В настоящее время основной объем геолого-разведочных работ в Шаимском нефтегазоносном районе сосредоточен в краевых частях месторождений и зонах их сочленения, которые недостаточно изучены или же характеризуются наличием противоречивой геолого-геофизической информации. Перспективные для поиска и доразведки объекты в этих зонах можно выделить только на основе зональных геолого-геофизических моделей, объединяющих группы месторождений, которые позволяют обобщить и рассмотреть разнородную геолого-геофизическую информацию по району.

Значение цеолитов в формировании структуры порово-пустотного пространства коллекторов углеводородов чрезвычайно велико. Физико-химические свойства этих минералов необходимо учитывать как при проведении геолого-разведочных работ, так и при освоении месторождений. В качестве объекта исследования рассмотрен продуктивный пласт БУ₁₅ заполярной свиты Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения. Оценено влияние вторичной цеолитизации на выбор кислотных составов, применяемых для обработки призабойной зоны пласта. На основании комплексных исследований экспериментально установлено негативное влияние цеолитизации пород на фильтрационно-емкостные свойства, результаты геофизические исследований и процессы эксплуатации скважин.

Процесс перехода цеолитсодержащих минералов в растворимую форму определяется типом и кислотностью среды, температурой, а также количественным содержанием цеолита в породе. Приведены результаты экспериментов по оценке влияния кислот различной природы на дезинтегрированный керн. Содержание цеолитов в породе составляло 18-19 %. Температура воздействия соответствовала пластовой (81 ^оС). Воздействие соляной, плавиковой и щавелевой кислот на породу Пякяхинского месторождения в атмосферных условиях приводит к гелеобразованию. В среде минеральных кислот образуются достаточно плотные гели в течение короткого периода (0,5-2 ч). При взаимодействии со слабыми кислотами растворение цеолитов затруднено, и возможность структурирования продуктов реакции минимальна. Так, в среде сульфаминовой и уксусной кислот образование гелей не зафиксировано в течение длительного периода (до 10 сут) при пластовой температуре. В растворе щавелевой кислоты гелеобразование достигается за 15-16 ч. Реакция породы с кислотой сопровождается потерей массы керна, что свидетельствует о растворении отдельных компонентов, в том числе цеолитсодержащих. Растворимость керна невысокая, однако этого достаточно для структурирования кремнеземных гелей.

Экспериментами на натуральных кернах в термобарических условиях пласта подтверждено гелеобразование в поровом пространстве при действии сильных минеральных кислот.

Рассмотрена проблема оценки подсчетных параметров низкоомных коллекторов. Низкоомными являются нефтегазонасыщенные коллекторы, удельное электрическое сопротивление (УЭС) которых ниже критического УЭС на границе нефть - вода. Из низкоомных коллекторов, которые по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) определены как «водонасыщенные», при испытаниях могут быть получены значительные притоки нефти или нефти с водой.

В Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени разработан метод биградиентного (дивергентного) каротажа самопроизвольной поляризации (ПС). Метод отличается от существующего способа измерения потенциала ПС более высокой чувствительностью к сопротивлению не измененной проникновением бурового раствора части пласта и более высокой разрешающей способностью по оси скважины (расчленение разреза на прослои). Аппаратурно-методический комплекс позволяет измерять потенциала ПС по новой схеме, первых разностей потенциала ПС и вторых разностей потенциала ПС способом дивергентного каротажа Л.М. Альпина.

Рассмотрены задачи оценки и снижения рисков, улучшения качества прогноза добычи нефти при организации эксплуатационного бурения на новых участках. Предложен вероятностный подход к формированию стратегии разработки (разбуривания) актива. Подход предполагает использовать для принятия конкретных решений о бурении новых скважин на отдельных участках залежей не утвержденную детерминированную модель, а многовариантную. Вариативные модели учитывают неопределенность входных параметров путем нормирования их на факт. Формирование стратегии разработки (разбуривания) актива включает следующие основные этапов: 1) выбор объекта и выделение наиболее перспективных участков для бурения; 2) создание вероятностных моделей и формирование вариантов разработки с учетом геологических особенностей участков; 3) поиск оптимального варианта по технологическим и экономическим критериям.

Изложена методология выбора решений при реализации одного из крупнейших проектов Компании ПАО «ЛУКОЙЛ» – Пякяхинского месторождения, которое в 2016 году планируется ввести в промышленную разработку. Описываются запроектированные инновационные решения, а также подходы при реализации нефтяного и газового проектов добычи углеводородов с вводом Пякяхинского месторождения в промышленную эксплуатацию.

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших по запасам углеводородов на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Месторождение расположено в отдаленном от развитой инфраструктуры районе. Сеть наземных автомобильных сообщений представлена только зимниками.

Разработка месторождения будет осуществляться на основании действующего проектного документа по обращенной семиточечной системе с использованием горизонтальных скважин (ГС). Так как большинство эксплуатационных объектов месторождения совмещены в плане залегания, для разработки пластов БУ₁₅¹ и БУ₁₅² рекомендовано применять оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации с использованием двуствольных скважин по пятому уровню сложности (классификация TAML). С целью опробования разных технологий разработки для данных геолого-физических условий, были выделены участки опытно промышленных работ на объектах БУ₁₅¹+БУ₁₅² и ПК₁₈+ПК₂₀. Газоконденсатные объекты планируется разрабатывать системами горизонтальных и многоствольных скважин.

На основе обобщения существующего опыта и выделения наиболее эффективных инструментов, применяемых в различных подразделениях Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, предложен единый подход к анализу влияния реализуемой системы заводнения на энергетическое состояние пласта, а также на процесс выработки запасов. Предлагаемый подход включает следующие этапы: 1) сбор и подготовку исходных данных (технологические показатели эксплуатации скважин, инструментальные замеры пластового давления, динамического уровня, результаты гидродинамических исследований и др.); 2) оценка интенсивности воздействия на пласт; 3) оценка динамики технологических показателей; 4) анализ энергетического состояния пласта (компенсация отбора закачкой, динамика пластового давления). Все дополнительные расчеты выполняются в ПО Microsoft Excel, без привлечения геологического и гидродинамического моделирования, что значительно уменьшает трудозатраты.

Проведено комплексирование литолого-физических и специальных исследований керна с целью изучения возможных причин снижения приемистости. Объектом изучения являлись алевро-песчаные породы продуктивного пласта ЮВ₁ Урьевского месторождения, характеризующиеся неоднородным составом глинистого цемента и его неравномерным распространением (микронеоднородностью). В составе цемента выделены каолинит, хлорит, гидрослюдистые минералы. С учетом количества глинистых минералов в составе пород и их различной способности к набуханию проведена литолого-технологическая типизация пород-коллекторов с оконтуриванием областей их распространения. Всего выделено четыре основных типа: I – повышенное содержание гидрослюдистых минералов; II, III – соответственно промежуточное и повышенное содержание каолинита; IV – отсутствие глинистого цемента. Наиболее подвержена набуханию область распространения пород I типа. В таких условиях в системе поддержания пластового давления (ППД) необходимо использовать высокоминерализованную воду. Менее подвержены набуханию области распространения пород III типа, где для ППД можно закачивать воду более низкой минерализации. В областях распространения пород IV типа ограничения по минерализации закачиваемой воды отсутствуют.

Результаты экспериментов на моделях, состоящих из образцов керна II и III типов, свидетельствуют, что с момента начала закачки проницаемость пород постепенно уменьшается. Наиболее значительное снижение проницаемости фиксируется для пород II типа. Это, предположительно, связано с уменьшением содержания каолинита и увеличением доли хлорита и гидрослюдистых минералов в глинистом цементе по сравнению с III типом.

По оценкам международных аудиторских и консалтинговых агентств до 70% проектов нефтегазодобычи, реализованных в последнее десятилетие, характеризуется худшими фактическими показателями по сравнению с проектными. Проблемы качества планирования подтолкнули компании к поиску новых и неординарных решений. Одним из таких решений, наряду со стоимостным инжинирингом, анализом ценности информации, управлением целостностью актива, является интегрированное проектирование. Данный подход занял одну из лидирующих позиций в нефтегазовой отрасли. Необходимо отметить, что российские и зарубежные компании успешно реализуют и развивают методологию и инструментарий комплексного (интегрированного) проектирования. Особенную актуальность подход приобрел при реализации проектов, связанных с разработкой шельфовых месторождений, включая глубоководный шельф, а также имеющих определенные ограничениями (добыча, обустройство, экономика, лицензионные условия).

На шельфе Каспия в течение длительного периода разрабатываются 17 морских нефтяных месторождений Азербайджана. Из них добыто 400 млн т. нефти, что соответствует текущей нефтеотдаче в среднем 0,33. Анализ геолого-промысловых материалов этих месторождений Азербайджана свидетельствует о значительных различиях в результатах разработки залежей, хотя практически повсеместно применялись идентичные технологии добычи: текущий коэффициент нефтеотдачи по залежам Абшеронского архипелага варьирует от 0,05 до 0,60, а Бакинского архипелага от 0,08 до 0,30.

Выявление факторов, влияющих на нефтеотдачу, и тем самым обоснование мероприятий по рациональной доразработке залежей представляют большой научно-практический интерес. Известно, что такая проблема надежно решается на базе геолого-математических моделей, так как интерпретация их структуры способствует выявлению роли природно-технологических параметров залежей при реализации запасов. Однако, создание модели нефтеотдачи для всего региона без учета характера проявления энергетических условий (режимов) залежей оказывается некорректным.

На подавляющем большинстве залежей месторождений Южно-Каспийской впадины выделяются два типа пластовой энергии: пассивный и активный.

Пассивный тип, при котором наблюдается режим растворенного в нефти газа (в процессе разработки по мере снижения пластового давления из нефти выделяется газ, за счет чего нефть замедленными темпами движется к зоне дренирования скважин).

Активный тип, характеризуется смешанным режимом (проявляется энергией водных бассейнов законтурных областей при сочетании с режимом растворенного в нефти газа).

После детального изучения характера проявления пластовой энергии залежей морских месторождений с привлечением математических методов установлена следующая их расстановка: 68 эксплуатационных объектов характеризуются режимом растворенного газа, 81 объект – смешанным.

Установленные группы (типы) залежей по результатам разработки существенно отличаются друг от друга. Так, если текущие коэффициенты нефтеодачи по залежам I группы составляют в среднем 0,20, то по объектам II группы - более 0,38.

Для выявления причин разнохарактерной реализации запасов нефти в выделенных группах залежей составлены модели нефтеотдачи.

В структуру уравнений включались лишь те признаки, которые оказали существенное (положительное или отрицательное) влияние на нефтеотдачу. В работе дана краткая трактовка полученных моделей и графическое отображение влияний геолого-технологических показателей на нефтеотдачу.

Анализ моделей, составленных для выявления роли пластовых параметров при выработке залежей, сгруппированных по режимам, дала возможность расшифровать особенности характера процессов извлечения нефти морских месторождений Азербайджана. На основе полученных результатов стало возможным обосновать мероприятия по оптимизации динамики добычи нефти из залежей морских месторождений Азербайджана.

Отмечено, что повышение эффективности добычи нефти и газа на морских месторождениях может быть обеспечено за счет рационального использования пластовой энергии. При использовании традиционных технологий значительная часть энергии теряется на устье скважины, когда поток нефти и газа проходит через дроссель. Проблема использования пластовой энергии пока остается нерешенной из-за отсутствия технологий и техники, работающих на многофазных средах, при значительных колебаниях состава и свойств газожидкостных смесей. Для решения указанной проблемы требуется создание специальных турбин и дополнительного оборудования для преобразования энергии. В рамках проводимых работ осуществляется комплексное исследование технологий производства и преобразования энергии многофазных потоков. Мощность турбины может быть использована для перекачки различных жидкостей и газов, а также для повышения эффективности системы сепарации нефти и газа.  Целью работы является создание экспериментального образца гидравлической машины, содержащей специальную турбину и сепаратор динамического типа.  Уникальность рассматриваемого метода преобразования энергии заключается в применении специальной турбины, в которой вместо лопастей используется сетчатый ротор. Изучение особенностей движения жидкости и газа через сетчатый ротор связано с решением задачи о течении жидкости и газа через проницаемую преграду. Применяемые аналитические и экспериментальные методы исследований нацелены на изучение процесса движения газа и жидкости через проницаемую преграду применительно к вращательному движению. Результаты расчетов и экспериментов с микромоделями сетчатых турбин уже подтвердили возможность создания многорежимных и универсальных гидравлических машин, способных выполнять полезную работу в режиме работы как гидравлической, так и газовой турбины. Основным конкурентным преимуществом разрабатываемых технологий является снижение энергетических затрат на добычу углеводородов, а также снижение затрат на оборудование и его техническое обслуживание. Использование новых гидравлических машин позволит направить пластовую энергию на реализацию процессов сепарации и перекачки многофазных сред, с учетом уникальных характеристик каждой добывающей скважины. Рассматриваются варианты, когда к ротору турбины подведены потоки от нескольких скважин. Дальнейшее развитие исследований связано с изучением особенностей работы регулируемой многорежимной турбины в составе экспериментального образца гидравлической машины. Особый научный интерес представляет работа новой турбины при сверхзвуковых скоростях течения газа в сопловых аппаратах и сетчатой турбине.  Отдельно может быть рассмотрен вопрос о выработке электрической энергии при использовании разрабатываемой турбины, перспективность развития работ в этом направлении подтверждена положительными результатами испытаний в лабораторных условиях. Основная область применения разрабатываемой техники связана с добычей нефти и газа на морских месторождениях Арктики. Вместе с тем результаты выполненных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ могут быть использованы при создании энергетически эффективных технологий в других отраслях производства, в том числе при переработке нефти и газа.

Неоднородность строения коллекторов обусловливает сложность кислотных обработок продуктивных пластов низкой проницаемости вследствие больших потерь кислоты в промытых зонах. Одним из путей увеличения эффективности кислотных обработок является применение мицеллярных вязкоупругих бесполимерных кислотных систем. Испытан реагент, позволяющий получать эффективные отклоняющие пачки на базе соляной кислоты низкой концентрации (3-5 %). Показана возможность получения с использованием этого реагента самоотклоняющегося кислотного состава. Приведены реологические свойства реагента (бесполимерного отклонителя) и показана совместимость состава с нефтью по стандарту ОАО «НК «Роснефть».

Изучены высокомолекулярные н-алканы в составе высокопарафинистых нефтей трудноизвлекаемых остаточных запасов. Представлено перераспределение нефтяных парафиновых углеводородов между нефтями их асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в скважинном оборудовании. Показано присутствие н-алканов в асфальтенах нефтей и их отложениях. Асфальтены, выделенные из нефтей и их АСПО, исследовались методами высокотемпературной газовой хроматографии и дифференциально сканирующей калориметрии, с помощью которых удалось обнаружить в их составе наличие высокомолекулярных н-алканов С₄₀-С₅₉ и выше судя по температурам кристаллизации обнаруженной в них кристаллической фазы. Наиболее высокомолекулярные н-алканы, у которых пик ММР приходится на С₅₄-С₅₈, были обнаружены в асфальтенах нефтей с низким содержанием твердых парафинов. Представлены данные о содержании кристаллической фазы в нефтях, АСПО, образцах асфальтенов, выделенных из нефтей и АСПО, а также температуры их кристаллизации. Высокомолекулярные парафиновые углеводороды нефти при достижении критической концентрации могут служить центрами кристаллизации сложных структурных единиц в нефтяной дисперсной системе и выпадать в виде осадка при нарушении равновесия в системе. Парафиновые углеводороды, содержащиеся в асфальтенах, при определенных термодинамических условиях обладают способностью мигрировать и накапливаться в составе АСПО, о чем свидетельствует отличный состав н-алканов в асфальтенах нефти от асфальтенов в их отложениях. Для нефтей установлен различный вид температурных зависимостей теплоемкости, выявлено присутствие кристаллической фазы твердых парафинов. Сравнительный анализ данных дифференциально сканирующей калориметрии образцов свидетельствует о противоречивой зависимости температуры кристаллизации и содержания кристаллической фазы от молекулярно-массового распределения н-алканов, содержащихся в их составе, и кореллирует с молекулярно-массовым распределением твердых н-алканов в асфальтенах, что предопределяет различия в структурной организации дисперсной фазы в АСПО.

Вызов притока пластового флюида и обеспечение дальнейшей устойчивой гидродинамической связи в системе пласт – скважина осуществляется с помощью перфорационных устройств путем создания каналов в обсадной колонне и цементном кольце. Технологии вскрытия нефтяных пластов не всегда позволяют получить проектные дебиты нефти скважин вследствие отрицательного воздействия на призабойную зону пласта промывочных и тампонажных растворов, жидкостей перфорации и глушения, что приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Выполнен анализ отечественных и зарубежных нормативных документов в части требований к допустимым размерам локальных просадок днища резервуара. Выбирая способ борьбы с коррозионным разрушением металлоконструкций резервуаров, многие российские специалисты отдают предпочтение увеличению толщины днища за счет коррозионного припуска. В некоторых случаях это приводит к перераспределению действующих напряжений при эксплуатации резервуара, так как днище вертикального стального резервуара представляет собой «абсолютно гибкую мембрану», а пределы деформирования металлоконструкций, обоснованные для типовых проектов, в данном случае вызывают сомнения и требуют дополнительного теоретического обоснования. Рассмотрена задача определения напряженно-деформированного состояния днища, наиболее распространенного в России вертикального стального резервуара РВС-20000 (для двух случаев: толщиной 6 и 9 мм) при различных размерах локальных просадках центральной части днища. Применены аналитические способы решения задачи упругого деформирования гибкой мембраны на грунтовом основании и численные методы механики твердого деформируемого тела, в частности, метод конечных элементов. Рассчитаны максимальные прогибы локальных зон просадок, а также растягивающие напряжения, действующие в центре зоны просадки, для случая, когда под мембраной отсутствует грунтовое основание. По результатам численного расчета в ПК ANSYS получены аналитические зависимости между вертикальной и радиальной составляющими зоны просадки. Для моделирования зон просадки выбран грунт с коэффициентом постели 3 МН/м³, что характерно для резервуаров, возведенных на территории Западной Сибири. Анализ требований отечественных и зарубежных стандартов, что вертикальной составляющая просадочной зоны в отечественных стандартах существенно завышена в отличие от требований американского стандарта API: для полотнища днища толщиной 6 мм и 9 мм на 52% и 65% соответственно. При увеличении толщины центральной части днища резервуара до 9 мм интервал допускаемых радиальных размеров локальных просадок увеличивается на 37 % максимально возможного значения по нормативно-технической документации (НТД) РФ. Сделан вывод, что изменение подхода к назначению величины допустимых осадок в отечественной НТД позволит установить более реалистичные требования к металлоконструкциям, в том числе с припуском на коррозию. Показано, что отечественные нормативные документы требуют гармонизации с международными стандартами в части требований к допустимым геометрическим размерам локальных просадок центральной части днища вертикальных стальных резервуаров.