В последние годы в пределах нефтегазоносных провинций Российской Федерации наблюдается тенденция к снижению как числа открываемых месторождений углеводородов, так и объема приращенных запасов. В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 г. освоение углеводородного потенциала континентального шельфа арктических морей и северных территорий страны призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя ее возможный спад в традиционных нефтегазодобывающих районах страны. Однако реализация этих проектов связана с крупными капиталовложениями в добывающую и транспортную инфраструктуру. Наряду с этим с учетом хрупкости арктических экосистем многократно возрастают затраты на мероприятия по минимизации экологических рисков и рекультивации территорий. Все эти факторы сильно снижают рентабельность и конкурентоспособность арктических проектов, переводя во многом проблему их реализации из экономической плоскости в политическую. Вместе с тем значительные ресурсы нефти и газа могут быть еще разведаны и в старых нефтедобывающих районах. Изучение нефтегазоносности отложений, расположенных на больших глубинах (более 4,5 км) является одним из перспективных направлений. На территории Российской Федерации целенаправленные геолого-разведочные работы на глубокозалегающие горизонты недр проводятся с 60-х годов ХХ века. По результатам проведенных работ на глубинах более 4,5 км был открыт ряд месторождений нефти и газа. В статье на основе материалов государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации на 01.01.20 г. приведена характеристика запасов углеводородного сырья глубокозалегающих залежей.

Список литературы

1. Керимов В.Ю., Осипов А.В. Нефтегазоносность больших глубин и перспективные направления геологоразведочных работ на нефть и газ в глубокопогруженных горизонтах на территории РФ // Neftegaz.RU. – 2016. – № 10. – С. 66–72.

2. Условия формирования сверхглубоких углеводородных систем / И.С. Гулиев, В.Ю. Керимов, А.В. Осипов  [и др.] // Материалы 20-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2018». – DOI: 10.3997/2214-4609.201802327.

3. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Осипов А.В. Особенности генерации углеводородов на больших глубинах земной коры // Доклады Академии наук. – 2018. Т. 483. – № 3. – С. 296–300. – DOI: 10.1134/S1028334X18110193.

4. Условия формирования углеводородных систем в глубокопогруженных отложениях юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / А.В. Осипов, В.Ю. Керимов, Е.И. Василенко, А.С. Монакова // Socar Proceedings. – 2019. – № 1. – С. 4–18. – DOI: 10.5510/OGP20190100374.

5. Факторы, обуславливающие формирование и сохранность скоплений жидких углеводородов на глубинах свыше 5 км / С.Ф. Хафизов, А.В. Осипов, К.И. Данцова [и др.] // Материалы 22-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2020». – DOI: 10.3997/2214-4609.202050058.

В статье кратко рассмотрены возможности использования статистического анализа, основанного на применении функции распределения залежей по величине запасов, для уточнения геологического строения нефтегазоносных территорий. Использованный статистический инструмент разработан П.Р. Роузом по результатам анализа зависимости запасов многочисленных мировых месторождений (в порядке уменьшения, от самых крупных к самым мелким) от их количества, представляющего собой в логлогнормальном масштабе линию, близкую к прямой. В качестве примера приведены результаты применения данного метода в рамках Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области Западного Узбекистана. На первом этапе на основе использования функций распределения залежей юрского комплекса региона по величине запасов установлено значительное искажение данных за счет присутствия в выборке залежи месторождения Шуртан. Полученные результаты позволили сделать предположение о приуроченности залежи Шуртана к другому семейству (другой нефтегазоносной области). На втором этапе по результатам тщательного анализа имеющихся геолого-геофизических данных, в частности, дешифрирования космических снимков, получено доказательство приуроченности Шуртана к соседней Гиссарской нефтегазоносной области, что, как следствие, обусловило необходимость корректировки юго-восточной границы Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области. Впоследствии это также нашло подтверждение и на соответствующих модифицированных функциях распределения залежей по величине запасов региона. В итоге на основании комплексирования имеющихся геолого-геофизических данных и использованного статистического подхода скорректирована граница между Бухаро-Хивинской и Гиссарской нефтегазоносными областями. Выполненный статистический анализ позволил уточнить сформированные ранее представления о строении региона, основанные на геологической информации путем привлечения также и статистических данных.

Список литературы

1. Роуз П.Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. – М.-Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, 2011. – 304 с.

2. Геология нефти и газа / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин [и др.] под ред. Э.А. Бакирова. – М.: Недра, 1990. – 240 с.

3. Стратегическая программа геолого-разведочных работ на нефть и газ в регионах Республики Узбекистан на период 2005-2020 гг. / А.А. Абидов [и др.]. – Отчет АО «ИГИРНИГМ». – Ташкент, 2004.

4. Мелихов В.Н. Продуктивность и потенциал газонефтеносности Амударьинского мегабассейна // Геология нефти и газа. – 2009. – № 5. – С. 10–18.

5. Максимов С.П., Панкина Р.Г., Смахтина А.М. Условия формирования углеводородных скоплений в мезозойских отложениях Амударьинской газонефтяной провинции // Геология нефти и газа. – 1987. – № 5. – С. 20–26.

6. Нефтеносность мезозойских отложений Западного Узбекистана. – Ташкент: Фан, 1977. – 175 с.

В статье представлены результаты изучения взбросо-надвиговых структур Уральской складчатой системы, расположенных в зоне сочленения Предуральского краевого прогиба и передовых складок Урала. Исследование выполнено с целью выявления условий формирования и эволюции дизъюнктивных нарушений надвигового типа с позиции тектоники литосферных плит, а также выяснения роли изучаемых дислокаций в локализации и пространственном размещении углеводородного сырья. Геодинамическая природа формирования взбросо-надвиговых структур Предуралья обусловлена герцинским орогенезом под воздействием коллизионных процессов. Генетически связанные с ними покровно-складчатые структуры сформировались в результате продольного изгиба слоистых толщ под воздействием горизонтально ориентированного стресса со стороны Уральского орогена. Несмотря на довольно высокую региональную геологическую изученность и освоенность углеводородных ресурсов Предуралья, перспективными в нефтегазовом отношении являются малоизученные структуры, характеризующиеся развитием складчато-надвиговых дислокаций. В настоящее время развитие технологий геологического моделирования позволяет актуализировать ранее проведенные исследования тектонического развития структур поднадвигового типа и механизмы их формирования. Данные структуры являются потенциальными ловушками углеводородов. Для оценки перспектив нефтегазоносности в зоне развития взбросовых дислокаций Урала построены и исследованы палеотектонические реконструкции, выполненные на основе реализации технологии кинематического моделирования. Построение палеотектонических реконструкций осуществлялось по ряду сейсмических профилей, пересекающих северный и южный сегмент Предуральского прогиба. Полученные структурные построения позволяют изучить тектонодинамическую эволюцию взбросо-надвиговых структур и особенности условий формирования современной морфоструктуры осадочного чехла, а также оценить сбалансированность структурных планов и направление тектонических движений по площади и во времени. Представленные результаты исследований показывают, что складчато-взбросо-надвиговые и поднадвиговые структуры зоны сочленения Предуралького краевого прогиба и передовых складок Урала благоприятны для формирования скоплений углеводородов.

Список литературы

1. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 33–35.

2. Modeling multi-stage twisted hydraulic fracture propagation in shale reservoirs considering geomechanical factors / Y. Jang, J. Kim, W.M., Sung  // SPE-177319-MS. – 2015.

3. Nazari O.M., Darjani M., Niri M.E. 3D modeling of geomechanical elastic properties in a carbonate-sandstone reservoir: a comparative study of geostatistical co-simulation methods // Journal of Geophysics and Engineering. 2018. – V. 15. – № 4. – P. 1419–1431.

4. Estimates of in situ stress and faults/fractures in carbonate reservoirs in onshore abu dhabi using geomechanical forward modeling / A. Noufal, M. Sirat, S. Steiner [et al.] // SPE-177520-MS. – 2015.

5. Модели углеводородных систем зоны сочленения русской платформы и Урала / В.Ю. Керимов, А.А. Горбунов, Е.А. Лавренова, А.В. Осипов // Литология и полезные ископаемые. – 2015. – № 5. – С. 445.

6. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба по результатам моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем / В.Ю. Керимов, С.М. Карнаухов, А.А. Горбунов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2013. – № 6. – С. 21–28.

7. Условия формирования скоплений углеводородов во взбросо-надвиговых структурах восточного борта Предуральского прогиба / В.Ю. Керимов, Н.Б. Кузнецов, Р.Н. Мустаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – С. 36–41.

8. Эволюция, геодинамика поднадвиговых зон Предуральского краевого прогиба и геомеханическое моделирование формирования скоплений углеводородов / Н.Б. Кузнецов, В.Ю. Керимов, А.В. Осипов [и др.] // Геотектоника. – 2018. – № 3. – С. 3–20.

9. Формирование земной коры Урала / С.Н. Иванов, В.Н. Пучков, К.С. Иванов [и др.]. – М.: Наука, 1986. –248 с.

10. Минлигалиева Л.И. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба и зоны Передовых складок Урала на основе геомеханического и бассейнового моделирования // В сб.: «Геология в развивающемся мире»: материалы XI Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: в 3 т. – Пермь: Пермский гос. национальный исследовательский университет, 2018. – С. 145–148.

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

12. Осипов А.В., Монакова А.С., Минлигалиева Л.И. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы южной части Предуральского краевого прогиба // В сб. «Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ». – Пермь: Пермский гос. национальный исследовательский университет, 2017. – С. 285–293.

13. Ступакова А.В. Тимано-Печорский бассейн. Строение и основные этапы развития// Георесурсы. – 2017. – Спецвыпуск. – Ч. 1. – С. 56–64.

В статье рассмотрен комплекс литологических особенностей пород гамма-активной пачки нижнепермского возраста верхнего палеозоя в пределах восточной части Прикаспийской впадины. Выполнена качественная оценка перспектив нефтегазоносности изучаемых отложений. Сделано предположение, что битуминозная кремнисто-карбонатно-глинистая формация в региональном плане представляет собой важнейший объект для поисков скоплений углеводородов. С учетом того, что в карбонатных комплексах верхнего палеозоя к настоящему времени уже открыт целый ряд крупных и гигантских месторождений нефти, газа и газоконденсата, актуальным остается вопрос изучения других перспективных объектов региона, каковым и является гамма-активная пачка. Результаты оценки структуры пустотного пространства указывают на зависимость фильтрационно-емкостных свойств пород от условий осадконакопления и вторичных процессов, которые протекали в рассматриваемых отложениях. Таким образом, изучение генезиса и постседиментационных процессов нижнепермской битуминозной толщи актуально для расширения базы потенциальных резервуаров Прикаспийской впадины, а также для получения новой информации о характере пустотного пространства и факторах, обусловивших его формирование. Показаны основные закономерности строения гамма-активной пачки. Отмечена необходимость дальнейшего развития модели осадконакопления перспективного объекта, а также исследования постседиментационных процессов и установления их влияния на фильтрационно-емкостные свойства этой пачки. Данные, которые были получены в ходе изучения объекта, будут полезны для последующего обоснования перспектив нефтегазоносности глубоководных формаций на территории Прикаспийской провинции.

Список литературы

1. Кулумбетов Г.Е. Литолого-фациальная характеристика и перспективы нефтегазоносности подсолевых терригенных отложений востока Прикаспийской впадины: автореф. дис. ... канд. геол.-минер. наук. – Санкт-Петербург, 2010. – 24 с.

2. Седиментационная модель верхнепалеозойских отложений площади Каратон-Бирлестик / К.О. Исказиев, Д.О. Алмазов, Л.А. Савинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 98–102.

3. Фациальное моделирование строения Темирской карбонатной платформы на основе концепции и принципов секвентной стратиграфии / К.О. Исказиев, Л.А. Савинова, Д.О. Алмазов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 96–101.

4. Гурьянов А.В. Генетические типы и вторичные преобразования карбонатных пород как основа для прогнозирования их коллекторских свойств: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 1990. – 205 c.

5. Сейсмофациальное моделирование нижнепермского карбонатного комплекса Цыгановско-Ульяновской и Токаревской площадей / К.О. Исказиев, Л.А. Улитина, Д.О. Алмазов, Ю.В. Ляпунов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 98–102.

6. Позднепалеозойские органогенные постройки казахстанского сегмента Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, С.Ф. Хафизов, Ю.В. Ляпунов [и др.]. – М.: ЛЕНАД, 2019. – 250 с.

7. Методические подходы к выделению зональных интервалов в собственно Баженовской свите в связи с подсчетом запасов и оценкой ресурсов / И.С. Гутман, А.В. Постников, О.В. Постникова [и др.] // Недропользование XXI век. – 2016. – № 6 (63). – С. 80–87.

8. Дальян И.Б., Головко А.Ю. О возможности залежей углеводородов на больших глубинах в подсолевых отложениях Восточного Прикаспия // Уральский геологический журнал. – 2002. – № 6 (30). – С. 17–24.

9. Дальян И.Б., Головко А.Ю. Нефтеносная кремнисто-глинисто-карбонатная формация Восточного Прикаспия // Уральский геологический журнал. – 2003. – № 1 (31). – С. 17–23.

10. Новые методические аспекты литологических исследований пород Баженовской свиты / А.В. Постников, О.В. Постникова, К.Ю. Оленова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 23–27.

В статье рассмотрены результаты изучения подсолевых отложений палеозойского комплекса пород восточной и юго-восточной частей Прикаспийской впадины. Отмечено, что увеличение пустотной составляющей пород визейского, серпуховского, башкирского и московского ярусов каменноугольной системы часто связан с развитием вторичных процессов. Активное выщелачивание, а также повсеместное трещино- и кавернообразование стали одними из важнейших факторов формирования карбонатных пород-коллекторов. С учетом того, что ключевым моментом увеличения пустотной составляющей являлось растворение минерального компонента в ходе выщелачивания, сделано предположение о наличие взаимосвязи процессов гипергенеза с колебаниями уровня моря (трансгрессией и регрессией береговой линии). Формирование на юго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы Каспийского мегабассейна окраинноморского типа в позднем девонском – раннем каменноугольном периодах подразумевает зависимость локальных изменений уровня моря в пределах изучаемой территории от глобальных эвстатических колебаний уровня мирового океана. В рамках исследования кернового материала пяти скважин (Аккудук 1, Жагабулак-Алибекмола 4, Жанажол 23, Каратон 1 и Тенгиз 44) проведено сопоставление изменения коэффициентов пористости и интервалов увеличения вторичной пустотной составляющей со схемой относительного изменения уровня моря и миграции береговой линии, составленной John W. Snedden и Chengjie Liu по данным B.U. Haq, S.R. Shutter и A.M. Al-Qahtani, а также детальное сопоставление с циклами трансгрессии и регрессии в эру верхнего палеозоя, выделенными J.G. Ogg, G. Ogg и F.M. Gradstein на основе эвстатической кривой B.U. Haq и S.R. Shutter.

Список литературы

1. Snedden J.W., Liu Ch. A Compilation of Phanerozoic Sea-Level Change, Coastal Onlaps and Recommended Sequence Designations // Online Journal for E&P Geoscientists. – 2010. – № 40594.

2. Haq B.U., Schutter S.R. A chronology of Paleozoic sea-level changes // Science. – 2008. – Т. 322. – №. 5898. – С. 64-68.

3. Ogg J.G., Ogg G.M., Gradstein F.M. A concise geologic time scale: 2016. – Elsevier, 2016. – 240 с.

4. Седиментационная модель верхнепалеозойских отложений плошади Каратон-Бирлестик / К.О. Исказиев, Д.О. Алмазов, Л.А. Савинова  [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – C. 102–106.

5. Фациальное моделирование строения Темирской карбонатной платформы на основеконцепции и принципов секвентной стратиграфии / К.О. Исказиев, Л.А. Савинова, Д.О. Алмазов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – C. 96–101.

6. Сейсмофациальное моделирование нижнепермского карбонатного комплекса Цыгановско-Ульяновской и Токаревской площадей / КО. Исказиев, Л.А. Улитина, Д.О. Алмазов, Ю.В. Ляпунов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 98–102.

7. Позднепалеозойские органогенные постройки Казахстанского сегмента Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, С.Ф. Хафизов, Ю.В.  Ляпунов [и др.]. – М.: URSS, 2019. – 250 с.

В статье рассмотрены результаты анализа фациального распространения коллекторов в пределах Московско-Артинского седиментационного уступа Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Тепловско-Токаревская группа месторождений представляет собой цепочку вытянутых в субширотном направлении карбонатных построек. Рассматриваемые объекты сложены преимущественно биогермными известняками, в составе которых выделяются мшанки, тубифиты, фораминиферы, криноидеи, остракоды и др. В литологическом плане породы предоставлены доломитово-известняковыми разностями – от органогенных известняков до вторичных доломитов. Влияние распределения фаций и вторичной доломитизации на структуру порового пространства остается спорной и требует детального изучения. Проанализированы концепции вторичной доломитизации. Одна из концепций формирования вторичных доломитов и ангидритов использована для обоснования фациального распределения. Вторичные преобразования (доломитизация) формируют зону улучшенных коллекторских свойств в артинской карбонатной постройке при внедрении насыщенных солями вод из карбонатов филипповского горизонта в результате разгрузки эллизионных вод при дигенетической дегидратации гипса. После перекрытия ангидридами Артинской карбонатной постройки произошло несколько регрессивно-трансгрессивных циклов, что привело к образованию последовательности согласующихся доломито-известковистых и гипсовых пластов в филипповское время. В процессе диагенеза гипс подвергся дегидратации, и химически связанная вода мигрировала в область проницаемых карбонатов филипповского горизонта с последующей разгрузкой в области Артинского горизонта. Эвапоритовое осадконакопление хемогенных карбонатов и гипсов создало условия для последующего внедрения сульфатых и магниевых вод по направлению напластования. Источником магния являться вода, оставшаяся после выпадения гипса и карбонатов в филипповское время.

Список литературы

1. Carbonate Reservoir 3D Model Diagenetic Characterization – Karachaganak Field – Kazakhstan / C. Albertini, F. Bigoni, A. Francesconi [et al.] // SPE-196673-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196673-MS

2. Kohout F.A., Henry H.R., Banks J.E. Hydrogeology related to geothermal conditions of the Floridan Plateau. In: Smith K.L. and Griffin G.M. (Eds.) // The Geothermal Nature of the Floridan Plateau. Florida Department of Natural Resources Bureau, Geology Special Publications. – 1977. – V. 21. – P. 1–34.

3. Adams J.E., Rhodes M.L. Dolomitization by seepage refluxion // American Association of Petroleum Geologists, Bulletin. – 1960. – V. 44. – P. 1912–1920.

4. Dolomite and dolomitization model – a short review / M. Mehmood, M. Yaseen, E.U. Khan [et al.] // Int. J. Hydro. – 2018. – No. 2 (5). – P. 549‒553. – DOI:10.15406/ijh.2018.02.00124

5. Люсиа Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. – 378 с.

6. Dolomitization process and its implications for porosity development in dolostones: A case study from the Lower Triassic Feixianguan Formation, Jiannan area, Eastern Sichuan Basin, China / Guangwei Wang, Pingping Li, Fang Haoa [et al.]  // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – V. 131. – P. 184–199.

В статье рассмотрены геологическое строение Тенгиз-Каратонской зоны поднятий, история геологического развития данного района и прилегающих территорий. Проведен анализ информации о 12 образцах нефти, отобранных в пределах Тенгиз-Каратонской зоны поднятий, и 2 образцах нефти, отобранных на Южно-Эмбинском поднятии. Исследования включали анализ физико-химических свойств и состава нефти, анализ данных газовой хроматографии, биомаркерный анализ и изотопный анализ углерода. В результате выделены два семейства нефтей, которым соответствуют две нефтематеринские породы. Нефть, подобная отобранной из серпуховских отложений Тенгиза, характерна для рифовых коллекторов, широко распространенных в пределах Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций и связанных с доманиковыми материнскими отложениями. Высокоуглеродистая глинисто-кремнисто-карбонатная формация образовывалась в относительно глубоководном бассейне, в процессе заполнения которого условия осадконакопления менялись от глубоководно-морских до мелководно-морских. По количеству изопреноидных и нормальных алканов, а также распределению регулярных стеранов доманиковые нефти очень схожи с глубокой нефтью месторождения Тенгиз, отобранной из серпуховских отложений. Однако распределение нормальных алканов в данной нефти свидетельствует о ранне- или среднедевонском возрасте материнских отложений, что позволяет предположить существование некомпенсированных условий осадконакопления в этом временном интервале. Исходя из геологического строения территории, вероятнее всего, очаг генерации в данных отложениях расположен в акватории Каспийского моря. Остальные нефти, как из надсолевого, так и из подсолевого комплекса, по совокупности геохимических характеристик, вероятно, имеют один источник. Предположительно, эти нефти генерированы в нормальных морских отложениях каменноугольного возраста (московский ярус), а миграция в надсолевой комплекс происходила в зонах отсутствия солей.

Список литературы

1. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана: в 3 томах. Т. 3. Нефть и газ / ред. совет: С.Ж. Даукеев, Б.С. Ужкенов, А.А. Абдулин [и др.]. – Алматы: РГП «Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан», 2002. – 248 с.

2. Report on the geochemical properties, correlation and provenance of oils from the Kazakhstan and Russian sectors of the Pre-Caspian Basin. – Simon Petroleum Technology Limited Exploration Services. United Kingdom, 1994.

3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти / перевод с английского под ред. Н.Б. Вассоевича, Р.Б. Сейфуль-Мулюкова. – М.: Мир, 1981. – 504 с.

4. Middle Ordovician organic matter assemblages and their effect on Ordovician- derived oils / S.R. Jacobson, J.R. Hatch, S.C. Teerman, R.A. Askin // AAPG Bull. – 1998. – V. 72. – Р. 1090–1100.

5. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. V. 2. Biomarkers and isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. – Cambridge University Press, 2004. – Р. 475–635.

6. Palacas J.G. Carbonate rocks as sources of petroleum: geological and chemical characteristics and oil-source correlations // Proceedings of the Eleventh World Petroleum Congress. – Chichester, UK. – 1984. – V. 2. – Р. 31–43.

7. Connan J., Cassou A.M. Properties of gases and petroleum lipids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels // Geochim. Cosmochim. Acta. 1980. – № 44. – Р. 1–23.

8. Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for Geologists: a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum exploration. – Tulsa: AAPG, 1991. – 91 p.

9. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [и др.]  // Георесурсы. – 2015. – № 2. – С. 77–86.

10. Литолого-геохимическая характеристика доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна / Т.А. Кирюхина, М.А. Большакова, А.В. Ступакова [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2. – С. 87–100.

В статье представлены результаты исследований нефтегазоматеринских свойств пород палеозойского комплекса, распространенных в пределах южной части Предуральского прогиба. Несмотря на то, что работы по изучению южной части Предуральского прогиба ведутся сравнительно давно, территория в настоящее время остается недоизученой современными методами, и фактические данные по площади носят фрагментарный характер. Вовлечение новых объектов, которые изменят структуру запасов углеводородов, является актуальной задачей, и в регионе имеются предпосылки для открытия таких объектов. На исследуемой территории выделяется четыре нефтегазоносных комплекса: нижнепермский, визейско-башкирский, франско-турнейский и нижнедевонско-франский. Нефтегазоматеринские породы всех нефтегазоносных комплексов охарактеризованы по 299 образцам из 27 скважин, пробуренных на изучаемой территории. Изучены также 86 образцов горных пород силурийского возраста, которые были отобраны в карьере около г. Кувандык. Данные породы также установлены как нефтематеринские. Все образцы изучены методом Rock-Eval, что позволило определить спектр параметров, отражающих качественные и количественные характеристики органического вещества пород. Для всех нефтематеринских пород нефтегазоносных комплексов построены карты изменчивости геохимических параметров по площади. Для общего содержания органического углерода и водородных индексов в зрелых нефтематеринских породах проведены расчеты начальных значений. Большая часть изученных образцов является превосходной по содержанию органического углерода. Большинство образцов нефтематеринских пород характеризуется II и II/III типами керогена, следовательно, генерировали такие породы нефть и газ. В результате исследований созданы карты распространения геохимических параметров Нижнепермского нефтегазоносного комплекса как самого изученного. Установлено, что катагенетическая преобразованность органического вещества увеличивается к южной части изучаемой территории.

Список литературы

1. Nefedova A.S., Osipov A.V., Ermolkin V.I. The source rock generation potential of lower Permian artinsckian age in southern part of Pre-Ural fore deep // Geomodel 2016 – 18th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. Geomodel – 2016. – Gelendzhik, 2016. – Р. 464–468.

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

3. Синицкий А.И. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности зоны сочленения Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба: дисс. ... канд. геол-минер. наук. – М., 2008. – 137 с.

4. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry //AAPG Memoir 60. – 1994. – P. 93–120.

5. Геохимическая характеристика нефтематеринских пород силурийского возраста южного сегмента Предуральского прогиба (г. Кувандык) / А.С. Монакова, А.В. Осипов, А.В. Бондарев, Л.И. Минлигалиева // Новые идеи в науках о Земле: материалы XIV Международной научно-практической конференции: в 7 т. – 2019. – С. 69–70.

В статье редставлены результаты интерпретации пиролитических исследований юрских отложений Уватской группы месторождений (Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции). Необходимость детального изучения обусловлена значительной перспективой их нефтегазоносности. Определены содержание органического углерода, стадии термической зрелости, тип керогена и генерационный потенциал материнских пород. Предпринята попытка выявить закономерности изменения катагенетической преобразованности рассеянного в породах органического вещества изученных пластов. В связи с историей развития бассейна осадконакопления западная часть является более погруженной, чем восточная. Расположение изученных площадей имеет тренд северо-запад – юго-восток, что, очевидно, контролируется системой глубинных разломов. Вопрос типизации нефтей важен при поисково-разведочных работах. Нефтяные залежи, на рассматриваемых площадях, приурочены к разновозрастным коллекторам, поэтому важно установить какими нефтематеринскими толщами сгенерированы углеводороды. Выявить связь между нефтью и органическим веществом предполагаемых нефтегазоматеринских пород можно лишь на основании закономерностей распределения углеводородов на молекулярном уровне. Для выделения нефтематеринских пород различных категорий (с разным нефтегазоматеринским потенциалом и разной степени катагенетической преобразованности) помимо геологических методов для каждой площади применялся комплекс химико-битуминологических исследований. Комплекс исследований включал определение содержания в породе органического углерода, битумоидов, газо-жидкостную хроматографию, хромато-масс-спектрометрию, определение элементного состава битумоидов и керогена, пиролиз Rock-Eval. Для установления типа керогена и его положения относительно зон нефтегазообразования использовались диаграмма Ван-Кревелена в координатах атомных отношений элементного состава керогена и ее модификация для пиролитических данных.

Список литературы

1. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. – 1: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. – Cambridge University Press, 2005.

2. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М.: Мир, 1981. – 501 с.

3. Бордюг Е.В. Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 2012. – 187 с.

4. Данцова К.И., Хафизов С.Ф. Геолого-геохимические исследования южных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Geomodel. –  2020. – С. 1–5. – DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609.202050053.

5. Красноярова Н.А. Геохимия органического вещества нижней юры Западной Сибири: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – Томск, 2007. – 135 с.

6. Геохимия органических веществ и масштабов эмиграции углеводородов из среднеюрских материнских отложений в пределах Карабашской зоны / И.К. Комков, С.В. Можегова, М.В. Дахнова, И.В. Долматова // Геология нефти и газа. – 2016 . – № 6. – С. 79–86.

7. Фомин А.Н., Конторович А.Э. Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна. – http://www.ipgg.sbras.ru/ru/science/publications/publ-katagenez-organicheskogo-veschestva-i-perspekt...

8. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н. Применение методов органической геохимии при поисках нефтяных месторождений // Бурение и нефть. – 2020. – № 1. – С. 32–39.

В статье рассмотрены результаты анализа проб нефти, отобранных на южном и северном блоках месторождения Халабджа в восточной части Иракского Курдистана. Для анализа использованы методы газовой хроматографии и газовой хроматографии/масс-спектрометрии. Параметры, полученные на основе различных соотношений биомаркеров, позволяют получить информацию об исходном органическом веществе, условиях осадконакопления, степени зрелости материнских отложений, а также для определения возраста сырых нефтей. Используемые данные включают распределения нормальных алканов и ациклических изопреноидов, терпанов, стеранов и дистеранов, алифатических биомаркеров, состав ароматических нафталинов, содержание дибензотиофена, фенантрена. Пробы, отобранные на южном и северном блоках месторождения Халабджа, характеризуются низким отношением пристан/фитан (>1,0), относительно низким отношением олеанана или отсутствием олеананов и лупанов, обилием C₂₉ регулярных стеранов и дистеранов, относительно низким коэффициентом C₂₇ стеранов, наличием трициклических терпанов, относительно низкими отношениями дибензотиофен/фенантрен и др. Охарактеризованы типы нефти и оценены соответствующие возраст и степень зрелости потенциальных материнских пород. Анализ биомаркерных параметров указывает на то, что нефтематеринские породы южной и северной части месторождения представлены глинисто-карбонатными и глинистыми отложениями со II-III типом органического вещества, которые формировались в восстановительных морских обстановках. Биомаркеры свидетельстуют о среднюю или высокую зрелость материнских отложений (зона нефтяного окна) для всех образцов нефтей. Показано, что в южной части месторождения Халабджа источником нефти являются меловые отложения, в северной части– юрские отложения.

Список литературы

1. Хама Амин Р.А. Геохимическая характеристика верхнемеловой формации Shiranish говорит о ее высоком потенциале юго-восточной части Иракского Курдистана // Oil&Gas Journal Russia. – 2017. – № 8 (118). – С. 50–55.

2. Al-Ameri T.K., Zumberge J., Markarian Z.M. Hydrocarbons in the Middle Miocene Jeribe Formation // Diyala Region, NE Iraq, Journal of Petroleum Geology. – 2012. – V. 34 (2). – P. 199–216.

3. Characterization and oil-oil correlation for the Mil Qasim and Sarqala oilfields based on biomarkers analysis, Kurdistan, Northern Iraq / A. Hama Amin Rebaz, S.F. Khafizov, N.I. Kosenkova, M.I. Trunova // Proceedings of Gubkin Russian State University of Oil and Gas Journal. – 2020. – № 4. – P. 7–25.

4. Mohialdeen I.M.J., Hakimi M.H., Al-Beyati F.M., Geochemical and petrographic characterization of Late Jurassic-Early Cretaceous Chia Gara Formation in Northern Iraq: palaeoenvironment and oilgeneration potential // Mar Pet Geol. – 2013. – V. 43. – P. 166–177.

5. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Human History // The Biomarker Guide. United Kingdom at the Cambridge University Press. – 2005. – V. 1. – 471 p.

6. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History // The Biomarker Guide. United Kingdom at the Cambridge University Press. – 2005. – V. 2. – 684 р.

7. Dunnington H.V. Generation, migration, accumulation, and dissipation of oil in Northern Iraq // American Association of Petroleum Geologists. Reprinted by GeoArabia. – 2005. – V. 10. – № 2. – Р. 39–84.

8. Jassim S.Z., Buday T. Middle Palaeocene – Eocene Megasequence AP10 // Geology of Iraq, Published by Dolin. – 2006. – Р. 341.

9. Kent W., Hickman R.G. Norman Structural Development of Jebel Abd Al Aziz, Northeast Syria // GeoArabia. – 1997. – № 2(3). – Р. 307–330.

10. Shanmugam G. Significance of coniferous rain forests and related organic matter in generating commercial quantities of oil, Gippsland Basin, Australia // AAPG Bulletin. – 1985. – № 68 (8). – Р. 1241–1254.

11. Waples D.W., Machihara T.,  Biomarkers for geologists: A practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology // AAPG Methods in Exploration. – 1991. – № 9. – Р. 91.

В статье рассмотрена методика картирования тектонических нарушений с учетом сложности строения Камовского свода Байкитской антеклизы Сибирской платформы. В условиях специфичности разреза (наличие многолетнемерзлых пород, траппов и солей) по данным 3D сейсморазведки однозначное выделение разломных нарушений не всегда представляется возможным. В ПАО «НК «Роснефть» при разработке крупных промысловых объектов особое внимание уделяется адаптации существующих методов исследований и методик ретроспективных реконструкции к специфике геологических палеопроцессов для более качественного моделирования месторождений со сложным геологическим строением. Представлены результаты детальной корреляции 100 скважин, позволившие уточнить современное положение дизъюнктивных нарушений глубокозалегающих толщ рифея на основе концепции внедрения магматических тел в венд-кембрийские отложения и дополнить данной информацией трехмерную модель месторождения. Решена промысловая задача выделения зон трещиноватости продуктивных отложений согласно локализации разломов, идентифицированных по участкам смены уровня залегания интрузий триасового возраста. Анализ первичных геолого-геофизических и промысловых данных, подтверждение концепции внедрения интрузий по тектонически ослабленным зонам с уточнением геологической модели месторождения позволили детализировать алгоритм исследований и применить методику выделения разрывных нарушений по выявлению и корреляции интрузивных тел.

Представленная методика может быть использована для картирования разломов во всех регионах с наличием интрузий различного возраста в разрезе осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов или переходных зон от современных осадочных бассейнов к горно-складчатым областям. Картирование интрузивных тел является ключевой задачей при планировании геолого-разведочных работ в изучаемом регионе, так как Сибирская платформа является идеальным объектом для исследований влияния траппового магматизма на нефтегазоносность: выявления закономерностей размещения залежей нефти и газа на площади распространения траппового магматизма и обоснования наиболее перспективных участков для бурения.

Список литературы

1. Интегрированный подход к построению модели сложнопостроенного карбонатного коллектора на территории Восточной Сибири / Н.М. Кутукова, В.Л. Шустер, М.В. Панков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 23–27.

2. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. – Вып. 6 Байкитский регион / А.Э. Конторович, Н.В. Мельников, B.C. Сурков [и др.]. – Новосибирск, 1994. – 52 с.

3. Васильев Г.А. Связь траппового магматизма со структурным планом Катангской седловины и Байкитской антеклизы // Закономерности размещения месторождений нефти и газа Сибирской платформы. – Новосибирск, 1990. – С. 49–56.

4. Изотопно-геохронологический возраст пород трапповой формации в разрезе осадочного чехла Байкитской антеклизы / К.С. Алексеева, Л.П. Попова, А.В. Постников, О.В. Постникова // Доклады академии наук. – 2016. – Т. 470. – № 6. – С. 1–6.

5. Гажула С.В. Особенности траппового магматизма в связи с условиями нефтегазоносности Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – № 3. – С. 1–8.

6. Кутукова Н.М. Реконструкция геологического строения, условий формирования и прогноз углеводородных скоплений рифейских отложений Камовского свода Байкитской антеклизы Восточной Сибири: на примере Юрубчено-Тохомского месторождения: дисс. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2020. – 181 с.

В статье рассмотрены вопросы оценки применимости проведения малоглубинных электроразведочных исследований с помощью модификации метода радиомагнитотеллурчиеских зондирований с контролируемым источником с использованием беспилотных авиационных систем для решения задач геологоразведки. Приведены результаты опытных испытаний, которые проводились в несколько этапов на тестовом участке в Ленинградской области. На первом этапе оценивалась возможность получения полезного сигнала на фоне электромагнитных помех от вертолетного типа беспилотного средства. Установлено, что при выносе электромагнитного датчика на несколько метров от корпуса беспилотного средства помеха вносит незначительный вклад в измеряемое поле с учетом верификации по априорной информации. Проанализирована разница в уровне помех, создаваемых работающим двигателем вертолета, на систему регистратор – датчики магнитного поля при расположении регистратора непосредственно под вертолетом и в стороне от него. Анализ полученных соотношений уровней шума и сигнала показал, что электромагнитные помехи от беспилотного средства незначительны и регистратор можно устанавливать под корпус. Завершающим этапом опытных испытаний стало проведение съемки с использованием беспилотного судна. Результаты инверсии сопоставлены с работами наземным комплексом и скважинной информацией. Показано, что по геоэлектрическому разрезу восстанавлены основные литологические единицы, а детальность съемки сопоставима с наземными работами. Анализ материалов свидетельствует, что результаты малоглубинных электроразведочных исследований с помощью модификации метода радиомагнитотеллурчиеских зондирований с контролируемым источником с использованием беспилотных авиационных систем дает возможность получения кондиционных материалов по технологии малоглубинной электроразведки.

Список литературы

1. Гордеев С.Г., Седельников Э.С., Тархов А.Г. Электроразведка методом радиокип. – М.: Недра, 1981. – 132 с.

2. Controlled source radiomagnetotellurics: a tool for near surface investigations in remote rejoins / Saraev [et al.] // J.Appl. Geophys. – V. 146. – P. 228–237.

3. Шлыков А.А., Сараев А.К. Оценка макроанизотропии горизонтально-слоистого разреза по данным радиомагнитотеллурических зондирований с контролируемым источником // Физика Земли. –  2015. – № 4. – С. 128–147.

В статье рассмотрены результаты применения современного аппаратурно-программного комплекса ядерно-физических спектрометрических методов исследования скважин (ЯФМС) на объектах Байтуганского месторождения. Байтуганское месторождение является многопластовым. Промышленная нефтеносность установлена в пластах башкирского яруса среднего карбона, серпуховского яруса, бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона. ООО «БАЙТЕКС» на Байтуганском месторождении проводит значительный объем научно-исследовательских работ для доизучения строения и текущего насыщения разрабатываемых объектов. В частности, большое внимание уделяется геофизическим исследованиям скважин (ГИС), при этом наряду со стандартными применяются также новые современные методы. Для длительно разрабатываемых объектов наиболее информативным при выборе геолого-технических мероприятий является ЯФМС высокого разрешения. С 2015 г. на Байтуганском месторождении исследования современными ЯФМС проводит ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН». В результате исследований вновь пробуренных и обсаженных скважинах действующего фонда (через обсадную колонну и даже в интервалах перфорации) количественно определяются элементный, минеральный и флюидальный составы и емкостные характеристики пород. На 01.04.21 г. исследования выполнены в 68 скважинах.

Рассмотрены технологии определения флюидонасыщенности, вещественного состава и емкостных характеристик пород по данным ЯФМС. Дано описание аппаратурного комплекса и программно-методического обеспечения обработки и интерпретации данных ГИС. В процессе исследования скважин Байтуганского месторождения использована библиотека интерпретационных модулей для месторождений России и Сербии. Библиотека основана на накопленных на протяжении ряда лет геологических и геофизических данных, обобщениях результатов разработки, измерениях на керне, физико-химических свойствах флюидов, в том числе добываемых углеводородов и попутно извлекаемой воды и др. Библиотека охватывает множество объектов: от осадочных отложений миоцена до кембрия и пород фундамента. Это позволило создать интерпретационную модель и детально изучить отложения. Интерпретационная модель создана для отложений карбона и включает следующие компоненты пород: известняк, доломит, мергель, ангидрит, гипс, песчаник, алевролит и глина гидрослюдистая. Сопоставление результатов ЯФМС с данными анализа керна показало достоверность спектрометрии.

Список литературы

1. Аппаратурно-программные комплексы нового поколения для многопараметрического радиоактивного каротажа (МПРК) / Е.П. Боголюбов,  В.В. Миллер, С.И. Копылов [и др.] // В сб. статей  по материалам круглого стола «Эффективное управление процессами разработки и доразведки залежей углеводородов на основе данных комплекса скважинных спектрометрических ядерно-физических методов исследования. – М.: ГКЗ РФ, ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН», изд-во «Открытые системы», 2012. – С. 16–18.

2. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте-и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах / Под ред. В.И. Петерсилье, Г.Г. Яценко. – М.-Тверь, 2006. – 41 с.

В статье рассмотрены особенности поиска пропущенных залежей на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое является одним из крупнейших в Восточной Сибири. Месторождение находится в эксплуатации с 2013 г. В результате поиска новых залежей на уже эксплуатируемом и хорошо изученном месторождении выявлены новые перспективные объекты, многие из которых подтверждены бурением и в скором времени будут введены в разработку. Зачастую вектор геолого-разведочных работ на большинстве месторождений направлен на несколько основных пластов, в то время как остальная часть разреза остается неизученной, несмотря на высокую разбуренность и наличие данных сейсморазведочных работ 2D/3D. Показано, что, на основе наукоемких геолого-геофизических подходов, применяемых в периметре ПАО «НК «Роснефть» на уже эксплуатируемом месторождении удалось закартировать перспективные объекты в карбонатах осинского и юряхского горизонтов. Запасы из этих пластов в ближайшие 2-3 года будут введены в разработку. Выявлен новый объект в песчаниках хамакинского горизонта, поисковое бурение запланировано 2022 г. Благодаря комплексному подходу с привлечением всех имеющихся геолого-геофизических данных удалось найти дополнительные залежи в пределах месторождения, обеспечить новые запасы для поддержания добычи и сместить вектор геолого-разведочных работ с основного пласта на новые, уже доказанные перспективные горизонты. Данный проект является примером того, что работы по поиску пропущенных залежей необходимо проводить на любом месторождении, независимо от того, на какой стадии разработки оно находится.

Список литературы

1. Строение и условия образования осинского горизонта в пределах Верхнечонского месторождения / В.С. Воробьев, А.П. Вилесов, О.В. Боброва, И.Е. Макарова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 12. – С. 4–13.

2. Гайдук А.В., Альмендингер О.А. Условия формирования и критерии прогноза зон улучшенных коллекторских свойств древних венд-кембрийских резервуаров (на примере Даниловского лицензионного участка (Восточная Сибирь)) // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 1. – С. 10–13.

3. Sedimentary, Structural, and Migration Factors Improved Porosity and Permeability Values in Deposits Over the Basement Highs on the Nepa-botuoba Anteclise /N. Redkin, A. Gaiduk, A. Petrov, A. Mituykov // Conference Proceedings, GeoBaikal 2018. – V. 2018. – p. 1–5. – DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609.201802037

В статье представлены результаты исследования поровых вод органокарбонатных верхнедевонских пород одной из скважин Бымско-Кунгурской моноклинали Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, полученные с помощью специально разработанной для слабопроницаемых пород комплексной методики. Комплекс исследований включал оценку первичного водосодержания методами Дина – Старка и испарения, измерение содержания химически связанной воды методом дериватографии с ИК-Фурье спектроскопией, определение состава легкорастворимых солей ионно-солевого комплекса с помощью косвенного метода водных вытяжек, литолого-петрографическое описание шлифов, изучение минерального состава методом рентгенофазового анализа, измерение емкости катионного обмена методом Пфеффера, определение содержания органического вещества методом пиролиза Rock-Eval. Все исследования проводились на специально отобранной коллекции образцов с максимально сохраненной первичной водонасыщенностью. Установлено, что отложения характеризуются высокой неоднородностью, проявляющейся как в составе минеральной матрицы, так и в количестве и качестве органического вещества. Результаты лабораторных исследований с использованием комплексного подхода показывают низкое первичное водосодержание (от 0,03 до 0,43 %) в изучаемых образцах пород саргаевского, доманикового и мендымского горизонтов верхнедевонских отложений при содержании химических связанной воды от 0,04 до 1,02 %. Минерализация водных вытяжек из отложений доманикового горизонта до экстракции изменяется в пределах от 0,24 до 0,94 г/л, значения рН – от 7,81 до 9,08, при этом в составе водной вытяжки преобладают хлор и натрий. Емкость катионного обмена неравномерно изменяется с глубиной и в среднем составляет 5,79 мг-экв/100 г породы. Состав ионно-солевого комплекса рассматриваемых образцов контролируется содержанием глинистой примеси в карбонатных отложениях. Кроме глинистых минералов, на состав водорастворимых солей влияет присутствие в породе значительного количества органического вещества. По результатам работы рекомендована оптимальная комплексная схема лабораторных исследований состава и количества поровой воды в доманиковых отложениях и их аналогах.

Список литературы

1. Rock-Eval 6 Application in Hydrocarbon Exploration / E. Lafargue, J. Espitalie, F. Marquis, D. Pillot // Production and in Soil Contamination Studies. Revue de l’Institut Français du Petrole. – 1994. – V. 53. – № 4. – P. 421–437.

2. Лопатин Н.П., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геологии. – М.: Наука, 1987. – 143 с.

3. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты. Западная Сибирь) / Е.В. Козлова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. – 2015. – № 5. – С. 44–54.

4. Recommended Practices for Core Analysis. RP 40 // API Publishing Services. – 1998. –220 p.

5. Micro-Structural Studies of Gas Shales / C.H. Sondergeld [et al.] // SPE 131771. – 2010.

6. Kazak E.S., Kazak A.V. A novel laboratory method for reliable water content determination of shale reservoir rocks // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 183. – Р. 1–19. – http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410519307223.

7. Оценка содержания остаточной поровой воды и анализ состава водных вытяжек пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак, Н.Н. Богданович, А В. Казак [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 48–52.

8. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак, А.В. Казак [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 2–7.

9. Allen Handwerger D., Keller J., Vaughn K. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples // SPE-147456-MS. – 2011.

10. Pore Space Analysis of Domanic Formation Rocks/ T. Karamov, N. Bogdanovich [et al.] // Proceedings of EAGE/SPE workshop on shale science 2019 – Shale sciences: Theory and practice, Moscow, 8–9 April 2019.

11. Pore structure investigation of Upper Devonian organic-rich shales within the Verkhnekamsk Depression / T. Karamov, A. Mukhametdinova, N. Bogdanovich, V. Plotnikov, Z. Khakimova // 19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2019. – Albena. – 2019. – DOI:10.5593/sgem2019/1.2/S06.133.

12. Методические приемы уточнения пиролитических параметров для объективной оценки геологических ресурсов нефти в баженовской свите Западной Сибири / И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, И.Ю. Балабан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 80–85.

13. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Формы захвата свободных углеводородов керогеном // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2013. – № 10. – С. 418–425.

14. Extraction of water and solutes from argillaceous rocks for geochemical characterisation: Methods, processes and current understanding / E. Sacchi, J. Michelot, H. Pitsch [et al.] // Hydrogeology Journal. – 2001. – № 1. – P. 17–33. – https://doi.org/10.1007/s100400000113.

15. Породы доманикового горизонта как неорганические иониты / Е.С. Казак, Н.Н. Богданович, Е.В. Козлова, В.В. Плотников // 20-я юбилейная научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2018», (10–14 сентября 2018 г., Геленджик). Геленджик, 2018. – С. 1–4. – http://doi.org/10.3997/2214-4609.201802437

В статье рассмотрен опыт внедрения технологии поэтапного бурения скважин при освоении месторождения Белый Тигр на шельфе Южно-Китайского моря в Социалистической Республике Вьетнам совместным вьетнамо-российским предприятием «Вьетсовпетро». Приведены примеры применения технологии при строительстве скважин на блок-кондукторе № 20 с использованием самоподъемной плавучей буровой установки «Там Дао - 03» в два временных этапа: 1) после установки нижнего (подводного) строения блок-кондуктора; 2) после установки верхнего строения. Приведено сравнение конструкций идентичных скважин на блок-кондукторе № 20. Дано описание принципиальной схема строительства скважин с применением технологии поэтапного бурения. В результате сравнения сделан вывод, что дополнительные затраты времени на ликвидацию осложнений, аварий и проведение ремонтов возникали в основное время и поэтому не повлияли на отрицательные значения сэкономленного времени. Выполнен сравнительный обзор продолжительности бурения скважин с применением технологии поэтапного бурения и традиционного способа бурения. Отмечена значительная экономия бурового раствора и химических реагентов для его приготовления. Проанализирована также продолжительность выполнения работ по строительству скважин. Составлена итоговая таблица временных затрат с указанием причин превышения фактических показателей над плановыми. Показано, что при применении технологии поэтапного бурения вснижаются общие затрат без учета задержки из-за погоды. В результате проведенного сравнительного обзора выявлен потенциал в части оптимизации временных затрат с помощью технологии поэтапного строительства скважин, которые можно разбить на две составляющие: непосредственно само бурение и вспомогательные работы, которые можно выполнять параллельно с проведением бурения.

Список литературы

1. Devereux S. Practical Well Planning and Drilling. – PennWell, 1997. – 524 p.

2. Калиниченко О.И., Каракозов А.А., Зыбинский П.В. Новые технические способы и технология поинтервального бурения скважин на шельфе //  Збiрник наукових праць ДонНТУ. Серiя Гiрничо-геологiчна. – 2001.

3. Gao Changhong. Petroleum Drilling Technology. – Science Press, 2017. – 160 p.

Восточно-Алинское месторождение, расположенное на территории Ленского района Республики Саха (Якутия), открыто в 2007 г. Хамакинский региональный продуктивный горизонт (пласт В₁₀) является основным объектом добычи нефти и газа данного месторождения. Продуктивный пласт В₁₀ представлен гидрофобным коллектором с низкой проницаемостью, аномально низкими пластовыми температурой и давлением, характеризутся естественной трещиноватостью. Анализ результатов исследований показывает, что применение растворов на водной основе при вскрытии хамакинского горизонта на Восточно-Алинском месторождении снижает фильтрационно-емкостные свойства пласта и отрицательно влияет на продуктивности скважин. Опыт применения солевых растворов при бурении скважин свидетельствует, что значительное число эксплуатационных скважин не вышли на расчетную потенциальную производительность с отклонением до нескольких тонн в сутки. На основании полученных данных, результатов исследований, анализа и опыта при бурении и освоении скважин, построенных на хамакинский горизонт, разработана, опробована и внедрена технология, позволяющая проводить вскрытие продуктивного пласта с использованием раствора на углеводородной основе (РУО) без негативного воздействия на коллектор. Технология предполагает изменение конструкции скважин: пласт В₁₀ остается незацементированным с максимальным сохранением его фильтрационно-емкостных свойств. Такое решение позволило заметно увеличить начальные дебиты вводимых из бурения скважин.

В статье рассмотрены результаты применения предложенной технологии за период с 2016 г. Для оценки эффективности технологии бурения скважин в режиме равновесия (депрессии) на РУО в сравнении с традиционными методами (с использованием растворов на водной основе) выполнен анализ продуктивности пробуренных скважин. Установлено, что продуктивность скважин хамакинского горизонта, построенных по технологии вскрытия продуктивного пласта с применением РУО, выше, чем при применении традиционной технологии. Кроме того, применение новой технологии позволяет более чем в 1,5 раза сократить время освоения скважин (вызов притока нефти и вывод скважины на режим).

Технология строительства скважин на хамакинский горизонт с применением РУО может быть тиражирована на других месторождениях со схожими свойствами продуктивных пластов.

Список литературы

1. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяр. – Л.: Недра, 1988. – 251 с.

2. Парфирьев В.А. Обоснование технологии вскрытия хамакинского горизонта Восточно-Алинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 88–89.

3. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые / А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, А.Г. Мессер, Н.В. Соловьев / под ред. А.Г. Калинина. – М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2001. – 450 с.

4. Применение растворов на углеводородной основе при первичном вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта на месторождении Восточной Сибири / В.А. Парфирьев, Ю.В. Ваганов, Н.Н. Закиров, С.А. Палеев // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 74–79.

В статье рассмотрен вопрос локализации остаточных запасов нефти в отложениях пашийского горизонта, который является основным объектом разработки уникального Туймазинского месторождения, и формированию стратегии их довыработки. Объект находится на заключительной стадии разработки, благодаря сформированной эффективной системе разработки характеризуется высокой выработкой запасов. При этом в связи с неоднородностью геологического строения пласты, слагающие объект, различаются по степени выработки. Верхний пласт имеет худшие фильтрационно-емкостные свойства, более неоднороден в сравнении с нижним пластом. Проведен комплексный анализ с использованием информации о фактической работе скважин, промысловых данных, результатов промыслово-геофизических исследований, результатов уплотняющего бурения и геолого-гидродинамического моделирования. Установлено, что остаточные извлекаемые запасы локализуются преимущественно в верхнем пласте. На основе результатов промысловых исследований и анализа работы скважин проведены геолого-технические мероприятия, успешность которых подтвердила правильность вывода о наличии остаточных запасов в верхней части разреза. Наиболее эффективным мероприятием является гидроразрыв пласта (ГРП). С 2013 г. выполнено 78 операций ГРП, в том числе с 2017 г. внедрена технология с использованием линейного геля в условиях тонких перемычек между целевым пластом и нижележащим водоносным либо обводненным вследствие эффективной выработки. Это позволило увеличить число скважин-кандидатов и интенсифицировать выработку в наиболее сложных условиях. На основе созданной геолого-фильтрационной модели подтверждена и уточнена локализация запасов как по площади, так и по разрезу. Сформирована программа мероприятий, включающая бурение скважин и боковых стволов, ГРП, ремонтно-изоляцилнные работы, организацию новых очагов заводнения, дифференцированную закачку и др., реализация которой позволит поддерживать уровни добычи нефти и увеличить выработку запасов основного объекта уникального Туймазинского месторождения.

Список литературы

1. Лозин Е.В., Аржиловский А.В., Линд Ю.Б. Научные исследования УФНИИ-БашНИПИнефть. – Уфа: БашНИПИнефть, 2019. – 350 с.

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. Мингулов Ш.Г., Якупов Р.Ф. Восстановление приемистости нагнетательных скважин на Туймазинской группе месторождений. // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 88–91.

4. Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан / В.А. Грищенко, И.Р. Баширов, М.Р. Мухаметшин, В.Ф. Бильданов // Нефтяное хозяйство. – 2018. - № 12. – С. 120–122.

5. Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения / И.А. Исхаков, К.С. Баймухаметов, Г.Х. Габитов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 8. – С. 12–16.

6. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев, А.Ш. Сыртланов, Ф.М. Якупов. – Уфа: Китап, 1993. – 280 с.

7. Аналитическая методика оценки эффективности технологии отбора прикровельной нефти из водоплавающих залежей, верифицированная на гидродинамической модели / Р.Ф. Якупов, А.А. Гимазов, В.Ш. Мухаметшин, Р.И. Макаев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 66–69. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-6-66-69.

8. Способ разработки контактных зон на примере Туймазинского нефтяного месторождения /Р.Ф. Якупов, В.Ш. Мухаметшин, Ю.В. Зейгман [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. – 36–40. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-36-40.

9.  Mukhametshin V.Sh., Tyncherov K.T. Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir /Periodico Tche Quimica. – 2018. – V. 15. – Iss. 30. – P. 725-733.

10. Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Р.Ф. Якупов, В.Ш. Мухаметшин, И.Н. Хакимзянов, В.Е. Трофимов // Георесурсы. – 2019. – Т. 21. – № 3. – С. 55–61. – DOI: 10.18599/grs.2019.3.55-61. (S, Wos)

В СП «Вьетсовпетро» гидроразрывы пластов (ГРП) в скважинах выполняются с 1994 г. С 2013 г. с целью увеличения полудлины трещины ГРП и вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов проводятся мероприятия, направленные на увеличение загрузки проппанта на 1 м эффективной толщины пласта. С увеличением массы закачиваемого проппанта в скважинах возникли проблемы активного выноса проппанта из призабойной зоны скважин с пересыпанием забоев и снижением дебитов скважин. В качестве основного метода предотвращения выноса проппанта был принят физико-химический метод применения проппанта RCP (resin coated proppant - проппант с полимерным покрытием). В статье приведена методика лабораторного исследования проппантов RCP на спекаемость для различных пластовых температур. Рассмотрены результаты лабораторных исследований ранее применявшегося на месторождения компании RCP. Выявлены причины его низкой эффективности, связанные с несоответствием характеристик проппанта условиям его применения. Представлен опыт СП «Вьетсовпетро» по поиску и подбору новых проппантов RCP для различных пластовых условий. Отмечено, что в результате проведенных исследований скорректированы инженерно-технические требования к поставкам проппантов для ГРП подрядчиком. Кроме того, в настоящее время RCP-проппанты в обязательном порядке проходят входной контроль качества на соответствие предъявляемым требованиям в лаборатории компании СП «Вьетсовпетро». В 2020 г. при проведении ГРП в пяти скважинах использовался RCP-проппант, успешно прошедший входной контроль. Для определения времени технического отстоя для спекания RCP выполнено моделирование восстановления температурного фона и проведены исследования в скважине с помощью забойного датчика температуры. После проведения ГРП не зафиксировано выноса проппанта, отмечается стабильная работа скважин. Определены перспективные направления использования RCP.

Список литературы

1. Особенности планирования и реализации гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых высокорасчлененных пластов олигоцена на шельфовых месторождениях Вьетнама / А.С. Клевцов, Е.Н. Грищенко, П.С. Баленко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 114–118.

В развитие методов бенчмаркинга энергетической эффективности магистральных нефтепроводов предложена апробация экономико-технологического подхода к оценке эффективности эксплуатации нефтепровода, в рамках которого кроме удельного энергопотребления учитываются операционные расходы, возникающие при реализации специальных технологий перекачки нефти. Методологически все характерные операционные расходы, которые зависят от технологических параметров перекачки, приводятся к своему энергетическому эквиваленту через актуальные ценовые индикаторы, что позволяет существенно расширить область приложения методики бенчмаркинга в части сравнения эффективности эксплуатации нефтепроводов посредством коэффициента эффективности. В качестве примера в статье рассмотрены результаты экономико-технологического анализа эффективности технологического участка неизотермического трубопровода, при эксплуатации которого применяется противотурбулентная присадка для повышения производительности перекачки. При этом в расчете термического режима трубопровода учитывается явление разогрева перекачиваемой нефти за счет трения при эксплуатации нефтепроводов на форсированных режимах, а также то, что при наличии в потоке нефти противотурбулентной присадки снижается интенсивность теплоотдачи к внутренней стенке трубопровода. Показано, что применение противотурбулентных присадок для увеличения производительности перекачки становится экономически обоснованным мероприятием только за счет дополнительных объемов перекачки. Существенными ограничивающими факторами применения технологии является стоимость противотурбулентных присадок и потери горячей нефти в процессе перевалки в терминале на конечном пункте. Выявлен диапазон концентраций противотурбулентной присадки, при которых возможно эксплуатировать нефтепровод с высокими показателями экономической эффективности.

Список литературы

1. Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П.А. Ревель-Муроз, Я.М. Фридлянд, С.Е. Кутуков, А.И. Гольянов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 1. – С. 8–19.

2. Оценка эффективности технологии перекачки нефти с применением противотурбулентных присадок / П.А. Ревель-Муроз, Я.М. Фридлянд, С.Е. Кутуков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 90–95.

3. Управление реологическими характеристиками нефтей физическими методами воздействия / Р.З. Сунагатуллин, С.Е. Кутуков, А.И. Гольянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2021. № 1. С. 92-97.

4. Кутуков С.Е., Фридлянд Я.М. Критерий энергоэффективности эксплуатации магистрального нефтепровода // Материалы V Международной научно-практической конференции, посвященной 20-летию АО «КАЗТРАНСОЙЛ». – Алматы: ТОО SK-Print, 2017. – С. 42

5. Сборник задач по гидравлике / под ред. Л.Г. Колпакова. - Уфа : Нефтегазовое дело, 2007. – 120 с

6. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. – М.: Недра, 1983. - 88 с.

7. РД-75.180.00-КТН-198-09. Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов – М.: Гипротрубопровод, 2009. - 207 с.

8. РД 39-30-139-79. Методика теплового и гидравлического расчета магистральных трубопроводов при стационарных и нестационарных режимах перекачки ньютоновских и неньютоновских нефтей в различных климатических условиях. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1979.  – 57 с.

9. Штукатуров К.Ю. Экономико-математическое моделирование выбора технологических режимов трубопровода: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – Уфа, 2004. – 154 с.

10. Пшенин В.В. Обоснование оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом характеристик центробежных насосов: дис. … канд. техн. наук. – С-Пб, 2014. – 138 с.

11. Жолобов В.В., Синельников С.В., Игнатенкова А.И. Перспективы ПТП в снижении энергозатрат тепловых станций при «горячей» перекачке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019.  – Т. 9. –  № 3. –  С. 256–265.

12. О потерях западносибирских нефтей из резервуаров магистральных нефтепроводов // И.С. Бронштейн, В.П. Свиридов, П.Р. Ривкин [и др.] // В сб. Трубопроводный транспорт нефти Западной Сибири. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983. – С. 65–68.

В статье рассмотрены вопросы влияния механической неоднородности и трещиноподобных дефектов на напряженное состояние сварных соединений (на примере сварных соединений магистральных трубопроводов, выполненных из низколегированных сталей). Анализ результатов ранее выполненных исследований и существующих расчетных методик показывает, что учет особенностей зон механической неоднородности при оценке несущей способности сварных соединений требует дальнейшего изучения. Разработка подходов к учету геометрии механической неоднородности позволит более обоснованно выполнять оценку степени опасности трещиноподобных дефектов в зависимости от их расположения в сварном соединении. Определение геометрии зон механической неоднородности выполнялось методом замера показателей твердости. Приведены результаты экспериментальных исследований. Представлены результаты испытаний на растяжение образцов, на которые были нанесены поверхностные трещиноподобные дефекты в характерных зонах сварных соединений. Показано, что разница в значениях прочностных параметров сварных соединений при различном расположении дефекта достигает 10 %. Полученные экспериментальные данные дали возможность построить математическую модель для определения значений критических напряжений сварных соединений с учетом геометрии зон механической неоднородности. Математическая модель базируется на комбинации решения Прандтля о постоянстве касательных напряжений вдоль пластической полосы совместно с применением методом нахождения разрыва напряжений, что позволяет учитывать краевые эффекты на свободных границах и границах зон механической неоднородности. Сравнение результатов расчетной оценки прочности механически неоднородных сварных соединений с терщиноподобным дефектом и экспериментальных данных показало их высокую сходимость и подтвердило достоверность предложенной модели.

Список литературы

1. Тигулев Е.А., Ямилев М.З. Факторы, влияющие на формирование сложной топографии механической неоднородности в сварных соединениях углеродистых и низколегированных сталей// В кн. Трубопроводный Транспорт – 2020. Тезисы докладов XV Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: УГНТУ, 2020. – С. 203–205.

2. Неганов Д.А., Махутов Н.А., Зорин Н.Е. Формирование требований к надежности и безопасности эксплуатируемых участков линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 106–112.

3. Неганов Д.А., Зорин Е.Е., Зорин Н.Е. Оценка влияния поверхностных трещиноподобных концентраторов напряжений на работоспособность магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 1. – С. 8–15.

4. Оценка механической неоднородности сварных соединений трубопроводов / М.З. Ямилев, Е.А. Тигулев, А.А. Юшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 128–131.

5. Ямилев М.З., Тигулев Е.А., Распопов А.А. Оценка степени контактного упрочнения сварных соединений трубных сталей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 3. – С. 252–262.

6. Бакши О.А. Механическая неоднородность сварных соединений. Ч. 1. – Челябинск: ЧПИ, 1981. – 57 с.

7. Дильман В.Л. Исследование аналитическими методами математических моделей напряженного состояния тонкостенных неоднородных цилиндрических оболочек // Вестник ЮУрГУ. – 2009. – № 17(150). – С. 36–58.

8. Винокуров В.А., Куркин С.А., Николаев Г.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности / под ред. Б.Е. Патона. – М.: Машиностроение. 1996. – 576 с.