В статье рассмотрены теоретические предпосылки формирования залежей углеводородов на больших (более 6 км) глубинах с точки зрения возможности протекания процессов генерации, их особенностей, граничных условий сохранности залежей и направленности преобразования флюидов под воздействием высоких температуры и давления, а также изменений фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и флюидоупоров. До недавнего времени считалось аксиомой, что распространение залежей нефти ограничено глубиной 4-5 км, при этом возможность существования газовых и газоконденсатных скоплений на больших глубинах не вызывала сомнений. Такая зональность скоплений углеводородов являлась базовой в осадочно-миграционной теории. Однако бурение скважин на сверхглубокие горизонты и открытие нефтяных скоплений на больших глубинах заставило пересмотреть эти взгляды и искать объяснение этому феномену. В статье основной акцент сделан на подтверждении возможности образования скоплений жидких углеводородов в экстремальных условиях. Это следует из результатов анализа углеводородных систем, взаимосвязи и функционирования их отдельных элементов. Изучение особенностей реализации генерационного потенциала специфических материнских отложений с высоким (15 % и более) начальным содержанием органического вещества, которые накапливались в относительно глубоководных условиях, показало, что интенсивные процессы генерации нефти в данных отложениях непосредственно связаны с формированием микротрещиноватости в условиях высоких температуры и давления. В статье обобщены результаты анализа опубликованных результатов бурения глубоких скважин на суше в Китае и Прикаспийской впадине, а также на шельфе Мексиканского залива и в Норвегии. Определены некоторые геологические факторы, благоприятные для формирования нефтегазоносности на больших глубинах.

Список литературы

1. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system: From source to trap // AAPG Memoir. – 1994. – № 60. – P. 3–243–24.

2. Nadeau P.H., Bjørkum P.A., Walderhaug O. Petroleum system analysis: impact of shale diagenesis on reservoir fluid pressure, hydrocarbon migration and biodegradation risks / In: Doré, A.G., Vining, B. (Eds.) // Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives. Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference. Geological Society, London // Petroleum Geology Conference series. – 2005. – V. 6(1). – P. 1267-1274. - http://dx.doi.org/10.1144/0061267

3. Самвелов Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения // Геология нефти и газа. – 1995. – № 9. – С. 5–16.

4. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности подсолевых отложений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, В.А. Жемчугова, Н.Н. Косенкова [и др.]. – Издательская группа URSS, 2019. – 205 с.

5. Feyzullayev A.A., Lerche I. Temperature-depth control of petroleum occurrence in the sedimentary section of the South Caspian basin. Petroleum Research. – 2015. – V. 5. – I. 1. – March 2020. – P. 70–76. –https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2019.10.003

6. Геологические условия нефтегазоносности на больших глубинах / С.П. Максимов, М.И. Лоджевская, Р.Г. Самвелов [и др.] // Международный геологический конгресс, XXVIII сессия. Докл. сов. геологов. – М., 1988. – С. 83–92.

7. Keith S.B., Spieth V., Rasmussen J.C. Zechstein-Kupferschiefer Mineralization Reconsidered as a Product of Ultra-Deep Hydrothermal, Mud-Brine Volcanism. – 2017. https://doi.org/10.5772/intechopen.72560.

8. Light hydrocarbons and diamondoids of light oils in deep reservoirs of Shuntuoguole Low Uplift, Tarim Basin: Implication for the evaluation on thermal maturity, secondary alteration and source characteristics / Z. Chai, Z. Chen, H. Liu [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2020. –https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104388.

9. Formation, distribution, resource potential, and discovery of Sinian–Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China / Caineng Zou, Du Jinhu, Xu Chunchun // Petroleum Exploration and Development. – 2014. – V. 41. – No. 3. - P. 306-325. - DOI:10.1016/S1876-3804(14)60036-7

10. Ehrenberg S.N., Nadeau P.H. Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships // AAPG Bulletin. – 2005. – V. 89. – No. 4. – P. 435–445. – DOI:10.1306/11230404071.

11. Godo T. The Smackover-Norphlet Petroleum System, DeepWater Gulf of Mexico: Oil Fields, Oil Shows, and Dry Holes. Gulf Coast Association of Geological Societies.– 2019. – No. 8.– V. 104-152.

12. Discovery and theoretical and technical innovations of Yuanba gas field in Sichuan Basin, SW China / Guo Xs, Hu Df, Li Yp [et al.] // Pet. Explor. Dev. – 2018. – V. 45(1). – Р. 14–26. - https://doi.org/10.1016/S1876-3804(18)30002-8

13. Sarg J.F. Oil and Gas Reservoirs and Coral Reefs. In: Hopley D. (eds) Encyclopedia of Modern Coral Reefs. Encyclopedia of Earth Sciences Series. Springer, Dordrecht. – 2011. – https://doi.org/10.1007/978-90-481-2639-2_121.

14. Ngia N.R., Hu M., Gao D. Hydrocarbon reservoir development in reef and shoal complexes of the Lower Ordovician carbonate successions in the Tazhong Uplift in central Tarim basin, NW China: constraints from microfacies characteristics and sequence stratigraphy // J Petrol Explor Prod Technol. – 2020. – V. 10. – Р. 2693–2720. – https://doi.org/10.1007/s13202-020-00936-y.

15. Creation of Secondary Porosity in Dolostones by Upwelling Basement Water in the Foreland of the Alpine Orogen / A Lukas., L.W. Diamond, M. Mazurek, D.W. Davis // Geofluids. – 2019. – Article ID 5210404. – 23 p. – https://doi.org/10.1155/2019/5210404.

16. Qi L. Characteristics and inspiration of ultra-deep fault-karst reservoir in the Shunbei area of the Tarim Basin // China Petroleum Exploration. – DOI: 10.3969/j.issn.1672–7703.2020.01.010.

17. Retention processes and porosity preservation in deep carbonate reservoirs / X.F. Zhang, K.B. Shi, B. [et al.] // Geol. Sci. Tech. Info. – 2014. – V. 33. (02). – Р. 80–5.

Территория Иракского Курдистана считается уникальным регионом для нефтегазовой геологии в связи с тем, что, с одной стороны, часть резервуаров, например, кайнозойского возраста, формировалась в относительно глубоководных условиях и характеризуется наличием малопроницаемых отложений, преимущественно глинистых известняков, где роль трещиноватости трудно переоценить, а с другой стороны, здесь имеются широкие возможности для изучения всех элементов нефтегазовых систем. Исследование сосредоточено на группе формаций, представляющих значительный экономический интерес для нефтяной промышленности Ирака: формации Нижний Фарс, Джерибе и Пилла Спи основного кайнозойского (третичного) возраста. Считается, что эти образования играют важную роль в природных углеводородных системах: некоторые из них являются хорошими резервуарами, другие - покрывающими породами. Наличие хорошо обнаженных пород-коллекторов дает возможность реализовать широкий спектр анализа трещин и использовать результаты для более точного прогнозирования характеристик естественной трещиноватости подземной сети трещин третичных коллекторов на всех месторождениях Иракского Курдистана. Одним из высокоэффективных методов анализа являются математические вычисления в рамках программного обеспечения MATLAB. Это современный метод, который еще не получил должного признания в нефтегазовой отрасли. В данной статье применен метод фотограмметрии в сочетании с математическими расчетами для получения полного набора характеристик трещин на обнажении. Этот способ только начал привлекать внимание специалистов нефтяной и газовой промышленности, однако ожидается, что уже в ближайшем будущем его начнут применять более широко.

Список литературы

1. The characteristics of fracture networks in the Shiranish formation of the Bina Bawi anticline; comparison with the Taq Taq field, Zagros, Kurdistan, NE Iraq / A.H. Awdal, A. Braathen, O.P. Wennberg, G.H. Sherwani // Petroleum Geoscience. – 2013. – V. 19(2). – Р. 139-155. –  http://dx.doi.org/10.1144/petgeo2012-036

2. Reif D., Grasemann B., Faber R.H. Quantitative structural analysis using remote sensing data: Kurdistan, northeast Iraq // AAPG Bulletin. – 2011. – V. 95 (6). – Р. 941–956. – https://doi.org/10.1306/11151010112 

3. Jassim S.Z., Goff J.C. The geology of Iraq. – Dolin: Prague, 2006. – 341 p.

4. Interaction of the Zagros Fold–Thrust Belt and the Arabian-type, deep-seated folds in the Abadan Plain and the Dezful Embayment, SW Iran / I.A. Fard, А. Braathen, М. Mokhtari, S.A. Alavi //Рetroleum Geoscience. – 2006. – № 12. – Р. 347–362. –  http://dx.doi.org/10.1144/1354-079305-706. 

5. The petroleum geology of Iraq / A.A.M. Aqrawi [et al.]. - Beaconsfield: Scientific Press, 2010. – 424 p.

6. Fracture intensity vs. mechanical stratigraphy in platform top carbonates: the Aquitanian of the Asmari Formation, Khaviz Anticline, Zagros, SW Iran / O.P. Wennberg,  Т. Svana, M. Azzizadeh [et al.] // Petroleum Geoscience. – 2006. – №12. – Р. 235–245. –  http://dx.doi.org/10.1144/1354-079305-675 

7. Evidence for pre-folding vein development in the Oligo-Miocene Asmari Formation in the Central Zagros Fold Belt, Iran / F. Ahmadhadi,  J.-M. Daniel, M. Azzizadeh, O. Lacombe // Tectonics. – 2008. – V. 27. – № 1. – https://doi.org/10.1029/2006TC001978

8. Sub-seismic fractures in foreland fold and thrust belts: Insight from the Lurestan Province, Zagros Mountains, Iran / G. Casini, P.A. Gillespie [et al.] // Petroleum Geoscience. – 2011. – V. 17. – Р. 263–282. –http://dx.doi.org/10.1144/1354-079310-043

9. Lacombe O., Bellahsen N., Mouthereau F. Fracture patterns in the Zagros Simply Folded Belt (Fars, Iran): Constraints on early collisional tectonic history and role of basement faults // Geological Magazine. – 2011. – V. 148. – Р. 940–963. –  https://doi.org/10.1017/S001675681100029X

10. Geometry, kinematics and fracture pattern of the Bangestan anticline, Zagros, SW Iran / S. Tavani,  F. Storti, B. Soleimany [et al.] // Geological Magazine. – 2011. – V. 148. – Р. 964–979. – DOI: https://doi.org/10.1017/S0016756811000197

11.  Priest S.D. Discontinuity analysis for rock engineering. – London: Chapman & Hall, 1993. - 492 p.

12. Terzaghi R.D. Source of error in joint surveys // Geotechnique. –  1965. – V. 15. – Р. 287–304. - https://doi.org/10.1680/geot.1965.15.3.287 

13. Variations in fracture system geometry and their implications for fluid flow in fractured hydrocarbon reservoirs / N.E. Odling [et al.] // Petroleum Geoscience. – 1999. – V. 5. – Р. 373–384. –  http://dx.doi.org/10.1144/petgeo.5.4.373

14. Price N.J. Fault and joint development in Brittle and Semi-brittle rock. – Oxford: Pergamon Press, 1966. – 176 p.

Для исследования влияния различных структурных параметров, включая форму и пространственную ориентацию анизотропных глинистых пластин, объем, форму и ориентацию трещин на скорости сейсмических волн был отобран образец песчаника. Для отобранного цилиндрического образца керна в лабораторных условиях при сохранении образца сухим были измерены следующие физические параметры: общая пористость, проницаемость, насыпная плотность, содержание минералов и скорость акустических волн в радиальном направлении в семи различных азимутах, а также вдоль вертикального осевого направления. После этого на основе визуального осмотра изображений SEM была построена первичная петрофизическая модель. В первичной двухпористой модели морфология и пространственная ориентация глинистых пластинок рассматривались как параметры модели наряду с морфологией и пространственной ориентацией пор (пустоты с соотношением сторон от 0,1 до 1) и трещин (пустоты с соотношением сторон от 10-5 до 10-2). Анализ показал, что для глинистых пластинок и пор скорости сейсмических волн не чувствительны к рассматриваемым структурным параметрам. Поэтому первичная петрофизическая модель была изменена для удаления невлияющих параметров. Исключение невлияющих параметров увеличивает вес влияющих параметров за счет уменьшения числа неизвестных и степеней свободы модели. Для решения обратной задачи и нахождения параметров модели использован алгоритм внутренних точек. Скорости сейсмических волн регенерированы с использованием оцененных параметров в азимутах, где проводились измерения скоростей волн. Сравнение расчетных и измеренных скоростей волн показывает, что наиболее высокая точность достигается для скоростей волн сжатия (средняя квадратическая ошибка - около 0,5 %), погрешность оценки больше для быстрых сдвиговых волн (примерно 1 %) и результаты с наибольшей погрешностью получены при оценке медленных сдвиговых волн (около 2,5 %). Причина ошибочных результатов, полученных при оценке медленных сдвиговых волн, может быть связана с погрешностью измерений, которая возрастает при измерении скорости медленных сдвиговых волн в лаборатории.

Список литературы

1. Rock properties in low-porosity/low-permeability sandstones / T.M. Smith [et al.] // The Leading Edge. – 2009. – № 28(1). – P. 48–59. https://doi.org/10.1190/1.3064146

2. Brittleness index and seismic rock physics model for anisotropic tight-oil sandstone reservoirs / X.-R. Huang [et al.] // Applied Geophysics. – 2015. – № 12(1). – P. 11–22. – https://doi.org/10.1007/s11770-014-0478-0

3.  Biot‐Rayleigh theory of wave propagation in double‐porosity media, Journal of Geophysical Research / J. Ba [et al.] // Solid Earth. – 2011. – V. 116(B6). – https://doi.org/10.1029/2010JB008185

 4. Squirt flow in fully saturated rocks / J. Dvorkin [et al.] // Geophysics. – 1995. – № 60(1). – P. 97–107. – https://doi.org/10.1190/1.1443767

5. Da‐Xing W. A study on the rock physics model of gas reservoir in tight sandstone // Chinese Journal of Geophysics. – 2017. – № 60(1). – P. 64–83.

6. Xu S., White R.E. A new velocity model for clay‐sand mixtures 1 /  // Geophysical Prospecting. – 1995. – № 43(1). – P. 91–118. – https://doi.org/10.1002/cjg2.30028

7. Pettijohn F. J. Sedimentary Rocks: By FJ Pettijohn, Harper & Row, 1957.

8. Ghasemi M.F., Bayuk I.O. Bounds for Pore Space Parameters of Petroelastic Models of Carbonate Rocks // Izvestiya, Physics of the Solid Earth. – 2020. – № 56(2). – Р. 207–224. – https://doi.org/ 10.1134/S1069351320020032

9. Peselnick L., Robie R.A. Elastic Constants of Calcite // Journal of Applied Physics. – 1962. – № 33(9). – P. 2889–2892. – https://doi.org/10.1063/1.1656709

10. The elastic stiffness tensor of natural dolomite / S. Speziale [et al.] // Proceedings of EHPRG LIV Conference, 2016, September 2016.

11. Elastic moduli of anisotropic clay / I.O. Bayuk  [et al.] // Geophysics. – 2007. – № 72(5). – P. 107–117. –https://doi.org/10.1190/1.2757624

12. Elastic constants of natural quartz / P. Heyliger [et al.] // The Journal of the Acoustical Society of America. – 2003. – № 114. – P. 644–650.– https://doi.org/10.1121/1.1593063

13. T-matrix approach to shale acoustics / M. Jakobsen [et al.] // Geophysical Journal International. – 2003. – № 154(2). – P. 533–558. – https://doi.org/10.1046/j.1365-246X.2003.01977.x

14. Nocedal J., Wright S.J. Linear Programming: Interior-Point Methods. Numerical Optimization. – New York: Springer New York, 2006. – P. 392–420

Свита Монтни нижнетриасового возраста находится в Западно-Канадском осадочном бассейне и является очень значимым ресурсом, содержащим до 121 млрд м³ газа, 20,173 млн м³ конденсата и 22,48 млн м³ нефти. Запасы связаны преимущественно с низкопроницаемыми алевролитами, содержащими разное количество ограники, и в меньшей степени – с мелкозернистыми песчаниками. Дистальные части турбидитных конусов выноса Монтни сложены хорошо отсортированными и окатанными мелкозернистыми алевролитами, которые на определенных участках палеобассейна чередовались с глинистыми глубоководными разностями, сформированными в условиях кислородного голодания и обогащенными органикой. Эти чередования создают оптимальное сочетание расположенных рядом и контактирующих между собой слойков, генерирующих углеводороды. Отложения удаленных частей конусов выноса формировались в периоды нехватки и отсутствия кислорода, которые чередовались с короткими периодами активности. С указанными обстановками осадконакопления связаны три типа пористости: нанопористость преобразованного органического вещества, микропористотсь глинистых частиц и межгранулярная макропористость обломочной части. Органическое вещество представлено керогеном I и II типов и является источником углеводородов и локально развитого аномально высокого пластового давления. Разнообразные алевролиты формируют участки с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Глинистые разности, содержащие значительные объемы связанной влаги с высокими значениями капиллярных давлений, играют роль локальных покрышек. Толщины турбидитных комплексов Монтни достигают 150-270 м, а продуктивные пласты занимают площадь до 130 км². При средней пористости, равной 6 %, и коэффициенте извлечения нефти не более 10 % они представляют собой весьма перспективный объект разработки даже в условиях высоких колебаний цен на углеводородное сырье. 

Список литературы

1. Davies G.R., Aeolian sedimentation and bypass, Triassic of western Canada // Bulletin of Canadian Petroleum geology. – 1997. –  V. 45& –  P. 624–642.

2. Regional subdivisions, sequences, correlations and facies relationships of the Lower Triassic Montney Formation, west-central Alberta to northeastern British Columbia, Canada – with emphasis on role of paleostructure / G.R. Davies, N. Watson, T.F. Moslow, J.A. MacEachern // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2018. – V. 66. – № 1. – Р. 23–92.

3. Western Canada Sedimentary Basin petroleum systems: A working and evolving paradigm /K.G. Osadetz, A. Mort, L.R. Snowdon [et al.] // Interpretation 6 (2): SE63–SE98. DOI: 10.1190/INT-2017-0165.1

4. Cant D.J., Stockmal G.S. The Alberta foreland basin: relationship between stratigraphy and Cordilleran terrane-accretion events // Canadian Journal Earth Sciences. – 1989. –  V. 26. –  Р. 1964–1975.

5. Kent D.M. Paleogeographic evolution of the cratonic platform - Cambrian to Triassic / in G. Mossop, I. Shetson, eds. – Geological atlas of the Western Canada Sedimentary Basin: Canadian Society of Petroleum Geologists and Alberta Research Council, 1994. – Р. 69–86.

6. Alberta Geological Survey, 2019. Alberta Table of Formations. – https://ags.aer.ca/publication/alberta-table-formations)

7. Henderson C.M., Richards B.C., Barclay J.E. Permian strata of the Western Canada Sedimentary Basin. – Geological atlas of the Western Canada Sedimentary Basin: Canadian Society of Petroleum Geologists and Alberta Research Council, 1994. – Р. 251–259.

8. Palynostratigraphy, lithostratigraphy and thermal maturity of the Lower Triassic Toad and Grayling, and Montney formations of Western Canada and comparisons with coeval rocks of the Sverdrup Basin, Nunavut / J. Utting, J.-P. Zonneveld, R.B. MacNaughton, K.M. Falls // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2005. –  V. 53. – Р. 5–24.

9. Zonneveld J.-P., Moslow Th.F. Paleogeographic setting, lithostratigraphy, and sedimentary framework of the Lower Triassic Montney Formation of western Alberta and northeastern British Columbia // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2018. – V. 66. – № 1. – Р. 1–35.

10. Wood J.M. Water Distribution in the Montney Tight Gas Play of the Western Canadian Sedimentary Basin: Significance for Resource Evaluation // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, DOI: 10.2118/161824-PA.

11. Wirth O., Bastian P. Reservoir characterization of the Montney in Blair/Kobes area of NE BC // 5th Unconventional Gas Technical Forum, Victoria, 2011. http://www.ugresources.com/linkclick.aspx?fileticket=CP1Hic3pfR0%3D&tabid=2932.

12. Rakhit K. The Montney resource play - limits and distribution, a hydrodynamic perspective // 4th Annual Unconventional Gas Technical Forum, Victoria, 2010.

13. ERCB/AGS Open File Report 2010-05. Energy Resources Conservation Board, Alberta Geological Survey. Rock Eval™, Total Organic Carbon, and Adsorption Isotherms of the Montney Formation in Alberta: Shale Gas Data Release.

14. Podetz, C.P. Western Canada Activity Summary: Montney. Getting Deeper into the Play. Discovery Digest. January 9, 2019.

В статье представлены результаты исследований Уральской складчатой системы, расположенной в зоне сочленения южной части Предуральского краевого прогиба и Западно-Уральской внешней зоны складчатости. Данные получены на основе статистического изучения органического вещества силурийских пород и моделирования процессов генерации, миграции, аккумуляции, консервации, разрушения и перераспределения углеводородов в течение геологического времени. Рассматриваемая территория обладает высоким нефтегазовым потенциалом. Несмотря на сложности изучения низов палеозойских отложений, именно они представляют наибольший интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности. В процессе геохимического анализа с помощью метода Rock-Eval проведена статистическая обработка полученных ранее результатов пиролиза силурийских материнских пород, определен их генерационный потенциал. Смоделированы четыре доказанные генерационно-аккумуляционные системы: нежнепермская, визейско-башкирская, франско-турнейская, нижнедевонско-франская, – а также одна предположительная – силурийская. При проведении термобарического анализа изучено распределение геотермического градиента, зон распределения аномально высоких поровых давлений, гидростатических давлений, водонапорных режимов. Проведен сравнительный анализ миграционно-аккмуляционных процессов в пределах изучаемой территории при флюидопроводящих и флюидонепроводящих разломах. Распределение ресурсов углеводородов по площади совпадает с известными в настоящее время месторождениями, что свидетельствует о достоверности построенной геологической модели. Результаты исследований дают возможность создать единую картину формирования скоплений нефти и газа, оценить влияние предполагаемых источников углеводородов в регионе, определить очаги генерации углеводородов, развить и расширить возможности решения актуальных проблем локализации и пространственного размещения углеводородного сырья в ловушках, а также пересмотреть региональную оценку ресурсов региона.

Список литературы

1. Геохимическая характеристика нефтематеринских пород южной части предуральского прогиба, оценка реализации силурийских пород / А.С. Монакова, А.В. Осипов, А.В. Бондарев [и др.] // В кн. Санкт-Петербург 2020. Геонауки: трансформируем знания в ресурсы. 9-я международная геолого-геофизическая конференция EAGE. – М., 2020. – С. 120.

2. Результаты геолого-съемочных работ на восточном борту южной части Предуральского прогиба / А.В. Осипов, А.В. Бондарев, Р.Н. Мустаев [и др.] // Изв. вузов. Геология и разведка. – 2018. – № 3. – С. 42–50.

3. Моделирование катагенетического преобразования силурийских нефтегазоматеринских толщ южного предуралья на основе статистической обработки результатов анализа Rock-Eval / А.В. Бондарев, К.И. Данцова, А.В. Баршин, Л.И. Минлигалиева // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2020. – № 1 (298) . – С. 29–37.

В настоящее время в свободном доступе имеется большое количество космических изображений Прикаспийской синеклизы. В статье рассмотрена схема дешифрирования на примере 37 изображений, покрывающих всю территорию Прикаспия. Условия съемки были подобраны максимально безоблачные. Съемка выполнялась весной. В рамках данной работы была собрана мозаика тепловых изображений из отдельных снимков в программе QGIS. Проанализированы схемы дешифрирования за период с 1973 по 2021 гг. Также проведено экспертное (авторское) дешифрирование, целью которого заключалась в выявлении геоморфологической и ландшафтной выраженности наиболее часто встречающихся линеаментов. Под линеаментами в данной работе понимаются спрямленные и (или) линейно организованные элементы изображения природного генезиса. При визуальном дешифрировании также установлены многочисленные кольцевые фотоаномалии различной выраженности и размеров. На снимках выделены многочисленные локальные аномалии фототона и фоторисунка, отражающие положение соляных куполов Прикаспия и брахиантиклиналей, развитых в пределах прилегающих территорий. Дешифрованные лениаменты сопоставлены с картами, составленными ранее. Показано, что практически все объекты, выделенные ранее, находят отражение на космических снимках, при этом имеются и ранее неизвестные. Особое внимание уделено выявленным узлам пересечения линеаментов, так как именно они часто являются показателями наибольшей проницаемости литосферы, и к ним чаще всего приурочены месторождения полезных ископаемых, в том числе углеводородов. Приведена результирующая схема, составленная по результатам компьютерного и экспертного дешифрирования, на которой показаны линеаменты, не картировавшиеся ранее.

Список литературы

1. Оруджева Д.С., Воробьев В.Т., Ромашев А.А. Аэрокосмические исследования нефтегазоносных территорий Прикаспийской впадины. – М.: Наука, 1982. – 76 с.

2. Рамберг Х. Сила тяжести и деформации в земной коре. – М.: Недра, 1985. – 399 с.

3. Корниенко С.Г. Возможности и перспективы применения методов теплового дистанционного зондирования в нефтегазовой отрасли // Наука и техника в газовой промышленности. – 2002. – № 1. – С. 8–14.

4. Трофимов Д.М. Дистанционные методы в нефтегазовой геологии. – М.: Инфра-Инженерия, 2018. – 388 с.

5. Шилкин А.Н.  Космическая геоскопия как метод изучения глубинной структуры: (На примере Прикаспийской впадины). – Саратов: Изд-во Саратовского университета, 1982. – 129 с.

6. Шульц С.С. Планетарная трещиноватость (основные положения) // В кн.: Планетарная трещиноватость. – Л.: Изд-во ЛГУ, 1973. – С. 5–37.

7. Садовский М.А. О блоковой структуре литосферы Земли // Успехи физических наук. – 1985. – Вып. 147. – С. 421–422.

Настоящее время является переломным в преподавании в связи с активным внедрением компьютерных технологий в образовательный процесс. В значительной степени это касается преподавания геологического дешифрирования, что обусловлено доступностью космических снимков и методов их обработки. С появлением таких снимков оказалось, что на Земле широко развиты неизвестные ранее образования – линеаменты и кольцевые структуры, природа которых в ряде случаев до сих пор не установлена. В статье отражен многолетний опыт преподавания дисциплины «Аэрокосмические методы в нефтегазовой геологии» в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Впервые освещены принципы и приемы преподавания этой дисциплины. Дано описание содержания (традиционный курс – лекции и связанные с их тематикой практические задания) и методика преподавания дисциплины, а также контрольные мероприятия. Практические задания сгруппированы в четыре блока. Работы выполняются с помощью ресурсов открытого доступа GoogleEarth, QGIS. В процессе обучения предусмотрено курсовое проектирование. Рассмотрены возможности дистанционного преподавания дисциплины. Особое внимание уделено роли рисунка гидросети при дешифрировании структур. Сделан вывод, что использование снимков в нефтегазовой геологии не только помогает решать узкоспециальные задачи, но и позволяет увидеть и решить геологические, прогнозные и поисковые проблемы в их единстве и взаимоотношении частей. Даны рекомендации по учебной литературе для данной дисциплины. Отмечена универсальность космических изображений - в зависимости от целей исследования с их помощью можно получать разнообразную информацию.

Список литературы

1. Петрусевич М.Н. Аэрометоды при геологических исследованиях. – М.: Гостехгеолиздат, 1961. - 407 с.

2. Миллер В., Миллер К. Аэрофотогеология. – М.: Мир, 1964. – 291 с.

3. Петрусевич М.Н. Практическое руководство по аэрофотогеологии. – М.: Изд-во МГУ, 1976. – 190 с.

4. Кац Я.Г., Рябухин А.Г., Трофимов Д.М. Космические методы в геологии. – М.: Изд-во МГУ, 1976. – 246 с.

6. Кац Я.Г., Тевелев А.В., Полетаев В.И. Основы космической геологии. – М.: Недра, 1988. – 236 с.

Одним из важнейших в нефтяной геологии является вопрос, связанный с процессами генерации и аккумуляции углеводородов на больших глубинах. Прикаспийская впадина – один из наиболее перспективных объектов с точки зрения нефтегазоносности больших глубин. В настоящее время в этом регионе слабо изучены процессы образования углеводородов в подсолевых толщах, которые, безусловно, представляют большой интерес. Генерирующими породами Прикаспия принято считать терригенные, кремнисто-карбонатные отложения девонско-каменноугольного возраста и пермские карбонатно-глинистые отложения в интервале глубин от 4 до 5 км с сапропелево-гумусовым типом органического вещества.

В статье рассмотрен генерационный потенциал основных генерирующих толщ Прикаспийской впадины (девонские, нижнекаменноугольные, средне-верхнекаменноугольные, нижнепермские отложения), определенный с помощью метода Rock-Eval. Изучены также образцы керна из скважины, расположенной на Восточном борте Прикаспийской впадины, в Актюбинской области. В данном районе такие исследования проводились впервые. Выполнен анализ 15 образцов пород методом Rock-Eval с дальнейшей интерпретацией результатов. Положение большинства стратиграфических границ в скважине не удалось установить достоверно, поэтому они определялись условно по геофизическим данным. В итоге в разрезе скважины выделены нефтегазоматеринские породы, которые характеризуются II, II-III и III типами керогена. Часть образцов в скважине являются незрелыми. Приведены модифицированные диаграммы Ван-Кревелена, зависимость индекса продуктивности керогена от температуры максимального выхода углеводородов при пиролизе керогена T_max, зависимость содержания общего органического углерода (ТОС) от генерационного потенциала породы (S₁+S₂).

Список литературы

1. Исказиев К.О. Стратегия освоения ресурсов нефти и газа в подсолевых отложениях севера Прикаспийской синеклизы: дисс. … д-ра геол.-минер. наук. – М., 2021. – 387 с. – https://www.gubkin.ru/diss2/files/d2-iskaziev-ko/Dissertation_Iskaziev_KO.pdf  дата обращения 05.10.2021

2. Исказиев К.О., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Нефть на больших глубинах: сравнение нефтегазоносных бассейнов и перспективы поиска // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. – 2020. – №3. – С. 3–19.

3. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. – М.: Академия Естествознания, 2016. – 244 с.

4. Мурзин Ш.М. Нефтяные системы и история их формирования в акватории северного Каспия // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. – 2010. – № 6. – С. 23–35.

В последнее время вопросы дегазации недр, особенно в связи с проблемами формирования месторождений углеводородов и глобального изменения климата, являются областью пристального внимания исследователей. Этому вопросу посвящены многочисленные работы и научные конференции. Самые известные пути концентрированной дегазации — это вулканы и грязевые вулканы. Однако задачи наблюдения и фиксации рассеянных путей дегазации Земли решены в значительно меньшей степени. Тем не менее существуют методы, оптимально приспособленные для обнаружения таких явлений: дистанционное зондирование, которое охватывает ряд направлений науки, технологий, развивавшихся на протяжении более чем сотни лет. К газам, выделяющимся из недр, прежде всего относятся водород, оксид углерода, метан, гелий и в меньшей степени некоторые другие. В различных районах мира обнаружено большое число структур дегазации, которые можно проследить с помощью космических снимков. Перспективы повышения эффективности использования аэрокосмических методов мониторинга для решения задач нефтегазового комплекса связаны с разработкой и применением новых методов, технологий и аппаратуры дистанционного зондирования, обработки аэрокосмической информации, современных геоинформационных технологий, а также с комплексированием аэрокосмических и наземных данных. Существуют различные мнения об источнике глубинных газов, формах их выделения, путях и способах подъема к дневной поверхности. Для дистанционного выявления поверхностных газопроявлений наилучшим образом подходят мультиспектральные данные дистанционного зондирования Земли среднего разрешения. В статье используются материалы общедоступных ресурсов EarthExplorer (USGS), Google Maps, Google Earth, Google Earth Engine Datasets.

Список литературы

1. Аэрокосмический мониторинг объектов нефтегазового комплекса. Под редакцией академика В.Г. Бондура – М.: Научный мир, 2012. – 558 с.

2. Выявление газопроявлений на шельфе России по данным космической съемки / В.Г. Бондур, Т.В. Кузнецова, В.Е. Воробьев, В.В. Замшин  // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2014. – Вып. 1 (9). – С. 1–23.

3. Леин А.Ю., Иванов М.В. Биохимический цикл метана в океане // Природа. – 2010. – № 2. – С. 12–21.

4. Милосердова Л.В. Аэрокосмические методы в нефтегазовой геологии.  – М.: ООО Издательский дом «Недра», 2022.

5. http://miloserdovalv.narod.ru/zagruzki/airo/2018/9-kolcevye_struktury.pdf

6. https://earth-chronicles.ru/news/2011-07-03-2780

7.  Грязевой вулканизм и сверхглубокие углеводородные системы / В.Ю. Керимов, И.С. Гулиев, А.В. Осипов, [и др] // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – Вып. 4(23). – С. 1–9.

8. Грязевой вулкан Хаакон Мосби (Норвежское море): особенности строения и состава отложений / В.В. Крупская, И.А. Андреева, Э.И. Сергеева, [и др]  // В сб. Опыт системных океанологических исследований в Арктике. – М.: Научный Мир, 2001. – С. 492–502.

9. Газовые гидраты на акваториях Циркумарктического региона / В.И. Богоявленский, И.В. Богоявленский, А.В. Кишанков, А.С. Янчевская  // Арктика: экология и экономика. – 2018 – №3(31). – С. 42-55.

10. Ратнер С.В. Изучение грязевого вулканизма в Черном море для обеспечения безопасности навигации и нефтегазовой инфраструктуры // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2007. – № 10. – С. 6–10.

11. https://earthexplorer.usgs.gov/

12. Руденко А.В. Методика прямого дешифрирования кольцевых структур водородной дегазации на территориях проживания людей и ведения хозяйства по данным Google Maps и Google Earth // Геополитика и экогеодинамика регионов. Т. 5 (15). – 2019. – Вып. 3. – С. 326–334.

В статье представлены результаты интерпретации данных по 488 образцам, исследованным пиролитическим методом Rock-Eval, из которых 69 образцов относятся к баженовской свите, 12 – к тогурской и 407 – к тюменской. Регионом исследования является юг Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (12 площадей). Для наиболее полной характеристики потенциала нефтематеринских пород использовались и другие данные пиролиза методом Rock-Eval. Корректная интерпретация может быть выполнена для образцов, не загрязненных миграционными углеводородами. Дано описание образцов части исследуемых площадей. Детальное изучение района обусловлено значительной перспективностью его нефтегазоносности. Определены содержание органического углерода, стадии термической зрелости, тип керогена и генерационный потенциал для материнских пород тогурской, тюменской и баженовской свит. Основной целью данного исследования являлось определение качества керогена и количества органического вещества. Рассеянное органическое вещество в образцах тюменской свиты по составу соответствует керогену II и III типов. На диаграмме Ван-Кревелена большая часть точек тогурской свиты группируется между кривыми эволюции керогенов II и III типов, что свидетельствует о возможном смешении двух типов керогена. Генерационный потенциал органического вещества пород тюменской свиты изменяется от «бедного» до «отличного», пород тогурской свиты (по всем изучаемым площадям) – от среднего до очень хорошего, пород баженовской свиты – от очень хорошего до отличного. Разнообразие условий накопления органического вещества увеличивается к востоку района исследований. Содержание органического вещества и его качество позволяют предположить, что условия, благоприятные для формирования залежей, сохраняются по всему разрезу, постепенно ухудшаясь к востоку.

Список литературы

1. Peters K.E., Cassa M.R. Applied Source-Rock Geochemistry. ААPG. – 1994. – V. 60. – P. 93–120.

2. Dembicki H. Jr. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals // AAPG Bulletin. – 2009. – V. 93. – № 3. – P. 341–356.

3. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. V. 1: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. V. 2: Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. Cambridge, New York, Melborne: Cambridge University Press, 2005. – 1132 c.

Нижнекембрийские галогенно-карбонатные отложения являются в настоящее время одними из наиболее перспективных объектов для поиска нефти и газа в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В статье на примере Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения рассмотрены методические приемы детальной корреляции разрезов скважин для сложнопростроенной толщи, осложненной трапповым магматизмом. На первом этапе исследования из изучаемого разреза скважин исключены все интервалы, в которых зафиксировано внедрение магмы. Выполнена корреляция разрезов скважин, обработанных таким образом. По характеру изменения толщин отдельных пачек пород выявлены основные особенности блокового строения изучаемых объектов до внедрения трапповых интрузий. Эффективность данного приема возрастает с применением последовательного палеопрофилирования. При последовательном выравнивании на каждую реперную границу установлено, что формирование галоген-карбонатных отложений усольской и бельской свит на территории Ярактинского месторождения может быть связано с «клавишным» погружением блоков по конседиментационным разломам. На втором этапе проведена повторная корреляция разрезов скважин с восстановленными в них интрузиями. Ее результаты подтвердили наличие выявленных ранее разрывных тектонических нарушений. Таким образом, на основе только скважинных данных путем использования приема последовательного палеопрофилирования показано, что формирование нижнекембрийских галогенно-карбонатных толщ происходило путем погружения смежных блоков по конседиментационным разломам, которые в дальнейшем стали возможными путями внедрения траппового магматизма в осадочные породы. Сделан вывод, что, несмотря на разнообразие методов и алгоритмов геологического моделирования, данное направление нуждается в научно-методическом развитии, особенно при изучении сложнопостроенных залежей.

Список литературы

1. Cтруктурная позиция траппов юга сибирской платформы / М.Е. Тонких, А.С. Барышев, К.Н. Егоров, Д.А. Кошкарев // Вестник ИрГТУ. – 2011. – № 12(59). – С. 65–73

2. Рапацкая Л.А., Тонких М.Е., Стрижаков Е.А. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносные горизонты (юг Сибирской платформы) // Изв. Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых. – 2019. – Т. 42. – № 1. – С. 7–14.

3. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). – Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 2007. – 467 с.

В ПАО «Сургутнефтегаз» одними из приоритетных направлений развития добычи углеводородов являются сложнопостроенные продуктивные пласты среднеюрского комплекса, которые имеют значительные перспективы для открытия новых залежей углеводородов на территории Западной Сибири. Пласты тюменской свиты характеризуются резкой литолого-фациальной изменчивостью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и не всегда контролируются структурными факторами. Зоны улучшенных коллекторов приурочены в основном к русловым или дельтовым отложениям. Несмотря на значительный объем накопленной информации, модели залежей тюменской свиты до сих пор достаточно условны и создаются с большими допущениями и упрощениями. Детальная сейсморазведка МОГТ 3D позволяет выделить различные объекты флювиального типа, однако для повышения эффективности геолого-разведочных работ определения только границ речных фаций иногда недостаточно. Необходимо установить фациальные особенности русловых тел, выделить низкопроницаемые участки, закартировать области улучшенных ФЕС.

В статье рассмотрена методика картирования высокопроницаемых коллекторов в континентальных отложениях тюменской свиты, на основе динамических и кинематических параметров волнового поля с учетом фациальных особенностей развития пласта. Переобработаны архивные сейсмические материалы МОГТ 3D разных лет. Изучены палеотектонические особенности района работ, керновый материал, рассчитана спектральная декомпозиция, проанализированы временные разрезы, седиментационные и горизонтальные срезы куба амплитуд и куба a_ПС. Закартированы объекты руслового генезиса, выделены и обоснованы опесчаненные участки с улучшенными ФЕС в границах палеорусел.

Список литературы

1. Барабошкин Е.Ю. Практическая седименталогия. Терригенные резервуары. – Тверь: ГЕРС, 2011. – 152 с.

2. Технология седиментационного анализа сейсмических данных / Г.Н. Гогоненков [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 1. – С. 62–69.

3. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / В.А. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – Т. 54. – 2013. – № 8. – С. 972–1012.

Геологические особенности рассмотренного в статье месторождения требуют активного применения современных интегрированных методов сопровождения и строительства высокотехнологичных скважин. Увеличение эффективности бурения повышает рентабельность разработки месторождения и освоения трудноизвлекаемых запасов. Эффективность бурения предложено обеспечивать путем применения нескольких методов работы, таких как геомеханические расчеты в режиме реального времени с использованием данных геонавигации скважины; анализ кавернозности ствола с учетом особенностей бурения и литотипов; оценка геометрии ствола скважины. Исследования показали, что глины в надкровельной части целевого пласта существеннее всего подвержены влиянию временного фактора и подъема инструмента с обратной проработкой, которые способствуют увеличению кавернозности ствола. Учет геологических особенностей во время бурения позволяет точно корректировать модель устойчивости и интервалы потенциальных осложнений за счет оперативного обновления геомеханической модели в режиме реального времени с выдачей рекомендаций. Геомеханическое моделирование позволяет прогнозировать безопасное окно бурения. Сокращение времени бурения секции хвостовика и минимизация открытого состояния ствола скважины за счет максимального приближения глубины посадки башмака колонны к кровле целевого пласта, а также минимизация «вылетов» в глинистые интервалы при проводке снижает риски дифференциального прихвата и обвалообразования. Геонавигационное сопровождение обеспечивает повышение достоверности анализа осложнений и дает более полную картину при строительстве скважины, что увеличивает вероятность принятия оптимальных решений в дальнейшем. Ежемесячное обновление гидродинамической модели для целевого пласта необходимо для корректной оценки напряженного состояния системы, подбора оптимальной плотности бурового раствора, снижения риска дифференциального прихвата. Использование индекса сложности скважины позволяет оценить и запланировать необходимые мероприятия для успешного строительства скважин в аналогичных условиях. Полученные результаты показывают, что выполнение рекомендаций и проведение мероприятий на основе геомеханического моделирования позволяют обеспечить безопасное строительство скважины на разбуриваемой площади.

Список литературы

1. Новосибирский НТЦ: интегрированное техническое и технологическое сопровождение с применением геофизических и геомеханических исследований в процессе бурения в Нижневартовском районе / Н.К. Каюров, Э.Н. Донцов, А.М. Людиновец [и др.] // ROGTEC Российские нефтегазовые технологии. – 2018. – № 52. – С. 100–109.

2. Сопровождение бурения высокотехнологичных скважин на основе интеграции методов геомеханики и геонавигации / С.И. Габитов, А.С. Гоцуляк, И.С. Чебышев, Р.В. Мухамадиев // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 2. – C. 15–23. – DOI: 10.17122/ngdelo-2020-2-15-23.

3. Mitigating Wellbore Stability Risks through Geomechanical Solutions / O. Hamid, A. Qahtani, S. Alamer, W. Sherbeny // SPE–192872-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/192872-MS.

4. Геомеханическое сопровождение бурения горизонтальной скважины в Восточной Сибири / К.В. Торопецкий, Н.К. Каюров, В.Н. Ульянов, Г.А. Борисов // ROGTEC Российские нефтегазовые технологии. – 2017. – № 48. – С. 76–87.

5. Evaluation of Optimum Mud Weight Window for Prevention of Wellbore Instability in Niger Delta Wells / C. Godwin, N. Jacob, K. Bariakpoa, N. Samuel // IOSR Journal of Engineering. – 2020. – V. 10. – I. 10. – P. 61 – 66.

6. Successful Drilling Campaign of High Angled Wells in Tight Gas Fields using 3D Geomechanical Modeling and Real-Time Monitoring / A. Salim, H. Qasim, R. Rajeev [et al.] // SPE –202123-MS – 2021. – https://doi.org/10.2118/202123-MS.

7. Geomechanics Characterization of Nahr Umr and Laffan Shales Through Anisotropic Geomechanics and Shale Stability Analysis for Drilling Optimization / X. Guifen, Elyes Habib Draoui., R. Jamal [et al.] // SPE–202933-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/202933-MS.

8. Realtime Drilling Geomechanics Aids Safe Drilling through Unstable Shales and Channel Sands of Wara Formations, Minagish Field, West Kuwait / Al D.E., AL M.H., Gholum S. [et al.] // SPE–200929-MS.2021. – https://doi.org/10.2118/200929-MS.

9. The Strategic and Tactical Value of Geomechanics for Drilling Operational Excellence of ERD Well in Uzen Field / K. Chettykbayeva, Y. Petrakov, A. Sobolev [et al.] // SPE–191632-18RPTC-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191632-18RPTC-MS.

10. AlBahrani H., Al-Yami A. Drillstring Vibrations and Wellbore Quality: Where Drillstring Design Meets Geomechanics // SPE–193253-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/193253-MS.

11. Karimi M. Drill-Cuttings Analysis for Real-Time Problem Diagnosis and Drilling Performance Optimization // SPE–165919-MS. 2013. – DOI: 10.2118/165919-MS.

12. Renato G., Zuly H., Yair A. New Approach for Estimating Cavings Volume to Avoid Wellbore Instabilities // International Society for Rock Mechanics and Rock Engineering Source: Materials of Conference on Rock Mechanics for Natural Resources and Infrastructure. Goiania, Brazil. 2014. URL:https://www.researchgate.net/publication/335189023 (дата обращения: 03.07.2021).

13. Ortenzi L., Evans M., Maeso C.J. An Integrated Caliper from Neutron, Density, and Ultrasonic Azimuthal LWD Data // SPE–77479-MS. – 2002. – https://doi.org/10.2118/77479-MS.

14. Effective Solutions To Well Integrity Management Using Multi Finger Caliper And Electromagnetic Tool //A. Nadir, G. Bachir, S., Laid [et al.] / SPE–198570-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/198570-MS.

Приобское месторождение является уникальным по запасам и сложным для освоения, что обусловлено особенностями геологического строения. Запасы нефти месторождения относятся к трудноизвлекаемым, так как приурочены к низкопроницаемым коллекторам. Разработка месторождения и эффективная выработка запасов в таких геологических условиях невозможны без системного применения комплекса геолого-технологических мероприятий. На Приобском месторождении происходит постоянное наращивание объема проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи. Гидроразрыв пласта – основное геолого-технологическое мероприятие, являющееся неотъемлемой частью системы разработки и обеспечивающее целесообразность и рентабельность дальнейшей разработки месторождения. ООО «РН-Юганскнефтегаз» является одним из несомненных лидеров в области применения гидроразрыва пласта. Специалистами, сопровождающими разработку Приобского месторождения, накоплен колоссальный практический опыт применения данной технологии. Первые гидроразрывы на Приобском месторождении проведены 1992 г. По мере разбуривания трудноизвлекаемых запасов гидроразрыв пласта применяется в качестве основного способа заканчивания при вводе новых скважин.

В статье рассмотрены основные периоды развития технологии гидроразрыва пласта на Приобском месторождении, их основные аспекты. Приведены исторические данные о количестве проведенных скважино-операций, влиянии массы проппанта на эффективность гидроразрыва. Рассмотрена динамика работы скважин до и после проведения гидроразрыва пласта в наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Выполнен анализ эффективности повторных гидроразрывов. Представлены планы по оптимизации ранее внедренных и новых технологий гидроразрыва пласта, а также по развитию цифрового моделирования гидроразрыва.

Список литературы

1. Янин А.Н. Гидроразрыв пласта – прорывная технология! К 30-летию с начала массового применения ГРП на месторождениях Западной Сибири // Бурение и Нефть. – 2018. – № 7. – С. 20–27.

2. Колупаев Д.Ю., Биккулов М.М. Массовое проведение гидроразрыва пласта – ключевая технология разработки южной части Приобского месторождения // PROНЕФТЬ – 2019. – № 1. – С. 39–45.

4. Фахретдинов И.В. Комплексный мониторинг горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на этапе внедрения в условиях Приобского месторождения с целью повышения эффективности их работы // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4. – С. 92–99.

В статье рассмотрены результаты исследования процесса разработки карбонатного коллектора с трещинно-каверновой структурой пустотного пространства на примере Юрубчено-Тохомского месторождения Красноярского края. Карбонатный коллектор рифейских отложений, сложенный преимущественно доломитом, образует низкопроницаемую матрицу с системой микро- и макротрещин и каверн, с пустотностью менее 2 %. Система субвертикальных трещин связывает обширную газовую шапку, нефтяной пласт и подстилающие воды, что приводит к осложнениям при эксплуатации в виде прорывов газа и воды. Это также обуславливает низкую эффективность систем поддержания пластового давления путем закачки воды. На месторождении организовано два очага закачка воды в рифейские отложения с целью утилизации подтоварной воды, но это не оказывает существенного влияния на пластовое давление. Начало промышленной эксплуатации и интенсификация добычи нефти на Юрубченской залежи сопровождаются сверхплановым падением пластового давления. Анализ данных эксплуатации показал, что темп падения пластового давления непосредственно связан с прорывами газа газовой шапки. Рассмотрен подход к стабилизации энергетического состояния пласта путем балансировки отборов нефти и газа. Реализована программа исследований, в ходе которой проведена оценка изменения пластового давления, газового фактора и темпа падения дебита нефти при ограничении отборов газа. Показано, как управление темпом отбора газа за счет остановки скважин с высоким газовым фактором позволяет компенсировать потери добычи нефти и повысить накопленную добычу нефти.

Список литературы

1. Багринцева К.И., Красильникова Н.Б., Сауткин Р.С. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов рифея Юрубчено-Тохомского месторождения // Геология нефти и газа. – 2015. – № 1. – С. 24–40.

2. Киселев В.М., Козяев А.А., Коротышева А.В. Анализ систем естественной трещиноватости Юрубчено-Тохомского месторождения // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 6. – С. 22–25.

3. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 1996. – Т. 7. – № 8. – С. 166-195.

4. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения / Н.М. Кутукова, Е.М. Бирун, Р.А. Малахов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 4–7.

5. Кутукова Н.М. Критерии продуктивности рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления по комплексу геолого-геофизических данных // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2019. – Вып. 3(26). - DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2019-26.art9

6. Интегрированный подход к построению модели коллектора карбонатного резервуара в сложнопостроенных ловушках нефти на территории Восточной Сибири / Н.М. Кутукова, В.Л. Шустер, В.М. Панков [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2019. – № 11. – С. 23-27. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-23-27

7. Оптимизация системы разработки Юрубчено-Тохомского месторождения на основе концептуальной геологической модели / Н.М. Кутукова, М.В. Панков, А.С. Сорокин, А.А. Козяев // Технологии нефти и газа – 2019. – № 6. – C. 57-67. - DOI: 10.32935/1815-2600-2019-125-6-57-614–79.

8. Райсс Л. Основы разработки трещиноватых коллекторов. М.-Ижевск: Издательство «ИКИ», 2012. – 118 с.

9. Практические аспекты разделения пустотного пространства каверново-трещинных коллекторов в условиях предельно низкой пористости / А.А. Осипенко, О.И. Бойков, Д.В. Назаров [и др.] // Каротажник. – 2019. – Вып. 6 (300). – С. 134-144.

10. Сауткин Р.С. Коллекторские свойства и продуктивность рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения // ГЕОРЕСУРСЫ. – 2015. – № 4. – С. 25–34.

В процессе эксплуатации добывающих скважин накапливается большой объем данных, характеризующих режим работы и свойства добываемого сырья. Их использование не всегда имеет систематический и объективный характер, и не все возможности их применения изучены. Работа нацелена на изучение возможности использования массива таких данных для анализа состояния скважины и прогнозирования сроков, когда может произойти авария. Выполнены отбор релевантных данных и сравнительный анализ режимных параметров перед аварийными случаями и параметрами в рабочих режимах. Обнаружена корреляция между характеристиками режима работы скважин и вероятностью возникновения на них аварий (в частности, из-за негерметичности эксплуатационной колонны и по другим причинам). Проанализированы результаты работы алгоритмов машинного обучения, помогающих провести разделение аварийных и рабочих состояний скважин. Показано, как обученные алгоритмы работают в течение всего представленного в данных периода эксплуатации скважин, исключенных из обучения. Типичная картина ежедневных прогнозов предаварийных состояний по типу «негерметичность эксплуатационной колонны» на скважинах, где такие аварии были зафиксированы, сильно отличается от рабочих скважин. Наблюдаются серии положительных прогнозов на протяжении длительных интервалов до обнаружения негерметичности. Предложены оценка полученных результатов в разных временных интервалах и возможная интерпретация для использования на производстве. Многие из остальных аварийных случаев пересекаются или накладываются друг на друга, что мешает провести многоклассовое разделение и сделать однозначные выводы об эффективности прогнозирования аварий. Результаты работы, пусть и частично, могут внести ясность в вопрос о вероятности и сроках развития аварий и использоваться в области мониторинга разработки месторождений.

Список литературы

1. Casing collapse risk assessment and depth prediction with a neural network system approach / S. Salehi, G. Hareland, K. Khademi [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – V. 69. – I. 1–2. – P. 156–162. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.08.011.

Прогнозирование фазового состояния многокомпонентных углеводородных систем, содержащих воду, является важным аспектом при моделировании технологических процессов разработки месторождений. Наличие воды в составе добываемой продукции может существенно влиять на фазовое состояние, а также на численные параметры PVT-свойств. Это может привести к нарушению режимов работы оборудования, вплоть до возникновения аварийных ситуаций. Моделирование фазового состояния многокомпонентных систем, содержащих воду или другие полярные вещества, требует расширения существующих и разработки новых расчетных методик. Использование кубических уравнений состояния является общепринятой методикой для моделирования технологических процессов, сопровождающих разработку месторождений. Одним из способов расширения применимости кубических уравнений состояния для моделирования систем, содержащих полярные молекулы, таких как вода или спирты, является использование нестандартных правил смешивания, например Кабади – Даннера, Хьюрона – Видала и др., позволяющих учесть взаимное растворение компонентов в фазах. Корректное определение фазового состояния, составов фаз, а также PVT-свойств углеводородных систем позволяет подобрать оптимальные режимы функционирования оборудования.

В статье представлены методика и результаты расчетов фазового равновесия многокомпонентных углеводородных систем, содержащих воду или другие полярные молекулы. За основу взяты результаты ряда работ, которые позволяют рассчитывать равновесие бинарных систем газ – вода. Проведено обобщение методики для возможности расчета трехфазного равновесия газ – нефть – вода, а также частных случаев газ – нефть, газ – вода, нефть – вода. Получена система уравнений для расчета фазового равновесия и определения долей фаз. Предложены поправки для начальных значений констант фазового равновесия. Проведено сравнение результатов расчетов с экспериментальными данными и результатами расчета в коммерческом программном обеспечении. По итогам проведенного анализа показано, что предложенная методика позволяет получать достоверные результаты при моделировании фазового равновесия и может быть использована для решения производственных задач. Методика реализована в корпоративном программном комплексе «РН-СИМТЕП».

Список литературы

1. Ющенко Т.С. Математическое моделирование PVT-свойств газоконденсатных систем, контактирующих с остаточной водой в пористой среде // Вести газовой науки. – 2015. – № 4(24). – С. 38–45.

2. Lindeloff N., Michelsen M.L. Phase envelope calculations for hydrocarbon-water mixtures // SPEJ. – 2003. – V. 9. – P. 298-303. – https://doi.org/10.2118/85971-PA

3. Huron M.J., Vidal J. New mixing rules in simple equations of state for representing vapor-liquid equilibria of strongly non ideal mixtures // Fluid Phase Equilibria. – 1979. – V. 3. – P. 255–271. – https://doi.org/10.1016/0378-3812(79)80001-1

4. Сравнительный анализ свойств компонентов и фракций при PVT-моделировании/ У.Р. Ильясов, А.Г. Лутфурахманов, Д.В. Ефимов, А.А. Пашали // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №5. – С. 64-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-64-67

5. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 c.

6. Wang Y., Han B., Liu R. Solubility of CH4 in the Mixed Solvent t-Butyl Alcohol and Water // Thermochimia Acta. – 1995. – V. 253. – P. 327-334. – https://doi.org/10.1016/0040-6031(94)02011-C

7. Experimental study on the Solubility of Natural Gas Components in Water with or without Hydrate Inhibitor/ L.K. Wang, G.J. Chen, G.H. Han [et al.] // Fluid Phase Equilibria. – 2003. – V. 207. – P. 143-154. – https://doi.org/10.1016/S0378-3812(03)00009-8

8. Chapoy A., Coquelet C., Richon D. Solubility measurement and modeling of methane/water binary system at temperatures from 283.15 to 318.15 K and pressure up to 35 MPa // Fluid phase equilibria. –2003.– V. 214(1). – P. 101-117. – https://doi.org/10.1016/S0378-3812(03)00322-4

9. Culberson O.L., McKetta J.J.Jr. Phase equilibria in hydrocarbon-water systems: III – Solubility of methane in water at pressures to 10,000 psia // J. Pet Technol, – 1951. – V. 3. – P. 223-226. – https://doi.org/10.2118/951223-G

10. Liquid water-hydrate equilibrium measurements and unified predictions of hydrate-containing phase equilibria for methane, ethane, propane, and their mixtures/ Y. S. Kim, S. K. Ryu, O. Yang, C. S. Lee//Ind. Eng. Chem. Res. –2003. – V. 42. – P. 2409-2414. – https://doi.org/10.1021/ie0209374

11. Yang S.O., Cho S.H., Lee C.S. Measurement and Prediction of Phase Equilibria for Water + Methane in Hydrate Forming Conditions // Fluid Phase Equilibria. – 2001. – V. 185. – P. 53-63. – https://doi.org/10.1016/S0378-3812(01)00456-3

12. Намиот А.Ю., Бондарева. М.М. Растворимость газов в воде под давлением. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 145 с.

13. Liu Y., Zhu J. Experiment and prediction of water content of sour natural gas with an modified cubic plus association equation of state // Polish Journal of Chemical Technology. – 2018. – V. 20(2). – P. 98-106. – https://doi.org/10.2478/pjct-2018-0029

В системах принудительного подъема скважинной продукции добывающих скважин с использованием установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) присутствие свободного газа, как правило, приводит к деградации расходно-напорных характеристик насоса. В зависимости от количества свободного газа в скважинной продукции, проходящего через насос, производительность УЭЦН может варьироваться от незначительного ухудшения до полной блокировки движения жидкой фазы из-за образования в межлопаточных каналах рабочих колес насосов газовых пробок. Отношение между объемным расходом газа, который минует УЭЦН, к общему объемному расходу свободного газа перед приемом насоса определяется как коэффициент естественной сепарации, его правильный прогноз важен при проектировании и оптимизации любого механизированного способа подъема скважинной продукции на поверхность. Проведена верификация методик П.Д. Ляпкова, Серрано и Маркеза (эмпирической и механистической) для расчета коэффициента естественной сепарации газа в затрубном пространстве скважины при заборе насосом газожидкостной смеси выше перфорированного участка эксплуатационной колонны. Механистическая методика Маркеза и эмпирическая методика Серрано показали точность расчетов, допустимую для решения инженерных задач. Результаты расчетов по методике П.Д. Ляпкова и эмпирической методике Маркеза существенно превышают экспериментальные данные. Разработана аналитическая методика расчета коэффициента естественной сепарации газа для случая забора насосом скважинной продукции от уровня ниже участка перфорации эксплуатационной колонны скважины. В методике использованы допущения (получившие при проведении численного эксперимента подтверждение), что в зоне перфорации скважины приведенные скорости жидкости и газа, а также градиент статического давления изменяются линейно вдоль продольной координаты. Сопоставление расчетных данных, полученных по механистической методике Маркеза и разработанной аналитической методике при сходных условиях эксплуатации, показало, что спуск насоса ниже интервала перфорации скважины обеспечивает прирост коэффициента естественной сепарации газа более чем в 2 раза.

Список литературы

1. Ralph S. Screening possible applications of Electrical Submersible Pumps Technology within changing Gas Oil Ratio regimes: Dissertation. – The University of Leoben, 2014.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров [и др.]. – М.: Недра, 1983. –  455 с.

3. Serrano J.C. Natural Separation Efficiency in Electric Submersible Pump Systems: Dissertation. – The University of Tulsa, 1999.

4. Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation: PhD dissertation. – The University of Tulsa, 2004.

5. Alhanati F.J.S. Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation: Dissertation. – The University of Tulsa, 1993.

6. Sambangi S.R. Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation with Rotary Gas Separator. Dissertation. – The University of Tulsa, 1994.

7. Lackner G. The Effect of Viscosity on Downhole Gas Separation in a Rotary Gas Separator: Dissertation. – The University of Tulsa, 1997.

8. Wilson B.L. ESP Gas Separator’s Affect on Run Life // SPE 28526. – 1994.

На поздних стадиях разработки месторождений актуальными становятся вопросы оптимизации скважинной добычи нефти. Механизированная добыча нефти является наиболее энергоемким процессом на нефтяном месторождении. На территории Пермского края значительная часть добывающего фонда эксплуатируется электроцентробежными насосами, а основным осложнением при добыче нефти является образование асфальтосмолопарафиновых отложений. Предложено технологическое обоснование изменения диаметра лифтовой колонны для снижения интенсивности образования органических отложений. Данное обоснование включает определение изменения потерь давления на трение, энергопотребления нефтепромыслового оборудования, скорости движения нефти и распределения температуры по стволу скважины. Изменение последних параметров значительно влияет на интенсивность парафиноотложения на внутренней поверхности лифтовой колонны. Анализ результатов оценочных расчетов для целевой скважины показал, что уменьшение диаметра подъемной колонны приводит к увеличению температуры ее внутренней поверхности, скорости потока в подъемной колонне, потерь давления на трение и соответственно энергопотребления нефтепромыслового оборудования. Для корректного моделирования изменения интенсивности парафинообразования проведены лабораторные исследования на стенде WaxFlowLoop при различных термобарических и кинетических условиях. Показано, что увеличение скорости и температуры потока в подъемной колонне позволяют существенно снизить скорость парафинообразования и соответственно увеличить временной интервал между очистками скважины от органических отложений. Выполнена оценка межочистного периода скважины в предположении, что очистные мероприятия для разных диаметров лифтовой колонны проводятся при достижении одинакового остаточного проходного сечения. В результате расчетов получено, что путем уменьшении диаметра лифтовой колонны от 73 до 42 мм межочистной период скважины можно сократить на 96,2 %. При этом увеличение затрат электроэнергии на изменение режима работы глубиннонасосного оборудования незначительно.

Список литературы

1. Ilushin P., Vyatkin K., Kozlov A. Development of an approach for determining the effectiveness of inhibition of paraffin deposition on the wax flow loop laboratory installation //Inventions. – 2021. – Т. 7. – №. 1. – 3 р. – https://doi.org/10.3390/inventions7010003

2. Букреев В.Г., Сипайлова Н.Ю., Сипайлов В.А. Стратегия управления электротехническим комплексом механизированной добычи нефти на основе экономического критерия // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2017. – Т. 328. – №. 3. – С. 75-84.

3. Jia A., Guo J. Key technologies and understandings on the construction of Smart Fields // Petroleum Exploration and Development. – 2012. – Т. 39. – Р. 127–131. – DOI: 10.1016/S1876-3804(12)60024-X

4. Ehsani S., Mehrotra A.K. Validating heat-transfer-based modeling approach for wax deposition from paraffinic mixtures: an analogy with ice deposition //Energy & Fuels. – 2019. – Т. 33. – №. 3. – Р. 1859–1868.–  DOI: 10.1021/acs.energyfuels.8b03777

5. A review of heat transfer mechanism for solid deposition from “waxy” or paraffinic mixtures / Mehrotra A.K. [et al.] // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 2020. – Т. 98. – №. 12. – С. 2463-2488. – DOI: 10.1002/cjce.23829

6. Методика оценки теплопроводности органических отложений на лабораторной установке Wax Flow Loop / П.Ю. Илюшин, К.А. Вяткин, А.О. Вотинова, А.В. Козлов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – №. 6. – С. 622–629. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-622-629

7. Li H., Zhang J. Viscosity prediction of non-Newtonian waxy crude heated at various temperatures // Petroleum science and technology. – 2014. – Т. 32. – №. 5. – С. 521–526. –  DOI: 0.1080/10916466.2011.596886

8. Modeling of Paraffin Wax Deposition Process in Poorly Extractable Hydrocarbon Stock // A.G. Safiulina [et al.]  / Chemistry and Technology of Fuels and Oils. – 2018. – Т. 53. – №. 6. – С. 897–904. – DOI: 10.1007/s10553-018-0879-x

При добыче нефти в море особое внимание уделяется оценке техногенного риска эксплуатации морских гидротехнических сооружений (МГТС), прогнозированию и предупреждению возможных аварийных ситуаций на объектах. Программы по минимизации рисков при эксплуатации МГТС разрабатываются на основе технических, технологических и организационных решения, реализация которых позволяет перевести морские объекты в ранг возобновляемыx систем с продлением срока службы. Большинство морских нефтегазовых сооружений СП «Вьетсовпетро» (морские стационарные платформы, блок-кондукторы и технологические платформы) построено более 25 лет назад, и для многих из них заканчиваются первоначальные проектные сроки эксплуатации. Кроме того, в результате длительной эксплуатации на ряде МГТС изменены первоначальная конструкция палубы и расположение оборудования, обустроены нештатные дополнительные добывающие скважины. Помимо эксплуатационных антропогенных факторов, необходимо учитывать воздействие окружающей среды, ослабляющее конструкцию вследствие коррозии и морского обрастания, постоянную нагрузку от волн и течений. Все эти факторы снижают прочность несущих конструкций и повышают риски аварийной остановки платформы или даже ее разрушения. С целью обеспечения безопасной эксплуатации при критических условиях работы необходимо регулярно выполнять повторный анализ конструкций опорных блоков.

В статье рассмотрены основные этапы повторного анализа несущих конструкций опорных блоков морской стационарной платформы. Расчеты проведены в программном обеспечении DNV GL SESAM согласно правилам API (American Petroleum Institute) в эксплуатационных условиях и критических условиях шторма. Установлена периодичность проведения очистки опорных блоков от морского обрастания в зоне действия больших волновых нагрузок с целью уменьшения циклических нагрузок на конструкцию. Показана целесообразность демонтажа оборудования и конструкций, вышедших из эксплуатации, для уменьшения нагрузки на опорные блоки. Предложено при необходимости строительства дополнительных скважин на морских стационарных платформах уменьшить опрокидывающий момент путем сокращения площади воздействия на платформу волн и течения.

Список литературы

1. Туан Л.М., Алексаньян А.А., Велиев М.М. Безопасность эксплуатации морских нефтегазопромысловых сооружений месторождений СП «Вьетсовпетро» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – Вып. 2 (84). – С. 116–123.

2. Сбор, подготовка и транспорт продукции скважин шельфовых месторождений СП «Вьетсовпетро» / М.М. Велиев, В.А. Бондаренко, Л.В. Зунг [и др.]. – СПб.: Недра, 2020. – 456 с.

3. API RP 2A-WSD. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms – Working Stress Design». – API, 2014. – 324 p.