Понятие «древний бассейн» в геологической терминологии уже давно не новое, и часто такие районы принято считать малоперспективными. Однако, в процессе их развития могли формироваться структуры, которые потенциально могут служить перспективными ловушками для скопления углеводородов и в настоящее время. В статье на примере Среднеботуобинского месторождения Восточной Сибири рассматривается подход к анализу перспектив нефтегазоносности древних бассейнов, основанный на методе палеотектонических реконструкций, осуществлённый с помощью нового программного обеспечения «РН-ГЕОСИМ», разработанного МГУ имени М.В. Ломоносова.

УДК: 550.8

Ключевые слова: палеобассейн; древний бассейн; палеоструктурные построения; Сибирская платформа; Среднеботуобинское месторождение

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция вступает в новый этап поисков месторождений нефти и газа, который характеризуется усложнением прогноза неразведанных зон нефтегазонакопления. К таким зонам относится около 50% неосвоенных ресурсов нефти и 70% ресурсов газа. Как правило, они характеризуются сложными условиями залегания перспективных горизонтов. Большинство контролируются региональными разломами (корневыми и бескорневыми), указывающих на определяющий тектонодинамический фактор в их формировании. Авторы на основе результатов своих многолетних исследований, системного анализа и комплексирования обширного геологогеофизического материала разных лет и разных авторов рассмотрели перспективы отдельных поднадвиговых зон Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, обозначили проблемы их освоения и предложили методические и технологические подходы проведения геологоразведочных работ.

УДК: 553.982.2

Ключевые слова: Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция; тектонодинамические зоны нефтегазонакопления; поднадвиговые системы; автохтоны и аллохтоны

Рифовые разрезы доманикового горизонта в скважинах 1-Носовая, 50-Западно-Хыльчуюская, 1,5-Лаявожские в совокупности с аномалиями сейсмической записи на временных разрезах МОГТ-2,3 D указывают на принадлежность территории между Северным Командиршором и побережьем Баренцева моря к фрагменту некомпенсированной впадины, выполненной доманикоидными породами, который обрамляется с запада, северо-запада барьерным рифом протяженностью до 140 км и содержит внутри одиночные постройки на Лаявожской структуре в присводовой части Лайского вала. Лайский вал представляет собой инверсионную структуру, склоны и грабены которого выполнены среднедевонско-нижнефранскими терригенными породами с песчаными коллекторами для нефти и газа в ловушках антиклинального и тектонически– ограниченного типов. Пространство этой части Денисовской впадины изобилует рифами артинскосреднекаменноугольного возраста высотой до 150 м, создающими в плане «кровеносную» сеть с десятками ловушек углеводородов. Первоочередным объектом для опоискования на углеводороды рекомендуется доманиковый риф и подстилающие песчаники среднего девона-франа в районе скважины №5 свода Лаявожской структуры.

УДК: 550.812.028: 553.98(470.111+70.13)

Ключевые слова: Тимано-Печорская провинция; Денисовская впадина; Лаявожская структура; скважина; сейсморазведка; риф; нефть

В традиционных регионах нефтедобычи восполнение запасов углеводородов связано с выявлением неструктурных ловушек. Для условий Волго-Уральской провинции вторым по значимости нефтегазоносным комплексом является терригенная толща нижнего карбона. С стратиграфическими горизонтами последнего связано выявление мощных продуктивных пластов песчаников, выполняющих эрозионные речные долины или палеорусла. Убедительные доказательства существования древних речных систем получены при трассировании эрозионных врезов по данным разбуривания месторождений (залежей) нефти эксплуатационными скважинами. В статье на примере многоэтажных месторождений высоковязкой нефти Мелекесской впадины рассматриваются вопросы повышения эффективности разработки малопродуктивных объектов. В частности, показано: 1) значительная концентрация запасов нефти в рукавообразных залежах позволяет уплотнить сетку скважин, улучшая тем самым характеристику вытеснения и показатели разработки; 2) использование технологий одновременнораздельной эксплуатации скважин дает возможность вовлекать в разработку объекты «верхних» горизонтов, представленных малопродуктивными пластами в карбонатных коллекторах.

УДК: 622.276: 553.982(470.41)

Ключевые слова: эрозионно-аккумулятивные процессы; палеорусло; песчаники; нижний карбон; Урало-Поволжье; Мелекесская впадина; нефтяное месторождение; рукавообразная залежь; высоковязкая нефть; малопродуктивный пласт; повышение эффективности разработки; уплотнение сетки скважин; одновременно-раздельная эксплуатация

В статье предпринята попытка анализа и обобщения геологических материалов по описанию палеозойского разреза на основании данных новых скважин на южной окраине Прикаспийской впадины. Приведена характеристика карбонатных резервуаров, месторождений. Дана оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений. Ключевые слова: природный резервуар; перспективы нефтегазоносности паолеозойских отложений; юг Прикаспийской впадины.

УДК: 551.3.051:553.98(470.46)

Рассматривается применение аналитических методов в картировании с целью уточнения геологического строения. Производится построение структурной карты в дизъюнктивном варианте пласта III на Лыаельской площади Ярегского нефтетитанового месторождения, что стало возможным после обработки имеющихся скважинных данных и совмещения с результатами сейсморазведочных работ. Применение аналитики способствовало возможной разгадке сложного геологического строения залежи, обусловленного особенностями распространения продуктивного пласта, наличием многочисленных тектонических нарушений, неоднородностью пласта, особенностями распространения и коллекторским свойствам пачек. Основным стоп-фактором при создании достоверных структурных карт до применения аналитических методов в структурном и тектоническом картировании, была сложная тектоника, однако, в ходе настоящей работы удалось проследить положение и амплитуду тектонических нарушений и нанести их на карты путём выявления «связей» между скважинами, указывающими на однотипные особенности строения, а значит на принадлежность к тому или иному, часто гидродинамически изолированному тектоническому блоку. На основе созданной двухмерной модели построена трёхмерная цифровая геологическая модель, пошагово представлен ход работ, произведён подсчёт запасов нефти.

УДК: 550.8

Ключевые слова: Ярегское месторождение; Лыаельская площадь; аналитический метод восполнения информационных пробелов; база данных скважин; корреляционные схемы; палеотектонические и геологические профили; геологическое строение; тектонические нарушения; гидродинамически изолированные блоки; зона дробления; структурные поверхности; модель разломов; трёхмерная цифровая геологическая модель; поверхности водонефтяного контакта; пористость; нефтенасыщенность; подсчёт запасов нефти

В статье представлены исследования свойств и особенностей разработки трудноизвлекаемой нефти месторождения Зиаэтдин–Янги (Узбекистан). Рассмотрены основные геохимические характеристики месторождения, свойства битумоидов и промежуточные результаты освоения запасов. Особое внимание уделено применению современных технологий для повышения эффективности добычи углеводородов, включая паротепловое воздействие (ПТВ), метод Airlift, а также инициацию внутрипластового горения. Эти технологии демонстрируют свою целесообразность и эффективность в условиях сложных пластов и являются перспективными для увеличения коэффициента извлечения нефти.

УДК: 665.775

Ключевые слова: месторождение; добыча нефти; вязкость; технология; битумоиды; пласт; газ

Представлено описание термохимического воздействия с применением бинарной смеси с примерами применения на реальных месторождениях Западной Сибири. Рассмотрено влияние эффекта повышения температуры в ходе термохимической реакции на тепловые свойства компонент пласта и флюидов. Помимо этого, приведены уравнения, применяемые в уточненной гидродинамической модели термохимического воздействия с бинарной смесью на призабойную зону скважины с учётом реакции тепловыделения в пласте.

УДК: 532.5

Ключевые слова: бинарная смесь; термохимическое воздействие; обработка призабойной зоны

В данной работе изучаются вязкоупругие свойства полимерных растворов и их влияние на моделирование химических методов увеличения нефтеотдачи. Представлены результаты теоретических и лабораторных исследований физико-химических параметров полимерных растворов, используемых в т.ч. и в системах заводнения при добыче трудноизвлекаемой нефти. Описаны теоретические модели для расчёта времени релаксации полимерного раствора (теория жидкости Максвелла, модель Каргина-Слонимского-Рауза (КРС), модель Кирквуда-Райзмана-Зимма (КРЗ) и др.). В результате проведенных осцилляционных тестов для четырёх из семи рассматриваемых полимерных растворов получены экспериментальные значения характерного времени релаксации. Из теоретических моделей следует, что с ростом содержания полимера время релаксации уменьшается, что подтверждается обработкой экспериментальных данных. Полученные лабораторные зависимости времени релаксации от температуры и содержания растворенного полимера учитываются при гидродинамическом моделировании с помощью модуля UTCHEM (универсальная модель вязкости) гидродинамического симулятора tNavigator. Расчеты проведены на модели синтетического пласта антиклинальной структуры, насыщенного высоковязкой нефтью.

УДК: 622.276.6

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи (МУН); полиакриламид, полимерное заводнение; гидродинамическое моделирование; вязкоупругие свойства

Рассмотрены причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и методы борьбы с ними. Предложенная методика заключается в разделении на группы эксплуатационного фонда, а именно добывающих скважин, по степени осложненности органическими отложениями. Главными параметрами, по значениям которых предложено судить о степени осложнённости каждой из групп скважин приняты: дебит, температура флюида на устье и межочистной период. Для каждой группы скважин подобран оптимальный метод борьбы с органическими отложениями.

УДК: 622.276

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО); органические отложения; методы борьбы с АСПО; степень осложненности; эксплуатационный фонд скважин; снижение потерь нефти

Сайклинг-процесс — особый вариант разработки месторождений, содержащих углеводороды, подверженных ретроградной конденсации. Особенность такого явления — невозможность добычи выпавшего конденсата в связи с высоким уровнем гидродинамической неподвижности и вариативных капиллярных сил в порах пород коллекторов. Осложняющим фактором является специфика условий разработки и местоположение инфраструктуры добывающих объектов. Целью исследования является выявление специфических особенностей разработки шельфовых газоконденсатных месторождений. Задачами исследования является оценка существующих прецедентов разработки морских газоконденсатных месторождений, поиск возможностей повышения коэффициента извлечения конденсата, а также минимизация потерь газового конденсата в процессе эксплуатации. Методы исследования включают анализ имеющихся источников информации о сложных морских инфраструктурных объектах, а также специальных производственных технологий. Одним из ключевых методов поиска решения является анализ данных об объекте ТП, в акватории Обской Губы.

УДК: 622.279.42

Ключевые слова: эффективность технологии сайклингпроцесса; графики накопленной добычи конденсата и пластовых потерь; разработка месторождения без ППД и с использованием сайклингпроцесса

Гидравлический канал связи является основным методом передачи в процессе бурения скважины данных с больших глубин. Гидравлический пульсатор является главным модулем телеметрии, который в процессе бурения нефтегазовых скважин выполняет сбор, запись и передачу каротажных данных на поверхность. Пульсатор передаёт данные по буровому раствору путём создания положительного импульса давления. Представлена расчётная методика, связывающая конструктивные параметры прибора с характеристиками производительности: величиной гидроудара и частотой срабатывания. Достоверность расчётных формул, основанных на эмпирических зависимостях, проверялась симуляцией потока в программе Solid Works Flow Simulation.

УДК: 622.24

Ключевые слова: гидравлический канал связи; забойная телеметрическая система; буровая гидравлика; бурение скважин; кольцевой струйный аппарат

В статье проведен анализ работоспособности герметизированных маслонаполненных опор шарошечных расширителей проходческих агрегатов при сооружении подземных переходов нефтегазопроводов. Техника и технология строительства подземных переходов нефтегазопроводов постоянно совершенствуются и работы в этой области, проведенные российскими и зарубежными специалистами, позволили значительно повысить работоспособность используемого проходческого оборудования и породоразрушающего инструмента. Однако, проблема дальнейшего совершенствования буровых агрегатов и породоразрушающего инструмента, используемых при строительстве подземных переходов нефтяных и газовых трубопроводов, является все еще актуальной. Проведенный анализ показал, что оснащение шарошечных расширителей, используемых в проходческих агрегатах при бурении подземных переходов нефтегазовых трубопроводов, стандартными секциями шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами мало эффективно, ввиду невозможности реализации в полной мере штатной работы системы смазки, вследствие отсутствия достаточного давления бурового раствора в зоне работы породоразрушающего инструмента. Шарошечные расширители, работающие в данных условиях бурения должны оснащаться специальными системами подачи смазочного материала к основным парам трения подшипниковых узлов (механическими, гидравлическими), не зависимыми от внешнего давления гидравлической среды забоя. Перед приваркой секций к корпусу расширителя, настоятельно рекомендуется разбирать и промывать систему смазки, и восстанавливать её и заправлять смазочным материалом только после окончания процесса сварки и полного остывания инструмента.

УДК: 622.24.051.553

Ключевые слова: буровое долото; шарошечный расширитель; буровая колонна; система промывки; герметизированная маслонаполненная опора

Детализация представлений о геологическом строении нефтегазоносных районов имеет ключевое значение для эффективного освоения ресурсов углеводородов. Достоверность получаемых геологогидродинамических моделей во многом зависит от количества и качества исходной информации, а также от детальности интерпретации полученных данных. Сформированные базы геологопромысловых данных содержат большое количество разнородной информации, интерпретация которых является трудоемкой и времязатратной задачей. В работе представлен опыт разработки алгоритма, позволяющего автоматически обрабатывать данные геофизических исследований с целью выделения в разрезе литолого-фациальных тел. В качестве объекта исследований выбран участок, расположенный в Шаимском нефтегазоносном районе Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Сложный генезис продуктивных пластов в разрезе обусловил формирование ловушек пластового и пластово-сводового типа с элементами литологического, стратиграфического и тектонического экранирования. Исследуемая территория включает в себя 7 лицензионных участков. Общий фонд скважин – 2041 единиц, 4 площади 3D сейсморазведочных работ. Предлагаемая методика основана на комплексировании данных выделения литолого-фациальных тел в разрезе скважин и инверсии куба сейсморазведочных работ. Полученные закономерности условий обстановок осадконакопления позволили повысить эффективность разработки месторождения – спланировать сетку скважин, определить зоны с проблемной выработкой запасов углеводородов, применить наиболее эффективные геолого-технические мероприятия, направленные на повышение коэффициента извлечения нефти и рациональное использование запасов углеводородов.

УДК: 622.276

Ключевые слова: литолого-фациальный анализ; машинное обучение; юрские продуктивные отложения; тюменская свита; выделение классов коллекторов; алгоритмы классификации

Адаптация новых сотрудников в нефтегазовой отрасли – это многогранный процесс, требующий комплексного подхода для решения специфических задач отрасли. В статье рассматриваются этапы и ключевые особенности адаптации, включая предварительную подготовку, профессиональное обучение и социальную интеграцию. Особое внимание уделяется роли наставничества, цифровых инструментов и организационной поддержки в ускорении адаптации и повышении производительности сотрудников. Также подчеркивается важность обучения безопасности, особенно в условиях вахтовой работы, и изучается применение современных технологий для оптимизации процесса введения в должность. Результаты исследования демонстрируют значимость инвестиций в программы адаптации, которые способствуют увеличению вовлеченности сотрудников, снижению текучести кадров, а также повышению операционной безопасности и качества. В статье представлен стратегический подход к адаптации как к ключевому элементу формирования лояльного и продуктивного коллектива в нефтегазовой отрасли.

УДК: 005.95/.96

Ключевые слова: адаптация; наставничество; управление персоналом в нефтегазовой отрасли; процесс найма; адаптация к вахтовому методу; ротационная работа; социальная адаптация; стажировка