Введение. В нефтяной геологии анализ минералов тяжелой фракции важен для реконструкции источников сноса, условий транспортировки и диагенеза терригенных пород, но классическая оптическая методика имеет ограничения, которые преодолеваются использованием КР-спектроскопии, поскольку метод даёт возможность надёжно идентифицировать как прозрачные, так и непрозрачные и хорошо окатанные зёрна, фиксировать полиморфные модификации и минералы микронных размеров, что существенно расширяет информативность исследований тяжёлой фракции по сравнению с классической оптической микроскопией. Метод применен для скважин северо-восточного шельфа Сахалина — ключевого нефтегазоносного региона с неогеновыми терригенными коллекторами, для которых ранее почти не было детальных исследований тяжёлой фракции.

Цель. Изучение состава минералов тяжелой фракции песчаников неогеновых нефтегазоносных толщ (нутовский горизонт) северо-восточного шельфа о. Сахалин методом КР-спектроскопии по материалам керна и шлама скважин, удалённых на разное расстояние от берега, для оценки положения источников сноса, минералогической зрелости и пространственных вариаций состава.

Материалы и методы. Проведены исследования методом КР-спектроскопии керна и шлама нутовского горизонта миоцен-плиоценового возраста пяти скважин с разных месторождений северо-восточного шельфа о. Сахалин.

Результаты. Полученные результаты позволили подтвердить предположения о единстве источника сноса для нижне- и верхненутовских отложений и установить близость его расположения. Диагностированные ассоциации тяжёлых минералов могут использоваться в будущем как основа для разработки диагностических реперов для разделения нижне- и верхненутовского горизонтов в скважинах, что актуально в условиях молодых неогеновых осадков, сложно стратифицируемых при отсутствии руководящих биоформ, а также для атрибуции керна/шлама, утратившего сопроводительную описательную документацию.

Заключение. КР-спектроскопия — информативный метод для описания источников сноса.

Введение. На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений находятся на поздней стадии разработки, где особенно остро встает вопрос о доизучении межскважинного пространства с целью довыработки остаточных запасов углеводородов для достижения проектной нефтеотдачи. Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели, на основе которых чаще всего происходит выбор зон для уплотняющего бурения или проведения различных геолого-технических мероприятий, не всегда обладают высокой предсказательной способностью, в связи с этим остро встает вопрос о методиках калибровки и улучшении предсказательной способности геолого-гидродинамических моделей.

Цель. Для улучшения предсказательной способности геолого-гидродинамических моделей выполнены мультискважинные гидродинамические исследования (гидропрослушивание), по результатам которых откалибрована проницаемость межскважинного пространства, что, в свою очередь, влияет на распределение остаточных запасов углеводородов.

Материалы и методы. Методом решения поставленной цели является проведение гидропрослушивания для сравнения фактических параметров межскважинного пространства и модельных. Далее на основании полученных результатов принимается решение о перекалибровке геолого-гидродинамической модели.

Результаты. По итогам перекалибровки петрофизической модели произведено распространение проницаемости в геолого-гидродинамической модели и выданы рекомендации по уплотняющему бурению на основе нового распределения остаточных запасов углеводородов. Фактически пробуренная скважина подтвердила наличие остаточных запасов в прогнозируемой зоне.

Заключение. Полученные результаты работ подтверждают, что данный подход может служить надежной основой для калибровки геолого-гидродинамических моделей с целью улучшения их прогнозной предсказательности.

Введение. Проблема выявления и оценки взаимовлияния скважин является одной из ключевых в современной нефтегазовой отрасли и наименее изученной применительно к условиям фонтанной добычи нефти. Прогнозирование объемов добычи нефти в разрезе скважин, планирование ввода/вывода скважин из эксплуатации, изменение режима их работы невозможно без четкого понимания их взаимосвязи.

Цель: на основе опубликованных источников провести обзор и анализ применимости существующих моделей оценки взаимовлияния эксплуатационных параметров скважин под фонтанный способ добычи.

Методы. Отбор статей для обзора выполнялся в соответствии с методикой PRISMA по ключевым словам в базах Google Scholar и Elibrary. Полные тексты отобранных статей были вручную проверены на соответствие исследовательскому вопросу.

Результаты. В обзор вошли 25 публикаций, соответствующих поисковому запросу. Их анализ показал довольно широкий спектр применяемых методов и моделей: метод гидродинамического моделирования, экспериментальный метод, модель материального баланса, емкостно-резистентная модель (CRM), двумерная модель фильтрации, пространственно-авторегрессионные модели (SAR, SEM и др.), модель пространственно-временной авторегрессии скользящего среднего (STARMA), модель анализа временных рядов (TSA), модель векторной авторегрессии (VAR), байесовская модель векторной авторегрессии (BVAR). Каждая из них имеет свои недостатки, такие как трудоемкость реализации, высокая стоимость, вычислительная сложность, чувствительность к пропускам и выбросам в данных. Многие из них для оценки взаимосвязи скважин при фонтанном способе добычи требуют принятия определенных допущений и адаптации. Анализ преимуществ и недостатков позволил сделать вывод о том, что наиболее перспективной для оценки взаимного влияния дебитов нефти скважин при фонтанном способе ее добычи является модель векторной авторегрессии (VAR).

Заключение. Широкий перечень методов анализа взаимовлияния скважин позволяет подобрать метод с учетом существующих ограничений исследования, но во всех случаях они требуют адаптации под фонтанный способ добычи.

Введение. Ввиду сильного отличия карбонатных коллекторов от терригенных по структуре порового пространства и другим свойствам данные отложения требуют специальных подходов при изучении. По этой причине авторами в последние годы велись методические разработки в данном направлении. Данная работа является резюмирующей и обобщает накопленный опыт авторов в области капиллярных исследований керна карбонатных коллекторов.

Цель. Разработать практические рекомендации для лабораторий. Определить направления дальнейшего совершенствования методик исследования капиллярных свойств карбонатных отложений.

Материалы и методы. Для изучения капиллярных свойств карбонатных коллекторов в качестве основного инструмента использован метод полупроницаемой мембраны. Дополнительно привлекались следующие методы: центрифугирование (капиллярные свойства), газоволюметрический (открытая пористость), жидкостенасыщение (объем пор) и послойный ядерно-магнитный резонанс (распределение воды в образце). Для обобщения капиллярных кривых использовался метод капиллярных палеток. Исследования выполнялись преимущественно на известняках Восточной Сибири (Непско-Ботуобинская антеклиза, нижний кембрий, осинский горизонт) и других регионов с трещинно-кавернозным и межкристаллическим типом пористости. Использовались образцы диаметром 38 мм и длиной 50–60 мм.

Результаты и выводы. В результате проведённой работы обобщен опыт капиллярных исследований карбонатных пород. Описаны основные проблемы и факторы, влияющие на качество результатов измерений. Обозначены направления дальнейшего развития методик. Даны практические рекомендации по выполнению экспериментов и обработке результатов.

Введение. На сегодняшний день практически для всех нефтегазодобывающих компаний актуальным является вопрос поддержания добычи из текущего фонда скважин. Понимание как текущего пластового давления и его распределения по площади объектов разработки, так и динамики пластового давления в прошлом является одним из важнейших источников информации при анализе разработки месторождений для выявления возможности поддержания добычи. При этом стандартный подход определения пластового давления требует остановки скважин, что приводит к потерям добычи.

Цель. Для повышения эффективности мероприятий по разработке месторождений и уточнения информации о текущем пластовом давлении были выполнены расчеты пластового давления с помощью мультискважинной деконволюции, проводимой на основе результатов длительного мониторинга забойного давления и дебита группы скважин в процессе их эксплуатации.

Материалы и методы. Методами достижения поставленной цели является использование математического алгоритма мультискважинной деконволюции для количественной оценки влияния работы каждой из скважин в группе на забойное давление в центральной скважине исследования. После получения такой взаимосвязи становится возможным математически останавливать центральную скважину и получать ее пластовое давление без фактической ее остановки.

Результаты. Технология опробована на терригенном месторождении с газовой шапкой, эксплуатирующемся горизонтальными скважинами. На основе результатов длительного мониторинга забойного давления выполнена мультискважинная деконволюция, рассчитано пластовое давление и выполнен его прогноз. По результатам последующего мониторинга пластовое давление было рассчитано повторно, и расхождение прогнозного и фактического значений составило чуть более 1 %. Дополнительно оценены свойства пласта и призабойной зоны, размер области дренирования и определена межскважинная интерференция.

Заключение. Полученные результаты подтверждают, что подход авторов может служить хорошей основой для мониторинга пластового давления в условиях, когда необходимые для проведения исследований стандартными подходами становятся фактически невозможными из-за потерь добычи, например в горизонтальных скважинах, вскрывающих низкопроницаемые пласты.

Введение. Постепенное развитие технологии бурения и заканчивания скважин приводит к необходимости параллельного развития технологии гидродинамических исследований скважин (ГДИС). В условиях снижения качества запасов корректируется целеполагание данных исследований, и на текущий момент времени на первый план выходит понимание эффективности строительства и эксплуатации скважин с гидроразрывом пласта.

Цель. Развитие классического подхода к гидродинамическим исследованиям применительно к скважине с гидроразрывом пласта.

Материалы и методы. Использованы новые понятия: комплексный фильтрационный параметр, комплексный емкостной параметр, безразмерная инвариантная связь между данными параметрами для последующего использования при интерпретации данных.

Результаты. Разработан новый подход к интерпретации данных, позволяющий проводить интерпретацию в условиях отсутствия позднего псевдорадиального режима фильтрации на скважине с гидроразрывом пласта.

Заключение. Разработана новая методология обработки скважинных данных, позволяющая существенно сократить время исследования и существенно повысить информативность гидродинамических исследований на скважинах с гидроразрывом пласта.

Введение. В условиях истощения легкодоступных запасов методы увеличения нефтеотдачи остаются критически важными для ряда месторождений, зачастую превращаясь из экспериментальных технологий в обязательный инструмент для рентабельной разработки зрелых месторождений и обеспечения энергобезопасности.

Цель работы. Оптимизация процесса поиска и выбора эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основываясь на опыте применения технологий в отрасли, и апробация разработанного алгоритма на примере карбонатного трещиноватого коллектора.

Материалы и методы. Для определения оптимальных МУН автором была разработана специальная методика экспресс-оценки применимости различных технологий, основанная на уникальной базе данных. Ключевым элементом разработанного инструмента является критериальная оценка применимости различных видов МУН и их рейтингование в зависимости от геолого-геофизических свойств пласта в сочетании с оценкой промышленной зрелости выбранных технологий воздействия.

Результаты. Разработана методика, которая позволяет существенно сократить время и операционные затраты на выбор МУН, выявить геологические ограничения на самых ранних этапах и оптимизировать дальнейшую работу по подбору эффективной технологии воздействия. Методика реализована в виде цифрового алгоритма и основывается на широкой базе данных по успешности применения МУН в отрасли.

Заключение. Разработанный подход показал эффективность и оперативность при определении технологий воздействия на пласт. На примере месторождения, представленного карбонатным коллектором, показано значительное влияние трещиноватости на потенциальную успешность применения газовых методов увеличения нефтеотдачи.

Введение. На единичной скважине Суторминского месторождения проведены трассерные исследования (SWCTT) с закачкой агентов вытеснения ПАВ-полимерной композиции. В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) был апробирован реагент для увеличения нефтеотдачи Sibex Oil & Gas SRF 1000 (ТУ 20.59.59- 005-67278822-2025) производства ООО «ЗИЛАНТ ОЙЛ ТЕХНОЛДЖИС» (правообладатель ПАО «СИБУР Холдинг»).

Цель. Оценка эффективности применения нового синтезированного ПАВ в составе ПАВ-полимерной композиции для снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) методом SWCTT.

Материалы и методы. В рамках полевых исследований применен новый подход, подразумевающий закачку в единичную скважину заранее изготовленного трассерного триплета, который представляет собой смесь первичного трассера, кавер-трассера и трассера-дублера. Успешно апробирована опубликованная ранее методика по определению времени закрытия скважины (время технологического отстоя для реакции гидролиза эфира).

Результаты. По результатам проведенных работ по ПАВ-полимерному заводнению установлено снижение остаточной нефтенасыщенности на одиночной скважине с 0,233 до 0,116 д. ед., что соответствует приросту КИН на 19,1 %.

Заключение. Полученные данные свидетельствуют о высокой эффективности нового синтезированного ПАВ и перспективности предложенного методического подхода с использованием трассерного триплета для мониторинга технологических процессов нефтевытеснения.

Введение. В настоящее время нефтегазодобывающая промышленность сталкивается с рядом вызовов при разработке месторождений углеводородного сырья. В основном это связано с тем, что большая часть месторождений находится на поздних стадиях разработки. Высокая обводненность, низкие дебиты и снижение пластового давления приводят к росту технологических рисков и потребности в новых технических решениях.

Цель. Провести анализ основных осложняющих факторов при эксплуатации месторождений углеводородного сырья в периметре Группы компаний «Газпром нефть» и представить применяемые технические решения, направленные на их предотвращение и снижение последствий влияния.

Материалы и методы. В качестве исходных данных использованы показатели фонда добывающих скважин Группы компаний «Газпром нефть», включая долю скважин, осложненных высоким газовым фактором, асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), выносом механических примесей, солеотложениями и пр. Анализ выполнен на основе обобщения производственного опыта эксплуатации скважин, применения комплексов механизированной добычи и специализированных систем мониторинга.

Результаты. Установлено, что в периметре компании высоким газовым фактором осложнены порядка 44 % скважин, АСПО — около 33 %, а вынос взвешенных частиц отмечается примерно у 28 % фонда. Для борьбы с АСПО применяются модули компенсации тепловых потерь, совершенствуются термоэлектрические установки и системы фрезерования. Для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором внедряются установки электроприводных лопастных насосов, адаптированные к высоким газосодержаниям, и энергоэффективные газосепараторы. В условиях выноса механических примесей и солеотложений используются установки мультифазной расходометрии, датчики нового поколения и модифицированные забойные фильтры сложных компоновок.

Заключение. Рассмотрены ключевые осложняющие факторы при эксплуатации месторождений в периметре Группы компаний «Газпром нефть» и представлены технические решения для их предотвращения и минимизации последствий, что подтверждает эффективность комплексного подхода и может быть учтено при оптимизации систем добычи на всех стадиях разработки.

Введение. Максимизация эффективной длины горизонтального ствола в продуктивном пласте является ключевой задачей для вовлечения в разработку дополнительных запасов углеводородов. При этом повышение эффективности геонавигации напрямую зависит от точности совмещения данных каротажа с сейсмическим прогнозом целевого пласта. В работе рассматривается сужение коридора пространственных неопределенностей путем оперативного сопоставления данных каротажа в процессе бурения с альтернативными глубинно-скоростными моделями, что позволяет последовательно уточнять гипсометрическое положение целевого пласта.

Цель. Настоящая работа посвящена повышению эффективности геонавигации горизонтальных скважин путем минимизации неопределенности пространственного положения ствола относительно сейсмического прогноза в пределах целевого пласта. В работе рассмотрено построение альтернативных глубинноскоростных моделей (ГСМ), формирующих доверительный диапазон прогноза. Для корректной работы алгоритмов требуется регулярная проверка их точности. Ключевым элементом для подтверждения сейсмического прогноза выступает итеративное сопоставление данных каротажа в процессе бурения (LWD) с прогнозными сейсмическими кубами, что позволяет последовательно сужать коридор неопределенности и уточнять гипсометрическое положение продуктивного объекта. Снижение погрешностей измерений напрямую влияет на общую эффективность процесса. Такая итеративная процедура в режиме реального времени направлена на максимизацию длины эффективного вскрытия целевого объекта и вовлечение в разработку дополнительных запасов углеводородов.

Материалы и методы. В качестве исходных материалов послужили сейсмические кубы, данные геофизических исследований скважин (ГИС) в процессе бурения (LWD), результаты интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС), интерпретация имиджа плотности, инклинометрия скважин. Основным методом исследования является численное моделирование.

Результаты. На примере горизонтальной скважины продемонстрирована возможность минимизации неопределенности позиционирования горизонтального ствола в процессе геонавигации. Практическая реализация позволила минимизировать неопределенность глубинно-скоростной модели, сократить неэффективную проходку и увеличить эффективность геонавигации.

Заключение. Эффективность использования сейсмических данных для минимизации неопределенности позиционирования горизонтального ствола была подтверждена в ходе бурения эксплуатационной скважины, вскрывающей продуктивные отложения прибрежно-континентального генезиса. Практическая реализация итерационной процедуры корреляции данных РИГИС по LWD с сейсмическими данными обеспечила высокую сходимость результатов, что позволило достоверно определить положение траектории горизонтального участка на сейсмическом разрезе. Установленная взаимосвязь послужила основой для последующей оперативной корректировки траектории бурения. Интеграция сейсмической информации в процесс сопровождения скважины обеспечивает переход от реактивной модели геонавигации к проактивному управлению проводкой. Реализация данных решений в производственный процесс геонавигации позволяет оптимизировать проводку скважины, максимизировать объем вовлекаемых запасов углеводородов, снизить риски аварийности и недоспуска хвостовика.

Введение. Доизвлечение остаточных запасов из валанжинских отложений на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений является сложной задачей, требующей применения нетривиальных и эффективных подходов и решений. Количество обводненных скважин с низким пластовым давлением на одном из газоконденсатных месторождений в ЯНАО постоянно растет, что увеличивает нарастающий фонд бездействующих скважин. На сегодняшний день в простое или бездействии по обводнению, числится более 40 % от общего количества добывающих скважин. При выводе скважин из бездействия недропользователь сталкивается с осложнениями, которые, как правило, связаны с ухудшением характеристик притока из пласта и несовершенством существующих методов освоения скважин в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД). Это обуславливает низкий процент успешности таких операций (27 %). В то же время наличие достаточно больших остаточных извлекаемых запасов у скважин бездействующего фонда обуславливает актуальность и необходимость повышения эффективности мероприятий по выводу скважин из бездействия.

Цель. С целью повышения эффективности вывода скважин из бездействия авторами был разработан и апробирован подход по запуску в работу простаивающих валанжинских скважин методом бескомпрессорного газлифта от ачимовской скважины-донора. При этом исследование работоспособности подхода и проверка его эффективности на цифровых двойниках и реальных скважинах являлись основными задачами данной работы.

Материалы и методы. Выбор бескомпрессорного газлифта в качестве метода освоения основан на расположении высоконапорных ачимовских скважин соседнего месторождения в непосредственной близости от бездействующих скважин исследуемого месторождения в ЯНАО. Для подтверждения возможности использования предложенной технологии вывода скважин из бездействия применен подход по оценке эффективности с применением динамического моделирования неустановившихся потоков.

Результаты. После успешного апробирования на первой скважине предлагаемый подход и схема освоения были реализованы еще на 4 скважинах, находящихся в бездействии. В результате на второй скважине также получен положительный результат, но на следующих трех скважинах получен отрицательный результат по геологическим причинам (обильный водоприток и сниженные фильтрационно-емкостные свойства).

Заключение. Полученные результаты подтверждают работоспособность предложенной схемы вывода из бездействия с оценкой эффективности посредством разработанного подхода с динамическим моделированием.

Введение. Ускорение гидродинамических расчётов необходимо для снижения неопределённости и повышения качества принимаемых инвестиционных решений по разработке месторождений.

Цель. Изучение возможности ускорения расчетов гидродинамических моделей (ГДМ) без увеличения расчетных мощностей, за счет корректировки параметров сходимости и свойств модели (сглаживание свойств на основе фильтров определения выбросов, «дополнительный» апскейлинг-свойств).

Материалы и методы. Разработан программный комплекс SimBoost, который включает различные подходы уменьшения времени расчета и контроля погрешности. Проведена его апробация на ГДМ компании, с проверкой каждого метода в отдельности и также в комплексе с другими методами.

Результаты. Показано, что величина ускорения зависит от способа расчета погрешности и свойств модели. Средняя величина ускорения за счет корректировки параметров сходимости в случае анализа погрешности по суммарному дебиту и среднему давлению в модели — 30 %, а в случае анализа погрешности по дебиту и забойному давлению в каждой скважине — 16 %. Также можно увеличить ускорение, если дополнительно провести корректировку свойств модели (сглаживание выбросов и апскейлинг).

Заключение. В программном обеспечении SimBoost реализованы алгоритмы подбора параметров сходимости и корректировки свойств модели. Перспективным видится объединение различных способов ускорения для достижения наилучшего результата. Поэтому планируется развивать SimBoost как комплексное решение, позволяющее выстроить процесс ускорения из различных методов.

Введение. Адаптация моделей-компонентов интегрированной модели актива (ИМА) является важным этапом в цикле создания математической модели нефтегазового месторождения. Корректная адаптация позволяет получить профили добычи с учетом всех инфраструктурных ограничений и узких мест производственной системы. Благодаря масштабной интеграции средств разработки, интерфейсов программирования приложений, комплексов инструментов интегрированного моделирования и инструментов работы с данными в режиме реального времени возможна реализация решений для быстрой и автоматизированной адаптации (автоадаптации) моделей нефтегазовых активов.

Цель работы: описание методологии автоматизированной адаптации моделей пласта (материального баланса), скважин, сетей сбора и транспорта (ССиТ) и опыт их реализации в программном продукте.

Материалы и методы. Исходными материалами для работы послужили многолетний опыт и лучшие практики профильных специалистов, собранных авторами, синтетические и действующие производственные модели-компоненты ИМА разной степени сложности для формализации уникальной методологии поиска настроечных параметров. Для оптимизации расчетов на основе методик реализован модульный расчетно-аналитический программный комплекс на языке программирования Python. Тестирование алгоритмов и модулей комплекса проводилось на моделях объектов таких добывающих обществ компании, как «Газпромнефть-Хантос», «Газпромнефть-Восток», «Газпромнефть-Оренбург».

Результаты. Предложенные в работе методики и модули решают задачу автоматизированной адаптации моделей материального баланса, скважин, ССиТ без необходимости участия профильного специалиста непосредственно в процессе адаптации. Методология и модули автоадаптации моделей позволяют настроить модели на актуальные фактические данные с минимальным количеством запусков модели на расчет. Вспомогательные модули помогают оценить качество процесса адаптации и конечную сходимость расчетных значений показателей модели с фактическими.

Заключение. К преимуществам алгоритмов можно отнести: 1) автоматизацию процесса адаптации; 2) широкий спектр поддерживаемых типов и параметров адаптации моделей-компонент; 3) скорость настройки модели пласта и сети после малого количества запусков моделей на расчет; 4) масштабируемость программного комплекса и универсальность подходов на большое количество инструментов интегрированного моделирования (в т. ч. отечественное импортонезависимое программное обеспечение). Получена допустимая погрешность1 автоматизированной адаптации всех типов моделей. Результаты работы расчетно-аналитического программного комплекса позволяют сделать вывод об эффективности предложенного решения и показать важность автоматизации процесса адаптации.