Прошедший 2024 год страна пыталась удержаться на своем столбовом пути, проходя все новые неожиданные повороты, которые «придумывали» для нее как «недружественные» страны, так и «закадычные друзья». Риск выпасть из первого эшелона стран, определяющих мировую конъюнктуру спроса и предложения на георесурсы, в течение прошедшего года только повысился.

По нефти это обусловлено «дружескими» скидками партнерам на фоне ожидаемого в 2025 году избытка предложения нефти в 1 млн барр/сут. Давит взрывной рост добычи нефти месторождения Vaca Muerta («Вака Муэрта», арг. «Мертвая корова») в Аргентине (в третьем квартале 0,4 млн барр/сут.), методичный рост добычи в США, где побит очередной исторический рекорд – 13,4 млн барр/сут., и в других странах, не обремененных ограничениями ОПЭК. Тревогу добавляет желание Саудовской Аравии резко нарастить свою добычу, чтобы наказать «нарушителей конвенции» их картельного клуба, чтобы остановить неуклонное падение мировой цены. Тем более, что SINOPEС – крупнейшая нефтяная компания Китая, заявила, что спрос на бензин достиг пика в прошлом году, и ожидается пик потребления сырой нефти в 2027 году. По мнению главы Роснефти, «возможной перспективой» станет падение котировок сорта Brent до $60, т.е. на 15% ниже текущих. Чтобы оперативно реагировать на эти «нефтяные вызовы», необходимо иметь в достаточном количестве свои рентабельные запасы. Но вот с пониманием их абсолютной величины у нас отмечаются проблемы.

Газовый «ландшафт» не менялся в течение года. Болевой шок от блокировки проекта «Арктик-СПГ» прошел. На фоне потери трубопроводного экспорта в 160 млрд м³ в страны ЕС ожидаемое прекращение «украинского транзита» в 15 млрд м³ с 2025 года практически будет незаметно, и «Газпром это переживет». В нашем активе ещё остаются экспортные трубопроводные поставки суммарно в 47,5 млрд/м³ в Турцию и страны Южной и Юго-Восточной Европы по «Турецкому» и «Голубому» потокам. 

В 2025 году за счет новых мощностей по регазификации ожидается существенный рост предложения на мировом рынке СПГ от США и Катара, и в этой связи – ожидаемое снижение мировых цен на газ. Следует также помнить, что в 2026–2033 гг. Японии придется решать вопрос продления контрактов с «Сахалином-2»: канадские газовые компании уже ведут переговоры с японскими фирмами о поставках больших объемов СПГ. Конечно, радует досрочный выход на проектную мощность в 38 млрд м³/год «Силы Сибири». Однако подключение Ковыктинского месторождения к главному донору этого проекта – Чаяндинскому, заставляет задуматься о причинах этого решения. 

По итогам 2024 года российские угольные предприятия столкнулись с рекордно низкими экспортными ценами и обострением проблем с вывозом угля по сети РЖД, что привело к снижению экспорта на 7–8% или до 197 млн т. Основными покупателями были Китай, Индия, Турция, Южная Корея, Вьетнам. Аналитический центр ТЭК (АЦ ТЭК) при Минэнерго России в конце октября опубликовал прогноз, что вся угольная промышленность находится на грани банкротства.

И, уже по традиции, о позитивных новостях 
Глава «Роснефти» назвал срок запуска первой стадии арктического проекта «Восток Ойл» в эксплуатацию – 2026 год. Мы с нетерпением ожидаем начала промышленной нефтедобычи и отгрузки высококачественной нефти в танкера ледового класса. В 2033 году ожидается отгружать с проекта 115 млн т. Этот результат, несомненно, будет свидетельствовать об укреплении технологического суверенитета страны и существенном росте грузооборота по Севморпути. 
МПР РФ объявило об открытии Южно-Тигянского нефтяного месторождения с запасами 7,3 млн т в районе бухты Нордвика на побережье моря Лаптевых. Следует отметить, что «открытие» состоялось спустя 75 лет, т.к. поисково-разведочные скважины бурились в 50-х годах прошлого столетия организацией «Главсевморпуть». Из-за незначительных притоков нефти геологи не решались провести постановку месторождения на государственный баланс. На страницах журнала в 2017 году размещена статья, посвященная этому объекту (https://old.geors.ru/archive/article/886/). Вероятно, в 2024 году недропользователь применил современные методы интенсификации притока, позволяющие анабарским недрам ответить рентабельным дебитом. Теперь, вместе с Центрально-Ольгинским месторождением, открытым в непосредственной близости, появились предпосылки создания мощного нефтяного кластера на берегу моря Лаптевых. 

Вице-премьер Александр Новак заявил, что «… за 2–3 года, если брать технологии и оборудование для нефтегазовой отрасли… мы выйдем на 90–процентный уровень независимости», а также, что «… инвесторы снова идут в нефтяную отрасль…». Разумеется, такое заявление вселяет уверенность в том, что все «окна возможностей» будут реализованы.

С гордостью хочу отметить – мы провели юбилейную конференцию, посвященную 25-летию выхода первого номера. Пострелиз о конференции доступен для просмотра. Журнал «Георесурсы» сохранил свои высочайшие позиции в рейтингах научных журналов. За 2024 год опубликованы 73 статьи, авторами которых были более 220 авторов. Продолжают пользоваться вниманием рубрики «Георесурсы и филателия» и «Видеодиалоги с экспертами». Желаю авторам и читателям нашего журнала в 2025 году новых, интересных статей.

Искренне ваш,
Главный редактор журнала «Георесурсы»
Член-корреспондент РАЕН
Директор по геологоразведке ООО «ПЕТРОГЕКО», к.г.-м.н.

Александр Владимирович Соколов

Исследования кинетики термического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских пород являются частью геохимических исследований нефтяных систем, результаты которых используются при оценке объема генерации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах с помощью методов бассейнового моделирования. Кинетические данные также необходимы для оптимизации параметров технологий внутрипластовой генерации углеводородов (температуры, времени воздействия) при применении тепловых методов увеличения нефтеотдачи.

В работе обобщены современные представления о кинетике термического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских пород, дан обзор аппаратуры и экспериментальных методов получения однокомпонентных и композиционных спектров энергий активации в открытой и закрытой системах, описаны преимущества, недостатки и области применения различных подходов.

Детально описаны экспериментальные методики определения кинетических спектров с помощью комплекса аналитических методов, включающего пиролиз Rock-Eval и пиролитическую хроматомасс-спектрометрию (открытая система), а также оборудования на основе мини-автоклавов (закрытая система). Приведены примеры кинетических спектров, полученных для нефтегазоматеринских пород РФ включая: (i) однокомпонентные кинетические спектры, позволяющие прогнозировать суммарный выход мобильных углеводородов при преобразовании керогена; (ii) композиционные кинетические спектры с разделением состава продуктов крекинга органического вещества; (iii) кинетические модели преобразования органического вещества, включающие реакции вторичного крекинга углеводородов в закрытой системе.

В работе исследованы геохимические особенности состава керогенов юрских отложений севера Западной Сибири. установлены закономерности изменения пиролитических и изотопных характеристик органического вещества, получена информация о его генетическом типе, уровне зрелости и нефтегазогенерационном потенциале. В юрских отложениях выявлены основные нефтепроизводящие комплексы (баженовский горизонт), а также горизонты, способные из-за своей высокой зрелости продуцировать преимущественно газообразные углеводороды (малышевский, леонтьевский, в меньшей степени левинский, китербютский горизонты).

Изученные верхнеюрские и нижнемеловые горючие сланцы Кашпирского месторождения содержат органическое вещество (ОВ) террагенное по изотопному составу углерода (δ¹³С > –24‰) и аквагенное по пиролитическим характеристикам (HI > 500 мг уВ/ г С_орг). Сланцы содержат автохтонные битумоиды, являющиеся аквагенными (Pr/Ph ≤ 0,5, Ph/nC₁₈ > 1, распределение биостеранов с С₂₉/С₂₇ ≤ 1,5, присутствие длинноцепочечных алкилнафталинов – индикатора морских водорослей Gloeocapsomorpha prisca, «V-образное» распределение метилдибензотиофенов). При этом ряд параметров соответствует террагенному ОВ (в н-алканах nC₂₇/nC₁₇ >> 1, P_max(0,6–0,7) > P_aq (0,4–0,5), в ароматической фракции от мечен индикатор хвойных растений ретен), что свидетельствует о близости суши. В образцах найдены производные изорениератена – биомаркеры специфических бактерий Chlorobiaceae. Cледовательно, несмотря на вероятную близость суши, в фотическом слое бассейна седиментации возникала аноксия. Наличие диастеренов указывает на диагенетические преобразования также в условиях аноксии осадка. По результатам пиролиза ОВ катагенетически слабо зрелое (очень низкие T_max), что подтверждается составом битумоида (в н-алканах CPI ≥ 1,7, высокие отношения Pr/nC₁₇ и Ph/nC₁₈, отсутствие изо- и диастеранов, присутствие биостеранов и стеренов, низкие концентрации или отсутствие типичных терпанов, присутствие биогопанов и гопенов, низкое отношение гомогопанов С₃₁ 22s/(22s+22r) << 0,5, низкие отношения MDR (0,5–1,0) и MPI-1 (0,4–0,8), в основном отсутствуют (еще не образовались) монои триароматические стероиды). Не охарактеризованные фауной нижнемеловые сланцы из пограничного интервала между волжским и рязанским ярусами более обогащены террагенными компонентами по сравнению с верхнеюрскими горючими сланцами из аммонитовой зоны Dorsoplanites panderi. Особенности в характеристиках изученных сланцев связаны с зависящей от палеогеографического расположения генетической спецификой ОВ, с аноксией в воде и осадке при накоплении ОВ и с его слабой катагенетической зрелостью при довольно высоких концентрациях.

Создана модель углеводородной системы баженовской свиты в рамках полигона площадью около 13 000 км², включающего территорию Приобского, Приразломного и ряда других нефтяных месторождений, открытых в зоне сочленения Фроловской мегавпадины и салымского мегавала. На основе построенных карт теплового потока и современных пластовых температур баженовской свиты выполнено моделирование температурной истории параллельно в двух программах: TemisFlow и GST. с использованием карты коэффициента трансформации органического вещества и карты остаточного генерационного потенциала проведена оценка количества углеводородов, сгенерированных баженовской свитой. содержание углеводородов в баженовской свите рассчитано двумя способами: картированием пиролитического параметра S₁ и по результатам бассейнового моделирования. Выполнены оценка и сопоставление начальных суммарных геологических ресурсов нефти баженовской свиты, рассчитанных тремя способами: по результатам бассейнового моделирования, методом количественных геологических закономерностей и объемным методом. Все три оценки попадают в диапазон 74–90 млн т.

Анализ трех основных типов осадконакопления – терригенного, карбонатного и черносланцевого (доманикитного) – выявил особенности их прерывистости и/или непрерывности в различных фациальных обстановках среднего и позднего девона центральной части Волго-Уральской нефтяной провинции. Эти обстановки включают как прогибы и их склоны, так и мелководные участки, расположенные на тектонических сводах или локальных биогермовых возвышенностях.

Региональная зональность конодонтов, коррелируемая с Международной хроностратиграфической шкалой, подтверждает общую стратиграфическую полноту геологической летописи среднего и верхнего девона в данном регионе. Однако осадконакопление имело прерывистый характер, что позволяет говорить о так называемой «прерывистой непрерывности». В частности, накопление черных сланцев с высоким содержанием органического вещества, традиционно рассматриваемых как нефтематеринские породы, продолжалось более 29 млн лет – с позднего эйфеля до границы девона и карбона. Наиболее длительный перерыв в осадконакоплении черных сланцев (а также карбонатных осадков), составляющий около 2,5 млн лет, произошел в конце живетского яруса. Примечательно, что этот интервал включает наиболее продуктивные терригенные коллектора.

В период с раннего эйфеля до раннего франа (около 17 млн лет) терригенные отложения демонстрируют максимальные скорости накопления и наибольшую прерывистость, вызванную кратковременными эпизодами морских трансгрессий. Одновременно в прогибах формировались наиболее полные последовательности, представленные карбонатными и черносланцевыми осадками. В фамене (около 12 млн лет) терригенное осадконакопление полностью прекратилось, что привело к стабильному накоплению карбонатных осадков на склонах депрессий и в мелководных зонах; одновременно в глубоких осевых частях прогибов продолжалось осаждение осадков с высоким содержанием органического вещества.

Результаты подчеркивают, что типы осадконакопления, существовавшие в разных ландшафтах девонского морского бассейна, характеризовались сложными пространственными взаимосвязями и различной полнотой геологической летописи.

В 2023 году в ходе экспедиционных работ в прибрежной области бухты Ласпи (юго-западное побережье Крыма) были проведены комплексные исследования мелководных метановых газовыделений. Исследования включали определение компонентного и изотопного состава пузырькового газа, измерение концентрации растворенного в воде метана, оценку величины пузырьковых потоков, а также измерение гидрофизических параметров. Впервые подобные комплексные работы были проведены в разные сезоны года для оценки межсезонной и суточной изменчивости геохимических характеристик мелководных сипов. Полученные результаты изотопного состава углерода метана и этана изученных образцов пузырькового газа (δ¹³C_средн = –36.0 ± 0.8‰, δ¹³C_средн = –37.5 ± 0.2‰ соответственно) указывают на их миграционное (термокаталитическое) происхождение. установлено, что метановые сипы Крымского побережья сравнительно малодебитные: индивидуальный удельный поток от одного точечного источника пузырькового газа в среднем составлял 10 м³ год⁻¹. Временная динамика концентрации растворенного СН₄ над сипом, а также изменение изотопного соотношения δ¹³C/(СН₄) пузырькового газа свидетельствуют о постоянстве процесса во времени и отсутствии связи с внешними гидрологическими изменениями в акватории. Изотопные отношения углерода в метане и этане демонстрируют, что флюиды генерировались органическим веществом морского генезиса, одним из источников которого могли служить верхнеэоценовые и олигоценовые отложения в Западно-Черноморском бассейне.

В работе рассмотрены литолого-геохимические характеристики нефтегазоматеринских пород осадочного чехла центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью реконструкции условий их образования, оценки генерационного потенциала, зрелости органического вещества и перспектив промышленного освоения. Породы исследовались макроскопически, а также методами количественного рентгенофазового анализа, пиролиза по методике Rock-Eval, SARA-анализа и газовой хроматографии – масс-спектрометрии. установлено, что аргиллиты пашийского, карбонатно-кремнистые породы семилукского (доманикового), аргиллиты и алевролиты бобриковского горизонтов, а также глины верхнеказанского подъяруса формировались в открытых морских условиях в восстановительной осадочной среде. Общее содержание органического углерода в породах составляет от 0,35% до 11,16%. Для глинистых отложений верейского и тиманского горизонтов характерно очень малое количество органического вещества, геохимические характеристики которого корректно оценить не представляется возможным. Глины верхнеказанского подъяруса содержат кероген II/III типа, тогда как в породах пашийского, семилукского (доманикового) и бобриковского горизонтов идентифицируется органическое вещество, представленное керогеном II типа. Полученные данные могут свидетельствовать о единых механизмах накопления сапропелевого органического вещества на территории Волго-Уральского бассейна в условиях позднедевонско-РАНнекаменноугольных возмущений углеродного цикла планетарного масштаба. установлено, что изученные отложения находятся на стадиях катагенеза ПК–МК₁, в то время как породы семилукского (доманикового) горизонта обладают наибольшей зрелостью и очень хорошим и отличным генерационным потенциалом. Аналогичным генерационным потенциалом обладают породы бобриковского горизонта.

Неопротерозойская катавская свита, входящая в состав Уральского стратотипического разреза, в течение многих лет считалась перемагниченной в позднепалеозойское время. В случае доказательства первичности намагниченности пород магнитостратиграфическая запись, обнаруженная в катавской свите, может стать хорошим палеомагнитным репером в неопротерозойской истории Земли и послужить источником сведений о глубинных процессах в Земле и их эволюции. В работе предпринята попытка доказать первичность намагниченности пород. На более обширном и детальном материале проверены и подтверждены предположения о первичности характеристической высокотемпературной компоненты намагниченности пород неопротерозойской катавской свиты, выдвинутые В.Э. Павловым и И. Галле. Получены новые палеомагнитные данные по двум разрезам катавской свиты на Южном Урале в районе г. Юрюзань и д. Галиакберово, а также вышележащей инзерской свиты в районе д. Галиакберово. Представлен подробный магнитостратиграфический разрез катавской свиты для разреза Юрюзань. В результате анализа верхней части разреза выявлено 39 магнитозон в пределах толщи мощностью 74,6 м. Подтвержден тренд смещения палеомагнитных направлений снизу вверх по изученным разрезам катавской свиты, направленный в сторону палеомагнитного направления вышележащей инзерской свиты. Общие величины смещения в отдаленных друг от друга разрезах катавской свиты, находящихся в районах с различной геологической историей, согласуются между собой. Подтверждено значимое отличие направления характеристической компоненты намагниченности в катавской свите от соответствующих направлений в инзерской свите. На базе обобщения новых и ранее полученных данных сделан вывод, что характеристическую компоненту намагниченности отложений катавской свиты, ранее считавшихся перемагниченными, можно считать первичной. Оценки частоты выявленных по новым данным геомагнитных инверсий в верхней части разреза Юрюзань с использованием результатов ранее выполненного циклостратиграфического анализа составляют 11-12 инверсий на 1 млн лет. Таким образом, подтверждено существование еще одного интервала гиперактивности геомагнитного поля в неопротерозое.

Дагестанская акватория Каспийского моря, окруженная со всех сторон нефтегазоносными районами, представляет исключительный интерес в отношении поисков месторождений углеводородов.

Примененный сиквенс-стратиграфический анализ позволил расчленить кайнозойский разрез для последующей оценки ресурсов караган-чокракских отложений в новых перспективных областях акватории. При проведении анализа использовались скважинные данные суши и акватории дагестанского шельфа, а также данные сейсморазведки 2D.

В кайнозойских отложениях по характеру сейсмической записи и каротажу были выделены пять секвенций, снизу вверх: майкопская SQ1, чокракская SQ2, сарматская SQ3, акчагыльская SQ4, апшеронская SQ5, в каждой из которых определены регрессивные и тРАНсгрессивные тракты. Границы регрессивных и трансгрессивных трактов в скважинах выделялись на основе математической модели, предложенной авторами для автоматизированной геологической интерпретации гамма-каротажа. Для оценки петрофизических свойств коллекторов построена объемная минералогическая модель.

В работе представлена геолого-геофизическая модель строения земной коры и верхней мантии вдоль средне-Уральского трансекта (как вертикальное сечение трехмерной сейсмоплотностной модели). Описана методика построения трехмерной плотностной модели земной коры и верхней мантии для среднего Урала. Модель создана на основе результатов интерпретации гравитационных аномалий в редукции Буге и данных глубинных сейсмических зондирований. создание трехмерной модели состоит из нескольких этапов. сначала строятся градиентные скоростные разрезы в формате сеточных функций (двумерные модели распределения сейсмических скоростей) до глубины 80 км, которые по уточненным формулам преобразуются в плотностные. Далее строится трехмерная плотностная модель нулевого приближения (методами интерполяции) и находится разность между наблюденным гравитационным полем и полем этой модели. Для разностного поля решается обратная задача – определяются значения плотности в узлах сетки вычислений, которые нужно добавить в модель нулевого приближения, чтобы удовлетворить наблюденному полю. Проведен сравнительный анализ градиентного плотностного разреза, полученного при вертикальном сечении представленной трехмерной плотностной модели земной коры и верхней мантии среднего Урала по линии среднеуральского трансекта, с построенной ранее на основе двумерной интерпретации плотностной моделью по этому трансекту (по проекту EUROPROBE). сечение трехмерной плотностной модели отражает основные особенности глубинного строения исследуемой территории и дополняет их новыми данными о распределении физических параметров в земной коре и мантии. Это является подтверждением того, что трехмерная плотностная модель, при построении которой учтены геофизические данные, заданные на всей исследуемой области, содержит больше информации о строении земной коры, чем двумерные модели.

В статье рассматриваются результаты применения многопластового подхода к количественной интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в вертикальных скважинах для оценки свойств коллекторов ачимовской толщи месторождений центральной части Западной Сибири. Интерпретация электрокаротажных данных по традиционным методикам часто приводит к ошибкам оценки нефтенасыщения тонких коллекторов из-за сложных форм диаграмм кажущегося сопротивления, на которое значительно влияют зоны проникновения и вмещающие пласты, контрастные по удельному электрическому сопротивлению с неизмененной частью проницаемого пласта. В Институте нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН развивается подход, который базируется на численной совместной многопластовой инверсии сигналов комплекса гальванических и индукционных зондов в классе 2D геоэлектрических моделей. расчет сигналов проводится верифицированным конечно-элементным алгоритмом. При этом естественным образом учитываются изменение диаметра скважины и сопротивления бурового раствора, радиальное и вертикальное распределение электрофизических свойств пластов разреза, разная чувствительность сигналов к разным элементам окружающей прибор среды и конструктивные параметры наиболее распространенных российских электрокаротажных приборов. Подход апробирован на данных каротажа, предоставленных в рамках соглашения с АО «СНИИГГиМС». Построены геоэлектрические модели нижнемеловых отложений, типичные примеры которых приведены в статье.

Целевой пласт месторождения нефти, расположенного в Западной Сибири, слагается терригенными породами, представленными в основании алевролитами, плавно переходящими в песчаники вверх по разрезу. Из-за отсутствия детальной петротипизации алевролиты, имеющие более низкие значения электрического сопротивления и проницаемости, были первоначально отнесены к водоносной части разреза. Однако последующие испытания скважин выявили в них значительный приток нефти.

Для проведения корректного расчета насыщенности и выделения нефтеносных интервалов в низкоомных терригенных коллекторах в рамках данного исследования была разработана новая методика их типизации. Методика включает в себя детальное описание программы лабораторных исследований, процедуру типизации пород с применением альтернативного индикатора зоны потока (FZI), а также алгоритм выделения в разрезах скважин по данным ГИС петрофизических типов, соответствующих выделенным по керну типов пород (роктипов).

Применение предложенного безразмерного параметра FZI, включающего пористость и остаточную водонасыщенность, оказалось весьма эффективным для петротипизации пласта, включая низкоомные и низкопроницаемые интервалы. При этом следует особо подчеркнуть, что разработанный алгоритм интерпретации данных каротажа позволяет транслировать выделяемые по керну типы пород в выделяемые по данным ГИС петрофизические типы, сохраняя одинаковые критерии классификации.

Так как низкопроницаемые интервалы характеризуются низкой корреляцией между проницаемостью и пористостью, использование параметра пористости, определённого методами ГИС для расчета профиля проницаемости, приводит к ненадежному результату. Для решения этой проблемы в работе реализуется альтернативная методика расчета проницаемости на основании множественной корреляции с данными нескольких методов ГИС.

Для оптимизации практической реализации новых методик предлагается несколько алгоритмов машинного обучения, позволяющих реконструировать отсутствующие каротажные кривые, а также распространять выделенные петротипы на разрезы скважин, в которых детальная петрофизическая интерпретация еще не проводилась.

Разработанные подходы к петротипизации низкоомных и низкопроницаемых пород позволяют обнаруживать ранее пропущенные продуктивные интервалы, что продлит срок экономической рентабельности изученных месторождений.

Дана краткая характеристика геологического строения осадочного чехла Кемпендяйской впадины, расположенной в пределах сибирской платформы на территории республики Саха (Якутия). В геологическом разрезе выделено два интервала формирования неустойчивых слоев в кембрии и девоне, выполнена оценка их соленасыщенности. составлена обобщенная геоплотностная модель осадочного чехла, приведены примерные масштабы и длительность перерывов в фанерозойской истории осадконакопления. Выполнено численное моделирование соляного тектогенеза путем решения задачи расчета ползущего течения ньютоновской жидкости с переменной плотностью и постоянной вязкостью. Показана ведущая роль всплывания девонских солей, наиболее активная фаза которого пришлась на юрское время, в формировании локальных структур осадочного чехла при подчиненном характере динамики кембрийских солей. Предложено выделять подкорневые зоны сложенных девонскими солями диапиров, как участки наиболее перспективные в отношении нефтегазоносности, так и, возможно, в отношении литиеносных рассолов.

Коэффициент продуктивности скважин является одним из важнейших показателей для разработки карбонатных коллекторов нефтяных месторождений, контроль и поддержание высоких значений которого определяет уровень добычи углеводородного сырья. Актуальным направлением исследований в области добычи нефти остается определение комплексного влияния геологических и технологических факторов на добывные возможности скважин. Настоящая работа посвящена повышению эффективности эксплуатации добывающих скважин залежи нефти карбонатного коллектора на основании результатов оценки и учета при формировании технологических решений взаимосвязей между коэффициентом продуктивности и геолого-промысловыми параметрами, такими как пластовое давление, забойное давление, скин-фактор, газовый фактор, обводненность продукции, с применением статистических методов анализа. На стадии подготовки исходных данных использованы материалы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, выполненных на скважинах в течение всего периода разработки залежи нефти одного из месторождений Пермского края. Анализ полученной выборки данных с применением статистических методов позволил установить взаимосвязи между продуктивностью скважин и рассматриваемыми геолого-промысловыми параметрами. с использованием пошагового регрессионного анализа построен ряд многомерных статистических моделей, совокупно демонстрирующих на основании частот встречаемости параметров и порядка их включения в модель преобладающее влияние на удельный коэффициент продуктивности скважин значений забойного давления, пластового давления и обводненности продукции. Исследование динамики изменения накопленного коэффициента множественной корреляции при построении статистических моделей позволило выделить диапазоны (области) изменения значений удельного коэффициента продуктивности скважин, для которых характерны индивидуальные взаимосвязи с геолого-промысловыми параметрами, описанные соответствующими математическими зависимостями. разработанные модели характеризуются высокой работоспособностью, что подтверждается их статистическими оценками при сопоставлении прогнозных и фактических значений удельного коэффициента продуктивности скважин. сформированы критерии применимости моделей для условий карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. результаты исследования могут использоваться для обоснования и регулирования технологических режимов эксплуатации скважин, планирования программ оптимизационных мероприятий.

В статье рассмотрена эволюция технологий гидроразрыва пласта (ГРП) для карбонатных отложений каширского и подольского горизонтов Арланского нефтяного месторождения (республика Башкортостан, удмуртская республика) в условиях изменения текущего состояния разработки, выработки запасов, уточнения геологического строения, а также научно-технического развития. Представлен обзор основных технологий первичного и повторного ГРП, которые в настоящее время активно применяются и/или находятся на стадии внедрения в промышленных масштабах. Для горизонтальных скважин – это проведение ГРП с гидропескоструйной перфорацией (ГПП). Такая технология позволяет вовлечь в разработку ранее не вскрытые или стимулировать слабо работающие участки ствола за счет проведения селективной закачки кислоты и проппанта в определенный интервал. стадии ГПП и ГРП выполняются за одну спуско-подъемную операцию без привлечения флота гибких насосно-компрессорных труб. На наклонно-направленных скважинах перспективным технологическим решением является проведение высокотоннажных ГРП с увеличением массы проппанта до 40–50 т. Такой подход предусматривает возможность повышения запускных приростов за счет увеличения коэффициента охвата и, тем самым, вовлечения слабодренируемых и не охваченных ранее разработкой вышеи нижележащих пластов. В статье обобщен практический опыт применения технологий ГРП и их модификаций, проведен анализ их эффективности, выявлены особенности проведения ГРП на наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, разработан алгоритм выбора технологии ГРП для условий карбонатного коллектора.

Разработана конечно-элементная схема, включающая участок породы-коллектора, цементный камень, обсадную колонну и перфорационные каналы. Отмечено, что для исключения возникновения концентраторов напряжений на контактах обсадная колонна – цементный камень и цементный камень – горная порода в численной модели заданы контактные элементы, за счет этого происходит «скольжение» конструктивных элементов, но в то же время осуществляется достоверное перераспределение напряжений. Выполнено численное моделирование напряженного состояния околоскважиной зоны с использованием разработанной модели при изменяющейся депрессии на представленный терригенным коллектором пласт одного из нефтяных месторождений Пермского края. Показано, что запас прочности колонны составляет порядка 3–4 ед., исключение составляют небольшие участки вблизи верхней и нижней областей перфорационных отверстий, на которых этот показатель близок к единице. Для цементного камня запас прочности составил 2–3 ед., однако отмечены участки с наименьшим значением (1,35), также сконцентрированные вблизи перфорационных каналов. Для анализа изменения проницаемости бралась зависимость рассматриваемой характеристики от эффективных напряжений, установлено, что в верхней и нижней частях перфорационных отверстий имеются зоны пониженных напряжений и увеличения проницаемости до 20% от исходного значения. с увеличением депрессии на пласт происходит снижение проницаемости на боковых участках перфорационных отверстий вертикальной скважины, где проницаемость может снизиться на 25% от первоначальной величины. с использованием критерия Кулона – Мора выявлены области разрушения горной породы от растяжения и сжатия. Отмечено, что с ростом депрессии исчезают области разрушения от растягивающих напряжений и увеличиваются области разрушения от сжатия. Анализ изменения коэффициента продуктивности в зависимости от депрессии показал, что при создании максимальной депрессии на пласт 12 МПа коэффициент продуктивности скважины может снизиться на 15% в связи с уплотнением породы-коллектора, вызванным увеличением эффективных напряжений.

Метод рентгеновской томографии обладает рядом преимуществ, заключающихся в неразрушающем способе воздействия на образец и возможности объемной визуализации скелета породы и емкостного Пространства. При этом проблемой, Ограничивающей Возможности Практического Использования Томографии, является низкая разрешающая способность при исследовании образцов диаметром 30 мм. В образцах таких размеров существенная часть пор имеет размеры меньшие, чем разрешающая способность большинства современных систем рентгеновской томографии, что не позволяет определить граничное значение пора – скелет в томограммах керна и визуализировать весь объем емкостного пространства. Для подтверждения этого проанализированы томограммы реальных образцов коллекторов нефти и газа. Анализ полученных гистограмм условной рентгеновской плотности позволил прийти к выводу, что прямое определение граничного значения условной рентгеновской плотности, характеризующей границу пора – скелет, невозможно.

Для решения проблемы оценки граничного значения в работе предложен подход, предлагающий применение искусственных цифровых моделей – фантомов. Эта методика ранее использовались преимущественно в компьютерном моделировании, в нефтяной геологии такой подход практически не применялся. Главным достоинством метода использования фантомов является полный контроль задаваемых параметров порового пространства и рентгеновской плотности скелета, что принципиально не достижимо на реальных образцах. Проведен вычислительный эксперимент, в ходе которого с помощью численного моделирования созданы 124 фантома керна с заданными характеристиками пористости. Эксперимент позволил установить статистические характеристики для значений условной рентгеновской плотности образца, получаемых на этапе реконструкции.

На основе результатов эксперимента определены граничные значения, пригодные для наиболее достоверного выделения пустотного пространства. При помощи регрессионного и корреляционного анализа предложена модель оценки оптимального граничного значения условной рентгеновской плотности для выделения пустотного пространства. Предложен алгоритм, позволяющий определять и использовать это значение при обработке и анализе данных рентгеновской томографии керна.

Результаты представленной методики использованы для оценки структуры пустотного пространства реальных образцов керна, которые не привлекались для создания модели прогноза. Применение разработанной модели прогноза граничных значений продемонстрировало высокую корреляцию с фактическими данными.

В работе представлены результаты исследования методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) образцов нефти, отобранных из добывающих скважин с месторождений республики Татарстан до и после применения одного из методов увеличения нефтеотдачи (МУН) – технологии потокоотклонения, основанной на закачке в нагнетательные скважины микрогелевых составов. Проведен сравнительный анализ протонных спектров ЯМР и диффузионных затуханий спинового эха в спектрально разрешенном режиме с целью определения влияния использованной технологии на характеристики извлекаемой нефти. Показано, что после применения МУН для большинства скважин в составе нефти регистрируется увеличение доли углеводородных компонент с большими значениями молекулярной массы, а для ряда скважин зафиксировано также изменение степени ароматичности извлекаемых углеводородов. Полученные результаты трактуются как следствие включения в разработку новых зон пласта, ранее не вовлеченных в нефтедобычу, и демонстрируют возможности метода ЯМР для оценки эффективности МУН.

В работе представлены результаты экспериментального исследования геохимических процессов, протекающих в системе «пластовая вода – CO₂– порода» при пластовых термобарических условиях для водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов ряда характерных терригенных и карбонатных горизонтов Урало-Поволжья. Проанализированы составы пластовой воды и растворенного газа на каждом этапе проведенных экспериментов, а также минеральный состав образцов керна до и после взаимодействия. Дан обобщающий анализ возможных физико-химических процессов в рассматриваемой системе при закачке углекислого газа в водонасыщенные и нефтенасыщенные горизонты. результаты проведенных экспериментов позволяют выделить значимые эффекты растворения и переосаждения карбонатов и галита при выдержке карбонизированной пластовой воды с керновым материалом различной литологии и характера насыщения. В ряде экспериментов зафиксированы существенные изменения по содержанию железа и сульфат-анионов, указывающие на взаимодействие раствора с пиритом и гипсом. Отмечено отсутствие значимых качественных и количественных отличий в результатах экспериментов с керновым материалом из водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов одинаковой литологии.

В работе приведены новые данные о строении и составе ультрамафитов восточной части массива Южный Крака (Южный Урал). Показано, что изученная территория сложена преимущественно шпинелевыми перидотитами, среди которых основная роль принадлежит лерцолитам с низким содержанием клинопироксена (2–5%) и гарцбургитам с подчиненными телами дунитов. Ведущая роль в строении пород принадлежит высокомагнезиальному оливину (Fo_87–94), второстепенную роль играют энстатит и диопсид, редкими минералами являются амфиболы и плагиоклаз. Типичный акцессорный минерал ультрамафитов – хромшпинелид, состав которого изменяется от высокоглиноземистого в лерцолитах (Cr# = 0,16–0,3), до умеренно-глиноземистого в гарцбургитах (Cr# = 0,3–0,55) и высокохромистого в дунитах (Cr# = 0,6–0,85). Из редких акцессорных минералов в породах выявлены самородная медь, пентландит, аваруит и минералы элементов платиновой группы (лаурит, ирарсит, сплавы Os–Ir–Ru состава). согласно полученным геологическим и петрологическим данным, ультрамафиты восточной части массива Южный Крака завершили свою высокотемпературную эволюцию на уровне фации плагиоклазовых перидотитов, отчасти в переходной зоне от шпинелевой к плагиоклазовой фации. Фугитивность кислорода, рассчитанная по составам сосуществующих зерен оливина и хромшпинелида, позволяет говорить о более восстановительных условиях формирования пород изученной площади по сравнению с аналогичными образованиями верхнемантийного происхождения и позволяет отнести изученные ультрамафиты к умеренно деплетированным реститам верхней мантии под рифтогенной структурой Палеоуральского бассейна. Геохимическая специализация платиноидной минерализации также указывает на реститовое происхождение ультрамафитов. На этапе остывания и тектонических преобразований ультрамафиты подверглись серпентинизации.

Рассмотрены основные месторождения цеолитов стран СНГ и России, выделены крупные цеолитовые провинции и определены наиболее перспективные территории для расширения минерально-сырьевой базы. Приведены сведения по запасам месторождений, степени их освоения и объемам добычи. Установлено влияние условий образования, а также состава и типа исходного материнского материала на текстурно-структурные особенности цеолитов. На примере месторождений цеолита осадочного, вулканогенно-осадочного и гидротермального типов рассмотрены особенности их геологического строения и состава. Дан сравнительный анализ цеолитов наиболее промышленно важных месторождений, охарактеризованы их минеральный и химический составы, емкость катионного обмена, величина удельной поверхности и термические свойства. Данная работа является результатом собственных геологических исследований авторов на различных месторождениях цеолитов России и стран СНГ, а также обобщения ранее опубликованных материалов.

The paper provides results of study of platinum group minerals (PGMs) from 18 ore occurrences and deposits of the Kraka massifs, most of these located in ultramafic rocks of the upper mantle section (15), and several occurrences in a crust-mantle transition complex (3). It is shown that chromitites in the upper mantle section have refractory geochemical specialization (Os-Ir-Ru), while chromitites of the transition complex typically contain Pt and Pd minerals. The highest concentrations of the platinum group elements (PGE) are observed in chromitites of the transition complex (up to 2500 ppb of the total PGE). However, minor amounts of chromitites at these sites do not allow us to consider this mineralization type as promising in practical terms. chromitites in the upper mantle section are about an order lower in PGE (50–200 ppb of the total PGE). Analysis of the obtained data suggests the following explanation for various PGM types identified. PGMs occurred in chromitites of the upper mantle section at two stages: 1) disulfides of the laurite-erlichmanite series and, to a lesser extent, Os-Ir-Ru alloys were formed within chromite grains in result of subsolidus processes in the upper mantle restite during solid-phase segregation of PGEs initially incorporated in the crystal lattice of chromite; 2) sulfoarsenides and other PGE compounds with basic metals and antimony were formed by hydrothermal processing of chromitites in crustal conditions. Pt and Pd minerals were produced by differentiation of magmatic melts separated from restite; they were completely or partly transformed under the impact of hydrothermal processes.