Введение. Предметом изучения в данной работе являются отложения аномального разреза баженовского горизонта (АРБ) Западной Сибири, нарушенное залегание которых зафиксировано сейсморазведкой 2D, 3D и скважинными данными на многих месторождениях Фроловской нефтегазоносной области. Территория исследования объединяет активы компании «Газпром нефть» в ХМАО и Тюменской области, входящие в состав крупного углеводородного кластера «Зима».

Цель. Типизация различных комплексов пород баженовского горизонта и дальнейшая локализация отложений на основе комплексного анализа керна, ГИС и сейсмических исследований.

Материалы и методы. В результате литологического изучения керна и петрофизической интерпретации каротажных диаграмм выделены различные типы пород в интервале баженовского горизонта. По результатам интерпретации материалов сейсморазведочных работ оконтурены зоны, отличающиеся по волновой картине различной когерентностью осей синфазности. Выявленные отличия на сейсмических разрезах сопоставлены со скважинными данными и на основе полученных закономерностей закартированы геологические тела.

Результаты. На основе комплексной интерпретации керна, ГИС и сейсмических исследований установлена зональность распределения различных типов отложений баженовского горизонта, показана связь развития зон АРБ с внедрением раннемеловых осадочных тел и привнесением обломочного материала из вышележащих пород.

Заключение. Авторы статьи делают выводы о том, что развитие аномальных разрезов баженовского горизонта предполагает несколько этапов внедрения оползневых тел вышележащих пород, согласно проградации неокомских клиноциклитов в северо-западном направлении. В пределах территории исследования в интервале баженовского горизонта закартированы три крупных оползневых тела, каждое из которых обладает внутренней зональностью и сформировано в результате внедрения пород из вышележащего интервала.

Цель. В связи с истощением запасов основных нефтегазоносных комплексов наибольший интерес вызывают трудноизвлекаемые запасы, сложнопостроенные объекты осадочного чехла, разработка которых была до недавнего времени нерентабельной. Одним из таких является нефтеносный комплекс отложений ачимовской толщи Малобалыкского месторождения на территории Западной Сибири. Данная работа посвящена фациальному анализу и типизации пород-коллекторов ачимовских отложений с целью увеличения достоверности определения их границ, интерпретации и оценки петрофизических свойств. При этом особое внимание уделяется фациальному анализу, который определяет характеристики коллектора.

Материалы и методы. Работа основана на комплексной интерпретации данных литологического описания и результатов лабораторных исследований керна, геофизических исследований скважин (ГИС) ачимовских отложений Малобалыкского месторождения. Используются методы, применяемые при интерпретации данных ГИС, статистического анализа, сопоставления. Ачимовские отложения являются перспективным источником увеличения ресурсов и поддержания добычи на высоком уровне. При возрастающем их значении существуют проблемы, затрудняющие поиск и оценку залежей. К таким проблемам относятся высокая степень расчлененности коллекторов, резкая фациальная изменчивость, сложная структура порового пространства, высокая глинистость, низкие значения проницаемости и др. В связи с тем что коллекторские свойства песчаных тел обусловлены особенностями их формирования в различных условиях осадконакопления, необходимо установить зависимость между петрофизическими характеристиками горных пород и их фациальной природой путем обоснования петрофациальных моделей. Использование последних при геологическом моделировании позволяет более эффективно прогнозировать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) различных фациальных литотипов.

Результаты. В работе представлены результаты фациального анализа и типизации коллекторов ачимовских отложений Малобалыкского месторождения, на основе которых выполнено уточнение границ коллекторов и эффективных нефтенасыщенных толщин.

Заключение. По результатам проведенного исследования можно сделать вывод о необходимости уточнения петрофизических моделей сложных коллекторов, учитывающих фациальные особенности горных пород.

Введение. В статье представлены результаты актуализации геологической модели хамакинского горизонта Чаяндинского НГКМ с целью проектирования разработки нефтяных оторочек и формирования положительного бизнес-кейса проекта.

Материалы и методы. В рамках работ разработан уточненный седиментологический концепт месторождения, основанный на описании и анализе керна 14 скважин. Уточнена петрофизическая модель горизонта, что позволило выделить вторичные изменения коллектора (ангидритизация и галитизация), а также скорректировать прогноз проницаемости по данным ГИС. На основании интерпретации материалов сейсморазведочных работ (СРР) 3D уточнено тектоническое строение горизонта: выделено две группы разломов, разделенных по степени уверенности. С помощью алгоритма нейронных сетей построены прогнозные карты ангидритизации, которые в дальнейшем используются в геологической модели.

Результаты. Хамакинский горизонт сформирован дельтовыми отложениями с влиянием речных и приливно- отливных процессов. Коллектор не выдержан по вертикали: в основании горизонта залегают песчаники фронта дельты, которые перекрываются отложениями дельтовой равнины с распределительными каналами, расположенными в средней и верхней части горизонта. Дельтовые отложения осложняются наличием многочисленных врезанных долин, представленных телами русловых песчаников. По результатам анализа керна и описания шлифов выявлены многочисленные вторичные изменения коллектора, существенно снижающие эффективные толщины горизонта. Наличие вторичных изменений - одна из ключевых неопределенностей проекта, напрямую влияющая на объем притока углеводородов добывающих скважин. Трехмерная геологическая модель учитывает тренды распространения ангидритизации и галитизации по площади и разрезу, что позволяет получить более точный прогноз добычи.

Заключение. В рамках вероятностной оценки запасов нефти выявлены основные геологические параметры, влияющие на объем запасов в каждом блоке. Для снятия геологических и технических неопределенностей запланирована программа опытно-промышленных работ.

Введение. Значительная доля запасов углеводородов Харасавэйского и Бованенковского месторождений содержится в пределах поднейтинского резервуара, поэтому изучение особенностей геологического строения продуктивных пластов данного интервала разреза является важным для проектирования разработки этих месторождений в целом.

Цель. В работе отражены результаты комплексирования скважинной и сейсмической информации с целью характеристики особенностей строения коллекторов поднейтинского резервуара Бованенковского и Харасавэйского месторождений.

Материалы и методы. В рамках проведенного исследования проанализировано литолого- седиментологическое описание керна, выполнено сопоставление керновых данных, геофизических скважинных исследований и сейсмической информации, подготовлены фациальные схемы пластов.

Результаты. В результате работы выявлены особенности архитектуры и распределения свойств коллекторов целевого интервала разреза. Установлено, что поднейтинский резервуар рассматриваемых месторождений можно условно разделить на две части, нижняя представлена отложениями преимущественно дельтового генезиса, а верхняя - континентального и субконтинентального происхождения. Условия формирования пород оказали влияние на сложность их строения: так, в пластах, отнесенных к нижней части изучаемого интервала, коллектора, как правило, выдержаны по латерали в отличие от отложений верхней части резервуара, для которых типична крайне высокая латеральная неоднородность. Условия осадконакопления повлияли и на свойства продуктивных отложений. В результате работы выявлено, что коллектора лучшего качества приурочены к отложениям речных русел, приливно-отливных каналов, распределительных каналов и проксимальных частей дельт: они обладают более высокими фильтрационно-емкостными свойствами, характеризуются более мощными прослоями песчаников и низкой долей карбонатизированных пропластков в сравнении с коллекторами, сформированными в других условиях.

Заключение. В статье приведены количественные характеристики свойств коллекторов в зависимости от особенностей их формирования. Полученные результаты положены в основу создания цифровых геологических моделей Бованенковского и Харасавэйского месторождений.

Введение. В статье представлен новый подход к оценке геологической сложности месторождения - ее количественная оценка по площади, а также альтернативная методология оценки сложности в 1D.

Цель. Разработать численную метрику оценки геологической сложности месторождений, а также создать алгоритм построения карт сложности.

Материалы и методы. Сложность резервуара принято представлять одним числом, которое характеризует весь объект в среднем, что часто занижает существующую сложность на активе. В статье геологическая сложность описывается пятью группами: структурно-тектоническая, фациально-литологическая, фильтрационно-емкостные свойства, вторичные изменения и свойства флюида - как для 1D-оценки, так и для 2D- (в виде карты). Каждая группа состоит из набора геологических характеристик, общее число которых 13, по каждой из них авторами разработана методология построения карт сложности. Предложенная методология была апробирована на активах компании.

Результаты. Представленные примеры карт сложности по нескольким месторождениям показывают преимущество 2D-оценки в сравнении с 1D-оценкой. Проведенный анализ декомпозированной сложности (по отдельным группам) показал, что ключевые группы, на которые необходимо обратить внимание при принятии решений и ранжировании активов компании, связаны со структурно-тектоническими и фациально-литологическими характеристиками.

Заключение. Разработана методология комплексной оценки геологической сложности по площади, которая позволяет выявить наиболее «проблемные» участки, проводить анализ существующих источников неопределенностей, а также осуществлять ранжирование и скрининг активов компании при принятии стратегических решений.

Целью типизации карбонатных пород является реалистичное распределение скважинных данных в 3D-модели и пространственное распространение соответствующих рок-типов, от которых будут зависеть объем запасов УВ и динамические характеристики течения. Стандартные подходы к рок-типированию карбонатных пород основываются на текстурно-структурных особенностях, классификации пор, применении электрофаций или выделении единиц потока (FZI) и часто являются ошибочными по причине того, что опираются исключительно на процессы осадконакопления или математическое обоснование. В результате выделенные рок-типы могут плохо отражать реальное распределение характеристик пород-коллекторов.

Материалы и методы. Описанный в работе подход позволяет устранить подобные ошибки путем выделения интегрированных рок-типов, которые контролируют статические свойства и динамическое поведение коллектора, при этом оптимально отражают геологические характеристики (диагенетические преобразования, особенности осадконакопления, а также их взаимный эффект) и петрофизические свойства (ФЕС, взаимосвязь пористость-проницаемость, водонасыщенность, радиусы поровых каналов и другие). Интегрированный алгоритм состоит из 8 шагов, позволяющих на выходе получить рок-типы, максимальным образом связывающие воедино все характеристики породы, доступные при изучении имеющейся исходной информации. Первый тест на месторождении Ближнего Востока подтвердил применимость данной методики.

Результаты. Результатом работы явилось создание программного продукта (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ Lucia, регистрационный номер 2021612075 от 11.02.2021 г.), позволяющего автоматизировать процесс выделения рок-типов с целью оперативного выбора наиболее оптимального метода, а также возможности интегрирования (комплексирования) различных подходов к выделению типов. В рамках продукта внедрены технологии машинного обучения с целью предсказания рок-типов на основе каротажных диаграмм в интервалах, не освещенных керновыми исследованиями, а также в скважинах, в которых отсутствует отбор керна.

Введение и цель. Сложность структур палеозойских отложений Западной Сибири требует применения специализированных методов обработки данных сейсморазведки. Однако до сих пор используются стандартные для Западной Сибири подходы, ограничивающиеся результатами временной обработки. Поэтому целью настоящей работы является исследование процедур обработки на предмет построения качественных изображений доюрского комплекса в Западной Сибири.

Материалы и методы. Проводится сравнительный анализ временной и глубинной обработки на реалистичных синтетических данных и моделях из Западной Сибири, содержащих доюрский комплекс. Численные примеры рассчитаны для синтетических данных, полученных с использованием моделирования полных волновых полей на основе конечно-разностных методов для двух реалистичных сейсмических моделей доюрского комплекса. Для создания первой модели используются различные геолого-геофизические данные из Томской области, характеризующейся высокой степенью изученности бурением и наличием большого количества сейсмических данных. Построенная скоростная модель доюрского комплекса является тонкослоистой с чередованием высоко- и низкоскоростных зон с высокой степенью дислокации слоев ниже уровня глубин. Наиболее сложными участками палеозоя являются крутопадающие карбонатные структуры и интрузивные образования с крутыми углами наклона и выходом на поверхность размыва. Другая модель построена по результатам обработки данных сейсморазведки в районе Малоичского и Верх-Тарского месторождений в Новосибирской области. По этим данным выделены основные горизонты и система субвертикальных разломов, характерных для доюрских отложений Новосибирской области. Для оценки упругих параметров модели был применен метод подобия в предположении схожести строения доюрского комплекса двух рассматриваемых территорий. Обработка сейсмических данных проведена с акцентом на возможности объектно-ориентированной миграции.

Результаты. Показана недостаточность временной обработки сейсмических данных и необходимость глубинной обработки для построения кинематически корректных изображений доюрских отложений. Также проведено сравнение миграционных алгоритмов, основанных на гауссовых пучках, и выявлено, что объектно-ориентированная миграция дает наиболее качественные результаты.

Целью данной работы является демонстрация возможностей современных инструментальных средств стационарного дистанционного геомониторинга выработки пласта на примере длительного исследования эксплуатационной фонтанирующей газонефтяной горизонтальной скважины.

Материалы и методы. Информационной основой полученных в статье результатов являются данные долговременного мониторинга температуры в стволе с помощью распределенного по стволу оптоволоконного датчика (DTS). Одновременно в скважине выполнялся мониторинг гидродинамических параметров, а также сейсмоакустические и межскважинные исследования по гидропрослушиванию [1], по результатам которых определены гидродинамические параметры системы «скважина-пласт», а также установлена возможность проведения межскважинных исследований с помощью скважинного оборудования - DTS-DAS. Результаты исследований позволили оценить информативные возможности долговременного мониторинга в условиях многофазного притока и сложного многокомпонентного заполнения ствола. В частности, на информативность исследования сильное влияние оказала сегрегация фаз в прискважинной области пласта.

Заключение. В процессе исследований решены задачи по выходу на уверенный уровень количественного определения профиля и состава притока, а также его изменения в процессе работы скважины. Достоверно установлены интервалы, работающие преимущественно газом, а также количественно определено распределение добычи по стволу как для периодов запуска, так и для периодов стабильной работы.

Введение. При формировании эффективной системы поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах зачастую могут раскрываться нестабильные трещины авто-ГРП, что, в свою очередь, может как негативно, так и позитивно отразиться на добыче углеводородов. Раскрытие трещины способствует улучшению связанности пласта, что повышает эффективность закачки, однако неконтролируемые, нестабильные трещины могут стать причиной перетоков и непроизводительной закачки в нецелевые пласты.

Цель. Работа посвящена анализу информативности гидродинамических (ГДИС) и промыслово- геофизических (ПГИ) исследований при диагностике нестабильных трещин в нагнетательных скважинах.

Материалы и методы. В основе используемой авторами технологии исследований лежат непрерывные измерения давления и расхода при циклической смене давления на пласт и оценке эффективной гидропроводности пластовой системы при различной высоте нестабильной трещины. Анализ полученных результатов основывается на результатах моделирования полей давлений и скоростей в пластовой системе, описывающей вскрытие коллекторов нестабильной трещиной неограниченной проводимости. Учитывается, что трещина может пересекать не только перфорированный пласт, но и толщины, не вскрытые перфорацией, и может расти при увеличении репрессии. Результаты моделирования позволили не только оценить потенциальные информативные возможности гидродинамических исследований, но и обосновать рекомендации по практическому использованию полученных результатов.

Заключение. Предложенные подходы к технологии проведения ГДИС и ПГИ и совместной интерпретации их результатов позволяют оценить дополнительные толщины коллекторов, подключаемых трещиной авто- ГРП к закачке, доли нецелевой закачки в общем объеме скважины. Роль ПГИ состоит в определении эффективной работающей толщины пластов. При оценке профиля приемистости при вскрытии объекта закачки трещиной ГРП ключевая роль принадлежит нестационарной термометрии. При этом необходимо учитывать связанные с ГРП специфические особенности релаксации температуры в стволе скважины, простаивающей после цикла нагнетания, в первую очередь увеличение темпа релаксации с ростом длины трещины.

Введение. Прогнозирование динамики работы скважин баженовской свиты является важной задачей. Традиционно оно осуществляется с использованием геолого-гидродинамического моделирования, т. е. решением прямой задачи гидродинамики. Однако для сланцевых коллекторов этот подход невозможен, поскольку добыча нефти является производной геологии в меньшей степени, чем технологии. Промышленные дебиты нефти получают из «неколлекторов» в обычном понимании. Система техногенных трещин образует коллектор, связанный с нефтенасыщенной породой, и свойства такой системы описываются слишком большим числом параметров с высокой неопределенностью и рядом допущений [3-7]. С другой стороны, существуют методы прогнозирования, основанные на решении обратной задачи гидродинамики. Обладая достаточным количеством данных по разработке, можно прогнозировать динамику работы, основываясь на статистических зависимостях [9] или прокси-моделях материального баланса.

Цель. Целью настоящей работы являлось создание методики расчета добычи нефти из коллекторов баженовской свиты. Методика. В работе предложена и апробирована методика прогноза динамики добычи нефти, жидкости и газа на основе модификации модели динамического материального баланса CRM (Capacitance-Resistive Models - объемно-резистивная модель) в многофазном приближении, что важно для изучаемого объекта.

Результаты. Методика была использована при расчете технологических показателей разработки для объекта ЮК0/01 одного из месторождений, расположенного в ХМАО, и показала свою работоспособность, что позволяет рекомендовать ее как основу для составления проектных документов в качестве альтернативы построению гидродинамической модели (ГДМ).

Введение. Главным инструментом повышения нефтеотдачи объектов эксплуатации Красноленинского месторождения являются геолого-технические мероприятия (ГТМ), поэтому на сегодня актуален вопрос повышения надежности прогноза технологической и экономической эффективности при их планировании. Это обусловлено сложностью подбора скважин-кандидатов, отсутствием комплексной методики оценки потенциала скважин на краткосрочную и долгосрочную перспективу, большим объемом планируемых мероприятий, а также снижением рентабельности мероприятий, связанным с сокращением запасов, ухудшением энергетического состояния пластов, продвижением фронта нагнетаемых вод (ФНВ). Цель работы заключается в создании математических инструментов, позволяющих сократить время подбора скважин-кандидатов на различные виды ГТМ и повысить качество мероприятий по месторождению в целом.

Материалы и методы. В работе описаны методы автоматического поиска скважин-кандидатов, успешно примененные на практике в условиях рассматриваемого месторождения, а именно двух инструментов: графического и математического. Математический инструмент создан на основе корреляционно- регрессионного анализа фактических реализаций методов воздействия в различных геолого-промысловых условиях на базе Microsoft Excel 2010 c использованием Visual Basic for Applications (VBA). Графический инструмент создан на основе выверенных и обработанных методами первичного статистического анализа всех исторических данных по месторождению на базе программного обеспечения «РН-КИН». По результатам проведенной работы подобрана методика и апробирована в условиях лицензионных участков Красноленинского НГКМ. В процессе внедрения описанных подходов к поиску скважин- кандидатов для различных видов ГТМ в условиях месторождения велись процессы уточнения, анализа результатов и циклического обучения системы. Разработан методический подход, включающий комбинирование нескольких способов прогнозирования скважин-кандидатов под различные виды ГТМ.

Заключение. Комбинация статистического и графического способов прогноза позволила значительно повысить надежность выбора скважин-кандидатов и вследствие этого снизить долю неокупаемых мероприятий на 12 % за период 2017-2020 гг. В рамках проведенного исследования разработан скрипт, позволяющий в автоматическом режиме рассчитать ранг скважины-кандидата, что значительно сокращает временные затраты и позволяет в оперативном порядке определить лучшие скважины для ГТМ.

Результаты работ сотрудников ПАО «НК «Роснефть», приведенные в данной статье, демонстрируют авторский подход расчета добычи нефти на уровне минимальных инфраструктурных объектов. Областью применения данного подхода является выполнение долгосрочного прогнозирования разрабатываемых месторождений для заблаговременного выявления запирания инфраструктуры. Часть этапов описанного подхода авторами была автоматизирована, что позволило выполнить апробацию на уникальном по запасам Красноленинском месторождении.

Цель. Разработка и апробация подхода для расчета добычи крупных месторождений с высокой степенью детальности.

Материалы и методы. В работе использованы распространенные методы анализа темпов падения и кривых обводнения для анализа предпосылок прогноза добычи. Главной особенностью подхода является анализ предпосылок на уровне крупных блоков разработки и перенос их на уровень скважин. Для апробации подхода на крупном месторождении часть действий автоматизирована с помощью 2 разработанных программ, которые интегрированы с корпоративной базой данных.

Результаты. Разработан авторский подход, позволяющий выполнять расчет добычи на уровне инфраструктурных объектов с использованием аналитических методов. На основании предложенных подходов и разработанных программ выполнены расчеты добычи нефти крупного месторождения с высокой степенью детальности.

Заключение. Полученные результаты показали, что данные подходы и ПО могут использоваться для выполнения средне- и долгосрочного прогнозирования уровней добычи введенных в разработку месторождений в условиях имеющихся внешних и инфраструктурных ограничений.

Введение. Данная работа посвящена одному из ключевых направлений исследовательской деятельности современного нефтегазового научного мира: декарбонизация и повышение эффективности использования природного и попутного газа. Одним из экологичных способов переработки природного и попутного газа является выработка из него технического углерода (сажи). Также данный метод включен в перечень наилучших доступных технологий (НДТ). В настоящее время сажа является сырьем для крупнотоннажного производства резинотехнических изделий, большая доля которых приходится на изготовление шин, также сажа является ценным компонентом в лакокрасочной и нефтехимической промышленности (чернила, пластмассы и многое другое). Целью проекта является оценка применимости технологий переработки профицита попутного нефтяного газа (ПНГ) в технический углерод (ТУ).

Материалы и методы. В основе технологии лежит пиролиз углеводородов под действием высокой температуры при недостатке воздуха. В ходе работы были выполнены следующие задачи: изучен рынок спроса на ТУ, выполнен анализ и выбор оптимального способа получения сажи из ПНГ для месторождения N, произведены технологический расчет, подбор оборудования и экономическая оценка технологии.

Результаты. Расчеты показали, что применение такого способа утилизации ПНГ является экономически эффективным. PI проекта более 2.

Заключение. Основными достоинствами данной технологии являются: относительно низкие капитальные затраты, эффективная утилизация газа, уменьшение выбросов углекислого газа в атмосферу, дополнительный доход от реализации нового продукта, обладающего высоким спросом. Главный недостаток такого способа утилизации газа - это отсутствие у нефтяных компаний опыта и практики в возможностях и методах получения ТУ из ПНГ.

Введение. В динамично меняющихся внешних условиях принятие решений в нефтегазовой отрасли, традиционно являющейся крайне капиталоемкой, должно строиться с позиции максимизации ценности для бизнеса. Качественное и обоснованное моделирование ценности любого бизнес-юнита может быть основано на системном data-driven подходе (подходе управления на основе данных). Цель статьи - изучение примеров применения подхода к управлению на основе данных и анализ возможности масштабирования данных примеров на проекты Блока разведки и добычи компании «Газпром нефть».

Материалы и методы. В статье приводится анализ теоретических основ применения метода управления на основе данных, который позволяет решить сразу несколько задач: обеспечить принятие быстрых и обоснованных решений на основе данных, которые всегда можно проверить, а результат проанализировать; существенно сократить затраты за счет исключения шагов, не влияющих на ценность бизнеса, и повышения его гибкости в целом; сформировать правильное отношение к данным и подготовить основу для реального внедрения технологий Индустрии 4.0. На основе анализа различных кейсов выявлена закономерность применения данного подхода - моделирование и принятие решений на основе данных в равной степени связаны как с реинжинирингом бизнес-процессов с позиции ключевых метрик ценности, так и с технологическим развитием компаний.

Результаты. Рассмотрены перспективы применения системного подхода к поддержке принятия решения на основе данных в компаниях сферы топливно-энергетического комплекса на примере опыта разработки комплексных продуктов в компании «Газпром нефть». На примерах продемонстрировано, что явный эффект от внедрения систем управления на основе данных достигается при последовательном выстраивании бизнес-процессов с позиции достижения ключевой ценности, выделения основных показателей эффективности бизнеса и создании цифровой обвязки мониторинга данных показателей, позволяющей оперативно управлять достижением целей.

Заключение. Сделаны выводы о возможностях применения подхода управления на основе данных для различных процессов нефтяной компании.

Введение. В статье рассмотрены проблемы, возникающие вследствие отсутствия информации о химическом составе разбуриваемых горных пород в процессе строительства скважины.

Цель. Определение возможности и эффективности применения потокового метода РФА для определения элементного состава непромытого бурового шлама. Научная новизна исследования состоит в отсутствии в мировой практике опыта применения потоковых анализаторов РФА для таких исследований.

Материалы и методы. Проводится оценка значения применения потокового метода РФА химического состава бурового шлама для развития нефтяной промышленности, а также обоснование выбора именного этого метода. Представлены обзор рынка технических решений в области химического анализа в потоке методом РФА. Базой для исследования приняты результаты применения потокового метода РФА с использованием поточного спектрометра CON-X 02 для анализа химического состава бурового шлама, непромытого от бурового раствора, полученные в рамках технологического проекта «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизики» в сотрудничестве с ФГБОУ ВО «МГТУ им. Г.И. Носова» и Научно-Техническим Центром «Газпром нефти».

Результаты. В статье приведен результат определения основных элементов состава бурового шлама. Проведен анализ изменений интенсивности характеристических линий главных компонентов от глубины отбора пробы, выявлены возможности построения корреляционных кривых по различным элементам, характерным для тех или иных горных пород в геологическом разрезе конкретного месторождения, а также выделения и характеристики геохимических признаков конкретных целевых пластов.

Заключение. На основании результатов исследования выявлено, что для получения корректных результатов об интенсивности спектральных линий различных химических элементов при потоковом РФА анализе не требуется промывка шлама от бурового раствора и возможен качественный контроль основных элементов состава бурового шлама.

Введение. При промысловой подготовке нефти часто возникает необходимость комбинирования различных способов разрушения скважинной продукции с учетом режимов и параметров объекта разработки, добываемых и закачиваемых флюидов, технического оснащения и экономической целесообразности. Проведенный комплекс лабораторных исследований направлен на создание и последующее разрушение модельных систем с заданными параметрами. Перечень рассматриваемых способов и температурный режим тестов обусловлен физико-химическими параметрами объекта применения технологии и промысловой спецификой. Цель настоящей работы - поиск эффективного способа первичной подготовки скважинной продукции после ПАВ-полимерного (SP)-заводнения - высокостабильной водонефтяной эмульсии, дополнительно стабилизированной в процессе перекачки посредством ЭЦН.

Материалы и методы. В ходе лабораторных испытаний выработан оптимальный режим создания искусственной эмульсии на основе нефти пласта БС10-1 Холмогорского месторождения ЯНАО и ПАВ- полимерного коктейля, которая моделирует скважинную продукцию после SP-заводнения. Протестированы такие физико-химические способы разрушения водонефтяных эмульсий, как разбавление их пластовыми флюидами, термоотстаивание, гравитационное разделение путем центрифугирования при скорости вращения RPM = 4000-12000 об./мин, введение деэмульгаторов, а также комбинированное воздействие, включающее все перечисленные подходы. Для испытанных методов были рассчитаны значения конечной обводненности нефтяной фазы, на основании которых оценена эффективность примененных подходов к разрушению модельных систем.

Результаты. Установлено, что не все подходы обеспечивают выделение расчетного количества нефти из эмульсионных систем с различной степенью разбавления пластовыми флюидами. Удовлетворительный уровень разрушения эмульсии достигнут после 10-20 мин центрифугирования при Т = 40 °С и RPM в пределах 4000-8000 об./мин. Традиционное введение промышленных деэмульгаторов в исследуемые системы без дополнительных воздействий является неэффективным.

Заключение. Оптимальный уровень обводненности нефтяной фазы ≤ 5 % достигнут после разбавления эмульсии пластовыми флюидами и при реализации комбинированного подхода к разрушению исходной и разбавленной пластовыми флюидами эмульсии. Дополнительно показана потенциальная перспективность повторного применения добываемой SP-композиции при оперативном контроле физико-химических параметров с учетом влияния введенных добавок.