСИ»)

Оперативное решение проблем обводнения скважин на поздней стадии разработки месторождений. Технология POWELTEC

Читать

УДК 622.276.5.05
С.Ф. Феофилактов, Р.И. Шахиев (ДООО «ИРЗ ТЭК»)

Опыт эксплуатации погружной телеметрии высокого разрешения на месторождениях РФ

Читать

УДК 622.276.1/.4(470.5)
В.Р. Хайрутдинова, С.Р. Нуров (ОАО «Удмуртнефть»)

Разработка маломощных карбонатных нефтяных оторочек системой многозабойных скважин на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Читать

УДК 622.276.1/.4
И.Н. Хакимзянов, Г.М. Багаутдинов (ООО «Наука»), Д.А. Разживин (ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»)

Об особенностях разработки Нижнечутинского месторождения высоковязкой нефти республики Коми

Читать

УДК 550.834.017
И.Г. Хамета, С.М. Бикбулатов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Анализ сейсмической неопределенности с применением геостохастического моделирования на примере пласта Ю1 2 Кынского месторождения

Читать

УДК 622.276.1/.4 (470.6)
М.В. Хачатурян (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)

Оценка энергоэффективности разработки газовых залежей месторождения Русский Хутор Северный

Читать

УДК 622.276.1/.4 (571.12)
Н.И. Хисамутдинов (НПО «Нефтегазтехнология»), Е.В. Задорожный («ТНК-Нижневартовск»)

О разработке нефтенасыщенных слоисто-неоднородных глинистых коллекторов пласта АВ1 1-2 Самотлорского месторождения

Читать

УДК 622.276.6
С.К. Чепик (ООО «ИНТЕРЮНИС»)

Особенности применения и пути повышения эффективности ультразвука в технологиях стимуляции добывающих скважин

Читать

УДК 622.276.1/.4
Г.Ф. Чикишев, И.В. Герасимов, Ю.П. Коноплев, Е.В. Кольцов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть»)

Совершенствование технологии разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти с поверхности

Читать

УДК 622.276.66 КГ
В.А. Чумаченко, Р.Р. Шаймарданов (ООО «Восток-Энерджи»)

Результаты применения кислотного ГРП в карбонатных коллекторах Иркутской области

Читать

УДК 622.276.66.001.24
Т.Ю. Юсифов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Р.М. Зизаев (ЗАО Ванкорнефть), А.В. Колода, А.А. Аскеров (ООО «РН-Пурнефтегаз»)

Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере пласта БП14 Тарасовского месторождения ООО «РН–Пурнефтегаз»)

Читать

УДК 553.985
А.Ф. Яртиев (ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»)

Природные битумы – дополнительный источник энергетического сырья

Читать