Изученность Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, являющегося ключевым для Казахстана, остается недостаточной, несмотря на открытие сверхгигантских месторождений нефти и газа. Основная проблема его изучения связана с большой толщиной осадочного чехла, значительная часть которого ввиду особенностей строения оценивается, как нефтеперспективная. Все открытия, сделанные в подсолевом комплексе, относятся к краевым частям впадины или так называемым бортовым зонам. Глубокозалегающие горизонты в центральной части остаются практически неизученными. Проект «Евразия» был инициирован около 20 лет назад для решения этой проблемы. Он разделен на три фазы. Работы в рамках фазы 1 связаны с пересмотром накопленной геолого-геофизической информации и были завершены в 2022 г. Основной целью фазы 1 являлось выделение наиболее перспективных участков по глубокозалегающим объектам и выработка программ дальнейших геолого-разведочных работ для фазы 2. Планируемые в фазе 2 геолого-разведочные работы должны быть выполнены с применением самых передовых, эффективных, наукоемких и инновационных технологий разведки с целью получения достоверных данных о геологическом строении территории исследования до глубин 20–25 км. Предполагается, что фаза 3 будет связана с бурением сверхглубокой (10–15 км) параметрической скважины. Результаты работ фазы 3 проекта «Евразия» позволят уточнить глубинный потенциал углеводородных ресурсов Прикаспийской впадины. Полученные данные могут быть использованы при планировании аналогичных работ в других нефтегазоносных бассейнах. Новые методы геофизической разведки и бурение сверхглубокой скважины станут основой для новых наукоемких технологий и производств.

При этом крайне важным является вопрос критериев выбора точки заложения скважины, рассматриваемый в этой статье.

Список литературы

1. Оренбургский тектонический узел: геологическое строение и нефтегазоносность // Под ред. Ю.А. Волож, В.С. Парасына. – М.: Научный мир. –

2013. – 262 с.

2. Павловский Е.В. Зоны перикратонных опусканий - платформенные структуры первого порядка // Известия АН СССР. – Сер.Геол. – 1959. – № 12. – С. 3–10.

3. Богданов А.А., Муратов М.В., Хаин В.Е. Об основных структурных элементах земной коры // Бюлл. МОИП. Отд. геол. - 1963, Т. 38. - № 3. – С. 3-32.

4. Бурлин Ю.К., Яковлев Г.Е., Галушкин Ю.И. Бассейновый анализ. – М.: МГУ, 2007. - 112 с.

5. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспатических и геоэкологических карт Центральной Евразии. – Алматы: Научно-исследовательский институт природных ресурсов ЮГГЕО, 2002.

6. Журавлев В.С. Сравнительная тектоника Печорской, Прикаспийской и Североморской экзогональных впадин Европейской платформы. – М.: Наука, 1972. – 408 с.

7. Новый взгляд на формирование и глубинное геологическое строение Прикаспийского нефтегазоносного бассейна на основе комплексного анализа геолого-геофизических данных / Е.А. Измалкова, К.О. Исказиев, Б.М. Куандыков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 14-20. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-14-20

Нефтегазовая промышленность играет ключевую роль в экономическом развитии Республики Казахстан, а стратегическое планирование в области поиска и разведки новых месторождений является его неотъемлемой частью. Национальная нефтегазовая компания «КазМунайГаз» (КМГ), в лице КМГ-Барлау, ведет активную деятельность в направлении геологического изучения перспективных региональных участков в основных нефтегазовых бассейнах страны. Работы, реализуемые в рамках геологического исследования недр (ГИН), носят характер научно-технического плана и нацелены на слабоизученные области перспективных регионов. В рамках ГИН компания КазМунайГаз ведет работы на пяти перспективных участках в пределах Актюбинской (полигон Мугоджары), Западно-Казахстанской (полигон Березовский), Мангистауской (полигоны Жаркын, Болашак и Северный Озен) областей. Проект ГИН выполняется с применением современных технологий как в процессе полевых сейсмических работ, так и на этапе обработки и анализа полученных данных с целью снижения неопределенностей и геологических рисков.

Большая часть сейсмических работ завершена в марте 2024 г. На некоторых участках в настоящее время ведется обработка и интерпретация новых полученных данных. Ожидается, что сейсморазведочные работы будут завершены к 2025 г.

В данной статье представлены предварительные результаты, а также основные предпосылки наличия потенциальных месторождений углеводородов в рамках выбранных объектов, с общим геологическим потенциалом ресурсной базы, оцениваемым примерно в 3 млрд т. нефтегазового эквивалента.

Список литературы

1. Направление и методика проведения геологоразведочных работ с целью открытия и разведки газоконденсатных месторождений в северной бортовой части Прикаспийской впадины / С.П. Максимов, И.А. Шпильман, Р.Б. Бахтияров, С.И. Шпильман // Геология нефти и газа. - 1983. - № 1. – С. 1-8.

2. Исказиев К.О. Стратегия освоения ресурсов нефти и газа в подсолевых отложениях севера Прикаспийской синеклизы: дисс. докт... геол.-минер. наук. – М., 2021, 387 с.

3. Тектоника и нефтегазоносность Актюбинского Приуралья / К.Х. Бакиров, М.А. Чимбулатов, А.В. Яковлев, Д.З. Валеев. – М.: Недра, 1972. – 199 c.

4. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. - М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 с.

5. Мурзин Ш.М. Нефтяные системы и их история формирования в акватории Северного Каспия // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2010. - № 6. – С. 23-35.

6. Тектоностратиграфия и история геологического развития Северо-Каспийской складчато-надвиговой зоны / И.В. Куницына, А.М. Никишин, Н.А. Малышев [и др.] // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. – 2022. - № 5. - С. 35–46. - http://doi.org/10.33623/0579-9406-2022-5-35-46

7. Попков В.И., Попков И.В. Доверхнепермские отложения полуострова Бузачи и перспективы их нефтегазоносности // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. - 2021. - №3 (103). – C. 5-15. - http://doi.org/10.24412/1728-5283-2021-3-5-15

Изученность Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, являющегося ключевым для Казахстана, остается недостаточной, несмотря на открытие сверхгигантских месторождений нефти и газа. Основная проблема его изучения связана с большой толщиной осадочного чехла, значительная часть которого ввиду особенностей строения оценивается, как нефтеперспективная. Все открытия, сделанные в подсолевом комплексе, относятся к краевым частям впадины или так называемым бортовым зонам. Глубокозалегающие горизонты в центральной части остаются практически неизученными. Проект «Евразия» был инициирован около 20 лет назад для решения этой проблемы. Он разделен на три фазы. Работы в рамках фазы 1 связаны с пересмотром накопленной геолого-геофизической информации и были завершены в 2022 г. Основной целью фазы 1 являлось выделение наиболее перспективных участков по глубокозалегающим объектам и выработка программ дальнейших геолого-разведочных работ для фазы 2. Планируемые в фазе 2 геолого-разведочные работы должны быть выполнены с применением самых передовых, эффективных, наукоемких и инновационных технологий разведки с целью получения достоверных данных о геологическом строении территории исследования до глубин 20–25 км. Предполагается, что фаза 3 будет связана с бурением сверхглубокой (10–15 км) параметрической скважины. Результаты работ фазы 3 проекта «Евразия» позволят уточнить глубинный потенциал углеводородных ресурсов Прикаспийской впадины. Полученные данные могут быть использованы при планировании аналогичных работ в других нефтегазоносных бассейнах. Новые методы геофизической разведки и бурение сверхглубокой скважины станут основой для новых наукоемких технологий и производств.

При этом крайне важным является вопрос критериев выбора точки заложения скважины, рассматриваемый в этой статье.

Список литературы

1. Углеводородные системы автоклавного типа Прикаспийской нефтегазоносной провинции (Россия): условия формирования на больших глубинах /

Ю.А. Волож, Л.А. Абукова, М.П. Антипов [и др.] // Геотектоника. – 2022. – № 6. – С. 1–19. - https://doi.org/10.31857/S0016853X22060078

2. Каспийский регион: проблема поиска углеводородов на больших глубинах, возможные пути ее решения / Ю.А. Волож, М.П. Антипов, Б.М. Куандыков [и др.] / Тр. ОНГК. – 2024. – Вып. 4. – С. 20–33.

В статье расмотрены результаты 3D бассейнового моделирования подсолевых отложений Казахстанской части Прикаспийской впадины. Особое внимание уделено кинетическим спектрам деструкции керогена и их влиянию на время генерации углеводородных (УВ) флюидов в нефтегазоматеринских толщах (НГМТ).

Согласно результатам флюидодинамического моделирования девонские НГМТ начали генерировать УВ флюиды в докунгурское геологическое время, около 286,8 млн лет назад. На рубеже пермского и триасового времени (251,9 млн лет назад) степень преобразованности органического вещества (ОВ) повсеместно достигла 50 %. Реализация потенциала каменноугольной и пермской НГМТ началась после формирования кунгурских соленосных отложений. На рубеже пермского и триасового геологического времени (251,9 млн лет назад) образуется основной очаг генерации в Центрально-Прикаспийской депрессии, в это же время возникают локальные очаги на юге моделируемой области. В настоящее время степень реализации потенциала для всех НГМТ имеет схожее распределение. Выделяются два крупных очага генерации: в центральной части Прикаспийской впадины и на юге моделируемой области.

Проведенные лабораторные исследования образцов керна верхнедевонского и нижнепермского возраста показывают наличие в данных интервалах отложений, богатых ОВ. Полученные кинетические спектры для данных пород показали относительно раннюю генерацию УВ флюидов НГМТ. Так, пик генерации для нижнепермских отложений наблюдается в интервале температур 125–140 °C, для верхнедевонских – 130–160 °C.

Сравнение результатов расчета базового сценария 1 со стандартными кинетическими спектрами из библиотеки TemisFlow^™ и сценария 2 со схемами деструкции, определенными в ходе собственных лабораторных исследований, показало различия в индексе трансформации от 2 до 10 %. Следует отметить, что разная скорость реакций оказала наибольшее влияние на девонские отложения в докунгурский этап развития Прикаспийского нефтегазоносного бассейна в локальных очагах бортовых частей впадины.

Список литературы

1. Бассейновое моделирование углеводородных систем Прикаспийской впадины / О.А. Емельяненко, М.Т. Деленгов, Е.В. Ильмукова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №5. – С. 21-25. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-21-25

2. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation / F. Behar,

M. Vandenbroucke, Y. Tang [et al.] // Organic Geochemistry. – 1997. – V. 26. – No. 5–6. – P.321–339. - https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00014-4

3. Vandenbroucke M., Behar F., Rudkiewicz J.L. Kinetic modelling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) // Organic Geochemistry. – 1999. – V. 30. – No. 9. – P. 1105–1125. - https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00089-3

4. Burnham A.K. Global chemical kinetics of fossil fuels // Springer International Publishing. – 2017. – 315 p. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-49634-4

5. Peters K.E., Burnham A.K., Walters C.C. Petroleum generation kinetics: Single versus multiple heating ramp open-system pyrolysis // AAPG Bulletin. – 2015. –

Vol. 99. – Iss. 4 – P. 591–616. - http://doi.org/10.1306/01141615146

В статье приведено исследование с использованием геохимических методов 17 образцов сырой нефти и 6 образцов нефтематеринских пород из Месопотамского бассейна (Северо-Восточная Сирия) и Северо-Восточных Пальмирид (Центральная Сирия) с целью выявления геохимической корреляции между ними. Результаты исследования позволили выделить две группы нефти, которые были обозначены как А и В. Отличительной особенностью данных нефтей является разное происхождение, установленное на основе биомаркеров. Нефти этих групп генерируются разными типами нефтематеринских пород различного возраста. Нефти группы А, обнаруженные в коллекторах среднего триаса, средней юры и верхнего мела в северо-восточном районе Пальмирид, были образованы относительно молодыми морскими обломочными материнскими породами. Геохимические характеристики этих нефтей сходны с экстрактами из нижнетриасовой сланцевой формации Аманус. Нефти группы В присутствуют в коллекторах среднего триаса, средней юры и верхнего мела в Месопотамском краевом прогибе. Геохимические характеристики этих нефтей сходны с экстрактами среднетриасовых доломитов Курра Чайн и верхнемеловых формаций Шираниш.

Данное исследование дает представление о происхождении и миграции нефти в указанных регионах, что может иметь важное практическое значение для разведки и разработки нефтяных месторождений Сирии. Определение источников нефти и характеристик исходных пород позволяет более эффективно и точно планировать добычу и оптимизировать процессы разработки месторождений, что в свою очередь может способствовать увеличению добычи и экономическому развитию региона.

Список литературы

1. Tectonic and geologic evolution of Syria / G. Brew, M. Barazangi, K. Al-Maleah, T. Sawaf // GeoArabia. – 2001. – №.6. – P. 573-616, http://doi.org/10.2113/geoarabia0604573a

2. Structure and evolution of the petroliferous Euphrates graben system, Southern Syria / R.K. Litak, M. Barazangi, G. Brew, T. Sawaf // AAPG Bull. – 1998. – № 82. – P. 1173–1190. - http://doi.org/10.1306/1d9bca2f-172d-11d7-8645000102c1865d

3. Barazangi M., Saber D., Chaimov J. Tectonic evolution of the northern Arabian plate in Western Syria. In: Recent Evolution and Seismicity of the Mediterranean Region, E. Boschi et al. (Eds). – Kluwer Academic Publishers, 1993. – P. 117-140.

4. Алясеен М.Х. Методы прогнозной оценки нефтегазоносности на месторождениях Евфратского грабена // Нефтегазовое дело. – 2021. – № 2. – С. 17–26. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-2-17-26

5. Moldovan J.M., Seifert W.K., Gallegos E.J. Relationship between petroleum composition and depositional environment of petroleum source rocks // AAPG Bull. – 1985. – № 69. – P. 1255–1268. - https://doi.org/10.1306/AD462BC8-16F7-11D7-8645000102C1865D

6. Determining oil generation kinetic parameters by using a fused-quartz pyrolysis system / J.E. Zumberge, C. Sutton, S.J. Martin, R.D. Worden // Energy and Fuels. – 1988. – № 2. – Р. 264–266. - http://doi.org/10.1021/ef00009a006

7. Peters K.E., Moldovan J.M. The Biomarker Guide Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. – New Jersey: Prentice Hall, 1993. – 363 p.

8. Fuex A.N. The use of stable carbon isotopes in hydrocarbon // Journal of Geochemical Exploration. – 1977. – № 7. – Р. 155–188. - https://doi.org/10.1016/0375-6742(77)90080-2

9. Safer Z. Stable carbon isotope compositions of crude oils: Application to source depositional environments and petroleum alternation // AAPG Bull. – 1984. – № 68. – Р. 31–49. - https://doi.org/10.1306/AD460963-16F7-11D7-8645000102C1865D

В статье рассмотрены общие сведения о строении Западного Предкавказья и смежных территорий Большекавказского орогена. Современное горное сооружение Большого Кавказа, сформированное на южной окраине эпигерцинской Скифской плиты в позднеальпийскую эпоху тектогенеза, представляет пример типичного эпиплатформенного орогена. Современные области Большого Кавказа и западного Предкавказья в мезозое и кайнозое вплоть до конца плиоцена входили в состав окраинно-континентальной части бассейна Паратетис. В переделах Большого Кавказа и западного Предкавказья к концу неогена были сформированы многокилометровые верхнемезозойско-кайнозойские толщи плитного чехла. Вероятно, ороген Большого Кавказа начал воздымание не ранее плиоцена, а возможно и позже – в квартере, не ранее 2,6–2 млн лет назад. Соответственно, за короткий промежуток времени (2,6–2 млн лет) ороген испытал быстрое воздымание. Перекрывающие его толщи плитного чехла подверглись скоротечной денудации – гипергенной и тектонической эрозии, в результате в осевой зоне орогена были экспонированы комплексы гранитно-метаморфического основания Большого Кавказа, продукты размыва которого зафиксированы в четвертичной молассе. Продукты разрушения орогена Большого Кавказа в прогибах Западного Предкавказья слагают маломощные толщи орогенной (грубой) молассы четвертичного возраста. Эти образования чрезвычайно малы и не сопоставимы с амплитудами поднятия Большого Кавказа и предполагаемыми мощностями (многие километры) толщ, перекрывавших комплекс палеозойского основания Большого Кавказа. Формирование современного орогена Большого Кавказа и грубых молассовых отложений, связанных с разрушением этого поднятия, началось не ранее плиоцена, вероятно, в эоплейстоцене. Значительные скорости роста Большекавказского орогена и малые объемы продуктов его разрушения, аккумулированных в Западно-Предкавказском прогибе, в совокупности представляют собой противоречивый феномен, который нельзя объяснить только фактором эрозии Большого Кавказа.

Список литературы

1. Большой Кавказ в альпийскую эпоху / Под ред. Ю.Г. Леонова. – М.: ГЕОС, 2007. – 368 с.

2. Милановский Е.Е., Хайн В.Е. Геологическое строение Кавказа. – М.: Изд-во МГУ, 1963. – 357 с.

3. Копп М.Л., Щерба И.Г. Кавказский бассейн в палеогене // Геотектоника. – 1998. – № 2. – С. 29–50.

4. Леонов М.Г. Дикий флиш Альпийской области. – М.: Наука, 1975. – 149 с.

5. Столяров А.С. Палеогеография Предкавказья, Волго-Дона и Южного Мангышлака в позднем эоцене и раннем олигоцене // Бюл. МОИП. – Отд. геол. – 1991. – Т. 6. – Вып. 4. – С. 64–80.

6. Шарафутдинов В.Ф. Геологическое строение и закономерности развития майкопских отложений северо-восточного Кавказа в связи с нефтегазоносностью: автореф. дис. ... докт. геол.-минерал. наук. – М., 2003. – 46 с.

7. Oligocene uplift of the Western Greater Caucasus; an effect of initial ArabiaeEurasia collision / S.J. Vincent, A.C. Morton, A. Carter [et al.] // Terra Nova. – 2007. –

№ 19. – Р. 160–166.

8. Avdeev B., Niemi N.A. Rapid Pliocene exhumation of the central Greater Caucasus constrained by low-temperature thermochronometry // Tectonics. – 2011. –

V. 30. – P. 1–16. - http://doi.org/10.1029/2010TC002808

9. Пущаровский Ю.М. Краевые прогибы, их тектоническое строение и развитие // Труды ГИН. – 1959. – Вып. 28. – 155 с.

10. Муратов М.В. Типы впадин осадочного чехла древних платформ // Бюл. МОИП. Отд. геол. – 1972. – Т. 47. – Вып. 5. – С. 61–71.

11. Колебания уровня моря на северном шельфе восточного Паратетиса в олигоцене-неогене / С.В. Попов, М.П. Антипов, А.С. Застрожнов [et al.] // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2010. – Т. 18. – № 2. – С. 99–124.

12. К вопросу о тектонической природе Западно-Кубанского прогиба / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 78–84. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-78-84

13. Возрасты детритового циркона из песков белореченской свиты (западное Предкавказье): предварительные выводы о ее возрасте и о времени начала образования новейшего орогена Большого Кавказа / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, А.В. Шацилло [и др.] // Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы-2024б. – 2024. – Т. 1. – С. 244–249.

14. Nikishin A.M., Ershov A.V., Nikishin V.A. Geological history of Western Caucasus and adjacent foredeeps based on analysis of the regional balanced section // Dokl. Earth Sci. – 2010. – V. 430. – No. 2. – Р. 155–157. - https://doi.org/10.1134/S1028334X10020017

15. U–Pb LA-ICP-MS dating of zoned zircons from the Greater Caucasus pre-Alpine crystalline basement: Evidence for Cadomian to Late Variscan evolution / I. Gamkrelidze, D. Shengelia, G. Chichinadze [et al.] // Geologica Carpathica. – 2020. – Vol. 71. – No 3. – P. 249‒263. – http://doi.org/10.31577/GeolCarp.71.3.4

16. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:200 000. Издание второе. Серия Кавказская. Лист L – 37 – XXXV. (Майкоп). Пояснительная записка / C.Г. Корсаков, И.Н. Семенуха, Е.В. Белуженко [et al.]. – СПб: ВСЕГЕИ, 2004. – 301 с.

17. Somin M. Pre-Jurassic basement of the Greater Caucasus: brief overview // Turkish J of Earth Sci. – 2011. – Vol. 20. – P. 545–610. - https://doi.org/10.3906/yer-1008-6

18. Особенности позднеальпийской тектоники Адыгейского сектора Большого Кавказа / С.Ю. Колодяжный, Е.И. Махиня, Е.А. Шалаева, К.И. Данцова // Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы-2024б. – Т. 1. – М.: ГЕОС. – 2024. – С. 202–206.

19. Олигоценовые и неогеновые отложения долины реки Белой (Адыгея) / Е.В. Белуженко, И.Г. Волкодав, М.Г. Деркачева [и др.]. – Майкоп: Изд-во Адыгейского гос. ун-та. – 2007. – 110 с.

20. Характеристика осадочных толщ Индоло-Кубанского прогиба по результатам U-Pb датирования зерен детритового циркона / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова [и др.] // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2024а. – № 1. – С. 4–15. – DOI:10.24412/1997-8316-2024-113-4-15. - http://doi.org/10.24412/1997-8316-2024-113-4-15

C появлением первых спутниковых снимков Прикаспийская впадина и примыкающая Туранская плита стали объектами изучения возможностей применения космической съемки для решения геологических задач. В статье приводятся результаты дешифрирования с использованием программного комплекса WinLessa. Схемы дешифрирования линеаментов хорошо соотносятся с современными тектоническими схемами, например, со структурно-тектонической картой кровли консолидированной коры изучаемой территории. На схеме дешифрирования выделяются все основные разломы, показанные на этой карте, такие как Северо-Каратауский и Центрально-Усюртский разломы, Пачелмский рифт. Кроме того, видно юго-восточное продолжение Пачелмского рифта на территорию Прикаспия и далее на Туранскую плиту, а также разлом, по которому развита долина в нижнем течении р. Волга на отрезке Волгоград - Астрахань. На различных масштабах выделены элементарные штрихи, которые соответствуют линейным элементам ландшафта длиной 7 - 15 км и обладают сходными характеристиками на одних и тех же площадях и различаются на разных. Это указывает на их воспроизводимость и информативность. Преимущественная ориентировка мелких линеаментов, образует участки-кластеры в виде блоков, которые в поперечном направлении равны примерно 100 км. Лучи роз-диаграмм соответствуют направлениям планетарной трещиноватости (регматической сети). Глобальные линеаменты и их пучки разделяют всю территорию на отдельные блоки. При сопоставлении с картой консолидированной коры это подтверждается. При этом хорошо выраженные на снимках линеаменты могут быть второстепенными и не являться границами крупных тектонических блоков, тогда как последние оказываются выраженными не так отчетливо. Блоки, выделяющиеся по мелким штрихам, вписываются в более крупные, как элементы пазла.

Список литературы

1. Космофототектоническая карта Арало-Каспийского региона / Л.Ф Волчегурский, В.Т. Воробьев, А.Б. Галактионов [и др.]. Под ред. В.Н. Брюханова, Н.А. Еременко. – М.: ГУГК, 1978.

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

3. Изучение тектоники нефтегазоносных областей с использованием космических снимков / Г.И. Амурский, М.С. Бондарева, Я.Г. Кац [и др.]. – М.: Недра, 1985. – 143 с.

4. Буш В.А. Анализ космогеологической карты СССР м-ба 1:2 500 000 //В Кн. Космогеология СССР. Под ред. В.Н. Брюханова и Н.В. Межеловского. – М.: Недра, 1987.

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

6. Кац Я.Г., Полетаев А.И., Румянцева Э.Ф. Основы линеаментной тектоники. – М.: Недра, 1986. – 140 с.

7. Скарятин В.Д. Об изучении разрывной тектоники по комплексу разномасштабных космоснимков Земли (метод многоступенчатой генерализации) // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка. – 1973. – № 7. – С. 24–31.

8. Геология и перспективы нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений Устюртского региона / В.П. Гаврилов, Н.Б. Гуляев, Н.Б. Гибшман [и др.] – М.: Недра, 2014. – 247 с.

9. Златопольский А. А. Получение ориентационных характеристик территории с помощью технологии LESSA. Методика и тестирование на цифровой модели рельефа Предбайкалья // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса – 2020. – №4. – С. 98–110.

10. Оренбургский тектонический узел геологическое строение и нефтегазоносность / М.П. Антипов, В.А. Быкадоров, Ю.А. Волож [и др.] –М.: Научный мир, 2013. – 291 с.

В статье приведен результат анализа сейсмостратиграфических разрезов южной части Западного Предкавказья, который показал широкое развитие детачментов в структуре прогибов, обрамляющих Большой Кавказ. Как правило, детачменты приурочены к границам толщ с различными реологическими свойствами и участкам значительного наклона слоистости осадочных комплексов в бортах Кавказского орогена и, реже, погребенных поднятий. Установлены разнообразные структуры, связанные с процессами скольжения вдоль детачментов: асимметричные складки и небольшие надвиги, структуры домино и зоны разлинзования. Многочисленные погребенные уступы и связанные с ними клиноформы установлены на сейсмических разрезах восточной части Западно-Кубанского прогиба, которые можно рассматривать как палеодельты – аккумулятивные структуры выноса детритового материала в направлении с севера на юг в область широкого шельфа южной окраины Восточно-Европейской платформы. Таким образом, в настоящее время можно предположить, что одной из форм проявления новейшей орогении Большого Кавказа являлись процессы тектонической эксгумации нижних слоев разреза чехла и комплексов гранитно-метаморфического основания Кавказского орогена за счет тектоно-гравитационного коллапса горного сооружения. С развитием детачментов связано формирование ряда структур (асимметричных складок и надвигов, зон разлинзования, декомпрессионных и компрессионных рамповых структур), которые при определенных условиях могут являться ловушками для УВ.

Список литературы

1. Никишин А.М., Ершов А.В., Никишин В.А. Геологическая история Западного Кавказа и сопряженных краевых прогибов на основе анализа регионального сбалансированного разреза // Доклады РАН. – 2010. – Т. 430. – № 4. – С. 515–517.

2. Клавдиева Н.В. Тектоническое погружение кавказских краевых прогибов в кайнозое // Дис. … канд. геол-мин. наук. - М.: МГУ, 2007. - 263 с.

3. Олигоценовые и неогеновые отложения долины реки Белой (Адыгея) / Е.В. Белуженко, И.Г. Волкодав, М.Г. Деркачева [и др.]. - Майкоп: Изд-во Адыгейского гос. ун-та, 2007. - 110 с.

4. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:200 000. Издание второе. Серия Кавказская. Лист L – 37 – XXXV. Майкоп. Объяснительная записка / С.Г. Корсаков, И.Н. Семенуха, Е.В. Белуженко [и др.]. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2004. - 301 с.

5. Моллаев З.Х., Доценко В.В., Бачаева Т.Х. Концепции формирования Западно-Кубанского краевого прогиба // Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа. Т. X (в 2-х частях). Ч. 1 / Ред.: А.О. Глико, И.А. Керимов. - М.: ИИЕТ РАН, 2020а. - С. 179–186.

6. Попков В.И., Бондаренко Н.А. Тектоника орогенных сооружений Северо-Западного Кавказа // Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. Материалы XLI Тектонического совещания. Т. 2. - М.: ГЕОС, 2008. - С. 125–130.

7. Геолого-геофизическая модель по профилю Туапсе-Армавир / А.Г. Шемпелев, Н.И. Пруцкий, И.С. Фельдман, С.У. Кухмазов / Тектоника неогея: общие и региональные аспекты. Т. 2. Материалы XXXIV-го Тектонического совещания (30 января – 3 февраля 2001 г.). - М.: ГЕОС, 2001. - С. 316-320.

8. Paratethys response to the Messinian salinity crisis / C.G.C. Van Baak, W. Krijgsman, A. Grothe [et al.] // Earth-Science Reviews. - 2017. - Т. 172. - С. 193-223. - http://doi.org/10.1016/j.earscirev.2017.07.015

9. Late Miocene Megalake regressions in Eurasia / D.V. Palcu, S. Lazarev, W. Krijgsman [et al.] // Scientific Reports. - 2021. - Vol. 11. - №1. – 11471. - http://doi.org/10.1038/s41598-021-91001-z

10. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа. - М.: Недра, 1968. - 482 с.

11. К вопросу о тектонической природе Западно-Кубанского прогиба / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 9. -

С. 78-84. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-78-84

12. Особенности позднеальпийской тектоники Адыгейского сектора Большого Кавказа / С.Ю. Колодяжный, Е.И. Махиня, Е.А. Шалаева, К.И. Данцова // Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы-2024б. Т.1. - М.: ГЕОС, 2024. - С. 202-206.

13. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов. - М.: Наука, 2001. - 606 с.

14. Pfiffner O.A. Thick-skinned and thin-skinned tectonics: A global perspective // Geosciences. – 2017. - V. 3. - No. 7. - http://doi.org/10.3390/geosciences7030071

Некоторые вопросы геологического развития и строения продуктивных интервалов разреза после проведения геолого-разведочных работ на юго-востоке Южно-Татарского свода и смежной части Актаныш-Чишминского прогиба остались решенными не в полной мере. Например, не до конца выяснены условия формирования и характер распространения по площади песчано-алевролитовых пород коллекторов в косьвинско-бобриковских отложениях терригенной толщи нижнего карбона. В то же время запасы нефти большинства месторождений в палеозойском осадочном чехле исследуемой территории в процессе многолетней эксплуатации значительно истощены, и поэтому требуются новые источники их пополнения.

На основе изучения геолого-геофизического материала установлено, что накопление терригенных пород косьвинско-бобриковского времени происходило в условиях аллювиальной дельты, проградирующей в юго-восточном направлении в область мелководного шельфа. В разрезе скважин данные отложения могут быть представлены распределительными дельтовыми каналами, устьевыми барами фронта дельты и песками пойменных разливов. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) характеризуются алевролито-песчаные породы дельтовых каналов и проксимальной части баров, а отложения пойм и дистальной части баров имеют более низкие значения ФЕС. В ходе детального анализа обозначены пути переноса обломочного материала, сформированные фации показаны на детальной карте фациального районирования восточной части Южно-Татарского свода на конец бобриковского времени. Карта впервые составлена авторами, на ее основе сопоставлена приуроченность открытых месторождений и залежей нефти к тем или иным фациям и дан прогноз открытия новых залежей нефти в зонах пересечения дельтовых каналов, устьевых баров со склонами и сводами положительных локальных структур.

Список литературы

1. Обстановки осадконакопления и фации / под ред. Х. Рединга. – М.: Мир, 1990. – Т. 1. – 352 с.; Т. 2. – 384 с.

2. Валеева И.Ф., Анисимов Г.А., Анисимова Л.З. Геологические аспекты нефтегазоносности верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложений Актаныш-Чишминского прогиба ККС // Георесурсы. – 2015. – Т. 2. - № 3 (62). – С. 37–42.

3. Масагутов Р.Х., Тюрихин А.М., Нассер Х. Литолого-фациальная характеристика радаевско-бобриковских отложений осевой зоны Актаныш-Чишминского прогиба (на примере Илишевского месторождения) // Тр. ин-та / ООО «РН-БашНИПИнефть». – 2001. – Вып. 108. – С. 44–52.

4. Масагутов Р.Х. Тектоническое строение Башкиро-Татарского Прибелья // Тр. ин-та. / ООО «РН-БашНИПИнефть». – 2000. – Вып. 100. – С. 44–56.

5. Красневский Ю.С., Лозин Е.В. Новый тип нефтяных залежей: кольцеобразные, опоясывающие тело рифа // Oil&Gas Journal Russsia. – 2015. – № 1. – С. 38–42.

6. Геология позднетульской дельты Верхнекамской впадины и прилегающих регионов в связи с перспективами нефтеносности / Д.У. Комилов, Р.И. Малеев, Р.Х. Масагутов, В.Е. Томилин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №12. – С. 86–90. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-86-90

СП «Вьетсовпетро» проводит поиски, разведку и разработку месторождений на континентальном шельфе Вьетнама. На блоке 09-1 в разработку введены месторождения Белый Тигр, Дракон, Белый Медведь, Белый Заяц и Южный Дракон-Морская Черепаха. В процессе производственной деятельности проводится детальное изучение геологического строения продуктивных пород и отложений. По продуктивным залежам получено большое количество данных, характеризующих фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов и их распределение по площади и разрезу.

В статье рассмотрены методы изучения неоднородности ФЕС пород продуктивных отложений нижнего миоцена месторождений, расположенных на блоке 09-1, в акватории шельфа Социалистической Республики Вьетнам (СРВ). В отложениях выделено 8 пачек, в которых установлено 48 продуктивных пластов. Изучено их распространение по площади блока и разрезу месторождений. Определены средние значения пористости и нефтенасыщенности, характеризующие геологическую неоднородность, проведен их анализ статистическими методами. Предложены алгоритмы распределения подсчетных параметров для вероятностно-стохастического метода подсчета запасов нефти и газа. Для количественной оценки параметров залежей использован метод Монте-Карло.

По результатам исследования ФЕС на месторождениях Белый Тигр и Дракон при проведении пересчета запасов в 2023 - 2024 гг. выделены новые продуктивные залежи. Результаты пересчета запасов утверждены и прошли апробацию при разработке залежей.

Полученные данные неоднородности ФЕС коллекторов и геологического строения месторождений Белый Тигр и Дракон представляют практический интерес при использовании в аналогичных геологических условиях на малоизученных участках и маргинальных залежах континентального шельфа СРВ.

По данным ГРР, разработки и доизучения действующих месторождений блока 09-1, на примере продуктивных отложений нижнего миоцена получены характеристики распределения пористости и нефтенасыщенности разрабатываемых залежей. Рассмотрены методы оценки коллекторских свойств и подсчета запасов месторождений, перспективных участков и маргинальных залежей углеводородов континентального шельфа СРВ. Сделаны выводы о применении методов изучения ФЕС для аналогичных условий. С применением данного метода в 2023 - 2024 гг. проведен и утвержден в СРВ пересчет запасов месторождений Белый Тигр и Дракон.

Список литературы

1. «Прыжок «Белого Тигра» длиною в 35лет…»: Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»: в 5 кн. Кн. 1 / под ред. Т.Т. Нгиа, М.М. Велиева. – СПб.: Недра, 2016. – 524 с.

2. Рюмкин А.Г., Лебедева Е.Т., Рюмкин Д.А. Прогноз распространения маргинальных залежей на блоке 09-1 по геолого-геофизическим данным месторождения «Белый Тигр» // Сб. Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития. – Ставрополь: АГРУС, 2020. – С. 137–143.

3. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 304 с.

4. Особенности геологического строения нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» / А.Н. Иванов, А.Г. Рюмкин, В.Ю. Холодилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 18–21. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-18-21

5. Использование вероятностно-стохастических методов оценки запасов залежей углеводородов терригенных отложений месторождений СП «Вьетсовпетро» / А.Н. Иванов, А.Г. Рюмкин, М.А. Федосеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 6–9. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-6-9

6. Феллер В. Введение в теорию вероятностей и ее приложения. В 2 т. Т. 1 / Пер. с англ. Ю.В. Прохорова, А.Н. Колмогорова. – М.: Мир, 1984. – 524 с.

7. Дюбрюль О. Геостатистика в нефтяной геологии / Пер. с англ. И.Ю. Облачко // Под ред. С.В. Охотиной. – Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2009. – 255 с.

Некоторые вопросы геологического развития и строения продуктивных интервалов разреза после проведения геолого-разведочных работ на юго-востоке Южно-Татарского свода и смежной части Актаныш-Чишминского прогиба остались решенными не в полной мере. Например, не до конца выяснены условия формирования и характер распространения по площади песчано-алевролитовых пород коллекторов в косьвинско-бобриковских отложениях терригенной толщи нижнего карбона. В то же время запасы нефти большинства месторождений в палеозойском осадочном чехле исследуемой территории в процессе многолетней эксплуатации значительно истощены, и поэтому требуются новые источники их пополнения.

На основе изучения геолого-геофизического материала установлено, что накопление терригенных пород косьвинско-бобриковского времени происходило в условиях аллювиальной дельты, проградирующей в юго-восточном направлении в область мелководного шельфа. В разрезе скважин данные отложения могут быть представлены распределительными дельтовыми каналами, устьевыми барами фронта дельты и песками пойменных разливов. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) характеризуются алевролито-песчаные породы дельтовых каналов и проксимальной части баров, а отложения пойм и дистальной части баров имеют более низкие значения ФЕС. В ходе детального анализа обозначены пути переноса обломочного материала, сформированные фации показаны на детальной карте фациального районирования восточной части Южно-Татарского свода на конец бобриковского времени. Карта впервые составлена авторами, на ее основе сопоставлена приуроченность открытых месторождений и залежей нефти к тем или иным фациям и дан прогноз открытия новых залежей нефти в зонах пересечения дельтовых каналов, устьевых баров со склонами и сводами положительных локальных структур.

Список литературы

1. Карст Башкортостана / Р.Ф. Абдрахманов, В.И. Мартин, А.П. Попов [и др.]. – Уфа: Информреклама, 2002. – 384 с.

2. Максимович Г.А., Енцов И.И. Методика изучения карста. Вып.5. Геофизические методы. – Пермь, 1963. – 98 с.

3. Максимович Г.А., Енцов И.И. Методика изучения карста. Вып. 4. Палеокарст и карст. – Пермь, 1963. – 81 с.

4. Насыров С.С., Куряева В.В., Хатьянов Ф.И. Использование комплекса геофизических методов разведки с целью изучения древних эрозионных врезов и палеокарста в Башкирском Приуралье // Сб. Карст Башкирии. – Уфа, 1971. – С. 88–91.

5. Мартин В.И. Классификация карста Башкирии // Сб. Карст Башкирии. – Уфа, 1971. – С. 10–13.

6. Леворсен А.И. Геология нефти. – М.: Госоптехиздат, 1958. – 488 с.

7. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин. – Минск: Университетское, 1987. – 142 с.

Статья посвящена вопросам обоснования удельной стоимости строительства скважин при подготовке проектных документов на разработку месторождений углеводородного сырья. Рассмотрены и проанализированы существующие подходы к расчету капитальных вложений в бурение скважин, выявлены их основные преимущества и недостатки.

Проведенный авторами анализ показал, что фактические затраты недропользователя на бурение скважин существенно отличаются от расчетных, что может повлиять на оценку затрат на бурение, а следовательно, и на оценку объема рентабельно извлекаемых запасов.

С целью повышения точности расчета авторами статьи сформулированы предложения по совершенствованию подходов к обоснованию стоимости бурения.  

Рассмотрены основные виды услуг и статьи затрат, формирующие стоимость бурения скважины, приведена структура затрат на бурение в различных географических регионах. На основе выполненного анализа выявлены основные показатели каждой статьи затрат, формирующие стоимость строительства скважины. Авторы предлагают при расчете стоимости бурения использовать ценовые группы скважин, что повышает обоснованность проектируемых инвестиций в бурение.

На практике показан расчет стоимости бурения скважины, проведен сравнительный анализ применения различных подходов, на основе которого сделан вывод, что максимальное соответствие проектируемых затрат фактическим данным обеспечивает подход, предложенный авторами.  

В качестве доказательной базы рассмотрен пример, демонстрирующий изменение объема рентабельных запасов, капитальных вложений, дохода недропользователя и государства за рентабельный период при использовании традиционного и предлагаемого авторами подходов к обоснованию стоимости бурения скважин.

Список литературы

1. Постановление Правительства РФ от 30 ноября 2021 г. N 2127 «О порядке подготовки, согласования и утверждения технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых, технических проектов строительства и эксплуатации подземных сооружений, технических проектов ликвидации и консервации горных выработок, буровых скважин и иных сооружений, связанных с пользованием недрами, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами».

2. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Минприроды России № 639 20.09.2019 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_334817/

3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. – М.: Экономика, 2000.

Продолжительный рост объема поисково-разведочных работ приводит к ужесточению требований к качеству проводки скважин и регулированию реологических свойств утяжеленных цементных растворов. Это необходимо для обеспечения безопасности, стабильности бурения и предотвращения осложнений, а также сокращения времени на ликвидацию аварий. Основная задача данного исследования  изучение возможности применения реагента-гиперпластификатора в качестве добавки к цементным растворам из чистого портландцемента для получения утяжеленных растворов высокой плотности с необходимыми реологическими свойствами. Эти тампонажные растворы ориентированы на увеличение растекаемости цементного раствора и прочности цементного камня, обеспечивающего качественное крепление обсадных колонн в интервалах зон с аномально высокими пластовыми давлениями. С использованием различных приборов и оборудования в лабораторных условиях стандартными методами проводилось исследование тампонажного раствора и свойств цементного камня с добавлением реагента-гиперпластификатора, что позволило пластифицировать тампонажные растворы, увеличить их растекаемость и предоставить возможность регулирования плотности утяжеленных растворов. Реагент-гиперпластификатор результативно пластифицирует тампонажные растворы, увеличивая их растекаемость и снижая водоцементное отношение, что ведет к формированию цементного камня повышенной прочности. Результаты промышленного испытания реагента при цементировании эксплуатационной колонны в одной из скважин подтвердили возможность приготовления утяжеленного тампонажного раствора плотностью 2,40 г/см³, обеспечивая тем самым успешное выполнение цементных работ в условиях высокого давления. Результаты исследования имеют большое значение для улучшения технологии заканчивания скважин, повышения качества цементирования и крепления обсадных колонн, особенно в интервалах с аномально высокими пластовыми давлениями.

Список литературы

1. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана // SOCAR Proceedings Special. – 2023. – Nо. 2. – Р. 22–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200871

2. Aghayev B.S. Method for operational forecasting of high-pressure zones in oil and gas wells // Problems of Information Technology. – 2022. – V. 14(1). – P. 29–36, http://doi.org/10.25045/jpit.v14.i1.05

3. Деряев А.Р. Управление траекторией скважины и контроль за пространственным положением ствола // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. –

No. 2. – Р. 1–6. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200870

4. Kumar S., Bera A., Shah S.N. Potential applications of nanomaterials in oil and gas well cementing: Current status, challenges and prospects // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 213. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110395

5. Nano modifying additive micro silica influence on integral and differential characteristics of vibrocentrifuged concrete / A. Beskopylny, S.A. Stel’makh, E.M. Shcherban [et al.] // Journal of Building Engineering. – 2022. – V. 51. – http://doi.org/10.1016/j.jobe.2022.104235

6. Hafezi S. Real-time detection of drilling problems & issues during drilling by listing & using their signs both on the surface and downhole: Master’s thesis, NTNU. – 2023.

7. Деряев А.Р. Особенности прогнозирования аномально высоких пластовых давлений при бурении скважин на площади Юго-Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. - Special Issue No. 2. – P. 7–12. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200872

8. Eren T., Suicmez V.S., Directional drilling positioning calculations // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2020. – V. 73. – 103081. - http://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.103081

9. Deshmukh V., Dewangan S.K. Review on various borehole cleaning parameters related to oil and gas well drilling // Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering. – 2022. – V. 44(5). – http://doi.org/10.1007/s40430-022-03501-2

10. Деряев А.Р. Выбор бурового раствора для наклонно-направленной эксплуатационно-оценочной скважины // SOCAR Proceedings. – 2023. – № 3. –

P. 51–57. – http://doi.org/10.5510/OGP20230300886

11. Optimizing the separation factor along a directional well trajectory to minimize collision risk / V. Mansouri, R. Khosravanian, D.A. Wood, B.S. Aadnøy // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10. – Р. 2113–2125. - http://doi.org/10.1007/s13202-020-00876-7

12. Ahmed A., Abdelaal A., Elkatatny S. Evaluation of hematite and Micromax-based cement systems for high-density well cementing // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. - V. 220. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111125

13. A novel thermo-thickening viscosity modifying admixture to improve settlement stability of cement slurry under high temperatures / X. Chen, C. Wang, Y. Xue [et al.] // Construction and Building Materials. – 2021. – V. 295. – P. 123606. – https://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2021.123606

14. Деряев А.Р. Особенности бурения наклонно направленных глубоких скважин в Туркменистане // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 43–47. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-43-47.

15. Machine learning-assisted production data analysis in liquid-rich Duvernay Formation / B. Kong, Z. Chen, S. Chen, T. Qin // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 200. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108377

16. The optimisation analysis of sand-clay mixtures stabilised with xanthan gum biopolymers / Jing Ni, Gang-Lai Hao, Jia-Qi Chen [et al.] // Sustainability. – 2021. –

V. 13(7). – http://doi.org/10.3390/su13073732

17. Chilingarian G.V., Fertl W.H. Formation pressures, abnormal // In: Applied Geology. Encyclopedia of Earth Sciences Series: edited by Finkl C. - Springer, Boston, MA., 1984. – P. 173–184. – https://doi.org/10.1007/0-387-30842-3_23

18. Permeability evolution at various pressure gradients in natural gas hydrate reservoir at the Shenhu area in the South China Sea / Cheng Lu, Yuxuan Xia, Xiaoxiao Sun [et al.] // Energies. – 2019. – V. 12(19). – DOI: http://doi.org/10.3390/en12193688

В статье рассмотрена методика ПАО «Газпром» для расчета продуктивности газонасыщенных пластов по данным исследований опробователем пластов на кабеле c проведением гидродинамического каротажа (ОПК-ГДК) в открытом стволе скважин. В условиях арктического шельфа на примере Карского моря в короткий осенне-летний сезон навигации возможно пробурить одну морскую скважину глубиной 2500 м и испытать в колонне с полным циклом максимум два продуктивных объекта. На шельфе п-ова Ямал в Карском море скважины вскрывали 10 и более продуктивных пластов, что затрудняло проведение геолого-разведочных работ. В связи с этим морская глубокая скважина в первый год (сезон) бурилась до проектного забоя, консервировалась, затем в следующем году проводились испытания в колонне. В этом случае стоимость строительства скважины увеличивалась минимум в 1,6 раза. Кроме того, существовал риск повреждения устья скважины ледовыми телами (айсбергами, стамухами и др.). В колонне также испытывались водоносные интервалы с неясным насыщением по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Методические рекомендации по обоснованию подсчетных параметров залежей в терригенных отложениях по данным ГИС и с помощью нового метода ОПК-ГДК при постановке на учет и переводе углеводородного сырья (УВС) в промышленные категории запасов позволяют избежать испытания водоносных горизонтов в колонне, отбирать кондиционные пробы пластовых флюидов, а также определять продуктивность интервала по фактическим данным опробования скважины в открытом стволе и приращивать запасы УВС по промышленной категории С₁ и, соответственно, заканчивать строительство морской скважины за один буровой сезон в навигацию (2,5–3 мес) без существенной потери геологической информации.

В статье дано краткое описание данной методики. Приведен анализ проведенных исследований морских скважин, пробуренных на шельфе Карского моря.

Список литературы

1. Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждены распоряжением Минприроды России от 01.02.2016 г. № 3-р). – М.: Минприроды России, 2016.

2. Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов: утверждены приказом Минприроды России №564 28.12.15 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». - http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_112447/ 

3. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Минприроды России №639 20.09.19 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_334817/

4. Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (утверждены Распоряжением Минприроды России от 18.05.2016 г. №12-р). – М.: Минприроды России, 2016.

5. Методические рекомендации по обоснованию подсчетных параметров залежей в терригенных отложениях по данным ГИС и новым методам ГДК-ОПК при постановке на учет и переводе УВС в промышленные категории запасов / Л.Г. Абдрахманова, С.К. Ахмедсафин, В.А. Блинов [и др.]. – М.: ПАО «Газпром», 2015. – 64 с.

6. Возможности оценки продуктивности скважины по данным пластоиспытателей на кабеле путем гидродинамического моделирования в программном комплексе PETREL / В.Н. Хоштария, М.И. Хазиев, Н.М. Свихнушин [и др.] // Каротажник. – 2017. – № 9. – С. 12–20.

7. Возможности применения методов ГДК-ОПК для оценки промысловых параметров нефтегазовых залежей. Опыт практического применения в России / В.Н. Хоштария, А.А. Мартын, С.А. Курдин [и др.] // SPE-181975-MS. – 2016. - https://doi.org/10.2118/181975-MS

8. Геологоразведочные работы ПАО «Газпром» на арктическом шельфе РФ: результаты и перспективы / В.В. Черепанов, С.К. Ахмедсафин, В.В. Рыбальченко [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 7. – С. 47–56. - https://doi.org/10.30713/0130-3872-2018-7-47-56

По мере истощения запасов традиционных коллекторов и снижения объемов добычи нефти, вопросы ее извлечения из нефтегазоматеринских пород становятся все более значимыми. Нефтяной отрасли необходимо постоянно выполнять различные опытно-промысловые работы (ОПР) для разработки технологий поддержания показателей добычи.

В дочерних обществах компании ПАО «НК «Роснефть» на территории Самарской и Оренбургской областей с 2018 г. выполняются ОПР для формирования подходов к разработке нефтегазоматеринских доманиковых отложений. За последние 5 лет осуществлено более 20 испытаний скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП). В работе представлен анализ и результаты осуществления ГРП в четырех скважинах Самарской области. В трех скважинах ГРП выполнен на сшитом гуаровом геле, в одной - с использованием HVFR (High Viscosity Friction Reducer) – высоковязкого понизителя трения на основе полиакриламида. При моделировании ГРП в исследуемых скважинах в качестве опорных данных использовались одномерные геомеханические модели (ГММ) ближайших скважин.

В результате исследований установлено, что комплексный подход при подготовке к ГРП должен включать такие важные этапы как геомеханические исследования керна, построение на скважине индивидуальной ГММ, проведение акустического широкополосного каротажа (и/или других методов для оценки геометрии трещины), выбор интервала перфорации, спуск забойного манометра, выбор технологии ГРП (тип жидкости и проппанта, объем проппанта, расход закачки и др.), наличие наземного и подземного оборудования, рассчитанного на давление в 100 МПа. Отмечено, что необходимо продолжить дальнейшие исследования и ОПР с целью определения оптимальной технологии заканчивания скважин и выполнения ГРП для разработки доманиковых отложений.

Целью данной работы является описание факторов, влияющих на технологическую успешность проведения ГРП в доманиковых отложениях.

Список литературы

1. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – 3 edition. – John Wiley & Sons Ltd, 2000. – 848 р.

2. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2017. – Спецвыпуск. Ч. 1. – С. 112–124.

3. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjar, R.M. Holt, A.M. Raaen, P. Horsrud. - Elsevier, 2008. – 514 р.

4. Roberts G.A., Chipperfield S.T., Miller W.K. The Evolution of a High Near-Wellbore Pressure Loss Treatment Strategy for the Australian Cooper Basin // SPE-63029-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2118/63029-MS

5. Zoback M., Kohli A. Unconventional Reservoir Geomechanics: Shale Gas, Tight Oil, and Induced Seismicity. – 2019. – 496 p. – https://doi.org/10.1017/9781316091869

6. Barree R.D., Miskimins J.L., Gilbert J.V. Diagnostic Fracture Injection Tests: Common Mistakes, Misfires, and Misdiagnoses // SPE-169539-PA. – 2015. –https://doi.org/10.2118/169539-PA

7. Dynamic Fluid-Loss Studies in Low-permeability Formations With Natural Fractures / P.S. Vinod, M.L. Flindt, R.J. Card, J.P. Mitchell // SPE-37486-MS – 1997. – https://doi.org/10.2118/37486-MS.

8. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.

9. Miller B.D., Warembourg P.A. Prepack Technique Using Fine Sand Improves Results Of Fracturing And Fracture Acidizing Treatments // SPE-5643-MS. – 1975. –https://doi.org/10.2118/5643-MS

Эксплуатация месторождений углеводородов – это многоэтапный процесс, включающий следующие стадии: растущей добычи, стабилизации добычи на максимальном уровне, падающей добычи и завершающий этап разработки. Повышение степени и качества выработки остаточных запасов нефти на заключительной стадии является важным аспектом увеличения эффективности разработки месторождения. Снижение темпов падения дебитов скважин, поддержание плановых показателей добычи, а, следовательно, повышения выработки и увеличения конечного коэффициента извлечения нефти (КИН), осуществляются за счет обоснования и реализации комплексных программ геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Таким образом, успешная эксплуатация месторождений требует непрерывного совершенствования технологий и методов работы, что способствует оптимизации процессов добычи и увеличению общего объема добытых углеводородов.

Процесс подбора и планирования программы ГТМ на шельфовых месторождениях характеризуется отличительными особенностями, которые должны учитываться на всех этапах принятия решений – от анализа геолого-промысловых критериев выбора скважин-кандидатов до учета условий реализации предложенных решений. Специалистами СП «Вьетсовпетро» был проведен пересмотр комплекса данных геофизических исследований скважин (ГИС) в терригенных коллекторах, что позволило уточнить структуру и объем запасов после переинтерпретации данных ГИС. Значительное влияние зоны проникновения бурового раствора на показания бокового каротажа, а также наличие в разрезе полимиктовых песчаников затрудняло интерпретацию стандартного комплекса ГИС и корректное выделение нефтенасыщенных интервалов. Применение петрофизического моделирования и обработка разноглубинных методов электрометрии позволили решить эту проблему. В результате построены геологическая и гидродинамическая модели в соответствии с новым представлением о строении залежи и предложена комплексная программа ГТМ по поддержанию уровней добычи нефти, а также повышению выработки остаточных запасов на месторождении Белый Тигр континентального шельфа Социалистической Республики Вьетнам. Подход, использованный в данной работе, может быть распространен на аналогичные шельфовые проекты.

Список литературы

1. Месторождение Белый Тигр: от истории до перспектив разработки / С.И. Кудряшов, Ле Вьет Хай, Фам Суан Шон [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 6–14.

2. Меркулов В.П., Посысоев А.А. Оценка пластовых свойств и оперативный анализ каротажных диаграмм. – Томск: ТПУ, 2004. – 113 с.

3. Коваленко К.В. Система петрофизического обеспечения моделирования залежей нефти и газа на основе эффективной пористости гранулярных коллекторов: дисс. д-ра геол.-минер. наук. – М., 2015.

4. Дарлинг Т. Практические аспекты геофизических исследований скважин / Пер. с англ. под редакцией Т.А. Султанова. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. – 400 с.

5. Лубнин А.А. Обоснование технико-экономических критериев переоснащения скважин с газлифтного способа добычи на УЭЦН // PRONEFT. Профессионально о нефти. - 2023. – Т. 8. - № 1. - С. 98-106.

6. Использование статистических и промысловых методов при прогнозировании техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.И. Щекин, Е.Н. Грищенко, Ш.Р. Лотфуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2016. – № 9. – C. 78-81.

Причинами отказов магистральных нефтепроводов часто является развитие внутренней коррозии. Несмотря на то, что перекачиваемая нефть соответствует ГОСТу, при ее транспорте в пониженных и застойных зонах трубопровода происходит выделение и накопление подтоварной воды, содержащей различные минеральные примеси и внутритрубные отложения. В результате повышается коррозионная активность перекачиваемой среды в местах скопления подтоварной воды и донных отложений, которая резко увеличивается при их микробиологической зараженности, количество дефектов по причине внутренней коррозии при этом постоянно увеличивается.

Наибольшую опасность представляет зараженность подтоварной воды и внутритрубных отложений сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).

В статье представлены результаты лабораторных исследований изменения коррозионной активности модели среды из застойной зоны, представляющей смесь товарной сернистой нефти, подтоварной воды и внутритрубных отложений, при разбавлении свежей порцией товарной нефти. Титр СВБ в смеси составлял 10⁵ КОЕ/мл.

Результаты испытаний показали, что при добавлении свежей порции товарной нефти в застойную зону, в которой на поверхности металла сформировались продукты коррозии, содержащие адгезированные микроорганизмы, происходит снижение скорости коррозии и наблюдается невысокий эффект защиты от общей коррозии (до 54,5 % при разбавлении смеси товарной нефтью в соотношении 1:1). При полной замене среды на товарную нефть скорость коррозии в течение последующих 7 сут возрастает до значений, превышающих контрольную скорость коррозии, что свидетельствует о восстановлении жизнедеятельности микроорганизмов и вследствие этого усилении скорости коррозии. Таким образом, промывка застойных, тупиковых и непроточных зон перекачиваемой нефтью не исключает коррозионные процессы под отложениями и неэффективна без очистки донных отложений с поверхности трубопровода и подавления роста СВБ.

Испытания широко применяемого для защиты нефтепромысловых трубопроводов в сероводородсодержащих средах вододиспергируемого ингибитора А показали его низкую эффективность (порядка 50 %) в биозараженной среде, поскольку он не подавляет жизнедеятельность микроорганизмов, хотя в какой-то степени и защищает металл от продуктов их жизнедеятельности. Исследование бактерицида Б показало, что полное подавление адгезированных СВБ произошло при его минимальной эффективной дозировке 500 г/м³. На основании полученных данных можно сделать вывод о возможности применения этого бактерицида для периодической обработки нефтепромысловых сред дозировкой 500 г/м³ .

Для достижения долгосрочного защитного эффекта от промывки необходимо проводить ее в комплексе с мерами подавления коррозии применением химических реагентов, обладающих ингибирующими и бактерицидными свойствами.

Список литературы

1. Оценка техногенной трещиноватости карбонатных коллекторов западного склона Южно-Татарского свода на скважинах с многостадийным гидроразрывом пластов / И.М. Юнусов, Р.Ш. Тахаутдинов, М.Г. Новиков [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. –

№ 3 (351). – С. 63–68. - https://doi.org/10.33285/0130-3872-2022-3(351)-63-68

2. Технологический проект разработки Краснооктябрьского нефтяного месторождения АО «Шешмаойл». – Протокол ЦКР № 7335 от 15.11.2018 г.

3. Дополнение к технологической схеме разработки Летнего нефтяного месторождения АО «Шешмаойл». – Протокол ЦКР № 7385 от 11.12.2018 г.

4. Дополнение к технологической схеме разработки Ново-Шешминского нефтяного месторождения АО «Шешмаойл». – Протокол ЦКР № 7356 от 29.11.2018 г.

5. Технологический проект разработки Северного нефтяного месторождения АО «Шешмаойл». – Протокол ЦКР № 7923 от 18.09.2018 г.

6. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2 т. Т. 2 / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Б. Хисамов, Л.М. Миронова. – Казань: ФЭН, 2007. – 524 с.

7. Сравнительный анализ гидродинамических исследований фильтрационно-емкостных свойств пластов прямыми и косвенными методами на месторождениях, приуроченных к склоновым участкам Южно-Татарского свода / М.Ш. Давлетов, А.В. Лысенков, И.М. Юнусов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – Вып. 6 (140). – С. 66–82. - https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2022-6-66-82

8. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 480 с.

9. A set of options for stimulation of wells / A.A. Isaev, R.Sh. Takhautdinov, V.I. Malykhin [et al.] // SPE-212098-MS. - 2022. - https://doi.org/10.2118/212098-MS

10. Экономидис М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с.

В карбонатных коллекторах сосредоточено более 60 % мировых запасов нефти.

В процессе разработки таких объектов часто возникает вопрос недостаточной эффективности их заводнения. Данная статья посвящена вопросу определения коэффициента эффективности закачки при наличии межпластовых перетоков закачиваемой воды в нижележащие водонасыщенные пласты в пределах эксплуатационного объекта по трещинам, образовавшимся в плотном карбонатном флюидоупоре в процессе разработки.

По результатам анализа промысловых данных с использованием петрофизических зависимостей для различного типа порового пространства, авторами выявлены косвенные признаки раскрытия минерализованных или образования новых трещин в карбонатной породе под воздействием давления нагнетаемой воды. Увеличение роли высокопроницаемых трещиноватых структур при заводнении карбонатных резервуаров способно снизить эффективность системы поддержания пластового давления, за счет потери части закачиваемой воды вследствие межпластовых перетоков. Проведенная оценка коэффициента эффективности закачки в карбонатных коллекторах месторождений Республики Башкортостан методом материального баланса подтверждает отток закачиваемой воды в водонасыщенные пласты. На примере объекта разработки турнейского яруса Туймазинского месторождения авторами описано концептуальное представление одного из возможных сценариев фильтрации при заводнении карбонатных резервуаров. Основываясь на представленной концепции, предложен алгоритм оценки эффективности закачки, учитывающий результаты промыслово-геофизических исследований скважин и данные об изменении геолого-физических свойств коллектора по площади. Алгоритм позволяет вычислять коэффициент эффективности закачки для карбонатных объектов с неопределенностью в притоке воды из аквифера и наличием заколонной циркуляции по скважинам в пределах эксплуатационного объекта.

Полученные в ходе работы результаты могут применяться для оценки требуемого объема закачиваемой воды в карбонатные резервуары месторождений Республики Башкортостан для обеспечения оптимальной компенсации отборов c учетом межпластовых перетоков. Данная статья представляет интерес для специалистов в области проектирования и разработки нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Carbonate Reservoirs – Overcome Challenging Heterogeneity. – https://www.slb.com/technical-challenges/carbonates#related-information.

2. Якупов Р.Ф., Мухаметшин В.Ш. Вопросы эффективности разработки низкопродуктивных карбонатных коллекторов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 106–110.

3. A Snapshot of Carbonate Reservoir Evaluation / M. Akbar [et al.] // Oilfield Review. – 2000. – Vol. 12. – No. 4. – Р. 20–41.

4. A Review of Development Methods and EOR Technologies for Carbonate Reservoirs / Х. Zheng-Xiao [et al.] // Petroleum Science. – 2020. – Vol. 17. – No. 4. – Р. 990–1013. - https://doi.org/10.1007/s12182-020-00467-5

5. Как повысить эффективность системы поддержания пластового давления при разработке месторождений / Р.Р. Ахметзянов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2015. – № 2. – С. 14–17.

6. Дейк Л.П. Практика инжиниринга нефтяных пластов // Пер. с англ. – Ижевск: Институт компьютерных исследований», 2007. – 652 c.

7. Приложение 13 к инструкции ПАО «НК «Роснефть» Руководство пользователя информационной системы «Комплекс инструментов для нефтяного инжиниринга». Модуль материальный баланс. Версия 2.0. – М.: ПАО «НК «Роснефть», 2020. – 26 с.

В статье рассмотрен вопрос сегрегации и релаксации запасов и их учета при формировании программы мероприятий по оптимизации системы разработки объекта БС₁₀ Мамонтовского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки. Результаты анализа фактических данных бурения скважин и боковых стволов, отбора и обработки кернового материала, исследований транзитных скважин методом углеродно-кислородного каротажа с последующим проведением мероприятий по их переводу в добычу на объекте БС₁₀ подтверждают теоретические представления о рассматриваемых эффектах в пласте. Процессы релаксации запасов в пластах объекта приводят к локализации целиков нефти в кровельной части, что дополнительно подтверждается результатами гидродинамического моделирования. Учет данных эффектов является ключевым при планировании эффективных мероприятий по бурению.

Для шельфовых объектов Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки, где для поддержания пластового давления велась закачка пресной воды, одним из эффективных методов определения текущего насыщения пласта в условиях низкой минерализации пластовых вод является углеродно-кислородный каротаж. Результаты исследований и ввода скважин в эксплуатацию на этих объектах указывают на наличие связи между остаточными нефтенасыщенными толщинами и их запускными параметрами. По данным каротажа отмечена высокая дифференциация текущей нефтенасыщенности по разрезу с аккумуляцией углеводородов вблизи кровли пласта.

По результатам исследований керна прослеживается дифференциация значения насыщения флюидов в пласте по вертикали. Нефтепроявления контрастно подсвечиваются в ультрафиолетовом свете в верхней части разреза, при этом ниже по разрезу свечение менее выражено, что говорит о выработанности начальных извлекаемых запасов в нижней части пласта. Данные свечения хорошо соотносятся с результатами интерпретации геофизических исследований.

Полученный положительный результат бурения горизонтальных скважин на отдельном участке объекта БС₁₀ способствовал масштабированию уплотняющего бурения на объект в целом. С целью повышения эффективности выработки текущих извлекаемых запасов результаты работы могут быть применены на ряде объектов, находящихся на поздней стадии разработки и характеризующихся схожими фильтрационно-емкостными свойствами.

Список литературы

1. Перспективы уплотняющего бурения скважин на поздней стадии разработки на примере объекта БС10 Мамонтовского месторождения / Т.Р. Хисамиев, Г.И. Хабибуллин, Д.Р. Шайхатдаров [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 6. – С. 103–115. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-6-103-115

2. Релаксация остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки / М.В. Сулейманова, А.А. Мироненко, А.З. Сафин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 1. – С. 72–75. - http://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-1-72-75

3. Гафаров Ш.А., Юсупова Э.Р. Влияние состава нефти и нефтесодержащих пород на капиллярно-гравитационную сегрегацию углеводородов // Нефтегазовое дело. – 2010. – Т. 9. – № 1. – С. 35–38.

4. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования / Н.А. Еременко [и др.]. – M.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 59 с.

5. Крылов А.П. О некоторых вопросах нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. –1974. – № 3. – С. 37–40.

6. О гидродинамических последствиях массовой остановки скважин в 90-х годах XX века / Е.В. Лозин, А.В. Аржиловский, А.Н. Червякова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 62–65. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-6-62-65

7. Щелкачев В.Н. Итоги выполненных в военных условиях (1941–1944) исследовательских работ на грозненских нефтяных промыслах. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опыта. – М.: Нефть и газ, 2004. – С. 261–263.

8. Халимов Э.М. Вторичная разработка нефтяных месторождений : монография. – СПб.: Недра, 2006. – 361 с.

9. Халимов Э.М., Лозин Е.В. Вторичная разработка нефтяных месторождений Башкортостана. – СПб.: ВНИГРИ, 2013. – 182 с.

10. Повжик П.П., Кудряшов А.А. Вторичная разработка как один из основных способов повышения коэффициента извлечения нефти // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2009. – № 6. – С. 61–64.

11. Шайхутдинов Т.Ф., Яркеева Н.Р. Анализ основных причин повышения обводненности продукции добывающих скважин на нефтяных месторождениях // VIII Международная научно-практическая и методическая конференция. – Уфа, 2019. – С. 206–209.

12. Дьячук И.А. Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения. – Уфа: УГНТУ, 2015. – 275 с.

Статья продолжает серию публикаций о новых инструментах ПАО «НК «Роснефть», направленных на повышение эффективности проектирования объектов обустройства нефтегазовых месторождений. В статье рассмотрены предпосылки создания, особенности, функциональные возможности и опыт применения информационной системы «Парус» для автоматизации ведения портфеля проектов и мониторинга производственной деятельности группы проектных институтов ПАО «НК «Роснефть».

С целью обеспечения комплексного мониторинга и контроля исполнения проектов используется автоматизация ввода, анализа, мониторинга ключевых источников информации, таких как планы заказчика, бизнес-планы корпоративных научно-исследовательских и

проектных институтов, календарные планы договоров, данные прогнозируемого и фактического исполнения проектов (актирования работ), а также набор визуальных аналитических инструментов (диаграмм, дашбордов и отчетных форм). Пользователями системы являются главные инженеры проектов, их помощники, руководители проектных офисов и корпоративных институтов.

Особенное внимание в статье уделено как использованию созданных инструментов для контроля и оценки эффективности проектной деятельности, так и встраиванию продукта в существующие и новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» посредством интеграции со смежными системами: системой инженерного документооборота «Сапсан-2020», локальными системами ведения договоров, системой консолидации «Парус-Мониторинг» и корпоративным порталом «Сапсан-М».

Реализованная система позволяет оперативно представлять информацию о текущем статусе выполнения проектов с детализацией информации о сроках и экономических показателях актирования работ до уровня этапа календарного плана проекта, снижает трудозатраты специалистов на сбор и формирование отчетности, позволяет организовать консолидацию и мониторинг исполнения портфелей проектов институтов ПАО «НК «Роснефть» на различных уровнях корпоративной иерархии. В статье также определены перспективы дальнейшей автоматизации проектных институтов ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Дакуева Э.Р., Мачуева Д.А. Исследование и внедрение системы мониторинга деятельности предприятия // Universum: технические науки. – 2021. – № 11(92). – https://7universum.com/ru/tech/archive/item/12613

2. Система сбалансированных показателей (BSC). Системы качества. 2011. – http://www.qm-s.com/it_consulting/balanced_scorecard_bsc

3. Автоматизированный мониторинг ключевых показателей деятельности проектной организации / Е.И. Громаков, Т.В. Александрова, А.В. Лиепиньш, А.М. Малышенко // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2012. - Т. 321. - № 5. – С. 173-178.

4. Бобков О. Информационные технологии в управлении организацией: роль, цель и общая характеристика управленческих ИТ. – Клеверенс, 2021. – https://www.cleverence.ru/articles/auto-busines/informatsionnye-tekhnologii-v-upravlenii-organizatsi...

5. Гаррисон Р., Норин Э., Брюэр П. Управленческий учет, – СПб.: Издательский дом «Питер», 2012.

В статье приведены результаты совместного анализа статистических данных и результатов лабораторных исследований фильтрации жидкостей в условиях принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины (ЗПС). В рамках статистического анализа был проанализирован режим работы добывающих скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами (СШН) и оборудованых компрессорными установками для откачки затрубного газа (КОГС). Для анализа отобрано 438 скважин.

В 25 % скважин глубина спуска СШН находится ниже глубины залегания работающего пласта, 10 % скважин работают с «нулевым» забойным давлением, динамический уровень жидкости в них расположен ниже кровли пластов. При откачке газа из ЗПС забойное давление этих пластов соответствует затрубному давлению газа и близко к нулю.

Для скважин, подключенных к КОГС, даже в условиях предельно низких забойных давлений отмечается устойчивая работа нефтенасыщенных пластов с небольшой обводненностью (в среднем 33 %).

Предложен метод расчета давления на приеме насоса по данным промысловых замеров (давления газа в затрубном пространстве и динамического уровня), основанный на использовании линейной зависимости давления на приеме насоса от этих параметров. Результаты статистического анализа показывают применимость линейной зависимости для расчета давления на приеме насоса.

Установлено, что влияние давления газа в затрубном пространстве на забойное определяется относительным сложением динамического уровня, глубины спуска насоса и глубины залегания работающего пласта. Если подвеска СШН расположена ниже продуктивного пласта, то динамический уровень может оказаться ниже глубины залегания пласта. Для категории скважин с динамическим уровнем ниже глубины залегания пласта забойное давление будет соответствовать давлению газа в затрубном пространстве, в условиях вакуумирования забойное давление будет близко к нулю. Для 10%-й выборки с динамическим уровнем ниже глубины залегания пласта среднее давление газа в затрубном пространстве по скважинам и соответственно забойное давление равно 0,03 МПа.

Список литературы

1. Oil production stimulation by creating a vacuum in the annular space of the well / A.A. Isaev, R.Sh. Takhautdinov, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin // SPE-198401-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/198401-MS

2. Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Обоснование создания вакуума в затрубном пространстве скважины // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 1. – С. 60–64. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-1(613)-60-64

3. Разработка автоматизированного комплекса по отбору газа из скважин / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 65–72.

4. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами / Под ред. В.М. Муравьева. – М.: Недра, 1979. - 213 с.

5. Суханов Г.Н. Установление режима работы скважины, оборудованной штанговой глубиннонасосной установкой // Тр. ин-та / УНИ. – 1972. – Вып. 8.

Повышение эффективности системы управления промышленной безопасностью нефтегазовых объектов, в частности объектов магистрального трубопроводного транспорта, является одной из актуальных задач, решаемых современной наукой. В статье рассмотрены промежуточные итоги многолетних работ, проводимых авторами в области повышения эффективности системы прогнозирования аварий. Была доработана система прогнозирования последствий аварий на объектах магистрального трубопровода. Для разработки методологии применялись: метод экспертных оценок, компьютерное моделирование с использованием геоинформационных систем, основные аспекты методологии системы управления качеством на базе процессного подхода стандартов серии ISO 9000. Отдельные фрагменты предлагаемых изменений апробированы на объектах компании ПАО «Транснефть», учтены в планах реконструкции и капитального ремонта. Прогнозы использованы в документах, разработанных с целью повышения промышленной безопасности, в том числе в планах предупреждения, локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Даны рекомендации для площадочных объектов как отдельного элемента возможных систем прогнозирования. Система прогнозирования последствий аварий на резервуарных парках, предложенная авторами, включает математическое моделирование, прочностные расчеты и позволяет учитывать большее количество факторов. Апробация методологии прогнозирования последствий аварий в резервуарных парках была проведена в рамках научно-исследовательских работ, результаты которых заложены в новые проектные решения площадок. Предложения по совершенствованию системы прогнозирования последствий возможных аварий планируется нормативно закрепить в руководящих документах системы магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

Список литературы

1. Арктический шлейф. Что потянется за аварией под Норильском. – https://www.kommersant.ru/doc/4366214

2. http://prosou.ru/viewtopic.php?t=599&ysclid=lvwdzij9wb596486997

3. https://tass.ru/proisshestviya/14010585?ysclid=lvwehvvabt441996811

4. Слепнёв В.Н., Максименко А.Ф. Основные принципы построения системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварий на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 6. – С. 456–468. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-4-456-467

5. Слепнёв В.Н., Максименко А.Ф. Организация системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации аварий на объектах трубопроводного транспорта // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 106–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-2-106-111

6. Методика оценки риска при прогнозировании последствий аварий на объектах трубопроводного транспорта / В.Н. Слепнёв, А.Ф. Максименко, Е.В. Глебова, А.Т. Волохина // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 6. – С. 663–673. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2020-10-6-663-673

7. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объёма нефти с учётом рельефа местности / С.А. Половков, А.Э. Гончар, А.Ф. Максименко, В.Н. Слепнёв // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 12. – С. 88–93.

8. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков, Р.Ю. Шестаков, И.Р. Айсматуллин, В.Н. Слепнёв // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1(28). – С. 20–29.

9. Разработка дополнительных защитных сооружений от разливов нефти, нефтепродуктов на основе трехмерного моделирования / С.А. Половков, А.Э. Гончар, П.В. Пугачева, В.Н. Слепнёв // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 2. – С. 197–205. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-2-197-205

10. Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И.Р. Айсматуллин, Д.А. Веретельник, В.Н. Слепнёв, Р.Ю. Шестаков // Neftegaz.ru. – 2018. – № 5. – С. 66-72.

11. Моделирование последствий возможных аварий как механизм повышения эффективности планирования и реализации операций по их локализации и ликвидации / С.А. Половков, А.Э. Гончар, В.Н. Слепнев, А.Ф. Максименко // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 108–112. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-108-112