SCI Библиотека

Актуальность. Восточно-Предкавказскую нефтегазоносную область Терско-Каспийского нефтегазоносного бассейна сегодня нельзя назвать достаточно изученной для уверенного прогнозирования наиболее перспективных зон нефтегазонакопления. Наибольшие неопределенности геологического строения Восточного Предкавказья связаны с нефтегазоматеринскими породами хадумской свиты, запасы которой относятся к трудноизвлекаемым. Цель работы. Изучение изменчивости геолого-физических, фильтрационно-емкостных и продуктивных характеристик, связанных со сверхнизкопроницаемыми коллекторами, сложностью определения зон распространения коллектора и прогнозирования залежей углеводородов, с целью разработки новых подходов к доразведке для увеличения потенциала добычи. Материалы и методы. В статье представлен обобщенный взгляд на геологическое строение, литолого-стратиграфические особенности и нефтегазоносность отложений хадумской свиты. Были использованы данные региональных исследований по геологоразведочным работам, керну и промысловая информация нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. Результаты. Проанализированы графики стартовых дебитов и накопленной добычи нефти по скважинам, было установлено отсутствие закономерности в распределении продуктивных характеристик в пределах месторождений. Выводы. Полученные результаты позволили предложить стратегический подход к доизучению хадумской свиты для целей доразведки и освоения ее высокого нефтяного потенциала, а также сформулировать необходимые шаги в рамках повестки «ТРИЗ». Для развития технологий разработки хадумских отложений требуется расширение базы данных геолого- и сейсморазведочных работ, и литолого-фациальное изучение кернового материала скважин. В свою очередь, разработка технологий геологического изучения, доразведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых укладывается в общую стратегию Российской Федерации по увеличению ресурсной базы страны, а также является одним из основных научно-технических направлений в отрасли.

Определение порога устойчивости нефтей и нефтяных систем – важная задача в нефтяной отрасли. Важно быть способным детектировать выпадение твердой фазы из нефтей на самых ранних стадиях. Впервые методом ультрамикроскопии проведено исследование выпадения асфальтенов из раствора в толуоле при титровании гептаном. Проведенные исследования позволили визуализировать появление асфальтеновых агрегатов в модельной системе толуол–асфальтены–гептан на самых ранних стадиях агрегации. Измерена зависимость численной концентрации асфальтеновых агрегатов от концентрации гептана. Анализ такой зависимости позволил определить пороговую концентрацию гептана, при превышении которой в образце начинается выпадение асфальтенов из раствора и их агрегация («порог устойчивости»). Проведено сравнение возможностей методов ультрамикроскопии и метода динамического и статического рассеяния света для определения «порога устойчивости». Показано, что метод ультрамикроскопии обладает большей чувствительностью и позволяет детектировать начало агрегации при более низких концентрациях осадителя.

Описывается подход к проведению оценок задержек реагирования на нефтяные разливы, обусловленных гидрометеорологическими и географическими условиями в месте проведения работ. Для иллюстрации метода и обсуждения результатов было проанализировано применение двух типов средств механического сбора нефти в ледовых и безледных условиях для двух пунктов трассы северного и южного маршрутов Северного морского пути. Получено, что значение времени завершения работ может превышать год с весьма значительной вероятностью. Предложенный анализ позволяет оценивать возможности повышения эффективности реагирования для существующих и вновь создаваемых стратегий ликвидации нефтяных разливов в регионе интереса, а также применять иные меры по снижению рисков негативного воздействия аварийных разливов на арктические экосистемы.

В настоящее время количество скважин, работающих с большим значением обводненности, растет с каждым годом. Это приводит к снижению рентабельности эксплуатации нефтяных месторождений, поскольку увеличиваются время и затраты энергии на переработку скважинной продукции, а количество нефти на выходе уменьшается. Таким образом, оптимизация режима эксплуатации скважин с целью снижения обводненности путем перевода их в периодический режим является одной из ключевых задач по увеличению продуктивности разработки нефтяных месторождений. Нефтяные месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, характеризуются снижением объемов добычи нефти и ростом обводненности продукции скважин, а также ухудшением структуры запасов. Добыча остаточной нефти в осложненных условиях играет важную роль в поддержании общей производительности месторождения. Малодебитные скважины могут быть использованы для дополнительного извлечения нефти, которую ранее не удалось добыть при первоначальной разработке скважин. Кроме того, эксплуатация малодебитных скважин на поздней стадии разработки позволяет снизить затраты на бурение новых скважин. Настоящая статья посвящена изучению и актуализации данного вопроса. Продолжена работа по исследованию перевода скважин из постоянного в периодический режим с целью увеличения технологических показателей разработки, таких как снижение объемов попутно добываемой воды, снижение удельного расхода электроэнергии на одну тонну добытой нефти и увеличение межремонтного периода установки электроприводного центробежного насоса. Анализ работы скважин в постоянном и периодическом режимах проведен для условий Сургутского месторождения. Показано, что перевод скважины в периодический режим позволит сократить затраты на потребление электроэнергии.

Целью данной работы является анализ и прогноз показателей разработки Асельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Для выполнения этой задачи необходим большой объем данных, который был получен в ходе проекта технологической разработки. Расчет производится с помощью программы, написанной на языке программирования Python. Приведены переменные для уравнения материального баланса, некоторые из них рассчитываются по промежуточным формулам. В качестве оптимизируемых параметров были выбраны средние значения параметров за последние 15 лет разработки, поскольку малые объемы накопленной добычи в первые годы разработки могут привести к существенной ошибке в расчете уравнения материального баланса. Также было проведено сравнение расчетного прогноза разработки месторождения Асель с прогнозом по госплану, представленным в проекте разработки месторождения. Сравнение проводилось по основным параметрам: накопленной добыче нефти, годовой добыче нефти, коэффициенту извлечения нефти и обводненности. Для наглядного сравнения расчетных параметров представлены графики зависимостей, отражающие прогноз, выполненный методом материального баланса, а также прогноз, основанный на данных государственного плана. Разницу в поведении кривых, показанных на графиках, можно объяснить неточностью параметров, описывающих пласт, а также неточностью определения начальных извлекаемых запасов. На это влияет также разница в депрессиях пласта по нагнетательным и добывающим скважинам, предложенная в государственном плане и в прогнозе. Конечно, влияет и неточность коэффициентов приемистости и продуктивности скважин, которые были выбраны исходя из расчетных объемов закачки воды и добычи нефти. На основании проведенного расчета можно сделать вывод о целесообразности дальнейшей эксплуатации Ассельской площади Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения с внедрением системы поддержания пластового давления до 2079 года. По прогнозам обводненность равна 96 % будет достигнуто в 2079 году, а коэффициент нефтеотдачи составит 0,427.

Рассмотрены результаты геохимического анализа органического вещества и нефтей протерозоя (RF-V комплекс) и палеозоя (продуктивные интервалы D2, D3, C1-2) восточной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.

Полученные данные подкреплены результатами 2D-бассейнового моделирования по четырем региональным профилям, два из которых расположены в Камской и два в Бельской частях Камско-Бельского авлакогена.

Скорректированы ранее полученные данные о степени катагенетической преобразованности нефтегазоматеринских толщ рифей-вендского нефтегазоносного комплекса, построены карты катагенеза.

При-водятся новые доказательства наличия докембрийских нефтей в продуктивных комплексах палеозоя.

Изучаемые нефти являются смешанными – образованными за счет продуктов генерации нефтегазоматеринских толщ рифея, венда и палеозоя (девонского и раннекаменноугольного возраста).

По результатам моделирования вы-явлено, что основными нефтегазоматеринскими толщами в RF-V комплексе Камской части Камско-Бельского авлакогена являются отложения калтасинской свиты нижнего рифея и верещагинской свиты верхнего венда, в Бельской – толщи калтасинской, кабаковской, ольховской, приютовской, шиханской и леузинской свит рифея и старопетровские отложения в венде.

Установлено, что увеличение интервала главной зоны нефтеобразования и газообразования происходит в юго-восточном направлении.

В обеих впадинах Камско-Бельского авлакогена выделяется единая нефтяная система, функционирующая в отложениях стратиграфического интервала от рифея до нижнего карбона.

В ее составе в качестве основных нефтегазоматеринских толщ рассматриваются толщи рифея-венда, коллектора приурочены к карбонатному комплексу рифея, терригенным отложениям верх-него венда и среднего девона, а покрышкой служат породы верхнего девона-турне.

Отложения доманиковой формации являются сложным объектом для прогноза и оценки перспектив нефтегазоносности и его освоения, ввиду отсутствия устойчивых критериев перспектив нефтегазоносности, и нецелесообразности применения традиционных технологий разработки месторождений.

Разработка подобных коллекторов требует новых подходов к их изучению и планированию освоения.

Для определения нефтегазоносного потенциала и разработки технологических решений успешной добычи из нетрадиционного коллектора крайне важно выявить наиболее перспективные интервалы и оценить количество подвижных запасов и ресурсов, подобрать и внедрить эффективный комплекс технологий нефтеизвлечения непосредственно до начала разработки.

Представлены разработанные поисковые критерии, критерии приточности нетрадиционных коллекторов, а также изложен опыт их практического применения на примере результатов изучения и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти нетрадиционных пород-коллекторов I-III пачек межсолевых отложений Речицкого нефтяного месторождения Припятского прогиба.

Подведены итоги лицензирования недр на территории Красноярского края Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции по состоянию на 2024 г. В настоящее время в распределенном фонде недр находятся 72 участка и зарегистрирована 21 компания. Наибольшее количество лицензий имеют крупные головные компании ООО «ИНК», ООО «КНК», ПАО «Газпром», ПАО НК «Роснефть».

В динамике наиболее активного лицензирования новых участков отмечаются два периода – 2002-2008 гг. и 2018-2023 гг. Максимальное количество участков распределенного фонда недр (25) сосредоточено на территории Байкитской нефтегазоносной области, которые по площади занимают 70% ее территории.

В период с 2004 по 2017 гг. недропользователями открыто 10 месторождений нефти и газа. Наиболее интенсивно открытие новых месторождений происходило в период 2008-2014 гг.

Нефтяная залежь осинского горизонта относится к литологически экранированному типу, осложнённому системой тектонических нарушений субмеридионального простирания.

Использование геолого-промысловой информации позволило оконтурить зону увеличенной продуктивности, представляющую зону деструкции пород горизонта.
Подтверждением гидродинамической сообщаемости между скважинами в разрезе горизонта послужили результаты гидродинамического прослушивания.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают биогермные известняки и доломиты
разнокристаллические.

Доминирующую роль в типизации пород «коллектор- неколлектор» играют
растворимые минералы, количество которых определяет коллекторские свойства.

Пустотное пространство в тих породах представлено остаточными пустотами и пустотами выщелачивания.

Используя представление о качестве, типизации и распределении коллекторов, построены карты нефтенасыщенных эффективных толщин и подсчитаны запасы углеводородов.