Ключевые слова: нефть, запасы, ресурсы, структура ресурсной базы, вовлечение в освоение, минерально-сырьевой центр (МСЦ), качество нефти, добыча, программные мероприятия, Ненецкий автономный округ.

В соответствии с утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации «Стратегией развития геологической отрасли до 2030 года» как объекты программно-целевого планирования в сфере геологического изучения недр, воспроизводства и использования минерально-сырьевой базы определены минерально-сырьевые центры (МСЦ) - совокупность разрабатываемых и планируемых к освоению месторождений и перспективных площадей, связанных общей существующей и планируемой инфраструктурой и имеющих единый пункт отгрузки добываемого сырья в федеральную или региональную транспортную систему для доставки потребителям. Таким образом, развитие освоение ресурсного потенциала регулируется в рамках единых ресурсно-инфраструктурных технологических систем.

Охарактеризованы месторождения, входящие в состав минерально-сырьевых центров нефти Ненецкого автономного округа и обеспечивающие функционирование транспортные системы.

Проведен анализ структуры ресурсной базы МСЦ нефти Ненецкого автономного округа на основе выделения объектов распределенного и нераспределенного фондов недр, в различной степени вовлеченных в промышленное освоение. Разрабатываемые пласты эксплуатируемых месторождений сгруппированы по текущим темпам отбора. Проведены вариантные оценки обеспеченности добычи как запасами промышленных категорий, так и с учетом приведенных к ним предварительно оцененных запасов и перспективных ресурсов.

Проведено моделирование изменения основных качественных характеристик добываемой нефти по основным товарным показателям (плотности и содержанию серы) за счет ввода в освоение извлекаемых запасов промышленных категорий различных групп ресурсных объектов.

Ключевые слова: топливно-энергетический комплекс (ТЭК), топливно-энергетические ресурсы (ТЭР), коэффициент извлечения нефти (КИН), нефтегазовый сектор, трудноизвлекаемые запасы нефти, нетрадиционные ресурсы, воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), методы увеличения нефтеотдачи (МУН), обработка призабойных зон (ОПЗ), инновационное проектирование, стандарты.

Показаны преимущества и недостатки госрегулирования недропользованием в США, СССР и РФ. Эффективная система государственного регулирования недропользованием способствует решению основной проблемы развития нефтегазового сектора — оптимизации добычи и максимизации коэффициента извлечения нефти (КИН). Современный технический прогресс в повышении эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов и освоении месторождений нетрадиционных углеводородов, усиливаемый претензиями США на политическую монополию социально-экономического развития мирового сообщества, бросает вызов безопасности РФ, прежде всего в энергетической сфере.

Лозин Евгений Валентинович Доктор геолого-минералогических наук, профессор, Заслуженный деятель науки и техники БАССР

Подробнее,,,

Ключевые слова: геолого-гидродинамическая модель, геофизические исследования скважин, коэффициент извлечения нефти (КИН), детальная расчетная сетка, неоднородность пласта.

В соответствии с требованиями регламентов по проектированию разработки нефтяных месторождений принято выполнять проектные документы с использованием геолого-гидродинамических моделей. В статье рассмотрены особенности информационного обеспечения геолого-гидродинамических моделей на основе геофизических исследованиях скважин, бурения скважин-дублеров.

Показана зависимость неоднородности параметров в геолого-технологических моделях от детальности сетки по трем методам:

– качественная (визуальная) оценка по графику плотности распределения вероятности;

– количественная оценка энтропии системы;

– количественная оценка по коэффициенту вариации.

Кроме того, доказано, что при увеличении детальности конечно-разностной сетки не происходит увеличение расчетной неоднородности пласта.

Ключевые слова: Южно-Каспийский бассейн, нефтегазоносность, лавинный седиментогенез, проградация, геотемпературный режим, большиеглубины.

В результате эволюции литосферы формировался уникальный Южно-Каспийской бассейн, отличающийся от внутренних и окраинных морей по ряду параметров и показателей. Изучение процессов онтогенеза углеводородов свидетельствует, что бассейн является самодостаточной эволюционирующей системой. Фазовые превращения органического вещества в условиях замкнутой физико-химической системы создают аномально-высокие поровые давления и обеспечивают начальную стадию эмиграции углеводородов за пределы глинистых толщ, в пласты-коллекторы и зоны трещиноватости. Принципиальное отличие процессов нефтегазообразования на больших глубинах связано с затрудненным массообменом и физико-химическими свойствами пород и флюидов, которые в соответствующих термодинамических условиях представляют собой единый горный раствор. В Каспийском бассейне выявлены значительные субвертикальные и субгоризонтальные разуплотненные геологические тела, по существу представляющий собой новый класс геологических структур. Большинство из них на поверхности связаны с крупными грязевыми вулканами, фокусированными интенсивными выходами углеводородов, которые логично связать с процессами фазовых переходов различного типа. Весьма важным фактором является то, что к ним приурочены крупные скопления углеводородов.

Миграция углеводородов из флюидогенерирующих интервалов и очагов генерации углеводородов в продуктивную толщу Южно-Каспийского бассейна происходила на фоне практического отсутствия инфильтрационного водообмена и существенно ограниченного элизионного режима. На этих глубинах доминирующей формой движения природных флюидов является межформационная (межэтажная) пульсационно-инъекционная субвертикальная миграция по плоскостям проводящих дизъюнктивов, зонам повышенной трещиноватости и разуплотнения, эруптивам грязевых вулканов, лито-фациальным несогласиям и другим нарушениям сплошности пород, осуществляющаяся синхронно с активизацией палео- и нео-тектонических процессов.

Ключевые слова: калтасинская свита, нефтегазоматеринский потенциал, перспективные зоны, районирование территории по интенсивности нефтегазообразования.

В геологическомразрезе Пермского края верхнепротерозойские отложения, залегающие ниже промышленно освоенных глубин, рассматриваются как потенциально нефтегазопроизводящие и нефтегазопродуктивные толщи. В составе этих отложений выделены два комплекса пород: рифейский и вендский, степень изученности которых неравномерна. Проведено исследование по результатам обработки разрезов 700 скважин, вскрывших эти отложения на территории Пермского края. По данным обзора установлены пространственные границы распространения стратиграфических подразделений рифейского и вендского комплексов, изменение толщин и литологического состава. Проанализированная геологическая и геохимическая информация позволила выделить в этих отложениях калтасинскую свиту нижнерифейского комплекса, обладающую наиболее оптимальными и благоприятными условиями в период осадконакопления с точки зрения формирования генерационного потенциала. Для оценки возможности генерации углеводородов в отложениях калтасинской свиты были проанализированы геологические, химико-битуминологические и пиролитические показатели (от 200 до 400 определений). С помощью методов статистического анализа изучен характер распределения параметров по площади распространения калтасинской свиты и по разрезу на территории Пермского края. Выполнено районирование территории развития калтасинской свиты по степени интенсивности процессов нефтегазообразования.

Ключевые слова: Грибное месторождение, верхнеюрские отложения, корреляция разрезов скважин, хлориты, водоудерживающая способность, наклон водонефтяного контакта, типы разреза, блоковое строение горизонта.

Представлены результаты детального изучения залежей нефти в горизонте ЮС₁ на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин с учетом анализа шлифов, опробования пластов и гидродинамических исследований. Изучаемый разрез по характеристикам геофизических исследований скважин (ГИС) условно разделен на 16 литологических пачек. Установлено, что в нижней и верхней части разреза осадконакопление происходило последовательно. На это указывают параллельное залегание пластов и достаточная выдержанность их общих толщин. За счет изменения толщин отдельных пачек выделено несколько типов разреза, каждый из которых имеет блоковое распространение по площади месторождения.

Каждый тип разреза характеризуется определенными толщинами отдельных пачек, причем на участках с большей скоростью погружения структуры выявлены отложения пачек максимальных толщин. Наоборот, минимальные толщины соответствующих пачек фиксируются в условиях незначительного погружения структур во время отложения осадков. В случае подъема структур в средней части разреза наблюдаются стратиграфические несогласия, выраженные в сокращении толщин отдельных пачек вплоть до их полного исчезновения. Границы смены типов разреза можно рассматривать как границы тектонических блоков.

Исследователями АИК «Лукойл» на основе данных гидродинамических исследований (ГДИ) было установлено, что скважины с близкими показателями разработки группируются по площади месторождения в отдельные блоки. При сопоставлении данных ГДИ с результатами детальной корреляции разрезов скважин обнаружено практически полное совпадение конфигурации выявленных нарушений.

Согласно более ранним исследованиям считалось, что основной пласт Ю₁^а продуктивен и в большей части скважин является нефтенасыщенным, а нижележащие пласты в связи с высокими показаниями индукционного метода являются водонасыщенными. Анализ шлифов показал, что нижележащие пласты Ю₁^б и Ю₁^в содержат в цементе значительное количество хлоритов, которые, как известно, характеризуются высоким водосодержанием, что существенно влияет не только на высокие показания индукционного метода, но и на резкое ухудшение коллекторских свойств, делая пласты Ю₁^б и Ю₁^в непродуктивными. Об этом свидетельствуют и результаты опробования скважин. На обеих структурах установлено, что изменение отметок водонефтяных контактов (ВНК) происходит одновременно с понижением выделенных блоков.

Представлены новые возможности и результаты эффективного управления процессами разработки и доразведки нефтегазовых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, на базе применения комплекса спектрометрических ядерно-физических методов геофизических исследований скважин (ЯФМ ГИС), прямых методов оценки вещественного состава исследуемых пород, их насыщенности пластовыми флюидами в обсаженном стволе скважины.

Широкое промышленное применение на нефтяных объектах РФ нашли разработки аппаратуры многопараметрического радиоактивного каротажа, в том числе диаметром 73 мм для скважин различной конструкции и боковых стволов, производства ФГУП «ВНИИА» им. Н.Л. Духова в сотрудничестве с ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика» и ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН». Сопоставление с современными зарубежными аналогами показывает, что новая отечественная аппаратура превосходит их по технико-экономической эффективности. Программно-методическая организация обработки и интерпретации результатов спектрометрических ЯФМ ГИС, созданная в НПЦ «Тверьгеофизика», обеспечивает высокую оперативность работ и достоверность получаемой информации.

Широкое применение комплекса ЯФМ ГИС на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири, Оренбургской области, Поволжья, Краснодарского Края, республики Коми позволило использовать полученные результаты исследований при решении следующих задач: приращение запасов и доразведка залежей нефти и газа; приобщение и возврат на другие объекты эксплуатации; исследование скважин малого диаметра и боковых стволов; адресная технология обработок призабойных зон; геологическое моделирование залежей для оперативного принятия решений по проведению геолого-технических мероприятий; управление параметрами вторичного вскрытия пласта.

Ключевые слова: газонасыщенный песчаник, сейсмические атрибуты, турбидитные отложения, Миоцен, Паннонский бассейн.

Принимая во внимание геологические условия и площадное распределение открытых на сегодня месторождений в Венгрии и в регионе Паннонского бассейна, следует отметить, что большинство классических структурных ловушек углеводородов уже открыто и находится в разработке.

Значительный потенциал Паннонского бассейна остается в стратиграфических ловушках, расположенных глубже 2000 м. Данные геологические объекты в настоящее время являются одной из основных целей геолого-разведочных работ в Венгрии и Сербии.

Одним из примеров таких объектов является блок Мако Трог в Венгрии, представляющий собой одну из самых глубоких депрессий в регионе с мощностью осадочных отложений до 6000 м и расположенный вблизи крупных открытых нефтяных и газовых месторождений.

Газовые залежи в формации Альджио (нижний Паннон) по блоку Мако Трог Паннонского бассейна, расположенного на юго-востоке Венгрии, представляют углеводородную систему Миоценового возраста, где в турбидитные песчаники газ мигрировал из темных глин, нижезалегающих нефтегазоматеринских пород, и покрышкой служат вышележащие выдержанные толщи глин. Выявление стратиграфических ловушек среди различных типов турбидитов основано на материалах высокоразрешающей 3D сейсморазведки, отображении сейсмических атрибутов и AVO анализа. Присутствие серии газонасыщенных песчаников толщиной 10-50 м и турбидитных каналов подтверждено скважиной Kútvölgy-1, пробуренной летом 2013 г.

Ключевые слова: шельф, Арктика, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), нетрадиционные запасы углеводородов, компетенции, магистерская программа, учебно-инженерный кластер, мультидисциплинарный подход.

Пессимистичные прогнозы истощения мировых запасов углеводородов привели к значительному росту цен на нефть и топливо, с одной стороны, и активному поиску альтернативных источников сырья и энергии, с другой стороны. Проанализированы три сценария поддержания уровней добычи углеводородов: вовлечение в разработку запасов шельфа и моря, применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН), разработка нетрадиционных источников углеводородов. Рассмотрены преимущества и недостатки этих сценариев. Отмечено, что для России предпочтителен первый вариант.

На шельфе содержится четверть прогнозных запасов нефти и половина запасов газа России, их особенностью является сосредоточение в северных арктических широтах, где часть времени года моря покрыты сплошным покровом льда. Отработанные и надежные технологии добычи углеводородов в таких условиях отсутствуют, анализ опыта эксплуатации платформы Приразломная будет важным этапом не только для России, но и стран, запасы которых в значительной мере сосредоточены на Арктическом шельфе.

Одной из основных проблем реализации всех сценариев является необходимость формирования в нефтяной промышленности новых компетенций, связанных с развиваемыми направлениями. Рассмотрены различные пути решения данной задачи и практические подходы, накопленные в России. На примере компании «ОЙЛТИМ» проанализированы основные этапы процесса формирования компетенций и решения кадровой проблемы в инновационных областях, сложности, стоящие на пути их решения. Подчеркнуто, что комплекс образовательных программ должен включать трансфер компетенций, накопленных в мире (магистерские программы подготовки специалистов, короткие тренинговые курсы переподготовки), различные виды интенсивных стажировок специалистов компаний-операторов или выпускников профильных вузов в лучших зарубежных нефтесервисных компаниях, обладающих необходимым опытом и компетенциями.

Ключевые слова: низкопроницаемые пласты, гидроразрыв пласта (ГРП), горизонтальные скважины с множественными трещинами ГРП, оптимальный вариант разработки, нелинейный закон фильтрации, геомеханика, направление трещин ГРП, автоГРП.

Представлены новые особенности разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов, позволяющие переосмыслить существующие подходы их освоения. Прежде всего это отклонение от линейного закона Дарси, что заставляет по-другому взглянуть на гидродинамику жидкостей в пласте. Приведены результаты лабораторных фильтрационных экспериментов на образцах керна Приобского месторождения. На основании множественных экспериментов получена характерная зависимость скорости фильтрации от градиента давления, на основе которой описаны особенности фильтрации в разных зонах пласта. Предложена скорректированная классификация пород коллекторов по абсолютной проницаемости, учитывающая фильтрацию в низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторах.

Не менее важным фактором при разработке сверхнизкопроницаемых коллекторов является учет геомеханических эффектов. Представлены два геомеханических эффекта, принципиально влияющие на разработку: локальное изменение направления максимального напряжения за счет влияния градиента поля давления и самопроизвольный рост трещин гидроразрыва плста (ГРП) в нагнетательных скважинах. Предложен подход к учету этих эффектов при проектировании разработки, включающий методику проведения лабораторных геомеханических экспериментов, методику построения геомеханических цифровых моделей, восстановление полей максимальных и минимальных напряжений, проведение геомеханических численных расчетов.

Ключевые слова: потокоотклоняющие технологии, повышение нефтеотдачи, осадкогелеобразующий состав.

Шахвердиев Азизага Ханбаба Окончил Азербайджанский государственный университет в 1973 г. и Международную школу бизнеса при Московском институте международных отношений МИД РФ в 1993 г.  Действительный член РАЕН (1998); член Президиума РАЕН, председатель отделения по недропользованию РАЕН. Председатель Ученого совета НП «Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи» (НП ИСИПН). Автор более 250 научных работ, в том числе 100 изобретений, охраняемых российскими и зарубежными Патентами.
Член Международной Ассоциации Нефтяников – SPE (США, Ричардсон), член редакционных коллегий и редакционных советов известных журналов «Нефтяное хозяйство», «Бурение и нефть», «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса», «Известия» Национальной Академии Наук Азербайджана (серия «Науки о Земле»), «Вестник» Российской Академии Естественных Наук, журнала "Научные Труды" НИПИ "Нефтегаз" ГНКАР. Заслуженный изобретатель РФ, почетный нефтяник РФ. Удостоен почетного звания «Рыцарь науки и искусств» РАЕН. Награжден орденом «Белого Орла» Российской Академии Естественных Наук, серебряной медалью им. лауреата Нобелевской премии П.С. Капицы, серебряной медалью им. В.И.Вернадского РАЕН. В 2003 году награжден почетной французской наградой «Золотая медаль Ассоциации содействия промышленности (SPI)» за достижения в области стратегического менеджмента.

Ключевые слова: распределенная термометрия, нестационарные процессы, профиль притока, оптоволокно.

Распределенная термометрия на основе стационарных оптоволоконных датчиков имеет ряд важных достоинств. Они обусловлены уникальной возможностью оперативно получать данные о состоянии скважины в любой момент времени с частотой замеров, на порядок превышающей частоту замеров при промыслово-геофизических исследования (ПГИ) прибором на кабеле или гибких НКТ, а также высокой стоимостью промысловых геофизических исследований горизонтальных скважин в условиях низкой проницаемости.

Существующие подходы к обработке и интерпретации таких данных не позволяют использовать весь информативный потенциал технологии. Используемые интерпретационные модели отличаются огромным числом входных параметров, и не могут считаться эффективными в условиях ограниченного объема информации о пласте.

Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, тепловое взаимодействие, термостабилизация, сезонно-действующее охлаждающее устройство (СОУ), трубопровод.

Ключевые слова: вентильный погружной электродвигатель, потери на вязкое трение, зазор ротор – статор, момент сил трения, потери мощности, течение Тейлора.

В настоящее время все большее применение при добыче нефти лопастными насосами получают вентильные погружные электродвигатели (ПВЭД). Их преимущества по сравнению с традиционно применяемыми асинхронными ПЭД заключаются в более высоком коээфициенте полезного действия (к.п.д.), большем диапазоне частот вращения вала, более высокой надежности. Одной из конструктивных особенностей вентильных электродвигателей является возможность увеличения зазора между ротором и статором, поскольку в ПВЭД это можно сделать при сохранении исходной напряженности магнитного поля за счет изменения радиальной толщины магнитов.

Обычно при расчете электродвигателей используют эмпирические зависимости, учитывающие суммарные механические потери как на вязкое трение в зазоре между ротором и статором, так и на трение в подшипниках. Эти зависимости получают путем стендовых испытаний образцов уже существующих электродвигателей. При конструировании новых изделий данные зависимости применять нельзя, поэтому при проектировании новых ПЭД требуется подход, позволяющий рассчитывать потери исходя из предполагаемой конструкции.

Ключевые слова: асинхронный электропривод штангового насоса, сетевая обмотка, реактивный ток, коэффициент мощности.

Для периодической эксплуатации малопродуктивных добывающих скважин характерен ряд недостатков, к которым в первую очередь следует отнести снижение объема добычи нефти, интенсивный рост обводненности продукции, несоответствие производительности установленного оборудования дебиту скважины.

Переход к непрерывному режиму эксплуатации малопродуктивных скважин до последнего времени сдерживался отсутствием на рынке электротехнической продукции асинхронных электромеханических преобразователей энергии (АЭМПЭ) с синхронной частотой вращения ротора 150-500 мин^-1 мощностью 3-10 кВт.

ОАО «Владимирский электромоторный завод» в 2010 г. приступило к выпуску одно- и многоскоростных АЭМПЭ с синхронной частотой вращения ротора 500 мин^-1 для привода скважинных штанговых насосов. Использование таких преобразователей на станках-качалках совместно с системой сменных шкивов, клиноременной передачей и двух ступенчатым редуктором позволяет обеспечить непрерывный режим эксплуатации некоторого числа малопродуктивных нефтяных скважин. Дальнейшее решение проблемы перевода малопродуктивных скважин из периодического режима эксплуатации в непрерывный режим требует освоения производства АЭМПЭ с синхронной частотой вращения ротора 150-375 мин^-1. Трудности решения данной задачи связаны с обеспечением приемлемых значений энергетических показателей АЭМПЭ.

Ключевые слова: многофазный поток, кориолисовый расходомер, нейронные сети, измерительная установка, нефть и газ.