Введение. Франский этап геологической истории юго-восточной части Волго-Уральского перикратонного бассейна характеризуется такими специфичными особенностями, как широкое развитие коралловостроматопоровых одиночных рифов и формирование терригенно-глинистых отложений колганской толщи. Еще одной особенностью франского этапа является развитие изолированных карбонатных платформ различного размера, разделенных депрессионными межплатформенными прогибами. До настоящего времени об изолированных карбонатных платформах франского яруса известно довольно немного. Их развитие практически не отражено на региональных палеогеографических картах.

Целью настоящей работы является представление новейших результатов о развитии франских изолированных карбонатных платформ на юго-востоке Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Материалы и методы. Исходными материалами для работы послужили результаты интерпретации данных сейсморазведки 3D и изучения керна глубоких поисково-разведочных скважин. В интервале франского яруса по керну выполнены седиментологические исследования с диагностикой разных фациальных комплексов и фаций.

Результаты. К северу и северо-западу от Соль-Илецкого свода выделена группа средне-позднефранских изолированных карбонатных платформ. Для платформ этого возраста характерны крутые склоны с грубообломочными карбонатными отложениями, что объясняется доминированием в каркасных известняках таких рифостроителей, как строматопороидеи и кораллы.

Заключение. На средне-позднефранском этапе в южной части Волго-Уральского палеобассейна изолированные карбонатные платформы были распространенными формами крупных карбонатных тел. Их последующая аккреция привела к формированию протяженных окаймленных карбонатных платформ. Изолированные платформы являются сложными карбонатными резервуарами с трещинно-каверновыми коллекторами. С опорой на данные сейсморазведки 3D возможна значительная детализация строения франского карбонатного комплекса, что позволит скорректировать направления геолого-разведочных работ в регионе с целью поиска пропущенных нефтяных залежей как в карбонатных резервуарах самих изолированных платформ, так и в терригенных пластах колганской толщи.

Введение. В последнее время широкий подход получил способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород в объеме залежи на основе концептуального понимания распространения фильтрационных ячеек (ФЯ). Одним из свойств фильтрационных ячеек является возможность коррелирования и картирования их в масштабе интервала изучаемого объекта. Такая возможность наиболее вероятна при наличии соответствия классификационного параметра фациям, выделяемым при седиментологическом анализе керна, что не всегда реализуется в практике. В статье изложен алгоритм совместной работы седиментолога и петрофизика по выделению ФЯ, которые отождествляются с фациями, установленными в ходе седиментологического изучения кернового материала.

Цель настоящей работы заключается в проведении петрофациального моделирования для отложений эстуариевого типа одного из месторождений Западной Сибири с целью демонстрации базовых этапов и алгоритмов решения данной задачи.

Материалы и методы. Исходным материалом для построения петрофациальной модели послужил полноразмерный керн из 6 скважин общей длиной 457 м и 3 450 образцов (цилиндров), на которых были проведены стандартные керновые исследования, включающие определение коэффициента открытой пористости К_п и абсолютной газопроницаемости К_пр.

Результаты. На основе результатов выполненного седиментологического изучения керна и петрофизических исследований получена петрофациальная модель коэффициента абсолютной проницаемости, позволяющая уточнять данный параметр в объеме залежи, исходя из концептуального понимания распространения фаций.

Заключение. В результате проведенных исследований описаны фациальные комплексы отложений и дана характеристика фаций по керну, которые относятся к системе эстуария смешанного (преимущественно волнового) типа. При наличии концептуальной геологической модели распространения фаций, петрофациальное моделирование позволяет снизить неопределенность прогноза коэффициента проницаемости по ГИС с двух до одного порядка величины определения данного параметра и уточнить эффективные толщины в скважинах без выраженных прямых признаков проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, за счет использования фиксированных значений классификационного параметра S для двух петрофаций и соответствующих ему граничных значений коэффициента пористости для выделения коллекторов.

Введение. Отложения неокомского клиноформного комплекса Западно-Сибирской нефтегазовой провинции является одним из объектов восполнения ресурсной базы углеводородного сырья России (РФ), изученность которого весьма неравномерна. Наиболее изученными зонами являются регионы южной и центральной части ЗС с длительной историей добычи, а также зоны, приуроченные к крупным региональным поднятиям. В свою очередь, зоны мегапрогибов и моноклиналей не в полной мере охвачены изученностью, часто опоискованы единичными скважинами и сравнительно редкой сеткой профилей 2D-сейсморазведки. С такими зонами может быть связана значительная ресурсная база, приуроченная к литологическим объектам и залежам сложного строения ачимовской толщи, которые представлены отложениями глубоководных конусов выноса [1].

Основными геологическими причинами невысоких показателей разработки ачимовских коллекторов являются сложность их внутреннего строения, низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), высокая неоднородность в пространстве, которые обуславливают различное насыщение линз и трудности при прогнозировании распространения перспективных ловушек вне крупных структурных поднятий. В совокупности с неравномерной, чаще низкой, геолого-геофизической изученностью объектов ачимовской толщи, оценка ресурсного потенциала предполагает использование плотностного метода в различных модификациях.

Цель. Оценка ресурсного потенциала ачимовской толщи перспективного участка недр с учетом геологических неопределенностей и рисков при выполнении геолого-экономической оценки.

Материалы и методы. Сотрудниками группы компаний «Газпром нефть» разработан подход к вероятностной оценке, базирующийся на плотностном методе и позволяющий корректно учесть основные геологические неопределенности данных объектов при расчете ресурсной базы.

Результаты. Разработанная методика успешно апробирована на одном из участков недр с наличием 3D сейсморазведочных работ (СРР) при отсутствии скважинных данных. Результаты выполненной работы использованы в геолого-экономической оценке для расчета прогнозных профилей добычи, формирования программы геолого-разведочных работ и оценки экономической эффективности проекта.

Заключение. Реализованная методика позволяет оценить экономическую привлекательность зон с частичным и полным отсутствием геолого-геофизических данных и обосновать целесообразность дальнейшего доизучения данных зон

Цель. Отсутствие единого классификатора геолого-технических задач отбора и исследований проб пластовых флюидов приводит к неправильным представлениям и подходам при выполнении промысловых, лабораторных и аналитических работ. Решение этой проблемы является базовой задачей для создания методологического и технологического основания повышения качественной изученности пластовых флюидов.

Материалы и методы. При разработке использовались методы системного подхода, экспертного опроса и мысленного эксперимента.

Результаты. В работе представлена терминологическая система для описания различных состояний пластовых флюидов; на основе системы разработан универсальный классификатор геолого-технических задач отбора и исследований проб пластовых флюидов.

Заключение. Разработанные предложения рекомендуется использовать при формировании нормативно-методической документации в области отбора и исследований проб пластовых флюидов.

Цель. В работе представлены результаты испытания новых подходов к отбору глубинных проб пластовой нефти в расслоенном водонефтяном потоке.

Материалы и методы. на основании проведенных промысловых работ по отбору глубинных проб оценивалось влияние двух факторов успешности захвата пластовой нефти:

• Положение впускного канала (сверху/снизу) относительно поршня приемной камеры глубинного пробоотборника. Для этого применялись автономные и кабельные пробоотборники, спускаемые в скважину в различных конфигурациях.
• Положение впускного клапана относительно нижней образующей НКТ. Для этого в компоновке с пробоотборниками спускалось два геофизических центратора.

Результаты. В работе показано, что поршневая приемная камера может выступать в качестве эффективной ловушки для отбора нефти в обводненном потоке даже в случае узкого извилистого впускного канала; для пробоотборников с положением впускного канала снизу приемной камеры не выявлено положительного влияния геофизических центраторов; применение геофизических центраторов в компоновке с пробоотборниками с положением впускного канала сверху приемной камеры способно привести к захвату некоторого объема нефти, достаточного для последующего проведения лабораторной подготовки и исследований проб.

Заключение. Результаты работы рекомендуется учитывать при планировании отбора проб с возможным риском обводненности скважины.

В данной работе описывается процесс определения оптимальных параметров системы разработки газовых объектов Восточной Сибири, находящихся на ранних стадиях проектирования, с помощью аналитических моделей, а также зависимость оптимальных параметров системы разработки от геологических особенностей объектов разработки и экономических условий.

На основании результатов испытаний скважин определены коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b, зависящие от множества факторов, в том числе, и от фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Цель работы заключается в определении оптимального количества проектного фонда скважин, оценке влияния геологических и экономических параметров на оптимальные параметры системы разработки газовых месторождений. 

Материалы и методы. Расчеты произведены на основании аналитической технико-экономической модели, описывающей систему разработки газового месторождения, в основе которой лежит стандартное уравнение притока для газовой скважины и уравнения материального баланса.

Результаты. Расчеты показали устойчивость выбранных оптимальных проектных решений талахского горизонта на месторождении A к технико-экономическим условиям и конструкции лифта скважины, а также  нерентабельность разработки талахского горизонта на месторождении Б в текущих технико-экономических условиях, что обусловлено относительно высоким вкладом нелинейных эффектов фильтрации газа, которые приводят к снижению продуктивности и относительно низкому отношению продуктивности скважин к стоимости их строительства.

Заключение. Результаты и рекомендации, представленные в работе, могут быть использованы для оптимизации процессов добычи полезных ископаемых на месторождениях Восточной Сибири. 

Введение. В статье поднимается тема осложнения, возникающего во время записи кривых восстановления давления на некоторых обводненных скважинах Приразломного месторождения. Осложнение заключается в резком росте давления, который может возникнуть в любой момент проведения гидродинамического исследования. Эта аномалия приводит к искажению кривой восстановления давления и, соответственно, к погрешностям в интерпретации.

Цель настоящей работы — разобрать механизм и причины аномального роста давления на обводненных горизонтальных скважинах, предложить метод восстановления истинного вида искаженных кривых восстановления давления с выявлением проблемных интервалов пласта.

Материалы и методы. В основе работы лежит анализ реальных показаний датчиков давления и температуры, установленных на различных глубинах в стволе скважины, в периоды аномального роста давления.

Результаты. Сделан вывод о том, что во время аномалии происходит снижение уровня раздела фаз нефть — вода ниже датчиков давления. Приведены рассуждения о причинах и механизмах снижения уровня раздела фаз. Также предложен математический инструмент для расчета глубины снижения раздела фаз в стволе скважины, что позволяет корректно пересчитывать давления с глубины замера на целевую глубину и получать гладкие кривые восстановления давления без аномалий.

Заключение. Выделены условия, при которых возможно наблюдение аналогичных аномалий на других скважин. Сделан вывод о важности обращения внимания на подобные эффекты.

Введение. С целью снижения операционных издержек при транспортировке балластной попутно добываемой воды на месторождении Х добывающей нефтяной компании Урало-Поволжья были произведены опытно-промысловые испытания шурфовой установки, осуществляющей предварительный «холодный» сброс попутно добываемой воды непосредственно на кустовой площадке данного месторождения. Осуществление мероприятий по наладке шурфовой установки производилось за счёт смены и регулирования режима работы насосного оборудования частотно-регулируемым приводом, ограничением поступления жидкости на прием. Однако в ходе проведения данных опытно-промысловых испытаний не установлена возможность по достижению качества сбрасываемой воды по остаточному содержанию нефтепродуктов согласно ОСТ 39-225-88 для дальнейшей реализации системы поддержания пластового давления.

Цель работы — определение первопричины, по которой невозможно достичь требуемого качества сбрасываемой попутно добываемой воды согласно ОСТ 39-225-88 при установленных проектных технологических параметрах.

Материалы и методы. В качестве методов исследования использовались термохимический метод гравитационного отстоя «Bottle test» по определению остаточного содержания нефтепродуктов в воде с течением времени, моделирование снижения межфазного натяжения на границе раздела «нефть — вода» при использовании деэмульгатора и ингибитора коррозии, применяемых на объекте исследования, использование сталагмометрического метода при помощи сталагмометра «Рубин-02А» с целью выявления критической концентрации мицеллообразования и подтверждением эффекта солюбилизации.

Результаты. В ходе анализа промысловых данных, лабораторных и опытно-промысловых работ выявлено, что залповые обработки ингибитора коррозии и деэмульгатора на фонде скважин приводят к значительному снижению межфазного натяжения на границе раздела «нефть — вода» и, как следствие, вызывают эффект солюбилизации, при котором невозможно достичь нормативных значений качества воды по содержанию остаточных нефтепродуктов даже с учетом значительного увеличения времени гравитационного отстоя.

Заключение. Полученные результаты работы позволят адаптировать применение технологии холодного сброса попутно добываемой воды с использованием шурфовой установки на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

Введение. Статья описывает опыт применения одного из направлений технологии гидропескоструйной перфорации (ГПП) с ГРП на скважинах, конструкция которых представляет из себя необсаженный горизонтальный участок в трещиноватом карбонатном объекте. Технология представляет собой повторное ГРП на зоны, ранее не стимулированные при вводе скважин в эксплуатацию (или где стимуляция была только в виде ОПЗ/БОПЗ). Осложняющим фактором выступает наличие в скважинной продукции сероводорода с содержанием до 6 %, что ограничивает пул технологий и методов, которые применимы к данному типу объектов.

Материалы и методы. В работе на примере конкретной скважины приведена схема оценки стимуляции пласта при первичной обработке (ОПЗ/БОПЗ). Наиболее подходящим решением стало применение подхода ГПП с ГРП сразу на 2 интервала пласта. Изоляция межтрубного пространства от сероводорода осуществлялась включением в компоновку пакера, а для оценки результата работ и качества разобщения интервалов использовались забойные датчики мониторинга давления и температуры.

Результаты. Авторы показывают опыт компании, материалы промышленных испытаний, методы и схемы адаптации технологии. Приведенные в статье результаты позволяют сделать вывод, что предлагаемое решение при качественном выборе кандидатов под ГРП может дать эффект в виде дополнительной добычи и тем самым продлить срок работоспособности скважин действующего фонда.

Заключение. В данной работе отражен успешный опыт реализации технологии ГПП с ГРП с точки зрения подготовки и выполнения операций, анализа имеющейся информации, рисков и ограничений. Качественный подход позволил успешно выполнить все запланированные мероприятия на скважине, начиная от спуска компоновки и двухэтапного ГРП, заканчивая её извлечением. Авторы считают, что при правильной оценке скважин-кандидатов, их потенциала и ранее выполненных работ решение может найти широкое применение в схожих геологических условиях и конструкциях заканчивания.

Введение. Промысловый опыт разработки месторождений со скважинами, имеющими трещины гидроразрыва пласта, показывает, что после выработки нефти из прилегающих участков пласта эти скважины нередко переводятся под закачку воды. Повышение забойного давления в процессе нагнетания воды и его превышение над давлением разрыва пласта может приводить к росту трещины и снижению области охвата пласта. В этом случае трещину называют трещиной автогидроразрыва. Классические модели для прогнозирования роста трещины не учитывают различие характерных масштабов процессов. Целью работы является расчёт динамики развития трещины автогидроразрыва с использованием квазистационарной модели.

Материалы и методы. Предлагается квазистационарная концепция развития трещины автогидроразрыва пласта, когда происходит фильтрация суспензии в пласт, засорение частицами зоны вблизи трещины гидроразрыва пласта и снижение проницаемости этой зоны во временных масштабах (от нескольких месяцев до нескольких лет). На основе этого подхода сформулирована новая модель развития такой трещины, позволяющая прогнозировать ее рост и изменение приемистости скважин в зависимости от объема прокачки воды. Описывается установление давления в трещине на основе модели «глубокого» проникновения суспензии. Поток суспензии по трещине рассчитывается на основе законов сохранения массы и импульса в рамках гомогенного приближения. Превышение расхода поступающей в трещину суспензии над ее оттоком вызывает рост трещины.

Результаты. Рассчитана динамика развития трещин автогидроразрыва пласта и соответствующее относительное увеличение приемистости для двух скважин одного из российских месторождений; определена корреляционная зависимость коэффициента повреждения породы от проницаемости пласта. Заключение. Расчетные прогнозы по предложенной модели позволяют определить динамику развития трещин автогидроразрыва пласта в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств породы, системы разработки. Эти прогнозы позволят развить теорию разработки для низкопроницаемых коллекторов с учетом образования трещин автогидроразрыва пласта.

Цель. В данной обзорной статье рассматриваются методы расчета экономического эффекта при интегрированном моделировании актива. Основной целью работы является разработка программного модуля, способного эффективно выполнять экономические расчеты и прогнозы. В процессе исследования также был проведен факторный анализ с целью оптимизации экономического модуля и снижения временных и ресурсных затрат. В данной работе представлен обзор различных методов, направленных на улучшение управления активами через применение более точных и эффективных экономических расчетов.

Материалы и методы. При анализе свободного денежного потока (FCF) и расчете чистой приведенной стоимости (NPV) использовались прямой и косвенный методы. Прямой метод, базирующийся на данных отчета о движении денежных средств, позволил оценить оперативный контроль за эффективностью использования средств. Косвенный метод, использующий данные из отчетов о прибылях, убытках и балансе, выявил источники формирования прибыли и проблемные места заморозки средств. Расчет NPV включал суммирование дисконтированных потоков. Анализ чувствительности проводился с использованием локальных и глобальных методов. Этот комплексный подход обеспечил более полное понимание влияния факторов на финансовые показатели, что является основой для обоснованных выводов и рекомендаций.

Результаты. В рамках работы была успешно разработана программная реализация экономического модуля для интегрированных моделей актива на языке программирования Python. Данная реализация обеспечивает эффективный расчет чистой приведенной стоимости (NPV) и свободного денежного потока (FCF) в контексте экономического анализа. Программный модуль способен по входным данным проводить расчеты и визуализировать результаты, что значительно упрощает процесс анализа финансовых показателей. Внедрение данной программной реализации позволяет эффективно использовать факторный анализ для оптимизации ИМА, что, в свою очередь, способствует более точному и устойчивому принятию экономических решений в рамках ИМА.

Заключение. Разработанный программный модуль является эффективным инструментом для проведения анализа финансовых показателей нефтегазового актива, который обеспечивает расчет чистой приведенной стоимости и свободного денежного потока, что позволяет принимать обоснованные решения относительно инвестиций в новые месторождения, модернизации оборудования и повышения эффективности производственных процессов на зрелых активах. Модуль позволяет проводить анализ в различных сценариях и легко интегрируется в проекты, отвечая потребностям специалистов по ИМА и предоставляя удобные инструменты для визуализации результатов. Использование данного модуля способствует точному и обоснованному управлению нефтегазовыми активами, что является ключевым фактором для достижения успешных результатов в отрасли.

Цель. Комплексный анализ качества запасов для дальнейшего стратегического планирования. Материалы и методы. К данным, числящимся на государственном балансе, применены характеристики трудноизвлекаемых и традиционных запасов, определено соотношение различных по качеству запасов.

Результаты. Установлен вклад каждого компонента трудноизвлекаемых запасов в годовую добычу предприятия, рассчитан прогноз изменения качества запасов до 2050 года по методу экспоненциального сглаживания.

Заключение. Трудноизвлекаемые запасы уже превысили половину от общей суммы запасов и постепенно замещают традиционные запасы. Ухудшение качества запасов является драйвером развития новых технологий добычи и разведки УВ.

Цель работы заключается в представлении результатов реализации технологического проекта группы компаний «Газпром нефть» в сотрудничестве с МГТУ им. Г.И. Носова по созданию модуля потокового измерения химического состава бурового шлама методом РФА.

Материалы и методы. Отбор и изучение шлама во время бурения скважин является важной, неотъемлемой частью геолого-технологических исследований и сбора геологической информации для изучения литологической характеристики разреза и признаков нефтеносности в нем. При этом информация о химическом составе разбуриваемых пород может быть получена только после проведения специальной подготовки отобранных проб шлама и их лабораторного анализа, что исключает возможность ее оперативного применения во время строительства скважин. Поэтому разработка данного технологического решения является актуальной задачей, требующей оперативного решения.

Результаты. В статье приводится анализ возможности потокового определения качественного и количественного содержания элементов в выбуренном шламе методом РФА на спектрометре CON-X 02 с указанием предела обнаружения и относительной погрешности, а также анализ результатов определения элементного состава шлама на одной из скважин группы компаний «Газпром нефть» в интервале от 3673,2 до 4921,2 м с применением разработанного модуля анализа шлама методом РФА.

Заключение. Доказана работоспособность разработанного модуля потокового измерения химического состава бурового шлама методом РФА в промышленных эксплуатационных условиях и потенциальная эффективность его применения.

Введение. В настоящей статье рассматривается актуальная тема внедрения полимер-композитных материалов (ПКМ) в нефтегазовую отрасль. В условиях совместной работы СПбПУ НТК «Новые технологии и материалы» с ВИНК решаются вопросы использования ПКМ для существующих задач в условиях холодного климата. На сегодняшний день основной вызов заключается в отсутствии стандартов и нормативно-технической документации, как в России, так и в мировой практике, а также в отсутствии комплексного реинжиниринга процессов.

Цель. Осветить проблематику отсутствия стандартов и НТД,  а также комплексного реинжиниринга процессов.

Материалы и методы. В статье представлен обзор нормативно-технической документации. Для решения обозначенной проблемы предлагается реализовать ряд этапов, включая создание риск-ориентированных расчетов, типизацию основных конструкций из ПКМ, проведение реинжиниринга процессов и создание базы знаний о ПКМ. База данных включает в себя результаты испытаний типовых конструкций, а также информацию обо всех российских поставщиках и производителях ПКМ.

Результаты. Авторы считают, что массовое внедрение ПКМ в нефтегазовую отрасль позволит решить множество текущих проблем и будет способствовать повышению эффективности и безопасности процессов добычи и транспортировки нефтяного сырья.

Заключение. По результатам анализа в основных действующих нормативных документах не выявлены требования, препятствующие применению изделий из композитных материалов на нефтегазовых объектах, но в то же время отмечено, что текущие НТД описывают не все факторы, которые могут влиять на возможность эксплуатации данных изделий. Необходимо массовое внедрение ПКМ в нефтегазовую отрасль, что поспособствует повышению эффективности и безопасности процессов добычи и транспортировки нефтяного сырья