Настоящая статья посвящена изучению геологических особенностей карбонатных продуктивных пластов нефтяных месторождений и выявлению взаимосвязей между фильтрационными и емкостными свойствами коллекторов со сложным строением пустотного пространства. Зависимость проницаемости коллектора от его пористости, называемая петрофизической, используется при решении широкого спектра задач, в том числе при геолого-гидродинамическом моделировании. Сложное строение пустотного пространства карбонатных коллекторов обуславливает неоднозначный вид петрофизической зависимости и, как следствие, недостаточную достоверность основанных на ее применении расчетов. Так, применительно к рассматриваемой в статье залежи, уравнение, связывающее проницаемость и пористость, получено дифференцированно для порового и трещинного типа пустотности коллектора и характеризуется значениями коэффициента детерминации R²=0,81 и R²=0,16 соответственно. Проведение расширенного комплекса лабораторных исследований карбонатных образцов керна одного из месторождений Пермского края, в том числе включающего методы ядерно-магнитного резонанса, сканирующей электронной микроскопии и рентгеновской компьютерной томографии, позволило разработать новые, справедливые для всех типов пустотности зависимости, более тесно связывающие фильтрационную и емкостную характеристики коллектора (коэффициент детерминации R² превышает 0,92). Целесообразность использования разработанных уравнений подтверждена посредством проведения вычислительного эксперимента: применение полученного уравнения позволило улучшить прогностические способности геолого-гидродинамической модели залежи как по дифференциальным, так и интегральным показателям разработки (годовая и накопленная добыча нефти соответственно). Результаты исследования и примененные подходы могут быть использованы при решении задач проектирования и моделирования разработки карбонатных коллекторов для повышения качества адаптации исторических данных в геолого-гидродинамических моделях, а также увеличения степени достоверности выполняемых расчетов за счет более детального учета особенностей строения пустотного пространства горной породы.

По результатам литологического, циклостратиграфического анализов, а также увязки с данными ГИС и корреляции разрезов скважин были выделены и прослежены основные изохронные уровни отложений парфеновского горизонта в разнофациальных зонах Ангаро-Ленской ступени. Отложения парфеновского горизонта представлены комплексом гравийно-песчаных, песчаных и алевро-песчаных пород мономиктового и олигомиктового состава. Они формировались в условиях блуждающих потоков дельтовых равнин и приливно-отливных дельт, переходящих в мелководно морской бассейн седиментации. Обломочный материал поступал с Байкало-Патомского нагорья в область прибрежной равнины и зону крайнего мелководья залива Палеоазиатского океана, который омывал южную часть Сибирской платформы. Литологическая неоднородность отложений связана с большим разнообразием среднемасштабных фациальных единиц (мезофаций), а также интенсивностью вторичных процессов.

В работе представлены результаты изучения ароматических соединений (фенантренов, дибензотиофенов, ароматических стероидов) в битумоидах баженовской свиты Томской области (юго-восток Западной Сибири). Среди соединений фенантренового и дибензотиофенового рядов помимо голоядерных и монометилзамещенных структур идентифицированы их ди- и триметилзамещенные гомологи. Сравнительный анализ относительных концентраций основных групп ароматических соединений, рассчитанных двумя способами (с учетом и без учета ди- и триметилфенантренов и дибензотиофенов), показал их идентичность. Установлено, что основным фактором, контролирующим содержание и распределение ароматических соединений, является степень зрелости органического вещества. Наиболее информативные молекулярные показатели зрелости для органического вещества баженовской свиты низких и средних градаций катагенеза (ПК₃-МК₁²) – отношения 4-МДБТ/1-МДБТ, ТАСИ, ТАС/МАС, а также ТМТГФ/1,7,8-ТМФ. 

Для корректного моделирования фазового поведения флюида и точного учета компонентного состава, долей и свойств присутствующих в пласте фаз при разработке месторождений углеводородов в некоторых случаях необходимо использовать модели неравновесного фазового поведения.

Наблюдаемые при разработке месторождений признаки неравновесного фазового поведения флюидов могут быть связаны с различными факторами. Экспериментально показано, что так называемая термодинамическая неравновесность (когда фазовый переход нельзя считать мгновенным по сравнению с характерным темпом изменения параметров состояния системы) проявляется при ограниченной удельной площади поверхности раздела фаз. «Гидродинамическая неравновесность» (отличие фактической пропорции добываемых фаз от ожидаемой) может возникать при высоких скоростях отбора по той причине, что одна из фаз не успевает сегрегировать и переносится в виде взвеси во второй фазе, без формирования отдельной сплошной среды. Правильная идентификация типа наблюдаемой неравновесности является ключевым фактором при выборе корректной модели.

В статье рассмотрены особенности различных моделей учета неравновесного фазового поведения. Проанализированы примеры их практического применения при различных проявлениях неравновесного фазового поведения и причинах его возникновения. Обсуждается проблема моделирования фильтрации, сопровождающейся неравновесными фазовыми переходами.

Представлено петрофизическое обоснование применения метода отраженных электромагнитных волн (МОЭМВ) для дифференциации геологического разреза по электрическим свойствам, в том числе в целях исследования криолитозоны и изучения внутримерзлотных и подмерзлотных вод. Произведен анализ результатов экспериментальных работ МОЭМВ на территории нефтегазового участка недр на территории Республики Саха (Якутия) в 2023 г., включая исследование полученного распределения интервальной скорости электромагнитного сигнала с глубиной по ряду измерений. Представлен результат обработки данных в виде «виртуальной скважины» – вертикального распределения удельного электрического сопротивления с детальностью 2-5 м по глубине. Достоверность результатов МОЭМВ подтверждается их устойчивым соответствием по всем произведенным измерениям и геологической информации на глубинах не менее 500 м, в частности характеру залегания мерзлых пород и положению водонасыщенных пород. Показаны преимущества МОЭМВ такие как: чувствительность исследуемого параметра (скорости электромагнитного сигнала) к изменению физических свойств горных пород, повышенная детальность и необязательность наличия априорной геолого-геофизической информации для проведения количественной интерпретации данных измерений.

Статья носит обзорный характер, где представлены результаты глубинных геолого-геофизических исследований, выполненных на юге Камчатки и в ближайшей акватории Тихого океана. Приведено описание объемной плотностной модели и ее анализ в комплексе с другими данными. Дополнена информация о структурном положении Толмачёвского активного магматического центра (ТАМЦ) и его происхождении. В результате исследований выявлен мантийный выступ, который имеет замкнутые контуры и образован в Начикинской зоне поперечных дислокаций (НЗПД) не позднее раннего миоцена. Размеры большой и малой осей выступа составляют соответственно ~ 123 и 84 км. В нижней части мантийного выступа, на глубине 35-45 км выделяются локальные участки разуплотнения, отождествляемые с очагами плавления. Причиной образования выступа может быть давление магмы ультраосновного состава из верхней мантии и ее последующее внедрение в нижние слои земной коры. Внедрение происходило по ослабленной зоне, сформированной на начальном этапе сдвиговой дислокации, происходившей в миоцен-плиоценовое время. Дифференциация магмы, поступающая в земную кору из очагов плавления, а также тепловые потоки из этих же источников, образуют участки очагового выплавления и, как следствие, приводят к формированию интрузивного массива средне-среднекислого состава. Периодическое продвижение магмы по ослабленной зоне в районе ТАМЦ сопровождается роем слабых землетрясений. ТАМЦ генетически связан с мантийным выступом и является его составной частью.

Зоны перегиба субдуцирующей океанической литосферы являются участками накопления тектонического напряжения и его периодической разгрузки в виде землетрясений. Наиболее высокая плотность сейсмических событий с магнитудой М ≥ 5 наблюдается в сейсмическом линеаменте, расположенном наиболее близко к береговой линии – в зоне максимального перегиба слэба в интервале глубин ~ 30-50 км.

В настоящее время модели, основанные на применении методов искусственного интеллекта, активно разрабатываются и применяются при решении самых различных задач, в том числе в практике нефтяного инжиниринга. Оценка точности и достоверности разработанных моделей, сводится, как правило, к определению стандартных статистических критериев, при этом не всегда разработчиками используется отдельная валидационная выборка. В настоящей статье приводятся результаты исследования, которые сводятся к многовариантному тестированию модели, основанной на применении методов машинного обучения, ранее разработанной авторами с целью определения динамического пластового давления в зонах отбора нефтедобывающих скважин. Модель характеризуется рядом преимущественных характеристик, в том числе минимальными требованиями к количеству исходных данных, что обуславливает ее актуальность и практическую востребованность. Высокой сходимости расчетных и фактических значений прогнозируемого параметра удалось добиться за счет усложнения модели, что затрудняет ее интерпретацию и не позволяет обоснованно сформулировать условия и критерии практического применения. В качестве объекта исследования выбраны три залежи нефти одного месторождения, с различающимися геолого-физическими условиями. Наличие большого количества фактических определений пластового давления посредством гидродинамических исследований скважин на месторождении позволило провести тестирование модели по самым различным сценариям, для каждого из которых оценивалась и анализировалась ошибка прогноза. В результате подтверждены высокие статистические оценки прогностической способности модели при ретро- и перспективном воспроизведении пластового давления. Установлено, что ошибки прогнозирования стремятся к нулю при наличии большого количества фактических определений величины пластового давления. Однако для проведения вычисления для каждой скважины достаточным является наличие единичного замера за всю историю. Установлено, что резкое изменение дебита скважины также должно сопровождаться фактическим определением пластового давления с занесением полученной величины в модель. В случае отсутствия по отдельным скважинам даже единичного замера пластового давления модель достоверно воспроизводит его величину посредством используемой в алгоритмах процедуры кригинга при наличии замеров по соседним скважинам.

Представлены экспериментальные результаты изучения кривых капиллярного вытеснения при химических методах повышения нефтеотдачи. Проведён анализ теории капиллярного числа и изменений этого параметра при химических методах повышения нефтеотдачи. Проанализированы результаты исследований кривых капиллярного вытеснения и выявлены общие закономерности и особенности поведения этих кривых в различных экспериментальных условиях. Анализ показал, что при изменении смачиваемости пласта, пористости, проницаемости и поровой структуры кривые капиллярного вытеснения изменяются. В изменяющихся пластовых условиях классические кривые капиллярного вытеснения, ранее полученные в ходе базовых экспериментов, не позволяют осуществлять прогноз остаточной нефтенасыщенности, и кроме того, максимальная нефтеотдача не соответствует максимальным значениям капиллярных чисел. В практике разработки нефтяных месторождений, как правило, нет необходимости в использовании высоких концентраций поверхностно-активных веществ для снижения поверхностного натяжения до сверхнизкого уровня. Добавление полимера и щелочи (в соответствующей концентрации) обеспечивает высокое нефтеизвлечение за счёт взаимодействия поверхностно-активных веществ, полимера и щелочи. В настоящее время в Китае технологии ASP заводнения (alkaline-surfactant-polymer flooding - щёлочное заводнение и совместное применение щелочи, ПАВ и полимера) является наиболее эффективным методом повышения нефтеотдачи на заводнённых нефтяных месторождениях и даёт хорошие результаты. Поэтому необходимо исследовать микромеханизмы подвижности и фильтрации остаточной нефти. Исследования кривой капиллярного вытеснения, с учётом структуры коллектора и его базовых фильтрационных характеристик, имеют определяющее значение при разработке нефтяных месторождений Китая, также эти кривые могут быть использованы в мировой практике в качестве основы для повышения нефтеотдачи с помощью третичных методов.

Впервые получена информация о возрасте пород – источников цирконовой кластики для отложений старопетровской свиты венда Волго-Уральского осадочного бассейна. В результате U-Pb (LA-ICP-MS) датирования детритовых цирконов из песчаников старопетровской свиты в скважине Красноусольская, расположенной в Предуральском краевом прогибе, получен широкий временной диапазон возрастов цирконовой кластики: от архея – 3247 млн лет до венда – 577 млн лет. Особенности распределения возрастных популяций цирконов из песчаников старопетровской свиты свидетельствовали о поступлении обломочного материала в Волго-Уральский бассейн преимущественно из местных питающих провинций. Источником наиболее древней (2944–2660 млн лет и 2507–1831 млн лет) популяции цирконов для песчаников старопетровской свиты предполагаются архей-палеопротерозойские образования Тараташского метаморфического комплекса Южного Урала и кристаллические породы фундамента платформы Волго-Уральской области. Для детритовых цирконов с возрастами 1720–1472 млн лет, 1390–1044 и 736–653 млн лет, отвечающим раннему, среднему и завершающему рифею, в качестве потенциальных источников цирконовой кластики рассматриваются имеющие современные изотопные датировки по циркону и бадделеиту интрузивные и вулканогенные образования навышского, машакского и игонинского магматических комплексов рифея Южного Урала и базальты актанышского (скв. 203 Мензелино-Актанышская) и кипчакского (скв. 1 Кипчакская) вулканогенных комплексов Волго-Уральской области. В местных питающих провинциях не установлены источники цирконов с возрастами 964–851 млн лет и 643–603 млн лет, что вероятнее всего связано с недостаточной изотопно-геохронологической изученностью осадочных и магматических комплексов докембрия Восточно-Европейской платформы и её складчатого обрамления. Среди докембрийских образований особое место занимают вендские отложения, к которым в Волго-Уральской области приурочены многочисленные проявления нефти и газа, что делает отложения венда привлекательным объектом на поиски углеводородов.

Скважинные имиджеры являются мощным инструментом для исследования сложнопостроенных коллекторов, предоставляя уникальную информацию о структурных и текстурных особенностях изучаемых пластов, в том числе информацию в масштабе кернового материала. Развитие методов обработки и интерпретации позволяет оптимизировать существующие подходы к оценке имиджей на качественном и количественном уровнях. Они также способствуют повышению эффективности и качества работы с имиджами за счёт новой пообъектной информации. В данной работе предлагается современная методика анализа имиджей, основанная на результатах обработки большого и уникального объёма накопленных данных с применением технологий машинного обучения. Разработанные алгоритмы позволяют автоматизировать процесс предобработки имиджей, а также процесс структурно-текстурной декомпозиции. Применение глубоких нейронных сетей обеспечило выделение целевых объектов с точностью более 90%, а алгоритмы компьютерного зрения позволили получить их количественную характеристику в виде оценки размеров, форм, ориентаций и топологий. Области применения предлагаемой методики включают в себя: седиментологический анализ (в частности обнаружение тонких пропластков); дополнение к программам исследований сплошного и бокового керна; дополнение к программам исследований с помощью пластоиспытателя на кабеле (детальное описание особенностей коллекторов в интервалах, не охарактеризованных керном); дополнительная информация для обработки и интерпретации комплекса геологических и геофизических данных (моделирование пласта с использованием детерминированного подхода, критерии распределения для стохастического моделирования, определение петрофизических параметров с высокой степенью достоверности).

Россия обладает крупнейшей в мире ресурсной базой природного газа. При этом значительная часть запасов газа относится к трудноизвлекаемым (ТРИЗ), а его поставки на рынок (прежде всего, трубопроводным транспортом) в современных условиях связаны с преодолением серьезных препятствий. Поэтому одним из ключевых приоритетов развития отрасли должно стать производство высокотехнологичного газа – газа, добываемого из ТРИЗ и/или поставляемого на рынок в виде сжиженного природного газа (СПГ). Его производство предполагает применение как инновационных технологий, так и новых форм координации участников процессов его производства.

Проекты по производству высокотехнологичного газа (ВТ-газа) могут успешно реализоваться только при снятии ряда ограничений. Особо следует отметить: (1) технологические проблемы, решение которых требует применения новых видов оборудования, материалов и услуг; (2) организационно-экономические проблемы, которые связаны с повышенным уровнем издержек в отдельных звеньях технологических цепочек.

Выполненные авторами оценки показывают, что дополнительные налоговые стимулы при разработке ТРИЗ газа – ачимовских и юрских залежей – позволяют вывести проекты их освоения на требуемый инвесторами уровень рентабельности. При этом налоговые поступления государства будут на уровне доходов, получаемых при добыче аналогичного объема сеноманского газа. Такой эффект связан с включением в состав целевых продуктов газового конденсата. В свою очередь, при реализации СПГ-проектов, даже в случае использования налоговых стимулов, поступления государству не ниже, чем при существующем налогообложении добычи газа и его поставках трубопроводным транспортом. Это обстоятлеьство связано с тем, что СПГ-проекты характеризуются более высокой капитаемкостью и большей гибкостью направлений поставок и последующего использовния сжиженного газа.

Показано, что для увеличения добычи и производства ВТ-газа важную роль играет формирование условий для ускоренного развития смежных отраслей, прежде всего, нефтегазового сервиса и машиностроения, что может быть обеспечено только при тесной кооперации участников этих проектов с использованием механизмов индикативного планирования.

С целью оценки перспектив нефтегазоносности зоны сочленения Сибирской платформы и тектонических структур южной части моря Лаптевых выделены и изучены с применением методов численного моделирования очаги нефтегазогенерации верхнерифейской, вендской, девонской, пермской и верхнеюрской нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). Оценено влияние крупных тектонических перестроек, происходивших в регионе во второй половине палеозоя и мезозое, на реализацию генерационного потенциала материнскими толщами. Показано, что все изученные НГМТ, за исключением верхнеюрской, на большей части области их распространения преодолели критический момент до завершения крупных тектонических событий в регионе, что негативно отразилось на формировании углеводородного потенциала района исследования. В результате невысокие перспективы прогнозируются в континентальной части зоны сочленения, где, при наличии флюидоупоров, ожидаются небольшие месторождения в отложениях венда Лено-Анабарского прогиба. Значительный углеводородный потенциал, где целесообразно сосредоточить дальнейшие нефтегазопоисковые исследования, прогнозируется в южной части моря Лаптевых и прилегающего побережья в пределах Анабаро-Хатангской седловины. Основные перспективы этой области связываются с пермскими и мезозойскими отложениями.