Геодинамические основы прогнозирования зон аккумуляции битуминозной нефти в слабоизученных терригенных отложениях пермского возраста Коротаихинской впадины.
Маракова И.А.
|
5–11 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Статья посвящена актуальной проблеме наращивания ресурсной базы углеводородов в Тимано-Печорской провинции и нацелена на разработку геодинамических критериев идентификации перспективных зон аккумуляции битуминозной нефти в пермских отложениях Коротаихинской впадины. Проанализированы данные шести скважин с промыслово-геофизическими исследованиями (2-Западно-Коротаихинская, 1-, 2-Рифовые, 1-Воркутинская, 1-Хавдейская, 15-Лабогейская) и сейсмические материалы ОАО «Севергеофизика». Особое внимание уделено интерпретации сейсмических данных, указывающих на широкое распространение проградационных клиноформ, представляющих собой потенциальные коллекторы углеводородов. Обоснована несостоятельность альтернативной гипотезы о том, что клиноформы являются исключительно глинистыми отложениями, заполняющими пространство между рифами. Доказательствами служат данные сейсмического анализа, свидетельствующие о проградационном наслоении, результаты бурения, выявившие песчаные прослои, насыщенные битумоподобной нефтью, а также результаты бассейнового моделирования, подтверждающие активные процессы нефтегенерации и миграции УВ в пермское время.
УДК: 550.34:553.982.2(470.21)
Ключевые слова: Коротаихинская впадина; Тимано-Печорская провинция; битуминозная нефть; пермские отложения; геодинамика; проградационные клиноформы; сейсмический анализ; нефтегазоносность; геохимические особенности.
|
Маракова И.А. Геодинамические основы прогнозирования зон аккумуляции битуминозной нефти в слабоизученных терригенных отложениях пермского возраста Коротаихинской впадины. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 5–11.
|
|
|
Нетрадиционные нефтегазосодержащие коллектора на примере месторождений Северо-Американского континента и Припятского прогиба Республики Беларусь.
Повжик П.П., Чекан О.А., Повжик Г.П., Демяненко Н.А.
|
12–21 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье проведен анализ основных геолого-геофизических свойств нетрадиционных пород-коллекторов углеводородсодержащих бассейнов на примере Северо-Американского континента и выполнено их сравнение с аналогичными отложениями Припятского прогиба. По результатам сопоставления геолого-геофизических и геохимических параметров нетрадиционных коллекторов удалось установить их общую литологическую (полиминеральный состав) и петрофизическую (низкие ФЕС) схожесть. По всем изученным параметрам (глубина залегания, петрофизические и геохимические параметры), нетрадиционные коллекторы Белорусского региона имеют наибольшую схожесть с отложениями формации Spraberry Пермского бассейна (Северная Америка).
УДК: 622.276.5
Ключевые слова: нефтегазоносный бассейн; формация; нетрадиционные породы-коллекторы; нефтематеринские толщи; минеральный состав; геохимические параметры; фильтрационно-ёмкостные свойства.
|
Повжик П.П. Нетрадиционные нефтегазосодержащие коллектора на примере месторождений Северо-Американского континента и Припятского прогиба Республики Беларусь. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 12–21.
|
|
|
Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений в условиях низкопроницаемых коллекторов с особенными термобарическими условиями.
Ильин Д.М., Ксёнз Т.Г.
|
22–29 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье представлен анализ опыта разработки действующих месторождений в условиях низкопроницаемых коллекторов с особенными термобарическими условиями. Проведенный анализ опыта разработки газовых и газоконденсатных месторождений южной группы, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам с особенными термобарическими условиями, позволил систематизировать основные осложняющие факторы и способы борьбы с ними. Основываясь на обобщении накопленного опыта по разработке таких месторождений, предлагается в качестве рекомендации по интенсификации притока и возможности дальнейшей добычи применение ГРП для вовлечения в работу низкопроницаемых коллекторов, для борьбы с обводнением – дальнейшее применение жидких и твердых ПАВ, при жестководонапорном режиме – оптимизация режимов работы скважин. Авторами рекомендуется внедрение комплекса мероприятий, включающего не только регулярные промывки пробок и очистку НКТ от солеотложений, но и корректировку циклов закачки ПАВ на основе оперативного анализа динамики обводнения продукции, состояния НКТ, что позволит продлить рентабельный срок эксплуатации скважин.
УДК: 622.279
Ключевые слова: газовое месторождение; газоконденсатное месторождение; коллектор; термобарические условия; пласт; газонасыщенность.
|
Ильин Д.М., Ксёнз Т.Г. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений в условиях низкопроницаемых коллекторов с особенными термобарическими условиями. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 22–29.
|
|
|
Анализ влияния высокочастотного электромагнитного поля на термогидродинамические процессы в пласте с высоковязкой нефтью.
Хисматуллина Ф.С., Керюта А.В., Имаев Р.И., Хасанов В.И.
|
30–38 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Приведены результаты экспериментального и численного исследования совместного воздействия высокочастотного электромагнитного (ВЧ ЭМ) поля и закачки растворителя, обеспечивающего их смешивающееся вытеснение, на фильтрацию в пористой среде высоковязких нефтей, содержащих твёрдые компоненты. Разработана математическая модель, учитывающая ключевые особенности протекающих процессов – образование и движение границ фазового перехода, плавление твёрдой фазы глубине пласта, распределение температур, давлений и концентрации растворителя во времени. Сопоставление результатов расчётов с электромагнитным воздействием и без показало, что применение ВЧ ЭМ поля увеличивает количество расплавленного твёрдого вещества в нефти, способствует очистке пласта от твёрдых отложений, улучшает проникновение растворителя, ускоряет движение границы фазового перехода и интенсифицирует процесс конвективной диффузии. Полученные результаты могут быть использованы при создании и обосновании инновационных электромагнитных технологий добычи нефти. В частности, позволяют определять оптимальные режимы и параметры воздействия ЭМ поля и растворителя на призабойную зону.
УДК: 622.276:622.276.344:622.276.344:519.21
Ключевые слова: высоковязкая нефть; битумы; высокочастотное электромагнитное поле; процесс тепло- и массопереноса; фильтрация, фазовый переход; флюид; нагнетание растворителя.
|
Хисматуллина Ф.С. Анализ влияния высокочастотного электромагнитного поля на термогидродинамические процессы в пласте с высоковязкой нефтью. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 30–38.
|
|
|
Оценка геологических и технологических параметров для выбора участков по интенсификации притоков при освоении трудноизвлекаемых запасов газа.
Вишератина Н.П., Кочкина Ю.В.
|
39–43 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье дана краткая характеристика низкопроницаемых отложений хадумской свиты Предкавказского региона. На примере разрабатываемого месторождения Ставропольского края выполнен анализ геологических и технологических параметров залежи для выбора участков по интенсификации притоков при освоении трудноизвлекаемых запасов газа в хадумских отложениях. Для локализации участков по геологическим показателям выбраны такие параметры, как эффективная толщина, пористость и газонасыщенность продуктивных отложений. Оценка технологических показателей проведена по данным накопленных и годовых отборов, текущего пластового давления и проницаемости, определенной по гидродинамическим исследованиям скважин. Оконтурены участки с наилучшими характеристиками по максимальному количеству параметров, предложены скважины, наиболее оптимальные для проведения методов по гидроразрыву пласта.
УДК: 550.8.01
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы; месторождение; коллектор; залежь; отложения.
|
Вишератина Н.П., Кочкина Ю.В. Оценка геологических и технологических параметров для выбора участков по интенсификации притоков при освоении трудноизвлекаемых запасов газа. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 39–43.
|
|
|
Разработка нефтяных месторождений с учётом напряжённо-деформированного состояния пласта.
Мулюков Д.Р., Волков М.Г.
|
44–49 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В настоящее время доля легкоизвлекаемых запасов нефти неуклонно сокращается. Вследствие ухудшения качества запасов требуются новые способы разработки нефтяных месторождений. На сегодняшний день одним из таких способов является применение систем разработки, основанных на использовании горизонтальных скважин. В России текущая доля эксплуатационного бурения, приходящаяся на горизонтальные скважин, составляет от одной трети до половины всего объёма скважин и неуклонно возрастает.
Использование горизонтальных скважин совместно с многостадийным гидравлическим разрывом пласта является для низкопроницаемых коллекторов основным экономически рентабельным способом разработки. В связи с этим получили развитие системы разработки с использованием горизонтальных скважин, в которых важную роль играет учёт геомеханических процессов, протекающих в пласте. Возможность контролировать и управлять процессами, влияющими на напряжённо-деформируемое состояние пласта, теоретически позволяет создавать системы разработки с ориентированными трещинами гидравлического разрыва пласта, удовлетворяющие условиям повышения нефтеотдачи.
Рассмотрена система разработки на основе управления напряженно-деформированным состоянием пласта. Данная система разработки сочетает в себе преимущества использования добывающих горизонтальных скважин с трещинами, ориентированными поперек горизонтального ствола, и нагнетательных горизонтальных скважин с продольной ориентацией трещин. Необходимая ориентация трещин достигается за счет управления напряженным состоянием пласта. Механизм, позволяющий управлять направлением трещин гидравлического разрыва пласта, основан на влиянии градиента порового давления на локальное напряженно-деформированное состояние массива горной породы.
Приведен способ разворота трещины, основанный на управляемом изменении напряженно-деформированного состояния пласта, определении точки и направления инициализации трещины от ствола скважины с системой перфорационных отверстий, а также на решении задачи, связанной с траекторией роста трещины гидроразрыва пласта. Описана методика выбора оптимальной системы разработки с учетом вариации технологических параметров. Расчет различных вариантов систем разработки был выполнен в гидродинамическом симуляторе, проведена технико-экономическая оценка. Выбор системы разработки осуществлялся с учетом максимизации коэффициента извлечения нефти и чистой приведённой стоимости. Показано, что система разработки c поперечными трещинами демонстрирует большие технико-экономические показатели, чем система разработки c продольными трещинами. Реализация данной системы разработки позволит повысить охват низкопроницаемых коллекторов и эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов.
УДК: 622.276.4
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы; система разработки нефтяных месторождений; коэффициент извлечения нефти; гидравлический разрыв пласта; геомеханика; региональное напряжение.
|
Мулюков Д.Р., Волков М.Г. Разработка нефтяных месторождений с учётом напряжённо-деформированного состояния пласта. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 44–49.
|
|
|
Интегрированное моделирование как инструмент комплексной оптимизации на примере месторождения Западно-Сибирского региона.
Булатов Р.И., Ситдиков Н.Н., Ульянов К.А., Вирфель С.А., Елизаров А.В., Тофан А.Я.
|
50–54 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье представлены результаты построения и применения интегрированной модели месторождения Западно-Сибирского региона. Модель объединяет пластовые, скважинные и поверхностные компоненты системы, которые адаптированы на промысловые и лабораторные данные. Описаны подходы к моделированию флюидов, настройке моделей скважин и наземной инфраструктуры. На базе модели выполнена оптимизация системы поддержания пластового давления и выполнена оптимизация режимов добывающих скважин, оборудованных электроцентробежными насосами. Представлены алгоритмы автоматизации процедур.
УДК: 622.276.1/4.001.57
Ключевые слова: интегрированное моделирование и её отдельные компоненты; оптимизация системы сбора и транспорта; оптимизация системы поддержания пластового давления.
|
Булатов Р.И. Интегрированное моделирование как инструмент комплексной оптимизации на примере месторождения Западно-Сибирского региона. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 50–54.
|
|
|
Алгоритм распределения объёмов закачки от нагнетательных скважин к добывающим на основе компенсированной накопленной добычи жидкости.
Степаненко И.Б., Лекомцев А.В.
|
55–62 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Эффективное управление процессом заводнения является ключевым фактором поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи, однако существующие методы не позволяют количественно оценить объём закачки, приходящийся на конкретную добывающую скважину. Целью работы является разработка автоматизированного алгоритма распределения объёмов закачки от нагнетательных скважин к добывающим на основе компенсированной накопленной добычи жидкости. Реализованный на Python алгоритм помесячно распределяет объёмы в заданном радиусе влияния, используя ключевой параметр – компенсированную накопленную добычу жидкости – и направляя агент в зоны с наибольшим дефицитом компенсации согласно физическим принципам фильтрации. На примере месторождения Пермского края показана количественная связь, где увеличение компенсации на 100% приводит к росту пластового давления на 19,2 атм., а созданный программный продукт с веб-интерфейсом обеспечивает детальную визуализацию распределения. Данный подход позволяет оперативно и автоматически оценивать компенсацию отбора для каждой добывающей скважины, открывая возможности для прецизионного управления разработкой.
УДК: 622.276
Ключевые слова: компенсация отбора жидкости закачкой; компенсированная накопленная добыча жидкости; распределение объёмов закачки; эффективность заводнения; изменение пластового давления; автоматизация на Python.
|
Степаненко И.Б., Лекомцев А.В. Алгоритм распределения объёмов закачки от нагнетательных скважин к добывающим на основе компенсированной накопленной добычи жидкости. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 55–62.
|
|
|
Влияние полимерных компонентов буровых растворов на фильтрационно-емкостные свойства проницаемого пласта
Шишов А.М.
|
63–68 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Статья посвящена вопросу влияния полимерных компонентов промывочных жидкостей на основные физические свойства (пористость и проницаемость) продуктивных пластов. Оценка влияния полимерных систем на основные фильтрационно-емкостные свойства коллектора проводилась на искусственном керне, и построены сопоставления различных параметров до и после воздействия полимерных систем на пресной и минерализованной основе.
УДК: 622.24.06.2
Ключевые слова: буровой раствор; полимерные реагенты; минерализация; фильтрационно-ёмкостные свойства; продуктивный пласт; керн; пористость; проницаемость.
|
Шишов А.М. Влияние полимерных компонентов буровых растворов на фильтрационно-емкостные свойства проницаемого пласта // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 63–68.
|
|
|
Прихватоопасность компоновки низа бурильной колонны с опорно-центрирующими элементами.
Повалихин А.С.
|
69–73 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
При бурении наклонных и горизонтальных скважин с применением компоновок низа бурильной колонны (КНБК) актуальной проблемой остаются прихваты бурового инструмента при спуско-подъёмных операциях (СПО).
В стеснённых условиях скважины деформация КНБК имеет решающее значение для углового перемещения опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ). При невозможности свободного поворота ОЦЭ из-за ограничения стволом скважины возникает его защемление. Условия защемления ОЦЭ в составе жёсткой секции КНБК характеризуются значительными по величине контактными давлениями концевых частей центрирующих лопастей ОЦЭ на стенку ствола скважины.
При вращении бурильной колонны уже сформированный долотом ствол дополнительно разрабатывается перекошенным ОЦЭ. При интенсивном фрезеровании скважины ОЦЭ ствол формируется в поперечном сечении в виде овала. Ориентация поперечного сечения ствола скважины и форма центрирующих лопастей ОЦЭ при изменении конструкции КНБК могут не совпадать при перемещении по стволу скважины, что будет способствовать посадкам, затяжкам и потери подвижности при спуске бурильной колонны в скважину. Поэтому при проектировании КНБК с ОЦЭ для последующего бурения следует учитывать указанные особенности формирования поперечного сечения уже пробуренного ствола скважины.
Особый подход к обеспечению безопасности при СПО требуют жёсткие КНБК вследствие высоких значений реакций стенки ствола скважины на ОЦЭ, что требует особого подхода к выбору конструкции ОЦЭ и размерам центрирующих лопастей.
УДК: 622.248.54
Ключевые слова: компоновка низа бурильной колонны (КНБК); опорно-центрирующий элемент (ОЦЭ); спуско-подъёмные операции (СПО); ствол скважины; бурильная колонна; потеря подвижности бурильной колонны.
|
Повалихин А.С. Прихватоопасность компоновки низа бурильной колонны с опорно-центрирующими элементами. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 69–73.
|
|
|
Анализ проблем с буровым инструментом при проходке подземных переходов нефтегазопроводов и пути их решения.
Сериков Д.Ю., Нестеров А.П., Мурадов А.В.
|
74–80 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Проведен анализ проблем, возникающих с буровым инструментом при проходке подземных переходов нефтегазопроводов, а также предложены пути их решения. Метод горизонтально направленного бурения позволяет минимизировать время и снизить стоимость сооружения подземных переходов газонефтепроводов. Однако буровой инструмент, используемый при данном способе формирования ствола скважины, обладает рядом существенных недостатков. В связи с этим был проведен анализ износа шарошечных расширителей, выявлены основные элементы конструкций, наиболее подверженные износу и в значительной степени влияющих на работоспособность и долговечность породоразрушающего инструмента. В результате был разработан и изготовлен шарошечный расширитель новой конструкции, позволяющий повысить эффективность формировании горизонтально направленных скважин подземных переходов нефтегазопроводов. Проведенные промышленные испытания подтвердили работоспособность и надежность новой конструкции, а также эффективность ее использования сервисными компаниями, осуществляющими работы по горизонтально направленному бурению скважин различного назначения.
УДК: 622.24.051.553
Ключевые слова: газонефтепровод; горизонтально направленное бурение; подземный переход; шарошечный расширитель; спинка лапы; козырек лапы; твердосплавное вооружение.
|
Сериков Д.Ю., Нестеров А.П., Мурадов А.В. Анализ проблем с буровым инструментом при проходке подземных переходов нефтегазопроводов и пути их решения. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 74–80.
|
|
|
О применении шарнирных соединений в колоннах бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб.
Аксёнова Н.А., Корабельников М.И., Бастриков С.Н., Липатов Е.Ю., Шедь С.Н.
|
81–85 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье представлен обзор конструкций различных шарнирных соединений для соединения бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, применяемых при бурении и заканчивании скважин, а также перфорационных системах Показаны преимущества и недостатки шарнирных соединений различной конструкции при бурении и заканчивании скважин.
УДК: 622.248
Ключевые слова: бурильные колонны; обсадные колонны; шарнирное соединение; бурение; спуск; заканчивание.
|
Аксёнова Н.А. О применении шарнирных соединений в колоннах бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 81–85.
|
|
|
Повышение надежности и качества автоматической классификации буровых операций в системах мониторинга бурения.
Джумаев Э.М., Фатьянов А.А., Свечников Д.Ю.
|
86–93 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Автоматическая классификация буровой активности — определение типа выполняемой технологической операции (бурение, СПО, промывка и др.) — является ключевым элементом систем цифрового мониторинга и аналитики бурения скважин. Точная классификация необходима для расчёта ключевых показателей эффективности (КПЭ), выявления скрытого непроизводительного времени, формирования суточной отчётности и раннего обнаружения аварийных ситуаций. Однако реальные данные со станций геолого-технологических исследований (ГТИ) содержат шумы, пропуски и асинхронность каналов, что вызывает ложные переключения классификатора между состояниями и искажает результаты анализа. В настоящей работе разработаны и сравнительно проанализированы методы устранения ложных переключений. Предложенные подходы позволяют повысить стабильность классификации и достоверность автоматически формируемых показателей эффективности.
УДК: 622.24:519.6
Ключевые слова: аналитика данных; ключевые показатели эффективности; буровая активность; классификация; асинхронные данные; пост-фильтрация; машинное обучение; временные ряды.
|
Джумаев Э.М., Фатьянов А.А., Свечников Д.Ю. Повышение надежности и качества автоматической классификации буровых операций в системах мониторинга бурения. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 86–93.
|
|
|
Экономически целесообразное расстояние подключения к районной линии электропередачи для нефтегазового предприятия.
Соловьев А.М., Соловьев И.М., Оливетский И.Н., Головин С.В.
|
94–97 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье, с учетом современных условий в России, обосновано предельное расстояние до районной линии электропередачи 10 кВ при превышении которого единственным рациональным источником электроэнергии для небольшого нефтегазового предприятия следует считать собственную дизельную подстанцию.
УДК: 622.242.2+621.311.1
Ключевые слова: выбор варианта электроснабжения; питание от ДЭС; питание от ЛЭП; небольшие нефтегазовые предприятия; электроснабжение.
|
Соловьев А.М. Экономически целесообразное расстояние подключения к районной линии электропередачи для нефтегазового предприятия. // Инженер-нефтяник. – 2026. – №1. – С. 94–97.
|
|
|
