В настоящее время при оценке состояния сырьевой базы и общем прогнозе развития добычи нефти часто оперируют понятием обеспеченности (или кратности) добычи запасами, отражающим, как считается, гарантированное время вовлечения текущих извлекаемых запасов в активную разработку. Однако при этом сроки (цифры) существенно разнятся. В связи с этим представляется целесообразным еще раз остановиться на содержании общеупотребляемого показателя обеспеченности добычи запасами, различиях в подходах к его расчету и использованию в нашей стране и за рубежом, а также возможности оперирования им при прогнозе добычи и потребности в приросте запасов.

Настоящими исследованиями решается следующая задача: на базе моделирования очагов генерации палеозойско-мезозойских нефтематеринских формаций определить вероятные источники палеозойских залежей углеводородов (на примере юго-востока Западной Сибири, Томская область). Территория исследований – это земли Останинской группы месторождений: Сельвейкинская площадь глубокого бурения, Останинское и Герасимовское нефтегазоконденсатные месторождения. Объектами исследования являются доюрские толщи, обладающие нефтематеринским потенциалом, в числе которых палеозойские ларинская (S₁ lr), мирная (D₁ ³ mr), чузикская (D₂ cz), чагинская (D₃ cg) и кехорегская (C₁ kh) свиты, а также юрские баженовская (J₃ bg) и тюменская (J₁-2tm) свиты и, соответственно, резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя. Предмет анализа выбран в соответствии с концепцией о геотермическом режиме недр, как о ведущем факторе реализации генерационного потенциала материнских отложений. Методы исследований – цифровое палеотемпературное моделирование и историко-геологический анализ.
Получены результаты и сделаны выводы, касающиеся фундаментальных аспектов проблемы «палеозойской нефти». 1. Источником палеозойских залежей нефти могут быть как породы доманикоидного типа палеозойских свит, так и юрские нефтематеринские формации. Таким образом, может иметь место как восходящая вертикальная межпластовая миграция углеводородов (УВ), так и нисходящая миграция УВ. Поэтому две концепции «главного источника» являются совместимыми и не должны рассматриваться, как нередко, ортодоксально альтернативными. 2. Источником палеозойских залежей газа и газоконденсата являются, скорее всего, только породы доманикоидного типа палеозойских свит. 3. «Палеозойским» источником залежей нефти и газа в доюрском НГК могут быть только палеозойские свиты кровли фундамента (на Останинской группе месторождений – C₁ kh и D₃ cg). 4. «Юрским» источником залежей нефти в доюрском нефтегазоносном комплексе может быть баженовская свита – J₃ bg.
Получены результаты и сделаны выводы, касающиеся прикладных (поисковых) аспектов проблемы. 1. Получены результаты, которые дополнительно аргументируют авторский поисковый критерий нефтегазоносности палеозоя – аномальные геофизические и петрофизические характеристики юрского разреза. 2. Отсутствие залежей УВ в юрском разрезе – это, скорее всего, негативный признак нефтегазоносности палеозоя. 4. Низкая плотность современного теплового потока (меньше 40 мВт/м² ) – это, скорее всего, негативный признак залежей нефти в палеозое. 3. Высокие палеотемпературы по отражательной способности витринита (более 175^о С) – это, скорее всего, негативный признак нефтяных и газовых залежей в палеозое. 4. Получены основания высказать, что нефтяные залежи в палеозое не могут быть богаче нефтяных залежей в юре.

Данная работа является продолжением цикла исследований по обобщению геохимической информации по содержанию элементов в составе пород и нефтей по району Ухтинской антиклинали Южного Притиманья. На основании значений иттриевой (Y/Ho) и цериевой аномалий (Се^{образец}/Ce* _PAAS ), установленных в современных осадочных бассейнах, изучаемые породы верхнего девона разделены по условиям формирования и преобразования на преимущественно гидротермальные и гидрогенные. Показано, что в зависимости от этих условий формируются зоны гидротермальной и гидрогенной минерализации с повышенным содержанием Zn, Cu, Co, V, Mn, Mo. В результате сравнительного анализа содержания элементов в нефтях и значений геохимических показателей U/Th, V/ Ba, Th/Ba, As/Ba выделены три типа нефти: ярегский, нижнечутинский высокотемпературный и нижнечутинский низкотемпературный. Значения этих показателей рассматриваются в качестве поисковых критериев для определенного типа нефти.

В работе приведены сведения о геолого-геофизической изученности, геологическом строении и запасах газа Тамбейского газоконденсатного месторождения, расположенного на севере полуострова Ямал. Описаны проблемы картирования залежей газоконденсата в меловых и юрских отложениях. Для объяснения причин рекордной многозалежности данного месторождения и неоднородности насыщения массивных резервуаров мелового возраста газом приведены данные палеотектонического анализа, кратко описана методика и перечислены исходные данные. Показаны структурные карты и карты изопахит, показывающие конфигурацию структурных элементов осадочного чехла и фундамента и их эволюцию в юрское и меловое время. Сделаны выводы о том, что отдельные структурные элементы площади работ развивались довольно независимо друг от друга с начала юры и до конца сеномана, и что современную форму и размеры Северо-Тамбейское структурное поднятие приобрело в неогенеквартере. Приведены сведения о газоносности юрского интервала разреза. Молодой возраст Северо-Тамбейского структурного поднятия, уникально высокая плотность размещения на нём газовых и газоконденсатных залежей, неоднородность насыщения массивных резервуаров мелового возраста газом, обширные залежи газоконденсата с аномально высоким пластовым давлением в юрском интервале разреза – все эти факты говорят в пользу гипотезы о том, что Тамбейское газоконденсатное месторождение находится в стадии активного формирования и в настоящее время. Углеводородные газы, поступающие из глубокозалегающих юрских отложений, ещё не успели равномерно распределиться по вышележащим меловым резервуарам.

Геологическое изучение пластов-коллекторов сверхвязкой нефти (СВН), приуроченных к отложениям шешминского горизонта, для дальнейшего вовлечения залежей в опытно-промышленную эксплуатацию – сам по себе дорогостоящий проект ввиду высокой вязкости нефти от 200 до 200000 мПа∙с и изменения глубины залегания продуктивного пласта от 100 до 500 м. В условиях нестабильной экономической ситуации целесообразно исключать всевозможные факторы, в том числе и геологические, приводящие к дополнительным затратам при разработке залежей СВН.
Целью данной работы является определение степени влияния врезов на эффективность работы скважин на примере залежей СВН. Для проведения анализа использовались материалы по подсчету запасов СВН, лабораторные исследования и макроописания керна, результаты структурно-геоморфологических исследований, эксплуатационные показатели скважин. Рассмотрены залежи СВН шешминского горизонта, осложнённые врезами, и их геологическое строение. Приведены фильтрационно-емкостные свойства и характеристики залегания пластов. Зафиксированы участки развития вреза по пробуренным скважинам, приведено макроописание керна и шлама во врезовой части. Выделены зоны разуплотнения верхнепермских терригенных отложений по результатам структурно-геоморфологических исследований. Выполнено сопоставление карты прогнозной трещиноватости с картой плиоценовых образований, характеризующее генезис вреза. Проведено сравнение эксплуатационных возможностей скважин с расположением устья во врезовой зоне и вне вреза. Предложены рекомендации для проектирования горизонтальных скважин на местности, осложненной врезами.

Рассмотрены результаты лабораторных исследований почти 1300 образцов из 50 скважин коллекторов трех продуктивных терригенных горизонтов Чаяндинского месторождения, представленных песчаниками и алевролитами. Межзерновая и трещинная компоненты в основном составляют структуру пористости коллекторов. Их величины влияют на основные параметры горных пород, включая фильтрационно-емкостные свойств коллекторов. Пространственное распространение межзерновой и трещинной компонент пористости коллекторов влияет на освоение и разработку залежей нефти и газа и определяет актуальность данного исследования. Величины трещинной и межзерновой компонент пористости определялись по авторской методике с применением данных об открытой пористости и скорости распространения упругих волн в образцах горных пород и минеральном скелете этих образцов при моделировании пластовых условий.
Выявлено мозаичное площадное распределение величины трещинной пористости, обусловленное длительной геолого-тектонической историей развития площади. Выделены зоны повышенной трещинной пористости до 0,7–0,8 % (абсолютных процентов пористости) на севере и в центре западной части площади месторождения и зоны с минимальными значениями трещинной пористости менее 0,2–0,3 % в восточной части месторождения. Результаты лабораторных исследований керна показали наличие в коллекторах трещинной пористости до 1,26 %. Данные о величине и распространении трещинных коллекторов по площади Чаяндинского месторождения могут быть использованы при уточнении проекта его разработки.

Применение метода электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) широко распространено при изучении карбонатных пород. ЭПР позволяет реконструировать литолого-геохимические обстановки древнего осадконакопления, в том числе окислительно-восстановительные условия и палеорадиоактивность бассейнов седиментации. В работе представлены исследования карбонатных пород-коллекторов раннеказанского возраста Горского месторождения сверхвязкой нефти (Республика Татарстан) по парамагнитным меткам: ионам марганца Mn²⁺, ион-радикалам SO₃ ^– , SO₂ ^– , РO₂ ^2-(РO₂ ⁰ ) в минералах и свободных радикалов С₆₀₀ в остатках органического вещества в породе. Карбонатные коллекторы Горской структуры, в тектоническом плане приуроченной к восточному борту Мелекесской впадины, представлены двумя основными литотипами: доломитовыми баундстоунами и доломитовыми оолитовыми пакстоунами, имеющие различные постседиментационные изменения. Данные ЭПР получены по 28 образцам, отобранных с шагом 0,5–1,5 м по разрезу скважины №8001. По спектрам ЭПР иона Mn²⁺ и его содержанию в карбонатных минералах выявлен лагунно-морской генезис пород Горского поднятия. Установлена доминирующая доломитовая минерализация разреза. Отсутствие ион-радикалов в карбонатных минералах и невысокие значения степени заселенности магниевой и кальциевой позиций доломитов обусловлено вторичностью карбонатов. Распределение ионов марганца, органических и неорганических радикалов в породе по разрезу показано одновременно с ее коллекторскими свойствами и условиями образования двух литотипов доломитов.

Проанализировано распределение теплопроводности, радиогенной теплогенерации и теплового потока в южной части Баренцева моря, включая свод Федынского. Рассчитаны модели глубинных температур, контролирующих термические условия катагенеза органического вещества. Построена 3D-температурная модель до глубины 30 км, которая позволила продемонстрировать карты-срезы температур на различных глубинах в земной коре. Проведено сопоставление теплового поля и сейсмотомографической модели Баренцева моря, показавшее, что сейсмотомографические аномалии обусловлены термическими неоднородностями.

В настоящее время большое количество научных работ, посвященных изучению особенностей геологического строения и разработке залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах, основаны на применении какого-либо одного метода исследования. В данной статье показаны преимущества комплексного использования современных методов исследования керна, в том числе рентгеновской микротомографии и электронной микроскопии, а также данных гидродинамических и промысловых исследований скважин. Преимуществом использованного подхода является возможность изучения залежи на трех уровнях: керн-скважина-объект разработки, обоснованно переносить данные микроисследований на закономерности реализации технологических процессов добычи нефти. Объектами исследований настоящей статьи являются фаменские залежи нефти двух соседних месторождений, являющихся, на первый взгляд, аналогами по сходству укрупненных геолого-физических характеристик. Всесторонние исследования образцов керна этих месторождений позволили установить различия как в минеральном составе пород, так и в строении их пустотного пространства, особенно в размерах и распределении поровых каналов. Так, при примерно равной пористости для одного из месторождений установлено наличие двух типов пустот и двукратное превалирование размера наиболее крупных из них. По данным комплекса лабораторных методов исследования керна коллектор отнесен к поровому типу (трещины не обнаружены). Выполненная интерпретация гидродинамических исследований подтвердила этот факт, позволила установить наличие зависимости проницаемости коллектора от пластового давления (деформация пустотного пространства коллектора), а также построить по каждой скважине соответствующую индивидуальную зависимость. Сравнение уравнений, аппроксимирующих данных зависимости, продемонстрировало более выраженную деформацию коллектора, для которого характерно наличие крупных пор и каверн. То есть комплекс лабораторных и гидродинамических исследований позволил установить вероятность деформации пустотного пространства карбонатного коллектора даже при отсутствии в нем трещин. В свою очередь, деформация коллектора выделена в качестве наиболее вероятной причины, объясняющей разные темпы снижения дебитов скважин рассматриваемых месторождений.

Длительная поэтапная разработка многопластового месторождения, включающего десятки и сотни нефтеносных горизонтов и локальных залежей в сочетании с их вертикальной и горизонтальной разобщенностью, создает условия для формирования остаточных запасов нефти. Для целей выявления и пространственной локализации остаточных запасов разработан и применен алгоритм ретроспективного анализа на примере верхне- и нижнедевонских терригенных отложений Ромашкинского месторождения, разработка которых ведется с 1952 года. Проанализирована длительная история геологического изучения и разработки нефтеносных пластов пашийского Д1 (пласты г и д), муллинского Д2, ардатовского Д3, воробьевского Д4 и бийского Д5 горизонтов по данным 2605 скважин. Предложено выделять 6 категорий пластов и содержащихся в них запасов. Ранее не разрабатывавшиеся пласты, сложенные кондиционными коллекторами, отнесены к категории 1. Пластам, сложенным более глинистыми и менее проницаемыми коллекторами, присуждается категория 2. К категории 3 относятся ранее разрабатывавшиеся, но оставленные до достижения предельной обводненности, а к категории 4 разрабатываемые в настоящее время интервалы. Наименее перспективными считаются остановленные после достижения предельной обводненности (категория 5), а также выклинивающиеся, замещенные не коллекторами или считающиеся водоносными (категория 6) пласты. Категории наносились на карты для выявления, визуализации и описания основных закономерностей в распространении остаточных запасов, которые устанавливаются как в одиночных скважинах, так и в целиках, включающих группу скважин. Алгоритм апробирован на корпоративной информационной базе исторических данных по геологическому изучению, исследованиям и разработке Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Приведены примеры опытных геологотехнических мероприятий по включению в разработку выявленных остаточных запасов.

В статье рассмотрены методологические подходы применения детерминированного факторного анализа для выявления причин изменения параметров работы газовых скважин при установившемся притоке газа по линейному и нелинейному законам фильтрации. Методы факторного анализа дают возможность количественно оценить степень влияния отдельных факторов на отклонение исследуемого показателя. В соответствии с методологией факторного анализа обоснованы математические модели факторной системы при линейной и нелинейной фильтрации газа, установлена совокупность факторов, и получены готовые решения для факторного анализа параметров работы газовой скважины. Для решения задач факторного анализа технологического режима работы газовых скважин и получения формул расчета приращения дебита газа от изменения факторов в статье выполнено обоснование и исследование метода взвешенных конечных разностей. Апробация рабочих формул для оценки степени влияния факторов на отклонение дебита газа в положительную или отрицательную сторону выполнена по параметрам работы скважин подземных хранилищ газа в циклах отбора и закачки. Полученные формулы для проведения факторного анализа газовых скважин позволяют количественно оценить влияние таких факторов, как пластовое и забойное давления, коэффициенты фильтрационных сопротивлений на отклонение дебита газа. Дальнейшее ранжирование скважин по факторам является основой управления процессами добычи (закачки) газа и планирования геолого-технических мероприятий.

Сокращение вредного влияния промышленных выбросов в атмосферу и продление периода использования ископаемого топлива на сегодняшний день являются важными вопросами топливно-энергетического комплекса. В связи с данной проблемой закачка дымовых газов в месторождения нефти для повышения нефтеотдачи может рассматриваться как экологически безопасный и экономически рациональный способ сокращения выбросов и полезного использования парниковых газов.
Для закачки в пласт могут использоваться дымовые газы, образующиеся на электростанциях или в других промышленных процессах, связанных со сжиганием ископаемого топлива – природного газа, мазута, угля и др. Для эффективного вытеснения нефти с использованием дымовых газов важно учитывать множество факторов: влияние состава дымовых газов и состава нефти, условия смесимости, режимы закачки и т.д.
В статье проанализирован мировой лабораторный и промышленный опыт исследований эффективности вытеснения нефти с использованием дымовых газов. Сделаны выводы об оптимальных критериях осуществления процесса, и обозначены дальнейшие пути развития исследований, с учетом условий возможного применения в Республике Татарстан.

Целью работы является разработка единого поэтапного подхода по созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе трехпараметрического кубического уравнения состояния для достоверного моделирования PVT-свойств пластовых флюидов (пластовой нефти и пластового газа) при проектировании и мониторинге разработки месторождений, расчете многофазного течения в скважинах и промысловых трубопроводах, а также при бассейновом моделировании.
Предлагаемый авторами подход позволяет с высокой точностью адаптировать PVT-модель как пластовой нефти, так и пластовой газоконденсатной системы на экспериментальные данные с помощью поэтапной процедуры, где на каждом шаге с помощью изменения одного из параметров уравнения состояния настраивается одно из PVT-свойств углеводородной системы. Возможна алгоритмизация и автоматизированное применение данного подхода в специализированных программных продуктах.
Для PVT-модели пластовой нефти предлагаемый авторами подход позволяет с высокой точностью воспроизвести значения давления насыщения, объемного коэффициента, газосодержания пластовой нефти, динамику изменения изотермического коэффициента сжимаемости и динамической вязкости пластовой нефти от давления при пластовой температуре, а также плотность сепарированной нефти. Для PVT-модели пластовой газоконденсатной системы разработанный подход позволяет с высокой точностью воспроизвести давление начала ретроградной конденсации, Z-фактор пластового газа, потенциальное содержание стабильного конденсата в пластовом газе, динамику изменения потерь насыщенного конденсата и динамической вязкости фаз от давления при пластовой температуре, а также плотность стабильного конденсата и конденсатогазовый фактор.
Созданная, на основе предлагаемого в статье подхода, корректная PVT-модель может применяться как в композиционном гидродинамическом моделировании, так и в моделях типа «черная нефть». Применение разработанного подхода проиллюстрировано на примерах 8 различных месторождений пластовой нефти и газоконденсатных систем различных регионов России.

Имеющийся опыт показывает, что в процессе создания и многолетней циклической эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) в пластах-коллекторах водоносных горизонтов могут происходить пластовые потери газа. Потери могут достигать десятки процентов от закачанных объемов газа в пласт и оказывать существенное влияние на надежность и безопасность функционирования и эффективности эксплуатации ПХГ. В связи с этим актуальными являются вопросы организации промыслового контроля и методологии оценки пластовых потерь газа на ПХГ.
В статье предложена структуризация закачанного в пласт газа на возможные пластовые составляющие с учетом состояния газовой фазы и участия в фильтрационных массообменных процессах. Приведены основные факторы, определяющие образование разных пластовых составляющих. Рассмотрены основные понятия, и дано определение пластовых потерь газа на ПХГ в водоносных горизонтах. Показаны основные признаки того или иного вида потерь. Кратко описаны пластовые потери от оттоков свободного газа из искусственной газовой залежи, которые могут возникать в результате вертикальных утечек из объекта хранения и латеральных уходов газа по пласту за пределы ловушки. Рассмотрены потери, связанные с адсорбцией газа горными породами, фазовыми переходами газа и насыщением газом низкопроницаемых участков коллекторов; растворением газа во вторгающейся пластовой воде и его конвективно-диффузионным уносом оттесняемой водой в водоносную область пласта.
На примере ПХГ, созданного в водоносном пласте, рассмотрена система геолого-промыслового мониторинга участка недр в пределах горного отвода в условиях вертикальных межпластовых перетоков свободного газа. Показано, что реализованная система наблюдательных и контрольных скважин позволяет осуществлять адекватное наблюдение за объектом хранения газа и контроль герметичности ПХГ по всему разрезу выше объекта хранения.
Рассмотрены следующие составляющие пластовых потерь газа на хранилище: растворенный газ в остаточной воде в пределах газовой залежи; газ, адсорбированный горными породами в пределах газовой залежи; растворенный газ, диффундированный из газовой залежи в приконтактную водоносную область пласта; растворенный и свободный газ в контрольных горизонтах. С использованием геологической модели пласта, а также результатов моделирования конвективно-диффузионного переноса растворенного газа в водоносную область пласта дана оценка составляющих пластовых потерь газа прямым способом по местам их нахождения.

Изучены петролого-геохимические характеристики интрузивных пород, источники магматических расплавов, а также состав минералов околорудных метасоматитов и руд Карагайкульского золото-порфирового рудопроявления, расположенного в зоне Главного Уральского разлома на Южном Урале. Содержание петрогенных окислов определялось силикатным методом, редких элементов – с помощью ICP-MS анализа на квадрупольном масс-спектрометре ELAH 9000. Состав минералов исследован с использованием электронно-микроскопического анализа на растровом электронном микроскопе РЭММА-202М. Установлено, что габбро, габбро-диориты и диориты рудоносной дайковой серии Карагайкульского рудопроявления представляют собой надсубдукционные магматиты нормальной щелочности, принадлежащие переходной и известково-щелочной петрогенетическим сериям. Они сформировались из флюидонасыщенных расплавов. Основным источником расплавов для интрузивных пород, скорее всего, служили шпинелевые перидотиты надсубдукционной литосферной мантии, предварительно метасоматизированные водными флюидами, возникшими при дегидратации пород субдуцирующей океанической плиты. Дайки подверглись в околорудном ореоле пропилитизации биотит-актинолитовой фации (парагенезис: биотит + актинолит + эпидот + ортоклаз + альбит + кварц + хлорит + пумпеллиит), а вмещающие их серпентинизированные ультрабазиты – карбонатизациии (парагенезис: доломит + магнезит + хромо-магнетит). По данным хлоритового геотермометра температура образования пропилитов составляет 287–317°С. Сульфидные минералы в золотоносных штокверках представлены пиритом, халькопиритом, галенитом, пентландитом, пирротином и виоларитом.

В статье обобщены данные о морфологии, составе, текстурных и структурных особенностях хромититовых залежей Уфалейского ультрамафитового массива. Минералого-геохимические особенности вмещающих ультрамафитов позволяют интерпретировать их как деплетированный рестит от частичного плавления мантийных перидотитов. Отмечены относительно широкие вариации месторождений по составу рудообразующих хромшпинелидов (#Cr 0.6–0.8) и заметный метаморфизм вкрапленных руд с замещением хромита хроммагнетитом. Предполагается, что хромититовые тела были изначально сформированы в условиях верхней мантии по реоморфическому механизму, а затем произошла их структурно-геохимическая трансформация в коллизионной обстановке верхней части земной коры. Уплощенные тела вкрапленных хромититов сохранились вблизи компетентных блоков габброидов, тогда как другие залежи были превращены в линзовидные и подиформные тела густовкрапленных и массивных руд меньшего размера. Холодная тектоника корового этапа привела к дезинтеграции залежей и одновременному локальному обогащению будинированных тел хромититов.

В лабораторном эксперименте изучали способность почв к самоочищению при сильном нефтяном загрязнении и влияние на данный процесс биоуглей и шунгитов. Инкубирование почв, загрязненных нефтью, без добавления сорбентов при постоянной оптимальной влажности и температуре в течение 28 суток обеспечило снижение остаточного содержания нефтепродуктов (НП) лишь на 8%. Добавление биоугля и шунгита в дозе 2,5% позволило снизить содержание НП при постоянных условиях инкубации до 48,8% и 38%, соответственно. Показано, что проведение инкубации нефтезагрязненных почв в режиме переменной влажности и температуры без добавления сорбентов позволяет снизить остаточное содержание НП за 28 дней эксперимента на 32%. В процессе исследования отработаны методы определения субстрат-индуцированного дыхания (СИД) в различных режимах инкубации. Сильное загрязнение почвы нефтью привело к существенному уменьшению в начальный период интенсивности СИД с 12,8 C-CO₂ мкг/г ч до 8,6 C-CO2 мкг/г ч, которое нормализовалось на 14-й день проведения опыта. Показано, что внесение биуглей (в меньшей степени шунгитов) в почву, загрязненную нефтью, обеспечивает поддержание СИД на необходимом уровне и увеличивает потенциальную способность почв к самоочищению. В работе обсуждаются возможности увеличения потенциальной способности почв к самоочищению при сильном загрязнении нефтью и НП.