Введение. Орская впадина на Южном Урале рассматривается как перспективный регион для поисков нефти и газа. Новый взгляд на результаты изучения прошлых лет.

Цель. Выявление в зоне изучения пород-коллекторов и покрышек, выделение перспективных нефтегазоносных комплексов, оценка перспектив нефтегазоносности, разработка рекомендаций по дальнейшему изучению региона на нефть и газ.

Материалы и методы. В рамках изучения перспектив нефтегазоносности региона впервые обработаны данные ГИС по параметрической скважине 1 Ащебутакская (Орская впадина Магнитогорского прогиба), пробуренной в 1993 году.

Результаты. Известняки визейского возраста (нижний карбон) вскрыты скважиной 1 Ащебутакская с глубины 303,5 м и до забоя (1261,2 м). Их пористость по данным ГИС меняется от 1,0 до 12,5 %. В верхней части известняков выделено 15 пластов-коллекторов, средняя мощность которых 4,7 м, общая — 123,1 м, средняя пористость 8,2 %. Тип флюида не определён. Покрышками могут быть пласты аргиллита, выделенные в толще известняков, и плотные разности последних.

Заключение. Толща известняков визейско-башкирского возраста, развитая в центральной части Магнитогорского прогиба, является перспективной на поиск месторождений нефти газа. Рекомендовано обработать данные ГИС по скважинам Уральского профиля (пробурены в регионе на нефть и газ в 70-х годах прошлого века) на современном технико-методическом уровне.

Введение. Рассмотрены результаты нового этапа ГРР на углеводородное сырье по состоянию на 2023 г. по южной части Верхнеленского мезокайнозойского поднятия, которое ограничено Жигаловским и Божеханским мега антиклиналами в юго-восточной части Ангаро-Ленской ступени. Новые данные сопоставлены с материалами ГРР на нефть и газ и модельными представлениями прошлых лет о геологическом строении этой территории. Полученные построения имеют высокий уровень детальности; это позволило пересмотреть многие существующие геологические представления о перспективах нефтегазоносности Верхнеленского поднятия 

Целью данной работы является комплексный анализ геологического строения и перспектив нефтегазоносности природных резервуаров венда-кембрия, в том числе органогенных коллекторов нефти и газа в рифогенных постройках (биостромах) в контуре положительных структурных форм над выступами кристаллического фундамента, которые впервые выявлены сейсморазведкой. 

Материалы и методы. Под протяженными валами, которые были ранее закартированы в осадочном чехле по галогенно-карбонатной толще нижнего кембрия, в зонах проекций осевых частей на поверхность гетерогенного кристаллического фундамента по данным высокоточной сейсморазведки впервые обнаружены локальные выступы. Ранее над одним из таких выступов в карбонатных отложениях христофоровского горизонта нижнекембрийской соленосной толщи бурением открыто Знаменское (Балыхтинское) месторождение природного газа. 

Результаты. Куполообразные объекты на поверхности фундамента, известные ранее только в Атовско-Шамановской зоне, выделены сегодня на поверхности гетерогенного кристаллического фундамента в пределах осевых частей всех основных положительных линейных и брахиантиклинальных складчатых структур. На северном борту Качугского вала в отложениях литвинцевской и ангарской свит, в южном борту Жигаловского вала в осинском продуктивном горизонте впервые зафиксированы локальные ярко выраженные куполообразные объекты с плоским основанием, с резким утолщением в ядре. Высказано предположение, что в раннем кембрии в осевой части Верхоленского антиклинального поднятия, Жигаловского и Качугского валов были условия для формирования биогермных построек, аналогичных изученным биостромам Божеханского валообразного поднятия. 

Заключение. Связь локальных положительных структур (Балыхтинская, Тыптинская, Знаменская) Жигаловского вала и выступов фундамента задокументирована впервые. Над этими локальными выступами фундамента по данным современных СРР картируются объекты с увеличенной мощностью в интервалах известных продуктивных горизонтов, предположительно биогермы либо биостромы, которые рекомендованы к изучению бурением. На этом основании принципиально меняются представления о геологической эволюции линейной складчатости в осадочном чехле Илгинской палеовпадины. В задачи ГРР следующего этапа входит изучение морфологии выступов фундамента, детализация строения терригенных отложений (ожидается развитие отложений шамановского продуктивного горизонта по аналогии с Атовско-Шамановским, Нотайским поднятиями), детализация строения мегарезервуара карбонатного венд-кембрия и кембрия. Ожидаются органогенные коллекторы нефти и газа в рифогенных постройках (биостромах) в контуре положительных структурных форм над выступами. 

Введение. Современные представления и характеристика регионального строения подсолевого палеозойского комплекса в разрезе восточного борта Прикаспийской впадины определяются степенью развития отложений карбонатного и терригенного состава и их резко дифференцированном распространении в пределах восточного обрамления в целом. Новые материалы и геолого-геофизические данные за последние годы свидетельствуют о новых возможностях для прогноза перспективных объектов (ловушек нефти и газа), отдельно внутри различных по составу литолого-стратиграфических комплексов с учетом фациальной принадлежности, особенностей и характера осадконакопления.

Цель. Вероятные поисковые объекты с учетом развития зон преимущественного накопления карбонатных и терригенных отложений отличаются морфологией и типом ловушек. При этом уточнение особенностей строения и распространения различных по составу комплексов отложений позволяет выделить более благоприятные зоны для прогноза новых залежей нефти и газа, с учетом распространения в них характерных типов ловушек. В связи с этим целью исследования и данной статьи является теоретическое обоснование для выявления и прогноза дополнительных зон и интервалов продуктивности на базе новых возможностей геофизических методов разведки (сейсморазведка и промыслово-геофизические методы).

Материалы и методы. Использованы данные и результаты обобщения поисковых работ, выполненные в предыдущие годы изучения восточного борта Прикаспийской впадины. Решение поставленных геологических задач, исходя из главной цели работы, основано и продемонстрировано с учетом данных анализа различных фациальных обстановок осадконакопления с выделением зон преимущественного развития карбонатных (верхний девон — карбон) и терригенных (нижняя пермь) разрезов. Выполнен сравнительный анализ строения главных тектонических элементов: Жанажол-Торткольская и Темирская зона развития карбонатов (мелководно шельфовая полоса обрамления), с одной стороны, внутренние погруженные районы (ступени) бассейна с относительно глубоководными условиями осадконакопления.

Основные результаты. Показаны главные особенности строения палеозойских отложений на примере площади Акжар Восточный (относительно глубоководная зона морского бассейна) и Урихтауской группы структур в пределах Жанажол-Торткольской зоны поднятий (мелководный карбонатный шельф), которые необходимо учитывать при оценке углеводородного потенциала по разрезу и латерали. Уточнены и обоснованы благоприятные предпосылки для обоснования высокого прогнозного углеводородного потенциала карбонатных пачек КТ-III, KT-II и КТ-I по верхнему девону и карбону, а также терригенных нижнепермских отложений (артинский, сакмарский, ассельский возраст). Даны практические рекомендации по дальнейшему изучению палеозойской толщи с учетом дифференцированного распространения карбонатных пачек в разрезе бортовой зоны и развития непосредственно внутри пачек зон, содержащих породы-коллекторы. Также обоснованы условия и особенностей осадконакопления на нижнепермском этапе седиментации в целях полной оценки состава и полноты разреза на предмет выявления дополнительных нефтегазонасыщенных интервалов и зон.

Заключение. Более детальное изучение строения разреза восточного борта с акцентом на зоны развития преимущественно карбонатных и терригенных отложений позволяет расширить спектр возможностей и совершенствовать методики проведения геофизических исследований. Обозначены новые благоприятные аспекты для выделения дополнительных интервалов продуктивности, оценки и интерпретации разреза со сплошным развитием карбонатных отложений (пачки КТ-II и КТ-I), а также благоприятное влияние глинистых минералов и «связанной» воды при оценки перспективности терригенных нижнепермских отложений.

В 2019–2020 гг. АО «Севморнефтегеофизика» (АО «СМНГ») АО «Росгео» выполнило сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D в Омолойском заливе Лаптевоморского шельфа. По материалам этих работ нами изучены многочисленные дизъюнктивные нарушения, выделены первичная и вторичная синсдвиговые системы нарушений и уточнена геологическая модель Усть-Ленского рифтогенного мегапрогиба Лаптевоморской рифтовой системы.

Цель. Изучение геологического строения отложений в Омолойском заливе выполнено для закрытия белого пятна в юго-восточной части моря Лаптевых между Лаптевоморской рифтовой системой на шельфе и Момской рифтовой системой на прилегающей суше.

Материалы и методы. В представленной работе были изучены материалы предшествующих сейсморазведочных исследований МОВ ОГТ 2D, выполненных геолого-геофизическими организациями АО «МАГЭ», АО «СМНГ», «ЛАРГЕ» в течение 1986–1997 гг. в объеме 2000 км, и материалы МОВ ОГТ 2D АО «СМНГ» 2019–2020 гг. в объеме 6500 км. В районе исследований были выделены дизъюнктивные нарушения с различными кинематическими свойствами и объединены в синсдвиговые системы. Для уточнения геологической модели Усть-Ленского рифтогенного мегапрогиба Лаптевоморской рифтовой системы был применен разработанный авторами метод составления схем горстов и грабенов по поверхности складчатого фундамента и по горизонтам в осадочном чехле, который был дополнен выделением первичной и вторичной синсдвиговых систем нарушений.

Результаты. После проведения работ определено геологическое строение Усть-Ленского рифтогенного мегапрогиба, состоящего из трех рифтогенных зон: Усть-Ленской, Северо-Омолойской и Южно-Омолойской, и сопоставлено со строением Момской рифтовой системы на прилегающей суше.

Заключение. Полученные результаты работ уточнили сложное строение Усть-Ленского рифтогенного мегапрогиба и определили общие морфологические признаки Лаптевоморской и Момской рифтовых систем.

Существует две точки зрения на геологию и природу складчатости прогиба Сорокина. Сторонники первой рассматривают складки как диапиры, формировавшиеся в толще майкопского заполнения краевого прогиба в условиях латерального сжатия со стороны вала Шатского и поднятия Тетяева. Сторонники второй интерпретируют серию складчато-надвиговых дислокаций в основании материкового склона как структуры аккреционного клина дислоцированных осадков, залегающих на субокеанической коре в зоне псевдосубдукции литосферы Черного моря под Крым.

Цель. Уточнение представлений о геологическом строении майкопской толщи в прогибе Сорокина как одной из самых перспективных площадей Черноморского региона для поиска месторождений углеводородов.

Материалы и методы. На основании данных сейсмического профилирования высокого разрешения, полученных при выполнении геологической съемки на листах L-36-XXXV, XXXVI выполнено сейсмостратиграфическое расчленение толщи осадочного заполнения прогиба Сорокина, изучены и описаны дислокации в разрезе майкопа — раннего плейстоцена.

Результаты. Показана гравитационная природа складчатости майкопской серии в прогибе Сорокина. Оконтурены Южнокрымский и Южнокерченский олистостромы, прослежены поверхности срыва в подошве олистостромов в низах майкопской серии. В верхней части материкового склона закартирована поверхность стенок срыва в тылу олистостромов, ниже располагаются гигантские олистолиты деляпсивной (соскальзывающей) части крупноблоковых оползней Южнокрымского и Южнокерченского олистостромов. Вблизи границы детрузивной части олистостромов под боковым давлением от веса олистолитов деляпсивной части, пакеты оползневых блоков выжимаются вверх, образуя серию надвиговых дислокаций (чешуй). В дистальной части оползневых тел формируются асимметричные складки пропагации разломов. К локальным поднятиям рельефа кровли майкопских глин над растущими складками пропагации приурочены зоны газонасыщения осадков, связанные с латеральной миграцией газов по разрывным дислокациям. С зонами АВПД и скоплений флюидов связано развитие грязевого вулканизма: образование подводящих каналов, зон миграции флюидов, грязевулканических построек, сипов, газовых факелов и др.

Заключение. Прогиб Сорокина — одна из самых перспективных площадей Черноморского региона для поиска месторождений углеводородов. Полученные сведения о гравитационной природе складчатости в прогибе необходимо учитывать при оценке перспектив нефтегазоносности и разработке стратегии освоения углеводородного потенциала Черного моря.

Цель. Показать возможности разрабатываемого геотермодинамического метода для оценки различных геолого-геофизических параметров внутреннего строения верхней мантии в зонах литосферной субдукции (при определенных значениях угла наклона, скорости субдукции, теплового потока), которые позволяют прогнозировать нефте- и газоперспективные области в осадочном слое земной коры на определенном расстоянии от глубоководного желоба зоны субдукции.

Материалы и методы. При использовании геотермодинамического метода, разработанного в приближении однородной жидкости с постоянной вязкостью, заполняющей астеносферу мантийного клина в промежутке между поверхностью субдуцирующей литосферной плиты и «подошвой» настилающей литосферы, численно рассчитаны величины диссипативного теплового потока, подводимого из астеносферы к настилающей литосферной плите, и максимальные температуры в вертикальном сечении мантийного клина. При этом учитывается адвективный и кондуктивный 2D-перенос тепла, генерируемый в мантийном клине за счет вязкой диссипации при заданном движении субдуцирующей плиты.

Результаты. При условиях непроскальзывания на границах литосферы и астеносферы максимумы аномального теплового потока, наблюдаемые в тылу зон субдукции на расстоянии ~250–300 км от желоба, достаточно хорошо согласуются с рассчитываемыми здесь для субдукции Амурской, Адриатической и Черноморской микроплит соответственно под Охотскую, Евроазиатскую и Скифскую литосферные плиты со скоростями ~10 мм в год, ~10 мм в год, и ~3 мм в год соответственно при среднем коэффициенте вязкости астеносферы 2·10²³ Па·с. Последнюю величину вязкости можно принять в качестве оценки средней вязкости в мантийном клине.

Заключение. Выполненные исследования позволяют выделить нефтегазоперспективные регионы для проведения в них детальных геолого-разведочных работ на территории Российской Федерации и других стран.

Информация о трещиноватости горных пород играет важную роль при поиске и освоении залежей углеводородов, локализованных в плотных слабопроницаемых коллекторах с низкой пористостью. Сейсмические данные, хорошо зарекомендовавшие себя при решении задач прогноза вещественного состава и свойств традиционных коллекторов, могут быть использованы и для определения зон скопления трещин.

Цель. Актуальность задачи прогноза трещиноватости связана с растущим вниманием к нетрадиционным коллекторам и сосредоточенным в них ресурсам углеводородов как источнику восполнения минерально-сырьевой базы. В этой связи важно наметить набор имеющихся в распоряжении геофизиков-сейсмиков инструментов для изучения трещиноватости и предложить методику их использования.

Материалы и методы. В настоящей работе проведено исследование интерпретационных возможностей сейсморазведки с точки зрения прогноза азимутальной анизотропии и трещиноватости. В том числе рассмотрены геометрические атрибуты волнового поля, параметры анизотропии зависимости амплитуд отражения от угла падения, характеристики дифракционной составляющей волнового поля. В качестве примеров использованы материалы широкоазимутальных сейсмических съемок 3D, целевые интервалы с прогнозируемой трещиноватостью, расположенные как в терригенных, так и в карбонатных разрезах.

Результаты. Предложены способы комплексирования атрибутов трещиноватости различной природы, сформулированы критерии применимости сейсмических данных для прогноза наличия и параметров трещиноватости.

Заключение. Показано, что при выполнении ряда требований к системе наблюдений и обработке сейсмические данные могут успешно применяться для выделения зон развития трещин и оценки их ориентации.

Введение. Южный Урал рассматривается как нефтегазоперспективный регион. В 2022 году получены новые результаты его изучения.

Цель. Выявление на Южном Урале нефтематеринских пород, пород-коллекторов и покрышек, выделение потенциально нефтегазоносных комплексов, оценка перспектив нефтегазоносности оренбургского сегмента Магнитогорского прогиба, разработка рекомендаций по постановке региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Материалы и методы. В рамках изучения перспектив нефтегазоносности региона осмотрено 13 обнажений и разрезов горных пород, выполнено лабораторное изучение образцов. Результаты. Сакмарская свита (S₁-D₁sk) сложена сланцами кремнистыми, углеродисто-кремнистыми, углеродисто-глинистыми, глинисто-кремнистыми, фтанитами. Мощность свиты 150−700 м. По данным термогравиметрического анализа по 18 образцам сланцев (среднее содержание С_орг составляет 8,2 %, максимальное — 10,4 %) они относятся к «очень богатым» нефтематеринским породам. Сарбаевская свита (D_2-3sr) сложена кремнистыми и глинистыми алевролитами, кремнисто-углеродисто-глинистыми и углеродисто-кремнистыми (углеродистыми) сланцами, пестроцветными яшмовидными силицидами. Её мощность составляет 50−300 м. По данным термогравиметрического анализа по 8 образцам сланцев (среднее содержание С_орг составляет 1,3 %, максимальное — 3,2 %) они относятся к «богатым» нефтематеринским породам. Нефтематеринский потенциал сарбаевской свиты установлен впервые. Степень регионального метаморфизма сланцев двух свит — начальные стадии катагенеза.

Заключение. Полученные результаты повышают прогнозные перспективы нефтегазоносности карбонатно-терригенных отложений передовых складок Урала (фаменско-нижнепермские) и Магнитогорского прогиба (фаменско-среднекаменноугольные). Под ними прогнозируются нефтематеринские породы сакмарской и сарбаевской свит или их аналогов. Рекомендовано продолжить изучение осадочных отложений Южного Урала как нефтематеринских пород.

Введение. Строение и распространение многолетнемерзлых пород в Западной Сибири, особенно в ее северных регионах (п-ов Ямал, п-ов Гыдан), до последнего времени остаются слабоизученными. В статье рассмотрено строение криолитозоны, полученное по материалам высокоточной электроразведки одного из участков северной части п-ва Ямал. Целью настоящей работы являлось представление результатов электроразведочных исследований для изучения внутреннего строения криолитозоны и многолетнемерзлых пород п-ва Ямал. 

Материалы и методы. Исследования проводились методом малоглубинных зондирований становлением поля в ближней зоне (мЗСБ). В методе изучаются переходные процессы, возникающие в среде после импульсного переключения тока в источнике. В настоящее время метод мЗСБ является одним из наиболее технологичных для изучения геоэлектрических свойств первых сотен метров разреза. 

Результаты. По результатам проведенных исследований выявлено, что криосфера западной части Ямальской геокриологической области характеризуется сплошным по площади распространением многолетнемерзлых пород с подрусловыми и подозерными таликами, криопэгами и прерывистой мерзлой толщей в вертикальном разрезе. 

Заключение. В связи с тем, что многолетнемерзлые породы (ММП) сформировались и развивались под влиянием большого числа природных факторов, неоднородно их внутреннее строение, мощность, температура и другие параметры, что находит отражение в геоэлектрических характеристиках разреза. Представляется, что дальнейшее изучение и интерпретация полученных новых геофизических данных с позиции геокриологии позволят уточнить строение криолитозоны п-ва Ямал. 

Возбуждение колебаний в вибрационной сейсморазведке сопровождается появлением гармоник, т.е. волн с кратными относительно основных частотами. Традиционно их относили к помехам и пытались подавить. Однако со временем стало понятно, что гармоники могут быть использованы для расширения спектрального состава сигнала. Соответствующая методика представляет собой двухэтапную процедуру, на первом шаге которой реализуется прогнозирование поля помех. На втором шаге это поле адаптивно вычитается из коррелограммы. Придать алгоритму желаемое свойство статистической устойчивости в ситуации наличия интенсивных случайных помех можно в случае, если фильтры адаптации обладают определенными качествами.

В статье на примере реального сигнала толкающего усилия (в англоязычной литературе ground force) изучены характерные особенности фильтров адаптации и показано, что они обладают требуемыми свойствами, что позволяет использовать их при решении задачи расширения спектра сейсмической записи за счет привлечения гармоник.

Цель. Целью работы является изучение структуры операторов адаптации и их эффективной длительности, а также развитие алгоритма расширения спектра вибросейсмического сигнала за счет привлечения гармоник.

Материалы и методы. В процессе исследования использовался сигнал реального толкающего усилия, записанный при проведении сейсмического эксперимента, а также виброграммы, полученные на двух различных участках. Методы изучения сигнала и виброграмм подразумевают использование различных приемов цифровой фильтрации. Также применяется метод оптимальной рекурсивной фильтрации, позволяющий отделять волновое поле, связанное с основным свип-сигналом, от волновых полей, связанных с гармониками.

Результаты. Результатом работы является сделанный вывод о малой эффективной длительности фильтров адаптации, что позволяет использовать их при решении задачи расширения спектра сейсмической записи.

Заключение. Разделение сейсмической записи, связанной со свип-сигналом основного тона, и записей, связанных с гармониками, оказывается возможным благодаря тому, что фильтры адаптации имеют простую форму и малую эффективную длительность. После разделения волновых полей появляется возможность использования гармоник для расширения спектра сигнала, что позволяет повысить разрешенность записи, а также увеличить детальность последующих глубинных построений.

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки и характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции. Значительная часть добычи обеспечивается за счет системы поддержания пластового давления путем нагнетания воды в целевые пласты. Воздействие закачкой воды на пласт в объеме, превышающем целевые параметры, приводит к прорыву по наиболее проницаемым пропласткам и образованию непроизводительных уходов в другие горизонты, не охваченные разработкой. В связи с этим возникает большое количество вызовов в рамках управления системой поддержания пластового давления. 

Цель. С целью оперативного и эффективного поиска проблемных зон и кандидатов под технические мероприятия в условиях ограниченного набора данных был разработан комплексный аналитический подход, который позволяет сократить трудозатраты специалистов при анализе большого объема данных. 

Материалы и методы. Комплексный подход основан на модифицированной корреляции Спирмена и автоинтерпретации графиков Чена. При определении качества связи между скважинами с помощью непараметрической корреляции был учтен временной лаг отклика на зависимой скважине и рассмотрена комбинация коэффициентов Спирмена между приёмистостью и различными параметрами добывающей скважины. Также для ускорения интерпретации графиков Чена был разработан алгоритм автоматического выделения периодов и причин обводнения на скважинах. Результаты аналитических расчетов были верифицированы с учетом фактических результатов промыслово-геофизических исследований. 

Результаты. С помощью данной методики был проанализирован фонд на 5 месторождениях одного актива и утверждено 57 мероприятий, направленных на сокращение неэффективной закачки и ограничение непроизводительных отборов. 

Заключение. Полученные результаты подтверждают, что разработанный комплексный подход позволяет проводить экспресс-оценку взаимодействия скважин, определять источники обводнения, оптимизировать систему поддержания пластового давления и более качественно планировать геолого-технические мероприятия и промыслово-геофизические исследования на базовом фонде в рамках ограниченного набора исходных данных. 

ООО «Сахалинская Энергия» — оператор проекта «Сахалин-2» — ведет освоение Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазоконденсатных месторождений. Обеспечение безопасной эксплуатации опасных производственных объектов остается абсолютным приоритетом на всех этапах разработки месторождения. Особое место занимает изучение процессов и состояния зон закачки нагнетательных и поглощающих скважин. Данная статья посвящена одному из элементов комплексной программы мониторинга, а именно — 4D-сейсмомониторингу околоскважинного пространства на основе дифрагированных волн.

Зона развития трещин является источником дифракции, поэтому данная технология может дать информацию о глубине, геометрии и текущем состоянии поглощающего горизонта.

Цель. Основной целью работы является мониторинг целостности пластов-флюидоупоров, оценка рисков, сопряженных с эксплуатацией поглощающих и нагнетательных скважин, а также предотвращение осложнений при бурении соседних скважин. Для этого разработан и реализован способ 4D-сейсмомониторинга околоскважинного пространства на основе дифрагированных волн.

Материалы и методы. Трещиноватые зоны пласта порождают дифрагированные волны, которые можно использовать для локализации и геометризации пространства недр, в частности, участков развития трещин, образовывающихся после закачки жидкости в скважину. Предложенный метод основан на анализе 4D дифракционной компоненты волнового поля (разницы дифракционной компоненты между базовой и контрольной съемками). Расчет разницы позволяет исключить геологические неоднородности, которые оставались неизменными с течением времени, и подчеркнуть изменения, возникающие в результате эксплуатации месторождения. Это позволяет использовать дифрагированные волны напрямую, значительно повышая разрешающую способность 4D-данных.

Результаты. Способ локализации 4D дифракционной компоненты волнового поля был успешно реализован на данных Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения, которое разрабатывает ООО «Сахалинская Энергия».

Заключение. Полученные результаты показали высокую эффективность данной технологии для локализации трещиноватых зон, вызванных закачкой в поглощающие скважины, что подтверждается данными ГИС.

Цель. Опробование методики массированного воздействия потокоотклоняющими составами на нефтяные залежи и оценка технологической эффективности составов, отличающихся разными реологическими характеристиками.

Материалы и методы. Данная методика представляет собой воздействие на нефтяную залежь, включающее регулирование, — снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение.

Результаты. Рассмотрены результаты применения методики на месторождении Западной Сибири, оценена эффективность составов потокоотклоняющих технологий. В результате проведения массированного воздействия потокоотклоняющими составами наблюдается стабилизация, а затем и рост удельной эффективности от мероприятия (рост удельной эффективности с 576 до 702 т/скв-опер.).

Заключение. Максимальную эффективность показали технологии ЭСС и ГОС-1АС. Синергетический эффект от реализации полимер-дисперсных составов (ГОС-1АС) при массированном воздействии потокоотклоняющими составами заключается в стабилизации, а затем и росте удельной эффективности полимер-дисперсных составов до 667 т/скв-опер.

Введение. Базовым методом определения минимального давления смесимости (МДС) нефти и газа является проведение эксперимента по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. Результатом эксперимента является набор зависимостей коэффициента вытеснения от прокачанного порового объема газа при различных давлениях. Для корректного прогнозирования режима смесимости в условиях пласта необходимо выполнить адаптацию численной модели на результаты экспериментов.

Цель. Целью работы является определение оптимальных подходов к моделированию эксперимента по вытеснению нефти газом в тонкой трубке и набора данных, необходимых для достижения высокой точности адаптации.

Материалы и методы. Материалы: результаты экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. Методы: численное моделирование с использованием гидродинамических симуляторов Eclipse 300 и Eclipse 100.

Результаты. Наилучшую сходимость с экспериментальными данными модель смешивающегося вытеснения Тодда–Лонгстаффа показывает при режимах несмешивающегося вытеснения и полной смесимости. Применение данной модели для выполнения прогнозных расчетов целесообразно при условии полной смесимости нефти и газа в пласте. Более корректным является подход к адаптации, основанный на модификации функций Kro, Krg, Scr от межфазного натяжения при использовании композиционной модели. Помимо данных типовых исследований, в данном случае необходимо использовать результаты VIT-теста.

Заключение. В работе рассмотрены варианты адаптации результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке, основанные на использовании модели black oil и композиционной модели. Показано, что вариант адаптации, основанный на модификации функций Kro, Krg, Scr от межфазного натяжения позволяет добиться наиболее точного совпадения расчетных данных с фактическими. При этом для настройки PVT-модели пластовых флюидов данные типовых исследований пластовых флюидов необходимо дополнить результатами VIT-тестов. Установлены границы применимости модели Тодда–Лонгстаффа.

Задача интерполяции пропущенных данных является важной для интегрированного моделирования активов, так как точность и достоверность моделирования напрямую зависят от качества входных данных. Если в модели отсутствуют некоторые данные, то это может приводить к невозможности моделирования на этот временной шаг. Таким образом, задача интерполяции пропущенных данных является важной и ее решение позволяет повысить точность и достоверность прогнозов.

Цель. Целью работы является разработка подходка по улучшению качества данных для интегрированного моделирования активов (ИМА).

Материалы и методы. В качестве исходных данных рассматриваются необходимые для моделирования скважин в рамках ИМА данные из технологического режима скважин. Данные табличного вида содержат пропуски, что уменьшает объем данных, доступных для моделирования.

Результаты. В работе показан метод заполнения пропусков алгоритмами машинного обучения на примере реального месторождения. Полученные результаты подтверждены тестами с проверкой уровня статистической значимости. Отсутствующие на многие даты показания газового фактора были спрогнозированы моделями машинного обучения.

Заключение. В результате проведенной работы объем выборки был увеличен на 98 %. Для разрабатываемых моделей машинного обучения такой прирост положительно сказался на предсказательной способности, точность предсказаний увеличилась в среднем на 41 %. Данная техника может быть полезной и для классических методов моделирования, для которых требуются данные для адаптации.

Первая промышленная революция случилась после внедрения механизации на производстве. Символом второй стала конвейерная сборка. Третья прошла под лозунгом смещения центра формирования добавленной стоимости из производства в сферу продаж и дизайна. Четвертая промышленная революция связана с бурно развивающимися технологиями. Сегодня можно с уверенностью говорить о технологиях, которые кардинально изменят мир через 5–10 лет.

Старая парадигма систем разработки месторождений нефти и газа, которая господствовала на протяжении прошлого столетия, базировалась на максимизации издержек на процессы их добычи. Новая парадигма — это концепция ценностей, моделей постановки проблем и их технических решений, направленных на динамичное развитие и рост капитализации компании в режиме реального времени.

Цель. Главный технологический вызов — проведение работ на скважинах с аномально высоким пластовым давлением без глушения. Поиск новых подходов и прорывных технологий в области текущего и капитального ремонта скважин.

Материалы и методы. На текущий момент опробованы разные технологические решения и определены подходы к каждому типу скважин, позволяющие регулировать технологический процесс. Однако работа с аномально высокими пластовыми давлениями требует иных, высокотехнологичных методов. Глушение скважин — первый подготовительный этап перед началом цикла «жизни» скважины или уже в процессе добычи перед плановыми ремонтами и одна из самых дорогих статей затрат ввиду особенностей продуктивного горизонта — аномально высоких пластовых давлений. В данной статье предложен к рассмотрению материал о перспективной мобильной установке для ремонта скважин под давлением без проведения глушения.

Результаты. Предложенный метод ремонта скважин позволит сократить потери нефти при подготовке скважин к КРС, предотвратить разрушение эксплуатационной колонны вследствие длительного нахождения неисправной скважины под давлением, снизить стоимость ремонта, достичь проектного коэффициента охвата вытеснением за счет сокращения количества скважин аварийного фонда в ликвидацию, а также снизить число инцидентов HSE (Здоровье, Безопасность и Окружающая среда), сократить риски газонефтеводопроявлений.

Заключение. Новая высокотехнологичная мобильная установка Snubbing Unit значительно сократит затраты на глушение скважин и позволит вывести сегмент ТКРС на новый уровень.

Введение. Данная статья является обобщением исследовательских и промысловых работ ПАО «НК «Роснефть», посвященных различным аспектам применения систем удаления фильтрационных корок буровых растворов.

Цель. Статья показывает основные проблемные моменты и указывает путь их преодоления для максимизации технологического и экономического эффекта от применения брейкерных систем на месторождениях углеводородного сырья. Работа над этой статьей стала возможна благодаря слаженным действиям специалистов из ряда дочерних обществ компании «Роснефть», которым удалось совместить инженерные подходы мировых практик, а также собственные разработки и методологии Компании.

Материалы и методы. В работе рассмотрены системы удаления фильтрационных корок буровых растворов различной химической природы.

Результаты. На основании проведенных лабораторных исследований и промысловых работ показано, что применение систем удаления фильтрационных корок буровых растворов может не дать предполагаемой эффективности с точки зрения достижения потенциальной продуктивности скважин. Данное обстоятельство может быть вызвано различными факторами, начиная от физико-химических свойств пластовых флюидов и технологических жидкостей и заканчивая особенностями применения технологии удаления фильтрационных корок. Для максимизации эффекта от применения брейкерных систем и устранения неопределенностей при выборе технологии, рекомендуется перед проведением работ подбирать технологические жидкости к каждому конкретному объекту разработки, а также оценивать готовность кустовой площадки к процедуре замещения с бурового раствора на брейкерный состав, при этом сравнивая аналогичные технологии от разных производителей по унифицированным лабораторным тестам, зафиксированным в соответствующих регламентах.

Заключение. Ключевым фактором достижения технологической и экономической эффективности будет применение факторного анализа по выявлению истинной потенциальной продуктивности новых скважин для сравнения с фактическими показателями вводящихся в разработку новых скважин. При этом очевидно, что применение брейкерных систем для горизонтальных скважин без ГРП является мощным инструментом приближения фактических показателей продуктивности скважин к потенциальным. Это возможно благодаря слаженным действиям групп специалистов из смежных областей: буровиков, геологов и технологов. Важным шагом к систематизации данного процесса является создание регламента, всесторонне раскрывающего методологию достижения эффективности применения брейкерных систем на месторождениях добычи углеводородного сырья.

Введение. Имитационное моделирование прочно вошло в рабочий процесс управления цепочками поставок в мире. Вертикально интегрированные нефтяные компании (далее — ВИНК) РФ также эпизодически применяют инструменты имитационного моделирования при проектировании цепочек поставок.

Цель. Представить на примерах возможность и эффективность применения инструментов имитационного моделирования при планировании и выстраивании нефтяной логистики. Статья содержит теоретический анализ возможности применения инструментов имитационного моделирования и практический обзор методов повышения эффективности с помощью применения имитационного моделирования при решении управленческих задач логистики в нефтяной отрасли.

Материалы и методы. Методика исследования базировалась на анализе публикационной активности в базе данных Scopus, WoS по соответствующим тематическим запросам.

Результаты. В результате применения имитационного моделирования можно добиться решения множества задач, связанных с выстраиванием цепочек поставок в нефтяной отрасли.

Заключение. Результаты проведенного исследования позволяют сделать вывод о том, что моделирование логистических процессов в нефтяной отрасли может быть успешно осуществлено с помощью имитационного моделирования. Это подтверждают и теоретические исследования, и практические разработки. Безусловным преимуществом использования имитационного моделирования является возможность построения модели в 3D до начала фактического инвестирования в факторы производства (перевалочные терминалы, транспортные средства и пр.). При этом к настоящему времени применение имитационного моделирования при решении возникающих задач в нефтяной логистике является скорее исключением, чем правилом. Важно расширять сферы и частоту его использования в целях экономии средств и повышения качества принимаемых решений.