Освоение Западной Сибири – один из наиболее масштабных научно-производственных и социально-экономических проектов страны в XX веке. Государственный подход, научное обоснование, производство необходимого оборудования, организация транспорта и геологоразведочные работы увязывались в единый комплексный проект союзного масштаба. В составе Министерства геологии СССР было создано Главное управление по разведке нефти и газа, а 15 января 1948 года был подписан приказ об организации в Тюмени первой нефтеразведочной экспедиции. В январе 1950 года научно-техническим советом Министерства геологии СССР был принят генеральный план изучения и освоения Западно-Сибирской плиты, в том числе размещение на ее территории 26 опорных скважин, региональных сейсмических профилей и проведение поисковых работ в районе опорных скважин. В результате были открыты газовые месторождения Березовского района, а несколькими годами позже нефтяные Шаимское, Мегионское и Усть-Балыкское. Эффективная организация работ и государственный подход позволили в короткие сроки открыть крупные запасы нефти в Широтном Приобье и уникальные запасы природного газа на севере Западной Сибири. В декабре 1963 года было принято специальное постановление Совета Министров СССР о подготовке к пробной эксплуатации месторождений, о создании инфраструктуры для развития геологии и нефтедобычи, научно-исследовательского и индустриального институтов. Достижения геологов обеспечили необходимую базу для создания крупнейшего топливно-энергетического комплекса. С ним связывалось социальное и экономическое развитие региона и страны в целом.

Проведен анализ состояния и изменения ресурсной базы территории Ямало-Ненецкого автономного округа и шельфа Карского моря. Приведены данные по добыче, запасам и ресурсам газа, нефти и конденсата. Показано распределение запасов углеводородного (УВ) сырья по величине месторождений, по фондам недр и нефтегазоносным комплексам. За 20-летний период показано соотношение добычи и приростов запасов в регионе. Объемы запасов промышленных категорий региона позволяют довести годовую добычу газа до 650–750 млрд м³ , нефти – до 80 млн т. Необходимо проведение дифференцированной оценки начальных суммарных ресурсов УВ сырья по комплексу геолого-промысловых параметров.

Приводится история создания, анализируется комплекс исследований, проведенных Тюменским филиалом Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) в 1960–1964 гг. и Западно-Сибирским научно-исследовательским геологоразведочным нефтяным институтом (ЗапСибНИГНИ) в 1964–1996 гг. Показана роль института в обосновании нефтегазоносности и освоении ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Приведены научные прогнозы и разработки сотрудников института, повлиявшие на повышение эффективности геологоразведочных работ. При подготовке статьи использованы ранее неопубликованные документы из архива дирекции ЗапСибНИГНИ.

Анализ исторических статистических данных по приросту углеводородного сырья и буровой проходке в процессе проведения поисков и разведки месторождений нефти и газа на территории Широтного Приобья позволил выявить важные закономерности в динамике критериев эффективности работ. Полученные расчетные показатели удельной годовой и среднемноголетней эффективности поисково-разведочных работ могут быть использованы для планирования объемов бурения, оценки времени проведения буровых работ и расчета их стоимости. Оценивается физическая возможность проведения поисково-разведочного бурения для перевода региональных ресурсных ожиданий в доказанные запасы промышленных категорий.

Распределение накопленной добычи и текущих запасов нефти всех категорий, дифференцированных по административным субъектам, расположенных в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, показывает существенную неоднородность в распределении этих показателей по стратиграфическим горизонтам. Для каждого горизонта проводится комплексирование критерия обеспеченности добычи текущими запасами категории А и обводненностью продукции. Показано, что основная доля как накопленной добычи, так и текущих извлекаемых запасов, обеспечивающих эту добычу, приходится на неокомский комплекс, который имеет критически высокие показатели обводненности продукции и низкие дебиты.

Целью настоящей работы является анализ проблем с ресурсами, запасами и разработкой баженовско-абалакского нефтегазоносного комплекса и поиск геолого-технологических решений для ввода запасов в разработку в промышленных масштабах. Это должно стабилизировать добычу нефти в округе на уровне 210–215 млн т. При выполнении работы анализировались в ретроспективе геолого-промысловые и отчетно-статистические данные Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И. Шпильмана и Департамента недропользования и природных ресурсов Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.
Добыча нефти из залежей баженовско-абалакского комплекса с использованием традиционных технологий остается нерентабельной. На действующих месторождениях созданы реально работающие опытные участки и полигоны по апробации в производственном режиме технологий повышения эффективности разработки баженовско-абалакского комплекса пород. К сожалению, наработанный опыт зачастую остается в нефтяных компаниях. Несомненно, что на единичных инициативах нефтяников проблему освоения огромных ресурсов баженовской свиты решить нельзя.

Цель статьи состояла в анализе минерально-сырьевой базы углеводородов выделенных в результате тематических работ перспективных на обнаружение залежей углеводородов зон, расположенных преимущественно на периферии территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Второй, не менее важной целью явился анализ состояния геологоразведочных работ в Югре с точки зрения их геологической эффективности. Выделены участки недр, по которым дана оценка ресурсной базы в разрезе доюрских образований и осадочного чехла. Предложены наиболее перспективные по состоянию запасов и ресурсов поисковые зоны для включения их в программы лицензирования фонда недр за счет всех источников финансирования. Приведены сведения о перспективах подготовке «новых» запасов нефти за счет поисково-разведочного бурения. Данная работа является результатов собственных исследований авторов, включая ретроспективный анализ фондовых и имеющихся в распоряжении Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И. Шпильмана и Департамента недропользования и природных ресурсов Ханты-Мансийского автономного округа – Югры геолого-геофизических материалов по данной тематике за историю открытия и освоения недр Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Для пополнения запасов нефти и газа в среднесрочной перспективе и до конца столетия потребуется изучение новых комплексов отложений в перспективных регионах страны. Одним из таких направлений является шельф Карского моря, где уже открыты крупные и гигантские газоконденсатные месторождения в меловых отложениях, а на восточном Приновоземельском шельфе открыто месторождение Победа с нефтяной залежью в нижне-среднеюрских отложениях и газовыми залежами в меловых.
В статье обосновываются перспективы нефтегазоносности юрского комплекса в центральной части Южно-Карской нефтегазоносной области, и предлагается ускорить проведение геологоразведочных работ в юрских и доюрских отложениях региона.

Статья посвящена оценке перспектив нефтегазоносности верхнепермских, нижнетриасовых и нижнеюрских образований Вилюйской гемисинеклизы (Республика Саха (Якутия)). На основе современных методов бассейнового моделирования была построена модель верхнепалеозойско-мезозойской нефтегазовой системы рассматриваемой территории. Интенсивные процессы генерации в основании пермской толщи начались 270 млн лет назад в казанское время; на рубеже перми и триаса произошел пик генерации углеводородов. Всего органическим веществом газоматеринских пород перми генерировано около 800 трлн м³ ; из-за отсутствия литифицированных покрышек нижнего триаса и нижней юры были утеряны до 90 % углеводородов. Преобладающее влияние на нефтегазоносность Вилюйской гемисинеклизы оказал меловой этап развития, с которым связано формирование основных структур и заполнение ловушек углеводородов. В результате интерпретации геолого-геофизических материалов прослежены закономерности распространения по площади нефтегазоносных песчаных пластов-линз и залегающих над ними глинистых прослоев с высокими изолирующими свойствами в отложениях покрышек нижнего триаса. Целью системного подхода к изучению осадочного бассейна являлась дифференциация территории Вилюйской гемисинеклизы на нефтегазоносные зоны различной перспективности в зависимости от комбинации контролирующих залежи углеводородов факторов.

В статье приводятся первые данные о редкоземельной минерализации в дифференцированных интрузиях западного склона Южного Урала. При изучении минералогии пород шуйдинского, мисаелгинского, ишлинского и лысогорского комплексов были обнаружены минералы редкоземельных элементов (РЗЭ) (монацит-(Ce) и алланит- (Ce), торит (ауэрлит, чералит)) и РЗЭ-содержащие минералы (цирконолит-(Y) и эпидот). Детальный анализ химического состава минералов показал, что магматический монацит-(Се) и алланит-(Се) в значительной степени отличаются от метаморфогенных аналогов, описанных ранее в различных структурно-вещественных комплексах региона. Делается вывод о том, что редкоземельное минералообразование в породах основного/ультраосновного состава обусловлено дифференциацией расплава в магматической камере. Близкие температуры образования минералов из различных комплексов (ишлинский комплекс – 958°C , шуйдинский комплекс – 950–954°C, мисаелгинский комплекс – 947–952°C) свидетельствуют о тождественности процессов формирования монацита-(Се) и алланита-(Се). Сравнительный анализ магматических минералов РЗЭ и метаморфогенных аналогов выявил их различие, обусловленное, по нашему мнению, химизмом среды минералообразования.

Рассмотрена оригинальная модель микроструктурных преобразований при набухании глин, дано термодинамическое и физико-механическое описание особенностей свойств глин в ходе процесса набухания в парах и водных растворах. В основе предлагаемой для объяснения этих свойств модели лежит представление о взаимном перемещении глинистых частиц в агрегатах глинистой породы при набухании с образованием новых пор между глинистыми частицами, образующими кристаллиты и агрегаты. В основу модели положен механизм угилизации избыточной поверхностной энергии глинистых частиц при гидратации с учетом влияния некоторых параметров среды, например, концентрации раствора, через изменение взаимной ориентации глинистых частиц, главным образом, за счет поворотов или сдвигов друг относительно друга, с образованием доступной для дальнейшего смачивания свободной поверхности. В термодинамическом описании такой процесс будет проявляться в изменении энергии поверхностного взаимодействия на смоченных участках частиц при движении во время взаимных сдвигов и поворотов. При этом также изменяется один из важнейших параметров глинистой породы – микропористость. В работе это явление было экспериментально исследовано с использованием методов статической влагоемкости и мессбауэровской (ЯГР) спектроскопии. Предложенная модель позволяет объяснить особенности процесса гидратации глины и сопоставить наблюдаемые экспериментальные данные с теоретическим описанием процесса набухания глины.

На сегодняшний день накоплен значительный зарубежный и отечественный опыт строительства и эксплуатации горизонтальных, многоствольных и многозабойных скважин в различных горно-геологических условиях. Несмотря на то, что горизонтальные скважины имеют много преимуществ, значительные капиталовложения, необходимые для бурения и заканчивания скважин, являются сдерживающими факторами. В связи с этим крайне важным становится принятие решения о выборе оптимального профиля скважины в конкретных геолого-физических условиях. Актуальность работы также подтверждается тем, что на некоторых объектах разработки отмечается снижение дебита нефти горизонтальных скважин до уровня наклонно-направленных в начальный период эксплуатации. Рассматриваемые в работе нефтяные месторождения Пермского края, эксплуатирующиеся горизонтальными скважинами, характеризуются существенным различием фильтрационно-емкостных свойств и объединены в несколько групп: «северную» (С) и две «южных» (Ю₁ и Ю₂ ). Основным параметром при выделении групп является коэффициент подвижности нефти. Выполненная в статье поскважинная технико-экономическая оценка, основанная на фактических значениях добычи за многолетний период, позволила выявить оптимальный профиль скважины в зависимости от геолого-физических характеристик коллектора. Объединив основные геологические характеристики залежей с экономической оценкой, построены зависимости чистого дисконтированного дохода от гидропроводности пласта, позволяющие рекомендовать тип профиля скважины в конкретных геолого-физических условиях. Также в работе для разнообразных геолого-физических условий определено значение минимально рентабельной добычи нефти для различного профиля скважин. Таким образом, в работе создана основа, необходимая для определения типа профиля скважин при планировании эксплуатационного бурения.

Предметом исследования является зона сочленения многоствольных скважин-фишбонов, проектируемых на нефтегазовом месторождении Ямало-Ненецкого автономного округа. Устойчивость области стыковки стволов в продуктивном пласте оценивается с помощью трехмерного пороупругого моделирования. С целью определения оптимального расположения фишбона рассмотрены ситуации с различным наклоном бокового ствола, с материнским стволом, направленным вдоль максимального и минимального горизонтального напряжения, для случаев, когда сочленение находится в породе с обычной и с пониженной прочностью. В каждой конфигурации сочленения определены диапазоны допустимой депрессии на пласт, а в случае нестабильности при добыче нефти – указаны перепады давления, при которых возможно безопасное бурение и эксплуатация скважин. Моделирование с учетом нарастания корки бурового раствора на стенках скважин показало, что перепад давления может быть существенно снижен с сохранением устойчивости стенок сочленения.

Формулируется краевая задача о формировании нестационарного поля давления в окрестности горизонтальной скважины в бесконечном неоднородном анизотропном пласте в предположении о медленном пространственном изменении проницаемости пласта вдоль оси скважины. Скважина моделируется как линейный источник/сток жидкости. Распределение давления представлено в интегральной форме на основе функции влияния мгновенного точечного источника, которая найдена явно. Обратная задача моделирования плотности притока жидкости сводится к решению интегрального уравнения при заданном давлении в скважине. Разработана и реализована вычислительная процедура расчета распределения притоков вдоль скважины. Даны оценки влияния изменений проницаемости на процесс добычи. Анализируются и сопоставляются серии расчетов для случаев постоянной, линейной и переменной проницаемости. Продемонстрировано отличие полученного решения от так называемого приближения «локально постоянной» проницаемости, обсуждаются точность и область применимости последнего подхода.