В статье представлены карты толщин и песчанистости визейской терригенной толщи карбона (радаевский и бобриковский горизонты) Южно-Татарского свода, составленные методом пространственной интерполяции Natural Neighbor в среде ArcGIS Pro на основе анализа данных геофизических исследований более чем 30 000 скважин.
Интерпретация карт и результаты седиментологических, ихнотекстурных и петрофизических исследований керна, дополненные анализом фондовых и опубликованных материалов, позволили обновить подход к моделированию осадконакопления терригенных отложений. Представленная схема осадконакопления терригенных и угленосных отложений учитывает данные хроностратиграфии, процессы карстования изолированных карбонатных платформ, скорости накопления осадков, ихнотекстурные признаки пород. Сделан вывод, что процессы формирования терригенных и торфяных (угленосных) отложений различны по продолжительности (0,1 млн лет против 1,5–2 млн лет) и связаны с трансгрессивными и регрессивными этапами развития территории.
Процесс формирования терригенных отложений включает: (а) трансгрессивные эпизоды – кратковременные ингрессии морского бассейна на эродированную поверхность изолированной карбонатной платформы, сопровождавшиеся накоплением алевритовых и песчаных, хорошо сортированных биотурбированных осадков, часто с разнообразными ихнофоссилиями морских донных организмов; (б) регрессивный этап – преимущественная эрозия отложений на своде; сохранение осадков во врезах.
Процесс формирования торфяных (угленосных) отложений включает: (а) регрессивный этап – развитие обильного растительного покрова на обширной территории востока Волго-Уральской области и устойчивых болотных обстановок торфонакопления в понижениях (врезах) турнейской поверхности; (б) трансгрессивный этап – перекрытие торфа во врезах трансгрессивными морскими алевро-песчаными осадками; захоронение торфа; его уплотнение и преобразование в уголь. Чередование в разрезе угленосных и трансгрессивных интервалов свидетельствует о цикличности этих процессов.
Предложенные схемы осадконакопления дополняют и расширяют концепции предыдущих исследований, согласуются с разработанными картами толщин и песчанистости, объясняя сложное, покровное и мозаичное распределения песчаных тел по площади, а также заполнение врезов осадками разных литологических типов.

В настоящей работе на основе комплексного геохимического изучения каменного материала и флюидов доказано, что углесодержащие отложения нижне- и среднеюрского комплекса Западной Сибири на южных окраинах Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов могут генерировать жидкие углеводороды. Установлено, что нефтегенерационный потенциал углесодержащих отложений зависит от палеогеографических условий захоронения исходного органического вещества, обогащенности пород мацералами группы липтинита. Комплекс исследований включал в себя пиролитический анализ углей, углистых аргиллитов пород нижней и средней юры, изучение мацерального состава и измерение показателей отражательной способности, выделение экстрактов с последующим определением углеводородного и изотопного состава, а также изучение состава нефтей района работ, отобранных как в пределах юрского, так и мелового комплексов. Территория исследования охватывает ряд месторождений, приуроченных к Фроловской мегавпадине и Южно-Надымской мегамоноклизе. Результатом работ стало выделение и обоснование значимых геохимических характеристик дополнительного источника углеводородов – углей и углистых аргиллитов нижней и средней юры, ранее не доказанного в периметре работ, вклад которого в формирование нефтегазоносности подтвержден по фактической корреляции углеводородных, изотопных характеристик флюидов и сингенетичных битумоидов (экстрактов), извлеченных из углесодержащих нефтегазоматеринских пород. Для генетической типизации битумоидов и нефтей применялся кластерный анализ и метод главных компонент. Выводы, полученные по данным геохимических исследований, позволяют говорить о возможной перспективности нижне- и среднеюрских отложений с точки зрения обнаружения скоплений углеводородов.

Проведено исследование группового и молекулярного составов органического вещества донных осадков северного сектора Баренцева моря. Выявлены районы, где углеводородный молекулярный состав органического вещества донных отложений имеет сходство с нефтяным. Термически зрелые углеводородные соединения в отложениях области исследований, скорее всего, имеют миграционную природу, что может свидетельствовать о наличии процессов флюидоразгрузки из глубокопогруженных частей осадочного разреза. На основании сравнительного анализа молекулярного состава углеводородных соединений донных отложений и из пород ближайшего к району исследований берегового обрамления выдвинуто предположение о том, что источником миграционного органического вещества в современных осадках являются глубокопогруженные среднетриасовые глинистые отложения.

В статье представлена численно-аналитическая модель прорыва газа к скважине при разработке горизонтальными скважинами нефтяных месторождений с газовой шапкой. Используемая полуаналитическая модель позволяет описать процесс развития газового конуса и воспроизводить параметры добычи нефти и газа по скважине с применением настройки на фактическую историю добычи при помощи нескольких коэффициентов. Численная схема модели была реализована в виде расчетной библиотеки на языке программирования Python ver. 3.6.
Алгоритм протестирован на залежах нефти с газовой шапкой Ямальской нефтегазоносной области и показал хорошие результаты при адаптации и прогнозных расчетах. Среднее время расчета одной итерации менее 10 с позволяет проводить многовариантные запуски расчета модели с использованием оптимизационных алгоритмов для автоматической настройки модели на фактические данные о добыче. Результаты использования автоматизированной настройки на историю добычи показали удовлетворительную сходимость с фактическими данными. Таким образом, созданный алгоритм позволяет снизить трудо- и времязатраты при расчете прогноза добычи, тем самым повышая эффективность принимаемых решений по оптимизации разработки.

Предложен метод построения адаптивных гидродинамических моделей пониженного порядка POD-DEIM для задач оптимизации разработки и адаптации к историческим данным, основанный на адаптации базисов ортогональных разложений к изменяющейся конфигурации модели. Метод предполагает использование информации, содержащейся в базисах исходной модели, и дополнение их новыми компонентами вместо построения последующих моделей с нуля. Применение адаптации базисов позволяет существенно снизить вычислительные затраты на построение моделей пониженного порядка и открывает возможность применения подобных моделей для задач, требующих множественных расчетов моделей с различными конфигурациями. В работе реализована модель POD-DEIM для задачи двухфазной фильтрации и рассмотрены примеры адаптации данной модели к изменениям конфигурации скважин и геологических свойств коллектора. Предложен обобщенный подход применения моделей POD-DEIM в комбинации с методом адаптации базисов для решения оптимизационных задач, таких как оптимизация разработки, выбор оптимальных расположения, геометрии и режима скважин, а также адаптация гидродинамических моделей к историческим данным.

Целью данной работы является выбор оптимальной методики моделирования многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) на скважинах крупного газоконденсатного месторождения Х в условиях низкопроницаемых коллекторов и наличия риска выпадения конденсата в призабойной зоне пласта (ПЗП) при снижении пластового давления.
На текущий момент существуют множество способов моделирования ГРП, каждый из которых характеризуется своими преимуществами и недостатками. Для конкретных условий моделирования необходимо выбирать наиболее оптимальный метод моделирования ГРП, который позволяет корректно смоделировать все ожидаемые при разработке эффекты. В рамках настоящей работы описываются наиболее распространенные численные методы моделирования ГРП, отражены их преимущества и недостатки для конкретных условий моделирования месторождения Х. Отдельное внимание уделено сравнению методик моделирования ГРП с использованием виртуальных перфораций и логарифмического измельчения, так как эти методики являются наиболее распространенными способами задания ГРП в существующих гидродинамических симуляторах. Проведены сценарные расчеты, которые позволили определить границы применимости различных методов, сравнить корректность воспроизведения прискважинных эффектов, количественно определить отклонение результатов расчетов разных методов от эталонного расчета. Описаны особенности применения метода моделирования ГРП через логарифмическое измельчение, выявленные опытным путем.
В результате для моделирования многостадийного ГРП выбран метод, при котором ячейки с ГРП логарифмически измельчаются относительно исходной сетки. Данный метод позволяет воспроизвести фактические темпы падения продуктивности скважин в условиях низкой проницаемости коллектора, а также воспроизвести в гидродинамической модели эффект от выпадения конденсата в ПЗП и последующего снижения продуктивности по газу.

В статье представлен обзор по технологии ионно-модифицированного заводнения (low salinity, controlled salinity, Smart water), на сегодняшний день рассматриваемой в качестве одной из перспективных в области разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах ввиду ее экономической эффективности и экологической безопасности. Рассмотрены основные механизмы и процессы, лежащие в основе технологии, а также представлены результаты лабораторных исследований, проведенных на керне зарубежных месторождений. Приведены результаты лабораторных исследований, включающие измерение краевого угла смачиваемости и фильтрационные эксперименты на образцах керна залежи нефти в карбонатных коллекторах восточного борта Мелекесской впадины Республики Татарстан. Рассматриваемые в настоящей статье верейские отложения представляют собой неклассический пример объекта испытания для закачки ионно-модифицированной воды, поскольку отличаются низкой пластовой температурой (23 °С), при которой эффективность технологии должна быть заведомо невысокой, в то время как основные исследования за рубежом были проведены для объектов со значительно большими пластовыми температурами. Однако, как показал ряд проведенных исследований, нахождение породы продолжительное время в контакте с ионно-модифицированной водой способствует значительной гидрофилизации ее поверхности, что подтверждается замерами краевого угла смачиваемости. При замере на образцах величина угла составляет порядка 138,3°, а после выдерживания его в ионно-модифицированной воде – 53,45°. Проведение фильтрационного эксперимента показало небольшой прирост коэффициента вытеснения нефти, который составил 9,2%.
Полученные результаты показывают наличие потенциала к повышению нефтеотдачи при закачке Smart water в верейские отложения, хоть и требуют дальнейших исследований для подтверждения механизма воздействия.

В статье представлен метод оценки эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием технологии внутрипластового каталитического облагораживания при пароциклической стимуляции и результаты его применения в масштабе пилотного участка. Данная технология предполагает закачку нефтерастворимого катализатора в пласт после нескольких циклов закачки пара и добычи нефти. По результатам проведенных лабораторных исследований, преобразование нефти в пласте в присутствии катализатора выражено в динамическом снижении вязкости нефти и увеличении нефтевытеснения. Для оценки эффективности технологии в масштабе пилотного участка использовалась термическая гидродинамическая модель, созданная на основе результатов лабораторных исследований. Процесс облагораживания нефти представлен в модели реакцией перехода от исходной нефти к преобразованной, при этом учитывались снижение вязкости нефти и снижение остаточной нефтенасыщенности в зависимости от степени облагораживания. В предлагаемом в статье подходе к описанию процесса облагораживания кинетические параметры реакции и свойства преобразованной нефти настраивались по результатам экспериментов в реакторе высокого давления и на фильтрационной установке.
Гидродинамическое моделирование в масштабе пилотного участка показывает зависимость эффективности каталитического облагораживания от равномерности распределения температуры по стволу скважины, наличия остаточной нефти и от коллекторских свойств в радиусе дренирования скважины. Показано, что эффект каталитического облагораживания в случае пароциклической обработки скважины определяется не только физико-химическими изменениями состава нефти, но и адсорбционной возможностью катализатора, прогревом по стволу скважины и взаимодействием матрица-порода. Согласно результатам моделирования, выбор оптимального объема катализатора и сценария закачки позволяет извлекать до 25% дополнительной нефти, что открывает значительные перспективы повышения эффективности паротепловых методов воздействия при использовании внутрипластового каталитического облагораживания.

В настоящей работе предложена методика определения граничных значений открытой пористости (К_{ПО_ГР} ) и газопроницаемости (К_{ПР_ГР} ) карбонатных пород-коллекторов порового типа на примере турнейских отложений одного из месторождений нефти Республики Татарстан. При обосновании граничных значений используются две базы данных по керновым исследованиям: 1) по стандартным исследованиям керна (используется в основном для подсчёта запасов (ПЗ) углеводородов (УВ)); 2) по специальным исследованиям керна (используется для технологических проектов разработки). В предлагаемой методике коэффициент остаточной нефтенасыщенности (КНО) не является константой, а принимается по данным потоковых исследований или вычисляется из керновых зависимостей. При определении нижних пределов пористости и проницаемости по обеим базам данных получены приблизительно одинаковые значения К_{ПО_ГР} = 0,11 д.ед., К_{ПР_ГР} = 2·10^–3 мкм² и К_{ПР_ГР} = 1,7·10^–3мкм² , но они отличаются от значений, принятых специалистами-петрофизиками в ПЗ рассматриваемого месторождения – К_{ПО_ГР} = 0,09 д.ед., К_{ПР_ГР} = 1·10^–3 мкм² . Такое различие при определении граничной пористости может существенно повлиять на подсчёт запасов УВ, на технологические расчёты и планирование разработки месторождения.

Актуальными проблемами на зрелых нефтяных месторождениях до сих пор остаются высокая обводненность продукции и учет раздельной добычи нефти и попутных вод из разных пластов. Для установления профиля притока в добывающих скважинах традиционно применяются геофизические методы, такие как спуск специального оборудования в скважину, что влечет за собой остановку добычи и трудозатраты. В дополнение к таким методам или в качестве альтернативного решения выступают геохимические методы: отбор проб прост и оперативен, что позволяет покрыть весь фонд скважин, а информация, получаемая в результате исследования, не требует остановки скважины. В этом случае используются показатели химического состава пластовых флюидов, добываемых с различных интервалов перфорации. В настоящей работе геохимические исследования проведены по устьевым пробам из более чем 100 скважин с отдельной перфорацией на карбонатный и терригенный коллекторы, некоторые скважины ведут совместную эксплуатацию данных пластов. Применен алгоритм по выявлению отличительных характеристик каждого пласта по составу добываемых рассолов и нефтей. Данные о химическом составе флюидов из разных объектов разработки позволили определить профили притока углеводородов и водной составляющей в разрезах скважин, совместно эксплуатирующих эти объекты. По результатам проведенных исследований девонская залежь рассматриваемого месторождения делится на две части: северную и южную, которые отличаются химическим составом пластовых флюидов. При анализе разработки отмечается то же деление залежей на две части: за последние 50 лет основная добыча нефти и попутной воды сосредоточена в южной части залежи, приуроченной к разлому, где предполагается активная работа водонапорного горизонта.

В статье предложена методика экспресс-оценки определения положения водонефтяного контакта (ВНК), установления границ зоны окисленной нефти, переходной зоны, зоны предельного и снижающегося сопротивления на залежах нефти турнейского возраста нижнего карбона на одном из месторождений Республики Татарстан. В качестве исходных данных использованы значения удельного электрического сопротивления (УЭС) эффективных пропластков из каталога геолого-геофизических данных, определённые по кривым индукционного каротажа. В ходе анализа использованы данные результатов интерпретации геофизических исследований двухсот с лишним скважин. Рассмотрено изменение электрических свойств залежей по вертикали, используя средние значения УЭС эффективных пропластков, осреднённых по всем скважинам. Выявлено, что по значениям УЭС в карбонатных массивных залежах турнейского возраста по вертикали возможно выделение различных зон нефтенасыщения. Сделан вывод о том, что начальная нефтенасыщенность растёт от ВНК вверх не экспоненциально, как в функции Леверетта, а линейно в каждой зоне.

Гидроразрыв пласта – технологически сложная процедура, на которую влияют многие факторы. Некоторые из них не могут быть изменены, например, геомеханические параметры целевого пласта или ориентация основных напряжений в этом пласте. Но другие параметры могут быть отрегулированы: тип пропанта, тип жидкости или режим закачки. В статье проведено моделирование влияния реологических параметров жидкости разрыва на геометрию трещины. При создании моделей были использованы два программных продукта: РН‑ГРИД от НК «Роснефть» и FracPRO от GTI Energy, а также проведены аналитические расчеты. Cозданы идентичные модели, в которых изменялись реологические параметры, и проанализированы изменения в геометрии трещин. В итоге получены зависимости изменения геометрии трещин от реологических параметров жидкости разрыва. Представленные теоретические данные и зависимости могут помочь специалистам сформировать представление о процессах, происходящих при гидроразрыве пласта, и более осознанно подходить к выполнению расчетов.

В статье описывается разрабатываемый проект цифровой научной платформы «Агрегатор неструктурированных геолого-промысловых данных», который потенциально может иметь важное значение для нефтегазовой отрасли. Применение новых интеллектуальных технологий в рамках этого проекта позволит существенно повысить эффективность процессов обработки, хранения и использования геолого-промысловой информации, содержащейся в различных текстовых источниках, в основном в отчетах о месторождениях.
Главной целью разработки цифровой научной платформы является интегрирование разнородной информации об объектах исследования недр, которая извлекается из отчетов о месторождениях Республики Татарстан. Это позволит создать сводную базу данных, которая станет основой для принятия обоснованных решений в нефтегазовой сфере. Проект цифровой научной платформы включает разработку архитектуры, алгоритмов и программных решений, основанных на современных методах обработки текстов и интеллектуальном анализе данных.

Клиноформная концепция нижнего мела Западной Сибири служит научной основой для прогнозирования его нефтегазоносности. Однако новые задачи и новые технологические возможности требуют ее дальнейшего развития. Базой для этого может служить современная модельно независимая методология секвенс-стратиграфии, суть которой заключается в разбиении разреза на последовательность системных трактов путем выделения всех секвенс-стратиграфических поверхностей. При этом выбор типа поверхностей, ограничивающих секвенс, осуществляется уже на втором этапе на основе выраженности поверхностей в разрезе или предпочтений исследователя.
Широкое развитие стратиграфических несогласий в нижнемеловом клиноформном комплексе севера Западной Сибири позволяет выделять в составе нижнемеловых клиноформ четыре системных тракта: верхний HST, стадии падения относительного уровня моря FSST, нижний LST, трансгрессивный TST – путем картирования секвенс-стратиграфических поверхностей на основе анализа типов вертикального напластования. Отмечено, что границами секвенсов в данном случае должны быть кровли TST – поверхности подошвенного прилегания (DLS), традиционно интерпретируемые как поверхности максимального затопления (MFS), что обеспечивает согласованность предлагаемого подхода с клиноформной концепцией.
Выделенные клиноформы Западной Сибири можно рассматривать как генетические секвенсы III порядка. Однако прогноз фаций в их системных трактах характеризуется недостаточной степенью детальностью. Для дальнейшей детализации фациальных моделей клиноформы (секвенсов III порядка) предлагается расчленить на клиноформы (секвенсы IV порядка) и выделить в них системные тракты. Но последние далеко не всегда картируются современной сейсморазведкой, для этого необходимы особые условия. В работе предложено: 1) разделять секвенсы III порядка на системные тракты, 2) выполнять картирование их мощностей с выделением депоцентров, 3) в пределах депоцентров (в подходящих сейсмогеологических условиях) выделять клиноформы – секвенсы IV порядка и составляющие их системные тракты как основу для картирования резервуаров и ловушек углеводородов.

В статье представлены результаты изучения четырех разрезов баженовской свиты и перекрывающих отложений в центральной части Мансийской синеклизы на основе комплексного анализа результатов лабораторных литолого-геохимических исследований кернового материала и данных широкого набора геофизических исследований скважин (ГИС). Для литологического описания разрез баженовской свиты был разделен на пять пачек, которые отличаются по соотношению содержаний углеродистой, глинистой, кремнистой и карбонатной компонент пород. Границы пачек были определены по их литологическому составу, а затем скорректированы с учетом ГИС. Первые две пачки характеризуются повышенными содержаниями кремнистого и глинистого материала, третья – существенным ростом кремнистой составляющей, четвертая – увеличенными концентрациями органического вещества, что указывает на ее более высокий по сравнению с нижней частью разреза нефтегенерационный потенциал. В пятой пачке возрастает содержание карбонатного материала, выделяется «кокколитовый» интервал, отмечаются многочисленные фрагменты двустворок. По всему разрезу баженовской свиты обнаружены минералы (стронцианит, витерит), указывающие на происходившие в диагенезе гидротермальные процессы.
В разрезе одной из изученных скважин в средней части баженовской свиты выделен интервал-коллектор. Отмечена высокая изменчивость коллекторских свойств баженовских пород даже в пределах одного месторождения, что связано с их вторичными преобразованиями пород в диа- и катагенезе. Обосновано, что материалы ГИС без данных, полученных методом ядерного магнитного резонанса, могут использоваться только для выделения возможных продуктивных интервалов. Установить в этих интервалах наличие либо отсутствие коллекторов возможно только на основе изучения их лабораторными методами.

Для создания трехмерных моделей солянокупольных структур на основе данных детального бурения без привлечения генетических соображений и косвенной информации эффективным является метод потенциальных полей, заключающийся в нахождении по координатам точек пластопересечения аппроксимирующей трехмерной функции, изоуровневые поверхности которой отождествляются со стратиграфическими границами. Для аппроксимации преимущественно применялись трехмерные сплайны, выраженные через функции Грина. Основные трудности связаны с наличием структурных несогласий, для учета которых исходные данные и построенные на их основе модели подвергаются специальным пространственным трансформациям. Чтобы избежать влияния высокоамплитудных соляных куполов на представление геометрии слоев подсолевого комплекса, моделирование последнего выполнялось отдельно от интенсивно деформированных эвапоритов и вышележащих слоев. Апробация метода проведена на одном из участков в Прикаспии. По данным интерпретации каротажа 249 скважин для исследуемой территории построена трехмерная модель, включающая несколько солянокупольных структур и охватывающая стратиграфический интервал от эмсского яруса нижнего девона до четвертичных отложений. Полученные результаты подтвердили наличие куполов с опрокинутыми залеганиями слоев. Подобные структурные формы плохо фиксируются методами 2D- и 3D-сейсморазведки. Предложенный метод может быть применен в геологических исследованиях при поисках и разведке углеводородов в солянокупольных областях.

В статье проводится сопоставление эффективности применения существующих методов рок-типизации карбонатных пород и предлагается альтернативный классификатор.
Для рок-типизации карбонатного коллектора, подвергшегося интенсивному диагенезу, были использованы четыре известных индекса. Однако выделенные с их помощью рок-типы характеризовались низкими коэффициентами корреляции между ключевыми параметрами, использующимися для построения геологической модели и подсчета запасов. Авторами предложен новый индекс KØS, который рассчитывается как функция коэффициентов проницаемости (k), пористости (φ), и остаточной водонасыщенности (S_wir). Влияние процессов осадконакопления и диагенеза на параметры нового индекса изучалось методами рентгеновской микротомографии (X-ray microCT) и ядерного-магнитного резонанса (NMR).
Сравнительный анализ предложенного индекса KØS с существующими показал, что у рок-типов, выделенных с его помощью, уравнения регрессии имеют наиболее высокие коэффициенты корреляции между подсчетными параметрами. Более того, каждый выделенный рок-тип обладает отличительной микроструктурой, что подтверждает правомерность предложенного подхода для классификации горных пород.
Так как все компоненты индекса KØS используются при подсчете запасов, и их определение входит в стандартные программы исследования керна, предлагаемый индекс может применяться практически на всех месторождениях углеводородов.

В работе представлены результаты исследования изотопного состава кислорода и водорода вод и углерода водорастворенной углекислоты для нефтегазоносных отложений северных районов Западной Сибири, охватывающих широкий стратиграфический диапазон – мезозой (от сеномана до байоса) и частично палеозой. Полученные значения δD и δ¹⁸O – очень разнообразны, охватывают интервалы от –120‰ до –50‰ и от –17‰ до –2‰ соответственно. Такой разнообразный изотопный состав вод указывает на отсутствие унифицированного механизма накопления вод и их преобразование в ходе геологической эволюции Западно-Сибирского осадочного бассейна. Главной чертой большинства изученных вод является выраженные значения изотопных кислородных сдвигов относительно GMWL (Global meteoric water line), в целом нарастающие с увеличением возраста водовмещающих отложений и достигающие 9‰, что указывает на их древнее седиментационное происхождение.
Диапазоны вариации изотопного состава углерода растворенной в воде углекислоты (от –51,8‰ до +21,8‰) и его содержания в водах (от 0,2 до 38,6 ммоль/дм3 ) указывают на широкий спектр условий и процессов, участвующих в преобразовании водорастворенной углекислоты. Тем не менее, установлена общая закономерность изменения изотопного состава углерода CO2 во времени. На основании полученных данных предложена модель преобразования изотопного состава углерода углекислоты в виде замкнутого цикла «атмосфера – почвы – глубокие водоносные горизонты», основанная на данных по изотопному составу водорастворенной углекислоты в водах нефтегазоносных отложений северных районов Западной Сибири.

Для изучения изменения элементного состава асфальтенов при термическом созревании ОВ использован предложенный В.С. Веселовским параметр сО (сО = (О/8 – Н)/(С/3)). Как и на диаграмме Ван-Кревелена, на диаграмме Веселовского в координатах С–сО прослеживается существенное различие в эволюции состава асфальтенов ОВ разного генезиса в процессе катагенеза. При этом в асфальтенах как аквагенного, так и террагенного типов ОВ отмечается увеличение параметра сО. С помощью метода ядерного магнитного резонанса высокого разрешения получена информация об изменении структуры исследованных асфальтенов разнотипного ОВ осадков и пород разных стадий литогенеза. Выявлена корреляционная зависимость между параметром состава сО и параметрами структуры асфальтенов при термокаталитических преобразованиях. Установлены три последовательные области термического созревания асфальтенов. При этом на всех стадиях катагенеза для асфальтенов террагенного ОВ характерны более высокие значения сО, бóльшее содержание ароматического и меньшее – алифатического углерода. Для высокопреобразованного аквагенного ОВ отмечено резкое увеличение степени конденсированности ароматических структур асфальтенов, что на градациях МК₃ ^1–2 делает их схожими по строению с асфальтенама террагенного типа ОВ.

Комплексирование – это создание комплекса методов для повышения достоверности решения задачи (группы задач). Поскольку в нефтегазовой отрасли существует большое количество методов, зачастую направленных на решение схожих задач, необходимо сократить количество применяемых методов, но использовать их результаты для достоверного определения изучаемых параметров и критериев нефтегазоносности. Таким образом, под комплексированием методов в геологоразведочных работах для поиска месторождений нефти и газа понимается создание четкой последовательной структуры решения задач геологоразведочных работ (ГРР) и алгоритмов действий рационального сочетания методов, позволяющих надежно спрогнозировать нефтегазоносность разномасштабных объектов исследования. Система может быть использована не только для выбора рационального комплекса на современных этапах ГРР, но и для поиска пропущенных залежей на уже разрабатываемых месторождениях и сопредельных территориях, в том числе и для автоматизированного применения в производственных целях.

В работе дан краткий обзор аналитических и полуаналитических методов, используемых для расчета притока жидкости к горизонтальным и многоствольным скважинам. Отмечено, что принципиальным является учет вертикальной и азимутальной анизотропии проницаемости пласта, траектории горизонтального ствола и гидравлических потерь давления на трение. На модельных примерах показаны преимущества и недостатки рассмотренных методов.

Проведены исследования функциональной зависимости термограмм в добывающих скважинах с целью определения начального распределения температуры по стволу скважины. Информация о первоначальном тепловом поле позволяет обеспечить достоверность решения задачи об определении работающих интервалов в эксплуатационных скважинах. В данной работе предлагается способ выделения линейной зависимости на профиле термограммы в интервалах отсутствия движения флюида (в зумпфе работающей и по стволу простаивающей скважины) с помощью построения специальной функции – вронскиана. Установлено, что применение вронскиана можно использовать для восстановления геотермического распределения, а также определения значения геотермического градиента и температуры при анализе термограммы. Для обсуждения возможностей предлагаемого способа использованы три случая: модельная и две термограммы при реальном промысловом исследовании. Первым вариантом рассмотрена синтетическая термограмма при квазистационарном режиме работы скважины. Во втором и третьем случае приводятся результаты термометрических исследований в скважине при кратковременном вызове притока с пласта при одинаковом и различающемся литологическом строении интервалов в зумпфе. Полученный алгоритм может использоваться для выделения интервалов линейной зависимости при экспресс обработках зарегистрированных термограмм с целью получения количественных параметров работы системы «скважина – пласт».

Одной из важных задач анализа разработки нефтяных месторождений является прогнозирование показателей работы скважин. Для этого часто используются характеристики вытеснения, представляющие собой зависимости одних показателей разработки от других. Для определения параметров этих зависимостей применяется регрессионный анализ исторических данных. Зависимости описывают обводнение добывающих скважин водой, закачиваемой в нагнетательные скважины, или водой из законтурного водоносного горизонта.
Особенностью характеристик вытеснения обычно считается, что их можно использовать только в случае, если потоки жидкости в пласте являются установившимися. Это связано с тем, что при классическом подходе характеристики вытеснения не учитывают в явном виде интерференцию скважин. Поэтому поиск характеристик вытеснения, с помощью которых можно учитывать взаимовлияние скважин, является важной задачей. Этому посвящена настоящая работа.
Обводненность и водонефтяной фактор (ВНФ) связаны известной формулой. В работе предложены регрессионные модели для ВНФ. Они получены путем совершенствования классической линейной зависимости логарифма ВНФ от накопленной добычи нефти.
Обводненность рассчитывается из водонасыщенности. Предложенные регрессионные модели для водонасыщенности основаны на анализе уравнений теории двухфазной фильтрации в разностной форме.
Исследовано 11 моделей обводнения, включая две классические и 9 новых. Также были разработаны зависимости для пластового и забойного давлений. Предложенные модели предназначенные для анализа работы скважин при разработке нефтяного пласта на упруговодонапорном режиме. Модели были протестированы на реальном месторождении, их эффективность была проанализирована. Некоторые новые модели показали хорошие результаты на тестовой выборке. В частности, все предложенные модели показали результаты лучше, чем классическая модель вида: логарифм водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти.

Одна из главных задач анализа хранения газа в водоносных пластах-коллекторах заключается в оперативном контроле дренируемых объемов газа, от величины которых в значительной степени зависят технологические и технико-экономические показатели создания и эксплуатации подземных хранилищ газа. Эффективным инструментом решения этой задачи является использование газогидродинамических прокси-моделей пластов.
Представлена одна из таких моделей, которую с учетом реализованной системы группового (по сборным пунктам) размещения вертикальных эксплуатационных скважин кратко можно описать как модель зонального дренирования и сезонных межзональных перетоков газа в пласте.
Приведен пример расчетов изменения в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа газонасыщенных поровых объемов и объемов газа в разнодренируемых зонах, в том числе в слабоконтролируемой периферийной зоне пласта, с учетом сезонных межзональных перетоков газа, а также объемов техногенных скоплений газа в контрольных горизонтах, образовавшихся вследствие межпластовых перетоков.

Сюжеты почтовых марок, посвященных георесурсам, часто связаны со смежной, но негеологической темой – транспортом. Это соседство не вызывает противоречивых чувств ни у геологов, ни у историков техники, ни у тематических коллекционеров. В предыдущих очерках филателистической рубрики журнала уже встречались марки с изображением почти всех способов перевозки полезных ископаемых, в том числе канатная дорога в г. Ткварчели.

Если уголь, руду, воду или нефть достаточно «просто» транспортировать в негерметичных конструкциях (тележки, каналы, мешки, акведуки), то транспортировка летучего газа невозможна без трубопровода, работающего от перепада давлений. Трубопроводный газ безопасно, выгодно и безостановочно обеспечивает энергетические потребности человека.