В статье рассмотрены технологии автоматического распознавания форм графиков стандартного гамма-каротажа (ГК) для оперативного построения фациальных моделей терригенных отложений. Каротажные диаграммы дают информацию об изменении гранулометрического состава отложений во времени и, в зависимости от обстановки осадконакопления, характеризуются индивидуальными формами. Это позволяет предварительно определять генезис отложений и устанавливать их фациальную принадлежность с дальнейшим уточнением по керновым материалам.

Алгоритм распознавания форм каротажных кривых, разработанный с использованием нейронных сетей, показан на примере дельтового резервуара, включающего две стандартные фации: канальную и баровую. Канальная фация характеризуется цилиндрическими формами ГК, баровая – воронковидной. Обучение нейронной сети проводилось на контрольной выборке, состоявшей из 15 скважин, по которым экспертом-седиментологом были выделены разнофациальные песчаные тела дельтового резервуара. Для повышения достоверности распознавания форм каротажных кривых в работу нейронной сети введены следующие дополнительные процедуры: 1) корректировка библиотеки обучения (перенос части нестандартных кривых в класс неопределенных); 2) расширение библиотеки обучения за счет добавления к имеющимся каротажным образам нескольких их сглаженных вариантов; 3) упрощение способа хранения образов – вместо цветных кодированных изображений в нейронной сети стали использоваться черно-белые, что ускорило ее обучение.

Разработанная методика автоматизированного распознавания форм каротажных кривых позволяет оптимизировать процессы седиментологического анализа и обеспечить построение реалистичной геологической модели месторождения с фациальной нагрузкой. Ее использование дает возможность оперативно выделять разнофациальные песчаные тела с распространением фильтрационно-емкостных свойств в пределах границ каждой фации, и на основе этого осуществлять пространственный контроль геологической неоднородности объектов разработки.

Список литературы

1. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. - Уфа: Мир печати, 2014. - 324 с.

2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. 260 с.

3. Обстановки осадконакопления и фации. Т. 1/ под ред. Х. Рединга. – М.: Мир, 1990. – 352 с.

4. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Математическая геология. Т. I. Введение в геостатистику. – М.- Ижевск: Изд-во «ИКИ», 2012. – 228 с.

5. Воскобойников Ю.Е., Гочаков А.В., А. Б. Колкер А.Б. Фильтрации сигналов и изображений: фурье и вейвлет алгоритмы (с примерами в Mathcad). – Новосибирск: НГАСУ (Сибстрин), 2010. – 188 с.

6. Применение методов вейвлет-анализа в задачах автоматической обработки данных гидродинамических исследований скважин / В.А. Байков, И.С. Афанасьев, А.В. Сергейчев, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 34-37.

7. Douglas D., Peucker T. Algorithms for the reduction of the number of points required to represent a digitized line or its caricature // The Canadian Cartographer. – 1973. – № 10(2). – Р. 112 – 122.

8. LeCun Y., Bottou L., Haffner P. Gradient-based learning applied to document recognition // Proceedings of the IEEE. – 1998. – №86 (11). – Р. 2278 - 2324.

9. Николенко С., Кадурин А., Архангельская Е. Глубокое обучение. – СПб.: Питер, 2018. – 480 с.

10. Воронцов К.В. Машинное обучение (курс лекций)

При планировании эксплуатационного бурения в пределах месторождений со сложным геологическим строением была поставлена задача определить интервалы продуктивного коллектора и оценить их распространение по площади. Осложняющим фактором являлся вынос керна преимущественно из непроницаемой матрицы, что затруднило построение петрофизической модели трещиноватого коллектора. Для анализа материалов геофизических исследований скважин (ГИС), представленных стандартным российским комплексом, в условиях малого объема высокотехнологических методов возникла необходимость использования нейронных сетей для определения литологии разреза и типа пустотного пространства. Скважина с комплексом HI-TECH служила в качестве обучающего набора данных. Алгоритм к-средних использовался как наиболее простой и широко распространенный в программных продуктах. Значимыми для кластеризации оказались параметры интервального времени пробега продольной волны, спектра урана и тория, фотоэлектрический фактор. Всего выделены 6 кластеров, 3 из которых литологически представлены известняками, остальные – доломитами. Выделены кластеры промежуточных разностей, связанные со вторичными процессами: трещиноватостью, глинистостью, доломитизацией. Результаты типизации разреза хорошо сопоставимы с литологическим описанием керна. Наилучшим по коллекторским свойствам является кластер 4, представленный трещиноватым доломитом. Проводящие трещины, по данным электрического сканера, в наибольшей степени распространены в 1 и 3 кластерах, в меньшей степени – в 4 кластере. Исследования работающих интервалов промыслово-геофизическими методами показали работу 1, 3 и 4 кластеров. Выявлена тенденция повышения дебита скважины с увеличением содержания доломита. По результатам проведенного анализа для минимизации рисков при бурении и повышения эффективности освоения рекомендуется бурение с пилотным стволом, проведение геофизических исследований методами спектрометрии, кросс-дипольной широкополостной акустики, литоплотностного каротажа. Проводку горизонтального ствола рационально предусмотреть в интервалах пород, аналогичных 1, 3 и 4 кластерам.

Список литературы

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород). – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 368 c.

2. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. – М.: Недра, 1978. – 389 с.

3. Распределение нефтенасыщенности в карбонатных коллекторах в зависимости от структурных особенностей породы / А.М. Хусаинова, Т.В. Бурикова, О.Р. Привалова [и др.] // Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть» // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 2016. – Вып. 124. – С. 62–67.

4. Влияние структурных и литологических особенностей на модель насыщения карбонатных коллекторов среднего карбона месторождений Республики Башкортостан / А.М. Хусаинова, Т.В. Бурикова, О.Р. Привалова, А.Н. Нугаева // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 74–77.

Переход основных объектов нефтяных месторождений Западной Сибири с традиционным геологическим строением на завершающую стадию разработки ставит новые задачи перед компанией «Роснефть», открывая перспективы добычи углеводородов из отложений, характеризующихся сложным геологическим строением и слабой степенью изученности, таких как ачимовский комплекс и тюменская свиты. В статье рассмотрены отложения ачимовской толщи, приуроченные к фондоформной области клиноформного комплекса месторождения Х. Отложения характеризуются значительным этажом нефтеносности, высокой степенью расчлененности, низкой проницаемостью, слабой связностью, а также латеральной и вертикальной неоднородностью песчаных тел, что в первую очередь связано с условиями формирования данных отложений. Запасы пластов ачимовской толщи относятся к категории трудноизвлекаемых.

В статье приведены результаты реализации комплексного подхода к анализу геофизических данных, геологического строения и проектированию разработки отложений ачимовского комплекса месторождения Х. Основные проблемы разработки данного объекта связаны с высокой степенью неоднородности пласта, слабой степенью прогнозируемости, высокими темпами падения дебитов скважин, некорректным определением характера насыщения и соответственно обводненности скважин. По результатам комплексного анализа данных геолого-геофизических и промысловых данных проведена детализация геологической модели объекта с проведением внутрипластовой корреляции с учетом клиноформного строения пласта. Скорректированы петрофизические зависимости, уточнена модель насыщения. Это позволило построить прогнозную карту обводненности скважин, оценить риски и оптимизировать план бурения скважин. Рассмотренный подход к построению геологической модели и прогнозу начальных параметров был распространен на другие объекты компании с подобным строением, что позволило улучшить прогнозную способность моделей объектов разработки.

Список литературы

1. Рыкус М.В. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. – Уфа: Мир печати, 2014. – 324 с.

2. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора / В.А. Байков, А.В. Жонин, С.И. Коновалова [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2018. – № 11. – С. 34–38.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

4. Leverett M.C. Capillary behaviour in porous solids // Transactions of the AIME. – 1941. – V. (142). – P. 159–172.

5. Новые подходы к моделированию ачимовских пластов на основе промыслово-геофизических данных на примере Тарасовского месторождения / Д.С. Дремин, Л.Ю. Туктамышева, А.Н. Янтудин, М.В. Рыкус // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 92–95.

В условиях истощения традиционных запасов углеводородов, перспективным источником поддержания и увеличения добычи являются нетрадиционные и трудноизвлекаемые запасы нефти и газа. Увеличение в общем объеме бурения доли скважин, пробуренных на залежи с трудноизвлекаемыми запасами, а на некоторых месторождениях Западной Сибири в ухудшенные и краевые зоны (проницаемость - не более 0,0005 мкм², песчанистость – не более 30 %) обусловливает необходимость оценки существующих и разработки новых подходов к анализу геологических особенностей неоднородных пластов. В частности, это касается определения связности и эффективной проницаемости коллекторов, а также подходов к моделированию динамики показателей эксплуатации скважин в осложненных геолого-физических условиях. Внедрение новых технологий добычи углеводородного сырья (гидравлический разрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин с многостадийным ГРП) и математического моделирования процесса разработки месторождений требует изучения параметров геологической неоднородности пласта, которые часто характеризуются высокой степенью неопределенности. Геологическая неопределенность, как правило, является одним из важнейших факторов при проектировании систем разработки сложнопостроенных месторождений. Объем запасов углеводородов, динамика добычи нефти, газа и воды характеризуют основные компоненты геологической неопределенности: соответственно «статическую» и «динамическую».

В статье приведены результаты расчетов, выполненных на синтетических стохастических цифровых геолого-гидродинамических моделях. Дано описание методики создания таких моделей и вариации исходных данных (песчанистость, ранг вариограммы). Проанализировано влияние изменчивости исходных данных на результаты статистической оценки статической составляющей геологической неопределенности: значений параметров, характеризующих геологическую неоднородность пласта (расчлененность, толщина, протяженность и доля условно несвязных геологических тел), а также ее динамической составляющей – коэффициент извлечения нефти (КИН). Получены зависимости, описывающие влияние данных показателей на параметры геологической неоднородности, а также влияние параметров геологической неоднородности на прогнозный КИН. На основании проведенного анализа предложен подход к проведению многовариантной оптимизации систем разработки низкопроницаемых и низкосвязных коллекторов и в целом неоднородных сложнопостроенных терригенных коллекторов.

Список литературы

1. Закревский К.Е., Попов В.Л. Вариограммный анализ геологических тел // Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – № 1. – С. 27–31.

2. Закревский К.Е., Лепилин А.Е., Новиков А.П. Анализ взаимных зависимостей параметров геологических моделей месторождений углеводородов // Территория Нефтегаз. – 2018. – №10. – С. 20–26.

3. Викторов Э.П., Нурлыев Д.Р., Родионова И.И. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 60–63.

4. Dehua Liu Jing Sun. The Control Theory and Application for Well Pattern Optimization of Heterogeneous Sandstone Reservoirs. – Petroleum Industry Publishing House, 2017. – 223 p.

5. Ran Xinquan. Advanced Water Injection for Low Permeability Reservoirs, Theory and Practice. – Elsevier Science, 2013. – 264 p.

6. Larue & Hovadik. Connectivity of channelized reservoirs: a modelling approach // Petroleum Geoscience. – 2006. – V. 12. – P. 291–308.

7. Демьянов В.В., Савельева Е.А. Геостатистика: теория и практика. – М.: Наука, 2010. – 327 с.

8. Дюбрюль О. Геостатистика в нефтяной геологии. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – 256 с.

9. Delhomme A.E.K., Giannesini J.F. New Reservoir Description Techniques improve Simulation Results in Hassi-Messaoud Field // SPE 8435. – 1979.

10. Влияние неоднородности пласта на прогнозный коэффициент извлечения нефти на северном лицензионном участке Приобского месторождения / А.В. Тимонов, А.В. Сергейчев, И.Р. Ямалов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 38–40.

11. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986. – 332 с.

В статье рассмотрено повышение качества крепления скважин в неустойчивых терригенных отложениях путем совершенствования методов контроля технического состояния ствола, разработки седиментационно устойчивых тампонажных материалов и буферных жидкостей. Задача исследования состояла в определении на основе анализа фонда ранее пробуренных скважин и дальнейшем прогнозировании оптимальных условий бурения, обеспечивающих максимальную краткосрочную и долгосрочную стабильность открытого ствола скважины. Для решения данной задачи предложена система критериев оценки стабильности ствола скважин, реализованная в виде расчетных шаблонов. Разработана и реализована методика оценки технического состояния ствола скважины, визуализированная посредством цветовых кластеров и учитывающая как операции, выполняемые в процессе бурения скважин, так и затраты времени на строительство каждой пробуренной секции. На основе многовариантных итераций определены условия повышения устойчивости терригенных отложений в процессе крепления скважин на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова. В качестве решения предложены новые рецептуры облеченных тампонажных составов и буферных жидкостей с повышенной седиментационной устойчивостью и высокими прочностными свойствами, содержащие подобранную определенным способом полимерную добавку. В результате тестирования установлено, что разработанная вязкоупругая буферная жидкость характеризуется меньшими статическими фильтрационными потерями, чем стандартная буферная жидкость, содержащая противопоглощающие добавки. Исследования гельцементного состава плотностью 1500 кг/м³ с добавкой полимерного реагента выявили повышение седиментационной устойчивости и прочностных характеристик опытного образца в сравнении с аналогичными применяемыми в настоящее время тампонажными растворами плотностью 1600 кг/м³.

Список литературы

1. Зейналов Н.Э., Сулейманов Э.М. О деформациях глинистых пород стенок скважины после цементирования // Нефть и газ. Изв. вузов. – 1982. – № 7. – С. 30-34.

2. Рыкус М.В. О влиянии вторичных преобразований на качество терригенных пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 12 – С. 40–45.

3. Галиев А.Ф., Самсыкин А.В. Теоретические аспекты разработки цементно-полимерных составов для борьбы с высокоинтенсивными поглощениями. В сб. Практические аспекты нефтепромысловой химии. – Уфа: БашНИПИ­нефть, 2014. – С. 50–53.

4. Галиев А.Ф., Агзамов Ф.А. Анализ процесса бурения скважины под техническую колонну на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 8. – С. 9–14.

5. Self-Healing Polymers and Composites / B.J. Blaiszik, S.L.B. Kramer, S.C. Olugebefola [et al.] // Annu. Rev. Mater. Res. – 2010. – Р.179–211.

6. Подбор тампонажных составов для проведения ремонтно-изоляционных работ в низкопроницаемых интервалах / В.А. Шайдуллин, Е.А. Левченко, О.И. Валиева, И.А. Ахмеров // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 94–98.

Методами ИК-Фурье спектроскопии, ядерного магнитного резонанса (ЯМР), матрично-активированной лазерной десорбции/ионизации (МАЛДИ) и масс-спектрометрии проведено исследование асфальтенов, смол и нефти месторождения Варадеро (Куба). Определено содержание макроэлементов нефти (%): С – 76,11, H – 9,32, N – 0,56 и S – 8,35; содержание металлов V и Ni: в нефти – соответственно 0,0103 и 0,0064 % , в асфальтенах – соответственно 0,029 и 0,022 %. Установлены наиболее вероятные молекулярные массы смол и асфальтенов, которые составили соответственно 765 и 929 а.е.м. Выявлены особенности структурно-группового состава и молекулярные характеристики нефти, асфальтенов и смол. Согласно спектральным коэффициентам, полученным из ИК-Фурье спектров, нефть и смолы месторождения Варадеро характеризуются высокими алифатичностью, разветвленностью, конденсированностью, окисленностью и содержанием нефти, кроме того, смолы имеют относительно высокое содержание карбоксильных, сульфоксидных и сульфоновых групп. Асфальтены высокоароматичны; ароматические соединения в основном имеют конденсированную структуру и парамагнитны. По данным ¹H и ¹³C ЯМР спектроскопии установлено, что отношение протонов алкильных групп и ароматических фрагментов составляет 12,6:1. Асфальтены нефти нестабильны, имея высокий индекс CII (colloidal instability index) – 1,24, в условиях пласта и добычи способны стабилизировать водонефтяную эмульсию и формировать твердые отложения. Реологическим методом показано, что при температуре 21 °С происходит структурная перестройка водонефтяной эмульсии. Температурные зависимости в интервалах температур от 10 до 21 °С и от 21 до 40°С подчиняются уравнению Аррениуса. Энергия активации вязкого течения в первом интервале температур составляет 44.3 кДж/моль, во втором – 61 кДж/моль.

Список литературы

1. Дaнилoвa E. Тяжелые нефти России // The Chemical Journal. – 2008. – V. 12. – P. 34–37.

2. Speight J.G. Heavy and Extra-Heavy Oil Upgrading Technologies. – Houston, TX, USA: Gulf Professional Publishing, 2013. – 137 р.

3. Speight J.G. Petroleum asphaltenes part 1: asphaltenes, resins and the structure of petroleum // Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – V. 59. – P. 467–477.

4. Wieh I.A., Kennedy R.J. The oil compatibility model and crude oil incompatibility // Energy & fuels, 2000. – V. 14 (1). – P. 56–59.

5. Geochemical characterization of Jurassic source rocks from Cuba: 2. Constancia Formation in onshore Varadero oils fields / B.M. Gonzalez, S. Barrionuevo, M.C. Peralba, W. Kalkreuth // Energy Exploration & Exploitation. – 2014. – V. 32. – № 5. – P. 847–872. – DOI: 10.1260/0144-5987.32.5.847.

6. Рыльков А.В., Потеряева В.В. Нафтеновые нефти мира (распространение, генезис, применение) // Известия вузов. Нефть и газ.– 2013. – Т. 97. – № 1. – С. 32–44.

7. Effect of oxyethylated isononylphenol (neonol) on viscosity characteristics of water–oil emulsions / S.G. Yakubova, D.A. Manaure, R.A. Machado [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2018. – V. 36. – № 17. – P. 1389–1395. – doi:10.1080/10916466.2018.1482318.

8. Conaway C. The Petroleum Industry: A Nomenclature Guide. – Tulsa: Pennwell Publ. Co, 1999. – 289 р.

9. Содержание и соотношение ванадия и никеля в асфальтенах тяжелых нефтей / М.Р. Якубов, Д.В. Милордов, С.Г. Якубова [и др.] // Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. – № 1. – С. 19–23.

10. Qualitative and quantitative analysis of oil samples extracted from some Bashkortostan and Tatarstan oilfields based on NMR spectroscopy data / I.Z. Rakhmatullin, S.V. Efimov, B.Ya. Margulis, V.V. Klochkov // J. Petrol. Sci. Eng. – 2017. – V. 156. – P. 12–18. – doi: 10.1016/j.petrol.2017.04.041.

11. Влияние компонентного состава и структурных характеристик компонентов на устойчивость тяжелых нефтей к осаждению асфальтенов / Л.М. Петрова, Н.А. Аббакумова, Д.Н. Борисов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 1. – С. 74–76.

12. Methods for determining asphaltene stability in crude oils / R. Guzmán, J. Ancheyta, F. Trejo, S. Rodríguez // Fuel. – 2017. – V. 188. – P. 530–543. – doi: 10.1016/j.fuel.2016.10.012.

13. Планирование обработки призабойных зон добывающих скважин на месторождении Варадеро (Куба) / В.Н. Гусаков, Л.Е. Каштанова, С.В. Назарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 126–130.

14. Rheological properties of heavy oil emulsions with different morphologies / N.M. Zadymova, Z.N. Skvortsova, V.Yu. Traskine [et al.] // J. Petrol. Sci. Eng. – 2017. – V. 149. – P. 522–530.

15. Keleşoğlu S., Pettersen B.H., Sjöblom J. Flow properties of water-in-North Sea heavy crude oil emulsions // J. Petrol. Sci. Eng. – 2012. – V. 100. – P. 14–23.

В связи с интенсивным ростом числа горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (ГРП) увеличивается потребность в исследованиях притока флюида из каждой трещин ГРП в горизонтальных стволах. В статье рассмотрен опыт применения жидких химических трассеров (маркеров) для контроля профиля притока жидкости в горизонтальных скважинах с многостадийным ГРП с нецементируемыми хвостовиками. Для решения этой задачи чаще всего применяют промыслово-геофизические методы исследования (ПГИ) с применением на различных режимах работы скважины расходометрии, термометрии, влагометрии и др. Однако ПГИ в условиях горизонтальных скважин с многостадийным ГРП сопряжено с рядом недостатков, значительно снижающих достоверность исследований. В качестве альтернативы геофизическим методам исследования профиля притока в горизонтальных скважинах в мире большое распространение получают трассерные методы исследований притока, которые не требуют остановки скважин или изменения режимов ее работы. Развитие этого направления привело к разработке новых технологий исследований горизонтальных скважин с применением различного типа индикаторов.

В статье приведены результаты сопоставления распределения притока флюида трещин ГРП, полученные с применение двух различных методов: жидких химических трассеров и геофизических приборов. Определены основные технологические ограничения методов исследований и их особенности. Уникальность проведенных работ заключается в совместном выполнении трассерных и геофизических исследований в каждой скважине. Проведенный анализ показал, что применение жидких химических трассеров является приемлемой альтернативой методам ПГИ. Необходимо дальнейшее развитие трассерных технологий в части снижения их стоимости и увеличения длительности информативного периода исследований.

Список литературы

1. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений / В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.Г. Телин, М.А. Силин. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. – 225 с.

2. Комплексные исследования трассерных технологий в пластовых условиях / М. Дулкарнаев, К. Овчинников, А. Гурьянов [и др.] // SPE 192564. – 2018.

3. Мухаметшин И.Р., Нухаев M.T., Семикин Д.А. Исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта при помощи химических индикаторов притока, установленных на элементах заканчивания // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 46–49.

4. Advanced Reservoir Characterization in Vaca Muerta using Chemical Tracer Technology / P. Panichelli, J.R. Martínez, P. Crespo [et al.] // SPE 184819. – 2017.

5. Advanced Reservoir Characterization in Antelope Shale Using Chemical Tracer Technology / M.K. Lal, A.K. Singh, J. Ezernack, J. Spencer // SPE 188923. – 2017.

6. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы исследования нефтегазоносных пластов. – М.: Недра, 1986. – 158 с.

Представлена методика построения и адаптации модели месторождения, параметры которой согласованы с фактическими данными эксплуатации скважин и исходными геолого-геофизическими данными. Петрофизическая, геологическая и гидродинамическая модели рассмотрены как части единой модели, или подмодели, когда осуществляется синхронная корректировка параметров подмоделей с помощью законов, описывающих систему в целом. Продуктивные пласты объекта моделирования представляют собой терригенные отложения с глинисто-карбонатным цементом, характеризующиеся значительной литологической вертикальной неоднородностью. При построении петрофизической подмодели использованы многопараметрические зависимости, связывающие пористость и проницаемость горных пород с содержанием глинистого и карбонатного цемента. Глинистость и карбонатность введены через нормированные значения показаний гамма-каротажа и нейтронного каротажа. Для нахождения связанной водонасыщенности горных пород применен принцип инвариантности дифференциальных уравнений фильтрации. В качестве инварианта использовано уравнение Тимура – Коатса. Для распространения геологических особенностей неоднородных коллекторов применено спектральное моделирование геофизических полей, которые в дальнейшем интерпретированы с помощью петрофизических зависимостей. Керновые данные использованы для начального определения параметров в петрофизических зависимостях, их корректировка проведена при адаптации гидродинамической подмодели. Замыкающие соотношения в системе уравнений фильтрации обеспечивают синхронную корректировку параметров петрофизической, геологической и гидродинамической подмоделей при автоматической адаптации к истории разработки. Апробация предложенной методики моделирования выполнена на примере одного из нефтяных месторождений Западной Сибири, которое характеризуется переслаиванием песчаников и алевролитов с глинистыми и карбонатными прослоями. Достигнута хорошая сходимость расчетных и фактических показателей разработки за минимальное число итераций.

Список литературы

1. Система поддержки многовариантного моделирования: анализ пространства неопределенности / А.В. Безруков, А.Р. Мухарлямов, В.А. Байков, В.И. Савичев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 14–16.

2. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора: от керна до добычи / В.А. Байков, А.В. Жонин, С.И. Коновалова [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2018. – № 11. – С.34–38.

3. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Математическая геология. Т. I. Введение в геостатистику. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 228 с.

4. Амикс Дж., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта; пер. с англ. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 570 с.

5. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 311 с.

6. Прогноз величины остаточной водонасыщенности терригенных гидрофильных горных пород по стандартному комплексу геофизических исследований скважин / А.В. Колонских, М.В. Мавлетов, С.П. Михайлов, Р.Р. Муртазин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – № 5. – С. 71–74.

7. Емельянов В.В., Курейчик В.В., Курейчик В.М. Теория и практика эволюционного моделирования. – М.: Физматлит, 2003. – 432 с.

8. Опыт решения задачи параметрического оценивания цифровых моделей нефтяного месторождения / А.В. Гагарин, Г.А. Макеев, Р.А. Байков, В.Г. Волков // Вестник Южно-Уральского гос. университета. Серия Математическое моделирование и программирование. – 2010. – № 35 (21). – С. 12–24.

Парижское соглашение — соглашение в рамках Рамочной конвенции ООН об изменении климата, регулирующее меры по снижению углекислого газа в атмосфере с 2020 года. Соглашение было подготовлено взамен Киотского протокола в ходе Конференции по климату в Париже.

В статье проанализированы риски, формируемые Парижским соглашением ООН по климату для нефтяной промышленности России, актуальные для всех предприятий отрасли. Соглашение оценивается с точки зрения положений утвержденной Президентом Российской Федерации в мае 2019 г. «Доктрины энергетической безопасности Российской Федерации» в качестве международной климатической конструкции, фигурирующей в Доктрине в качестве источника угроз и вызовов для России. Исследованы риски, заложенные в конструкцию обязательств, принятых странами в рамках Парижского соглашения, прежде всего принцип постоянного «повышения амбициозности» и механизм так называемой глобальной инвентаризации (global stocktake). Особое внимание уделено опасностям, которые связаны с продвижением идеи углеродного налога, включая прямую нагрузку на нефтяные компании, и появлением антирыночной форы для проектов альтернативной энергетики, а также рисками появления нерыночных ограничений, приводящих к снижению глобального спроса на нефть и нефтепродукты из России. Выполнена оценка потенциальных объемов финансовых потерь ведущих российских нефтяных компаний при различных ставках углеродного налога и возможности появления новых ограничений для российского нефтяного экспорта. Даны рекомендации по возможному хеджированию соответствующих рисков, в частности, в случае выхода США из Парижского соглашения, объявленного президентом Дональдом Трампом.

Список литературы

1. https://www4.unfccc.int/sites/submissions/indc/Submission%20Pages/

submissions.aspx

2. Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации. Утверждена Указом Президента РФ № 219 от 13.05.2019 г. – http://www.kremlin.ru/acts/news/60516

3. Stockman L. IEA acknowledges fossil fuel reserves climate crunch. – http://priceofoil.org/2012/11/12/iea-acknowledges-fossil-fuel-reserves-climate-crunch/

4. McGlade Ch., Ekins P. The geographical distribution of fossil fuels unused when limiting global warming to 2 °C // Nature. – V. 517. – P. 187–190. – https://www.nature.com/articles/nature14016

5. Höhne N., Elzen M., Admiraal A. Analysis beyond IPCC AR5: Net Phase Out of Global and Regional Greenhouse Gas Emissions and Reduction Implications for 2030 and 2050The Agreement on Climate Transformation 2015. – https://www.pbl.nl/sites/default/files/cms/publicaties/pbl-215-act-factsheet-net-phase-out-of-global...

6. Hausfather Z. Why the IPCC 1.5C report expanded the carbon budget. – https://www.carbonbrief.org/analysis-why-the-ipcc-1-5c-report-expanded-the-carbon-budget

7. Decision 1/CP.21. (FCCC/CP/2015/10/Add.1). Adoption of the Paris Agreement. P.4

8. UNEP emissions-gap-report-2017 https://www.unenvironment.org/resources/

9. https://en.wikipedia.org/wiki/File:Paris_agreement_emission_reduction_targets.png

10. UNEP emissions-gap-report-2018 https://www.unenvironment.org/resources/

11. Decision FCCC/CP/2018/L.16 Matters relating to Article 14 of the Paris Agreement and paragraphs 99–101 of decision 1/CP.21. – https://unfccc.int/sites/default/files/resource/FCCC_CP_2018_L.16.pdf

12. Conference of the Parties Twenty-first session Paris, 30 November to 11 December 2015. Decision -/CP.21, Adoption of the Paris Agreement. UNFCCC, 2015

13. State and Trends of Carbon Pricing. 2017. World Bank. – https://openknowledge.worldbank.org/handle/10986/28510

14. Ивантер А., Кудияров С. Сказки парижского леса // Эксперт. – 2017. – № 26 (1035). – C. 28-32. – http://expert.ru/expert/2017/26/skazki-parizhskogo-lesa/

15. New U.N. Climate Report Says Put a High Price on Carbon. The New York Times, Oct. 8, 2018. – https://www.nytimes.com/2018/10/08/climate/carbon-tax-united-nations-report-nordhaus.html

16. Republican Platform 2016. Republican National Convention, Cleveland 2016. – https://www.npr.org/2016/07/19/486571605/2016-republican-national-convention-partys-platform.

17. Рогинко С. Новые налоги принца Лимона, или Кому нужен углеродный налог? // Нефть и капитал. – 2018. – № 10. – C. 44–50.

Создано программное обеспечение численного моделирования и инверсии данных гальванического и индукционного каротажа. Алгоритм моделирования сигналов основан на конечно-элементном подходе к расчету электрических и электромагнитных откликов от двумерной модели, включающей горизонтальные пласты, измененные бурением цилиндрические прискважинные зоны, скважину с буровым раствором и корпус прибора. По сигналам бокового каротажного зондирования оценивается удельное электрическое сопротивление в горизонтальном и вертикальном направлении, а по сигналам высокочастотного электромагнитного каротажа – частотная дисперсия удельной электропроводности и относительной диэлектрической проницаемости пластов разреза. С применением разработанных программ проведена интерпретация данных аппаратурного каротажного комплекса СКЛ, измеренных с высокой точностью в интервалах баженовской свиты в скважинах центральных районов Западной Сибири. Определены электрофизические параметры высокоомных непроницаемых баженовских пород. Исследована корреляция параметров с данными других каротажных методов и установлена их связь со структурно-вещественным составом. Проведено сравнение частотно-зависимых значений удельной электропроводности и диэлектрической константы с данными петрофизических измерений на керне. Результаты численной инверсии данных электромагнитного каротажа, измеренных в интервале баженовской свиты, согласуются с данными лабораторных измерений. Выполнена интерпретация данных комплекса СКЛ с определением вещественного состава, выделением литологических типов и изучением электрофизических параметров пород свиты для центральных районов Западной Сибири. С использованием формул смеси для электрической проводимости и диэлектрической константы по данным сигналов методов геофизических исследований скважин комплекса СКЛ построено более трех десятков литолого-электрофизических моделей и несколько корреляционных схем для Русскинской, Федоровской, Восточно-Сургутской и Тайлаковской площадей.

Список литературы

1. Aксельрод С.М. Влияние частотной дисперсии электрических свойств горных пород на результаты определения удельного сопротивления пластов (по материалам зарубежной литературы) // Каротажник. – 2007. – № 10. – С. 103–126.

2. Диэлектрическая релаксация в глинистых нефтесодержащих породах / М.И. Эпов, П.П. Бобров, В.Л. Миронов, А.В. Репин // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52 (9). – С. 1302–1309.

3. Observations of large dielectric effects on LWD propagation-resistivity logs / B.I. Anderson, T.D. Barber, M.G. Luling [et al.]// Transactions of the SPWLA 48th Annual Logging Symposium. Austin, Texas, June 3–6, 2007. – Paper BB. – 11 p.

4. Toumelin E., Torres-Verdin C., Bona N. Improving petrophysical interpretation with wide-band electromagnetic measurements // SPE-96258-PA. – 2008.

5. Эпов М.И., Глинских В.Н. Линеаризация относительных характеристик высокочастотного магнитного поля в двумерных проводящих средах // Геология и геофизика. – 2004. – Т. 45. – № 2. – С. 266–274.

6. Глинских В.Н., Никитенко М.Н., Эпов М.И. Линеаризованные решения прямых и обратных двумерных задач высокочастотного электромагнитного каротажа в проводящих средах с учетом токов смещения // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 12. – С. 1942–1951.

7. Классификация пород баженовской свиты / А.Э. Конторович, П.А. Ян, А.Г. Замирайлова [и др.] // Геология и геофизика. – 2016. – Т. 57. – № 11. – С. 2034–2043.

8. Petrov A. Determining The Resistivity Anisotropy of High-Resistivity Sediments, Based on Lateral Logging Sounding Data from Vertical Wells // SPE-189295-STU. – 2017.

9. Петров А.М., Сухорукова К.В., Нечаев О.В. Геоэлектрическая модель отложений баженовской свиты по данным бокового и электромагнитного каротажных зондирований // EAGE/SPE Workshop on Shale Science 2017 (Moscow, Russia, 10-11 April). – 2017. – Статья M12. – С. 5. – DOI: 10.3997/2214-4609.20170018.

10. Федосеев А.А., Глинских В.Н., Казаненков В.А. Относительное содержание породообразующих компонентов и основные литологические типы пород баженовской свиты и ее стратиграфических аналогов по данным геофизических исследований скважин и керна // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2018. – Т. 13. – № 2. – С. 1–19.

В статье рассмотрен вариант проведения опережающих геофизический исследований скважин (ГИС). Предложено новое оборудование - мачта для геофизических и горных работ с герметизирующим устройством МГГ-3х168х21. Данное оборудование разработано специалистами ООО «РН-Уватнефтегаз» совместно с ООО «Нефтьгаздеталь». Рассмотрены альтернативные варианты проведения ГИС, существующие в настоящее время. Первый вариант - это применение подъемника бригады освоения скважин, недостатком этого способа являться то, что персонал бригады находится в технологическом простое, используется только сам подъемный агрегат. Второй вариант - применение лубрикаторов, представленных на рынке. Недостатки лубрикаторов заключаются в том, что ограничены диаметры проходных камер, а также для устойчивости необходимо расставлять растяжки.

В статье представлена информация о конструкции мачты. Для удобства установки геофизических приборов мачта размещается в горизонтальном положении на скважине. Для фиксации приборов в приемной камере в нижней части мачты устанавливается «ловушка». После этого мачта при помощи гидравлического насоса поднимается в рабочее вертикальное положение. Мачта МГГ-3х168х21 испытана на месторождениях ООО «РН-Уватнефтегаз». Практика применения подвертела ее эффективность. Продолжительность освоения скважин удалось сократить на 12 ч на одну скважину. Выполнено сопоставление продолжительности освоения скважин без использования мачты и с ее использованием. Показано, что мачта МГГ-3х168х21 может быть установлена вплотную к эшелону буровой установки, что позволяет осуществлять ГИС сразу же после перемещения буровой установки на соседнюю скважину.

Список литературы

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (в ред. Приказа Ростехнадзора № 1 от 12.01.2015 г.).

В статье представлены результаты исследования свойств буровых растворов на водной основе, содержащих этиленгликоль и различные полимерные добавки. Массовая концентрация этиленгликоля изменялась от 0 до 80 %. В качестве добавок были рассмотрены крахмал технический, ксантановые биополимеры Duo-Vis (M-ISwaco, США), гаммаксан (Миррико, Россия), катионный флокулянт FLOPAM™ AN934 VHM (SNF, Франция). Исследованы реологические и теплофизические характеристики указанных растворов, а также процесс набухания глин. Показано, что введение этиленгликоля приводит к значительному снижению коэффициента теплопроводности и теплоемкости раствора без существенного ухудшения реологических характеристик. Так, при концентрации этиленгликоля в растворе, равной 65 %, коэффициент теплопроводности снижается на 70 %, теплоемкость – на 40 %. При этом установлено, что при концентрациях ниже 65 % (по массе) этиленгликоль незначительно влияет на вязкость и реологические характеристики буровых полимерных растворов. Еще одним важным фактором, влияющим на устойчивость стенок скважины в процессе бурения многолетнемерзлых пород, является процесс набухания глинистых минералов. Исследования набухания глин при использовании рассматриваемых буровых растворов показали, что добавка этиленгликоля приводит к значительному ингибированию процесса. При содержании этиленгликоля в растворе 50 % (по массе) степень набухания уменьшается практически в 3 раза по сравнению с базовым полимерным раствором. Показана возможность управления теплофизическими и гидратационными характеристиками буровых растворов с помощью введения этиленгликоля без ухудшения их реологических свойств. Полученные в работе данные будут полезны при разработке буровых растворов для бурения в условиях многолетнемерзлых пород.

Список литературы

1. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование конструкций скважин. – М.: Недра, 1979. – 280 с.

2. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в мерзлых породах. – М.: Недра, 1983. – 286 с.

3. Зверев Г.В., Тарасов А.Ю. Расчет и анализ воздействия многолетнемерзлых пород на крепление скважины № 338 Ванкорского месторождения в период эксплуатации // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. – С. 41–51.

4. Горелик Я.Б., Солдатов П.В. О нарушении продольной устойчивости эксплуатационных скважин в интервале залегания мерзлых пород // Научная и производственная деятельность‒средство формирования среды обитания человечества: материалы Всерос. молодеж. научно-практической конференции (26‒27 апреля 2016 г). – Тюмень, 2016. – C. 236‒244.

5. Медведский Р.И. Строительство и эксплуатация нефтегазовых скважин в вечномерзлых породах. – М.: Недра, 1987. – 230 с.

6. Марамзин А.В., Рязанов А.А. Бурение разведочных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород. – М.: Недра, 1971. – 148 с.

7. Ликвидация осложнений и аварий при бурении глубоких скважин в ледниках / Н.И. Васильев, П.Г. Талалай, В.М. Зубков [и др.] // Записки Горного института. – 2008. – Т. 178. – С. 181–187.

8. Tunc S., Duman O. The effect of different molecular weight of poly(ethylene glycol) on the electrokinetic and rheological properties of Na-bentonite suspensions // Colloids Surf., A. – 2008. – V. 317. – P. 93–99.

9. De Souza C.E.C., Nascimento R.S.V., Lima A.S. Hydrophobically Modified Poly(Ethylene Glycol) as Reactive Clays Inhibitor Additive in Water-Based Drilling Fluids / C.E.C. De Souza, // J. Appl. Polymer Sci. – 2010. V. 117. – N. 2. – P. 857–864.

10. Measurements of the thermal conductivity coefficient of nanofluids by the hot-wire method / A.V. Minakov, V.Ya. Rudyak, D.V. Guzei [et al.] // J. Eng. Phys. Thermophys. – 2015. – V. 88. – N. 1. – P. 149–162.

11. Цветков Ф.Ф., Григорьев Б.А. Тепломассообмен. – М.: Изд-во МЭИ, 2005. – 550 с.

Рассмотрена проблема исследования характера гидродинамической интерференции скважин с использованием коэффициентов проницаемости по линиям связи. Приведены теоретические основы и математическое описание модели, на базе которой реализован метод эталонных кривых давления для поиска коэффициентов проницаемости по зонам воздействия скважин: в радиусе дренирования и по направлениям к остальным скважинам исследуемой зоны. Впервые предложено разделять проницаемость по характеру влияния на процессы массопереноса и передачи импульса давления. Коэффициент проницаемости характеризуется дихотомией: с одной стороны, чем выше проницаемость, тем меньше изменение давления при самопрослушивании; с другой, - чем выше проницаемость, тем больше изменение на существенном расстоянии от скважины. С учетом отмеченного выделены пьезопроводная проницаемость, обусловливающая направленное распространение импульса, и гидропроводная проницаемость, вызывающая рассеивание давления вглубь исследуемой зоны пласта. Для повышения достоверности получаемых результатов предложено ввести дополнительный коэффициент потерь давления на трение в нагнетательных скважинах. Это крайне важно, так как давление измеряется на устье, а значимым является забойное давление. Показано, что потери давления на линейное трение в насосно-компрессорных трубах существенны и достигают 1,5–2,0 МПа.

Тестирование предложенных в статье модели и реализованного на ее основе метода на синтетических гидродинамических моделях показало хороший результат. Рассматриваемый метод имеет ряд ограничений. Например, ограничен представительный диапазон времени, в пределах которого подбираются эталонные кривые изменения давления. Предложена формула расчета оптимальной величины данного диапазона.

Список литературы

1 Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 3. – С. 146–164.

2. Савастьин М.Ю., Стрекалов А.В., Пуртова И.П. Анализ и интерпретация динамики режимов работы скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 6. – С. 34–36.

3. Баталов Д.А. Разработка метода локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2015. – 165 с.

Рассмотрен анализ изменения химического состава морской воды при закачке в безводный гранитоидный коллектор месторождения Белый Тигр, трещины в котором частично заполнены минералами, способными к катионному обмену (кальцит и ломонтит). Показано, что эти минералы взаимодействуют с закачиваемой морской водой, в результате чего ионы Mg²⁺ морской воды поглощаются минералами с выделением в раствор эквивалентных количеств ионов Ca²⁺, что приводит к осаждению в пустотах коллектора ангидрита, а в добывающих скважинах и поверхностном оборудовании – кальцита. По количественному изменению состава закачиваемой морской воды, показавшему резкое (в 5 раз) увеличение в попутно добываемой воде содержания иона Са⁺² с одновременным сокращением содержания Mg⁺² (в 10 раз) и SO₄^2- (в 5 раз), с использованием уравнений протекающих химических реакций, выполнен аналитический расчет количества солей, которое может выпасть в осадок в результате заводнения. Анализ результатов расчета показал, что из каждого литра закачиваемой воды может отложиться 2,9 г СаSO₄ и 0,05 г СаСО₃._. С учетом масштабов заводнения (при рентабельной добыче закачка составляет не менее 100 т/сут) количество отлагающихся солей составит 295 кг/сут, причем большая часть солей, представленных ангидритом, будет отлагается в пластовых условиях. Расчет снижения проницаемости коллектора за счет сульфатного солеотложения, проведенный по преобразованной формуле Козени - Кармана, показал возможное снижение проницаемости коллектора на 8,3 %. Тенденция к бурению все более глубоких скважин (более 4000 м), где породы почти повсеместно содержат ломонтит (ломонтитовая стадия метаморфизма), требует учитывать явления катионного обмена между закачиваемой водой и породой при прогнозах солеотложения.

Список литературы

1. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Прогнозирование и контроль солеотложений при добыче нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 134 с.

2. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений / В.В. Муляк [и др.]. – М.: ГЕОС, 2007. – 244 с.

3. Тиен Х.Д. Гидрогеологические условия месторождения Белый Тигр // Тезисы докладов второй конференции НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1998. – С. 103–119.

4. Арешев Е.Г., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 50–59.

5. Крайнов С.Р., Рыженко Б.Н., Швец В.М. Геохимия подземных вод. – М.: Наука, 2004. – 677 с.

6. Назина Т.Н., Беляева С.С. Биологическое и метаболическое разнообразие микроорганизмов нефтяных месторождений // Труды ин-та / Институт микробиологии им. С.Н. Виноградского. – 2004. – Вып. ХII. – С. 289–317.

В настоящее время в мировой практике перспективными являются исследования по созданию эффективных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, которые позволяют извлекать не только подвижную часть запасов путем повышения охвата пласта, но и воздействовать на остаточные запасы, способствуя росту коэффициент извлечения нефти. За рубежом и в России потокоотклоняющие технологии на основе полимеров являются наиболее распространенными физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Для обеспечения рентабельного применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов одним из аспектов, приобретающих большое значение в условиях изменений цен на нефть, является обоснование объемов закачки и концентраций компонентов. Принятие решений в этой области должно базироваться на комплексе исследований, оценку результатов которых требуется проводить с учетом изменяющихся экономических условий. С целью уточнения параметров применения технологий воздействия на пласт выполняется гидродинамическое моделирование. В процессе работы были исследованы физико-химические свойства продуктов, используемых в технологии, проведены лабораторные исследования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств полимерных композиций на моделях пласта в условиях, имитирующих терригенный коллектор. В результате определены исходные данные, которые заложены в основу математического моделирования процесса воздействия полимерными композициями. Моделирование воздействия с применением полимерного воздействия выполнено по вариантам с различными объемами закачки и типами композиций. Расчет экономической эффективности оптимальных вариантов полимерного воздействия, полученных в ходе моделирования, проведен с учетом изменения цен на нефть в широком диапазоне.

Список литературы

1. Bos S.F.M. A Framework for Uncertainty Quantification and Technical-to-Business Integration for Improved Decision Making // SPE 94109-MS. – 2005.

2. Рафикова К.Р., Сабахова Г.И., Хисаметдинов М.Р. Технология с использованием микрогелевых полимерных систем на месторождениях ПАО «Татнефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2015. – № 5. – С. 43–46.

3. Abdulbaki M.R. Stimulation Study of Polymer Microgel Conformance Treatments. – https://repositories.lib.utexas.edu/handle/2152/ETD-UT-2012-08-5936.

4. Sweep Improvement from the Lab to the Field / H. Frampton, P. Denyer, D.H. Ohms [et al.] // 15th European Symposium on Improved Oil Recovery, 27–29 April 2009. – Paris: Conference Paper. – 2009.

5. Seright R.S. Examination of Literature on Colloidal Dispersion Gels for Oil Recovery. – New Mexico Tech: Socorro, 2015. – 63 р.

6. Варламова Е.И., Хисаметдинов М.Р. О влиянии деструктивных факторов на свойства микрогелевой системы, предназначенной для увеличения нефтеотдачи из терригенных пластов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2012. – Вып. 80. – С. 143–147.

В статье рассмотрены метод выбора газового агента и подход к оценке возможных результатов закачки газа для одного из месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, приуроченных к карбонатным коллекторам. Изучены варианты состава газа на основе неорганических индивидуальных компонентов (азот, углекислый газ, метан), а также смесей углеводородных газов с разным содержанием метана и «жирных» компонентов (С₂-С₄). Для оценки эффективности выбранных композиций выполнены эксперименты на модели пласта slim tube («тонкая трубка»), при пластовых термобарических условиях (давление - 30 МПа, температура – 68 ^оС). Дано подробное описание экспериментальной установки slim tube. Выполнена теоретическая оценка степени смешивания газовых агентов и пластовой нефти месторождения с помощью тройной диаграммы, построенной на основе настроенной PVT модели пластового флюида. Ввиду ограниченных запасов факельного газа и снижения в перспективе его доступных объемов рассмотрен вариант создания оторочки газа с наибольшим содержанием «жирных» компонентов и последующей продавки ее азотом. Рассмотрены разные размеры оторочки «жирного» газа (15 и 30 % порового объема). Использование таких газовых оторочек приводит к значительному снижению затрат на газовое воздействие при незначительном снижении коэффициента вытеснения нефти. Коэффициент вытеснения при использовании оторочки «жирного газа», размер которой составляет 30 % порового объема, снизился на 2,5 % по сравнению с использованием чистого «жирного» факельного газа.

В статье дана предварительная оценка эффективности использования различных составов агентов вытеснения. Совместное проведение фильтрационных экспериментов и расчетов на PVT-модели позволило существенно сократить объем экспериментальных работ с одновременным повышением их информативности.

Список литературы

1. Whitson C.H., Brulé M.R. Phase Behavior. Monograph Series // SPE. – 2000.

2. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. Системно-методические аспекты физического моделирования газового и водогазового воздействия на нефтяной пласт // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 68–72.

3. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. О достоверности экспериментального определения коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – 100–102.

4. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. Экспериментальное исследование процесса вытеснения нефти при закачке газа в пласт // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 24–26.

Разработка месторождений битуминозной нефти сопряжена с решением серьезных технологических и экономических задач. Основным способом, применяемым для разработки месторождений сверхвязкой нефти, является технология парогравитационного дренирования (steam assisted gravity drainage – SAGD), которая успешно применяется на Ашальчинском месторождении в Татарстане для разработки битуминозных пластов. Однако при разработке краевых зон месторождения, где сосредоточены значительные запасы нефти, данная технология не может быть использована из-за небольших толщин пласта и невозможности размещения парных добывающих и нагнетательных скважин для реализации парогравитационного воздействия на пласт. Скважины, расположенные в краевых зонах пласта, подвергаются циклической обработке паром, чередующейся с циклами отбора подогретой нефти, и характеризуются маржинальной экономической эффективностью. С целью повышения степени выработки запасов краевых зон пласта считается перспективным создание оторочки растворителя, которая будет способствовать дополнительному отмыву нефти, увеличит зону дренирования скважин и будет нацелена на вовлечение в разработку запасов, не подверженных воздействию паром.

В связи с отмеченным актуальной является задача выбора оптимального состава химических реагентов для различных композиций растворителя на основе комплексной методики, разработанной в Альметьевском государственном нефтяном институте. Композиция растворителя выбирается по степени снижения вязкости раствора битуминозной нефти и должна обладать высокими отмывающими свойствами, способностью снижать поверхностное натяжение, а также высокой диффузионной способностью. Кроме того, композиция растворителя должна быть термостабильной в широком диапазоне температур и не должна при воздействии на битуминозную нефть приводить к выпадению из нее асфальтенов и образованию стойких эмульсий. Для тестирования различных композиций растворителя использованы оптические и реологические методы исследований. Состав растворителя выбран с учетом результатов фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пласта, насыщенных битуминозной нефтью. Планируется провести промышленную апробацию выбранного состава растворителя на участке опытно-промышленных работ на Ашальчинском месторождения.

Список литературы

1. Зарипов А.Т. Об опыте ОАО «Татнефть» в области разработки месторождений сверхвязкой нефти // Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений: материалы Международной научно-технической конференции. – Казань: ФЭН, 2012. – С. 187–189.

2. Хисамов Р.С., Шаргородский И.Е., Гатиятуллин Н.С. Нефтебитумоносность пермских отложений Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины / Под. ред. Р.С. Хисамова. – Казань: ФЭН, 2009. – 431 с.

3. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. – 436 с.

4. Комплексные исследования состава и свойств битуминозной нефти Ашальчинского месторождения / Р.С. Хисамов, Е.Ф. Захарова, Д.М. Гумерова, В.А. Саяхов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 68–71.

5. Изменение состава и свойств асфальтенов при физическом моделировании процесса вытеснения тяжелых нефтей растворителями на основе н-алканов / М.Р. Якубов, С.Г. Якубова, Д.Н. Борисов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2013. – Т. 16. – № 22. – С. 277–278.

6. Фотоколориметрический метод контроля осаждения асфальтенов при вытеснении природных битумов растворителями на основе легких н-алканов / М.Р. Якубов, С.Г. Якубова, Д.Н. Борисов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 22.– С. 128–131.

7. Оценка коэффициента вытеснения по результатам лабораторных экспериментов на модели пласта с применением теплового воздействия и растворителей / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, А.Р. Разумов, И.Е. Белошапка // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2 (18). – С. 197–208.

Разработка краевых зон битуминозных пластов с использованием пароциклических скважин характеризуется низкой экономической эффективностью. В статье на основе результатов моделирования показано, что использование растворителя совместно с паром способствует дополнительному отмыву нефти, снижению вязкости нефти, увеличению зоны дренирования скважин и вовлечению в разработку запасов нефти, не охваченных воздействием пара. Для различных типов залегания продуктивного пласта (горизонтальный и пологопадающий участки) решена оптимизационная задача на неизотермической секторной гидродинамической модели по усредненным значениям геолого-физических параметров шешминского горизонта залежи сверхвязкой нефти. Для этих условий с учетом геометрии пласта определен объем закачки растворителя в зависимости от расстояния между соседними горизонтальными скважинами, расположения забоев горизонтальных скважин относительно водонефтяного контакта. При масштабировании данных, полученных с помощью секторной гидродинамической модели, на реальное месторождение, проведены прогнозные расчеты до 2031 г. на полномасштабной модели пилотного участка Северо-Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения. Расчеты базировались на результатах физического моделирования применения композиции растворителя при пароциклической обработке. Установлено, что в условиях пилотного участка Ашальчинского нефтяного месторождения наибольший технологический эффект в результате пароциклической обработки горизонтальных скважин с закачкой композиции растворителя в одиночном и площадном вариантах достигается при объеме закачки 75 м³. Площадная закачка композиции растворителя позволяет увеличить зону охвата продуктивного пласта воздействием и повысить дополнительную добычу нефти на 8 тыс. т.

Список литературы

1. Пат. РФ 2675276. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи / И.А. Гуськова, Р.С. Хисамов, Д.М. Гумерова, И.Е. Белошапка; заявитель и патентообладатель Альметьевский гос. нефтяной институт. – № 2018120839; заявл. 05.06.2018, опубл. 18.12.2018.

2. Пат. РФ 2694983. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи / И.А. Гуськова, Р.С. Хисамов, Р.З. Нургалиев, Д.Р. Хаярова, Е.Ф. Захарова, И.Е. Белошапка; заявитель и патентообладатель Альметьевский гос. нефтяной институт. – № 2018120839; заявл. 05.06.2018, опубл. 18.07.2019 г.

3. Белошапка И.Е. Новые технологические решения в разработке месторождений природных битумов // Сборник трудов 73-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2019». – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – С.44–48

4. Оценка коэффициента вытеснения по результатам лабораторных экспериментов на модели пласта с применением теплового воздействия и растворителей / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, А.Р. Разумов, И.Е. Белошапка // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2(18). – С. 197–209.

5. Зарипов А.Т. Создание и исследование комплекса технологий для эффективной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти с применением термического воздействия на продуктивный пласт: Автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Бугульма, 2015.

6. Шайхутдинов Д.К. Совершенствование системы разработки залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта: Автореф. дис. … канд. техн. наук. – Бугульма, 2018.

Повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов и информационное обеспечение их разработки на протяжении всего межремонтного периода работы скважин можно обеспечить посредством реализации комплексной технологии заканчивания скважин. Технология включает перфорацию на депрессии под глубинными насосами и долговременный мониторинг работы пластов и оборудования с применением геофизических кабелей с токоведущими жилами и оптоволоконными линиями. Использование оптоволоконных линий в качестве распределенного датчика термометрии (DTS - distributed temperature sensor) позволяет одновременно измерять тепловое поле по всей длине стола скважины, что является важным преимуществом перед электронными датчиками. Однако отсутствие в настоящее время надежных датчиков давления и состава флюида в оптоволоконном исполнении не позволяет измерять забойные и пластовые давления, определять интервалы поступления воды и гидродинамические параметры пластов. Разработка взрывозащищенных дистанционных глубинных приборов позволила восполнить этот пробел и осуществлять комплексирование методов геофизических и гидродинамических исследований с оптоволоконной термометрией. Такой подход позволяет проводить вторичное вскрытие пластов на депрессии, вывод скважин на режим, а также их эксплуатацию с учетом информации, полученной от геофизических и оптоволоконных датчиков. Это обеспечивает существенное повышение коэффициента гидродинамического совершенства вторичного вскрытия и оперативность в оценке энергетических параметров пласта.

Опыт производственного применения интегрированного подхода показывает, что с помощью распределенного датчика температуры решаются задачи выделения работающих интервалов, местоположения заколонных перетоков, контроля температуры насоса и точного измерения динамических уровней. Информация, получаемая при помощи глубинного прибора, позволяет оперативно управлять забойным давлением (депрессией) и рассчитывать гидродинамические параметры пластов. Комплексная технология заканчивания и эксплуатации скважин значительно сокращает экономические затраты на вторичное вскрытие пластов, геофизические и гидродинамические исследования скважин. Это достигается за счет исключения прямых потерь в добыче нефти, неизбежных во время остановки скважин для подготовки и проведения перфорации и исследований, выполняемых по традиционным схемам.

Список литературы

1. Рыбка В.Ф., Лапшина Ю.В. Оптоволоконная термометрия скважин. Мониторинг образования газогидратной пробки // НТВ «Каротажник». – 2018. – Вып. 4. – С. 29–35.

2. Промыслово-геофизический контроль горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 69–71.

3. Пат. на изобретение № 2571790. Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты) / А.Д. Савич, И.А. Черных, А.А. Шадрунов, А.В. Шумилов; заявитель и патентообладатель ООО «Предприятие «ФХС–ПНГ». – № 2014115799/03; заявл. 18.04.14; опубл. 20.12.15.

4. Черных И.А. Разработка метода мониторинга забойного давления по данным промыслово-геофизических исследований скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Пермь, 2018. – 17 с.

5. Повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов / И.Н. Гайворонский, В.И. Костицын, А.Д. Савич [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 62–65.

6. Найданова Е.С., Губина А.И. Опыт применения оптоволоконных технологий в эксплуатационных скважинах // НТВ «Каротажник». – 2017. – Вып. 10. – С. 65–75.

7. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 96–100.

8. Геофизические исследования в горизонтальных скважинах, оборудованных хвостовиками, содержащими устройства для проведения многостадийного гидроразрыва пласта / А.Д. Савич, Д.Г. Халилов, А.С. Чухлов, А.М. Денисов // НТВ «Каротажник». – 2018. – Вып. 10. – С. 48–60.

9. Совершенствование технологий геофизических исследований горизонтальных скважин / Д.Н. Крючатов, Д.Г. Халилов, А.Д. Савич, Д.А. Будник // НТВ «Каротажник». – 2016. – Вып. 10. – С. 16–29.

В настоящее время большинство месторождений Краснодарского края находится на поздних стадиях разработки. Как известно, поздние стадии разработки месторождений характеризуются снижением добычи нефти и увеличением обводненности продукции скважин. Отмеченное обусловливает необходимость вовлечения в разработку запасов, сосредоточенных в нефтенасыщенных интервалах пластов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, эксплуатация которых осложняется низкой проницаемостью, неоднородностью коллекторских свойств и резким ростом обводненности продукции. Процесс разработки таких нефтяных залежей требует внедрения технологий восстановления и увеличения продуктивности скважин. Одним из возможных путей повышения эффективности воздействия на пласт является применение комбинированных технологий.

В статье рассмотрена комбинированная технология, которая совмещает физические методы воздействия на пласт. На первом этапе в скважину закачивают рабочую жидкость и выполняют обработку призабойной зоны скважины при помощи источника упругих волновых полей – ротационного гидродинамического вибратора. Второй этап реализации технологии предусматривает закачку углеводородного растворителя для удаления из призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновых отложений. Применение растворителей способствует увеличению диаметра поровых каналов и проницаемости низкопроницаемых прослоев. На третьем этапе осуществляется кольматация высокопроницаемых водонасыщенных зон путем закачки в пласт тампонирующего состава. На заключительном этапе проводится закачка кислотной композиции, специально подобранной по результатам лабораторных исследований кернового материала майкопских отложений. Комбинированная технология обеспечивает равномерный охват пласта кислотным воздействием по вертикали и латерали, вовлечение в разработку не дренированных ранее участков пласта, в результате – к равномерному повышению проницаемости коллектора после обработки и увеличению дебита скважины.

При выполнении работ применялись вероятностно-статистические методы обработки исходной промысловой информации и экспериментальные методы исследований взаимодействия горных пород с технологическими жидкостями.

Список литературы

1. Сергеев В.В. Разработка комплексной технологии интенсификации добычи нефти: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2016. – 150 с.

2. Патент № 2542015 РФ. Ротационный гидравлический вибратор // М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2014104385/03; заявл. 07.02.14, опубл. 20.02.15.

В статье рассмотрен подход к повышению точности расчетов температуры нефти (стенки трубопровода) для протяженных участков (десятки километров и более) нефтепроводов, проложенных в сложных геолого-климатических условиях, в том числе в районах распространения многолетнемерзлых грунтов. В основу методики расчета заложено уравнение теплового баланса системы трубопровод - окружающая среда. Основная сложность заключается в том, что параметры грунтов в основании трубопровода и условия взаимодействия в системе грунт - окружающая среда могут характеризоваться значительной временной и пространственной изменчивостью. Например, годовая амплитуда температуры грунта на глубине заложения оси трубопровода может достигать десятков градусов. В связи с этим полевые исследования, позволяющие определить фактические значения параметров с приемлемой точностью, требуют огромных материальных затрат. Поэтому в расчетах использованы аппроксимированные значения, что может приводить к возникновению значительных расхождений результатов расчетов и фактических значений. Повышение точности расчетов достигнуто с помощью калибровки расчетной модели по данным датчиков температуры нефти (стенки трубопровода). Калибровка расчетной модели выполнена для промежутков времени, в течение которых значения параметров вмещающей трубопровод среды (температура и теплопроводность грунтов, коэффициент теплообмена между грунтом и атмосферой) постоянны. В качестве управляющего параметра выбрана температура на глубине заложения оси трубопровода. Использование откалиброванной модели позволяет проводить расчеты фактической и прогнозной температуры нефти (стенки трубопровода) на весь период эксплуатации трубопровода с учетом изменения объемов прокачки и условий внешней среды (климат, состояние грунтов, вмещающих трубопровод, и др.). Предложенный способ дает возможность снизить погрешность расчетов и избежать дополнительных материальных затрат на круглогодичные исследование свойств грунтов, вмещающих трубопровод.

Список литературы

1. Совершенствование методов и средств прогнозных расчетов ореолов оттаивания, просадки и величины напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах / С.Г. Радионова, Ю.В. Лисин, Т.И. Кузнецов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 1 (21). – С. 39–43.

2. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. – М.: Недра, 1981. – 177 с.

3. Колосов Б.В. Исследование нагрева жидкости за счет трения при движении ее в трубопроводе // Нефтяное хозяйство – 1989. – № 10. – С. 51–52.

4. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. О тепловом расчете магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 104–105.

5. Методический подход к созданию карт районирования по инженерно-геокриологическим признакам для оценки стоимости освоения территории при трубопроводном строительстве / А.А. Коротков, Л.В. Емельянова, В.З. Хилимонюк [и др.] // Инженерные изыскания. – 2017. – № 2. – С. 28–37.

6. Владова А.Ю., Коротков А.А., Федоренко Д.Ю. Интеллектуальное обеспечение метода выявления причин возникновения аномальных особенностей металлической оболочки техногенных объектов // Математическое и программное обеспечение систем в промышленной и социальной сферах. – 2014. – № 1 (4). – С. 37–41.

Территория хозяйственной деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» длительное время ограничивалась правобережьем среднего течения р. Оби. За более чем 50 лет нефтегазодобычи запасы углеводородов значительно сократились. Для поддержания сложившегося уровня добычи нефти в компании проводится большая работа по восполнению ресурсной базы, в том числе за счет поисково-разведочных работ на новых территориях. В числе таких территорий – Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО). В настоящее время Приуральский район ЯНАО, на территории которого начинаются поисково-разведочные работы, не относится к территориям нефтегазодобычи. Лицензии на поиск и разведку нефти и газа начали выдавать лишь в начале XXI века. На нескольких лицензионных участках поисково-разведочные работы проводит ПАО «Сургутнефтегаз». Как известно, даже на стадии поисково-разведочных работ происходит воздействие на окружающую среду, которое может сопровождаться изменением внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред. На одни компоненты природы (почвенно-растительный покров) оказывается точечное воздействие, которое ограничивается строительными площадками, на другие (водная среда) - воздействие несколько больше в силу особенностей природного компонента. При работе на лицензионных участках, в соответствии с лицензионным соглашением об условиях пользования недрами, ПАО «Сургутнефтегаз» проводит исследования по определению воздействия на окружающую среду посредством экологического мониторинга природных сред. Результаты исследований включают в определение как фонового, так и текущего состояния, что позволит определить в дальнейшем степень и последствия воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду.

Список литературы

1. Уварова В.И. Гидрохимическая характеристика водотоков Нижней Оби // Вестник экологии, лесоведения и ландшафтоведения. – 2011. – № 11. – С. 132–142.

2. Свириденко С.П. Качество воды в реке Полуй Ямало-Ненецкого автономного округа. В сб. докладов международной научно-практической конференции ТюмГАСУ. – Тюмень, 2013. – С. 231–233.

3. Калинин В.М. Водные ресурсы Тюменской области (состояние, проблемы, перспективы) // Налоги. Инвестиции. Капитал. – 2003. – № 5–6. – С. 7–9.

4. Лёзин В.А. Реки Ямало-Ненецкого автономного округа: Справочное пособие. – Тюмень: Вектор-Бук, 2000. – 142 с.