В настоящее время в нижнеюрских отложениях Сергинского нефтегазоносного района залежи нефти выявлены на Сергинском, Алексеевском, Западно-Яганокуртском, Большом, Каремпостском и Южно-Лыхминском месторождениях. По мнению многих исследователей, нижнеюрские отложения образуют самостоятельный нефтегазоносный комплекс, в составе которого выделяется ряд песчаных пластов. В этой связи очень актуальным становится вопрос о поиске и открытии в этих отложениях новых месторождений и залежей. Пласт Ю₁₀ ⁰ является одним из таких объектов. Цель работы — определение области распространения пласта Ю₁₀ ⁰ в Сергинском НГР, поиск предполагаемых перспективных зон. При решении этой задачи была проведена корреляция нижнеюрских отложений, проанализированы условия накопления и закономерностей распределения пород-коллекторов, усовершенствованы методические приемы картирования отложений и осуществлен анализ палеотектонического развития, а также анализ геолого-геофизических исследований. Основные результаты работы: определение области распространения, построение общих толщин и предполагаемых перспективных участков пласта Ю₁₀ ⁰.

На сегодняшний день такие источники, как имиджеры не в полной мере используются при геонавигации скважин. Авторы статьи считают, что углы и направления слоистости, полученные в результате структурной интерпретации имиджа плотности в горизонтальных скважинах, возможно использовать при определении границ и направлений песчаных тел. Цель работы — показать новые возможности применения структурной интерпретации имиджа плотности при геонавигации скважин.  

На примере одной горизонтальной скважины продемонстрированы возможности комплексного анализа структурной интерпретации имиджа плотности и сейсмических данных. По направлению бурения выделены песчаные каналы, которые характеризовались разным углом и направлением слоистости. Направления, полученные при интерпретации имиджа плотности, согласуются с направлением, полученным при интерпретации сейсмических данных.  

Анализ структурной интерпретации имиджа плотности 52 горизонтальных скважин показал, что пропластки, которые по результатам интерпретации имиджа плотности характеризуются высокими углами падения (более 15°), имеют преимущественно более высокие фильтрационно-емкостные свойства.

Таким образом, комплексный учет в процессе бурения структурной интерпретации имиджа плотности, сейсмических данных и картографа границ позволит определить границы и направления геологических объектов и определять верное направление дальнейшего бурения горизонтальных скважин.

В статье представлены результаты исследований пластовых вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса Западно-Сибирского артезианского бассейна, проводимых в рамках многолетнего мониторинга на нефтяных и газовых месторождениях. Актуальность исследования определяется недостаточной изученностью природы формирования современных гидрогеохимических условий бассейна, в частности, природы вариативности показателей химического состава проб подземных вод, фиксируемых в период мониторинга.  

В работе проанализирован значительный объем информации (более 4 700 проб) о составе проб пластовых вод апт-альб-сеноманских отложений на объектах мониторинга. Для систематизации и обобщения накопленной информации по отдельным месторождениям проведен расчет среднегодовых значений содержания компонентов в водах, а также стандартные отклонения их изменения во времени. Выполнено сопоставление методических погрешностей лабораторных методов определения содержания основных компонентов состава со стандартными отклонениями в наблюденных данных. Проведена оценка природной неоднородности химического состава подземных вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса по отдельным компонентам на рассматриваемых месторождениях. Результаты многолетних режимных гидрогеохимических опробований апт-альб-сеноманского комплекса на нефтяных и газовых промыслах свидетельствуют о значимой вариативности, даже в границах отдельных месторождений, содержания кальция, гидрокарбоната, йода и брома в подземных водах, что генетически обусловлено локальной неоднородностью состава и свойств вмещающих отложений.

Необходимость изучения зоны распространения аномально высоких пластовых давлений на месторождениях Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов возникла при освоении залежей углеводородного сырья на больших глубинах. Это позволило выявить технические проблемы при вскрытии и опробовании пластов. Повышенные и высокие пластовые давления встречаются практически во всех нефтегазоносных резервуарах, начиная с покрышки ачимовскиой толщи, продолжая отложениями верхней и нижней юры и далее ниже по разрезу.  

Исследование повышенных и высоких пластовых давлений, знание генезиса их образования направлены на повышение эффективности бурения глубоких скважин и также предупреждение аварийных ситуаций.  

С этой целью для анализа и оценки пластовых давлений используется весь комплекс методов исследований: до начала бурения, в процессе бурения, после завершения бурения.  

Благодаря исследованию геофизическими методами в процессе бурения скважин можно решить поставленную задачу. Рассмотрена возможность определения пластовых давлений на примере скважин, пробуренных на ряде месторождений. Представлена возможность определения пластового давления, коэффициента аномальности по методике эквивалентных глубин.  

В результате исследований данная методика показала довольно неплохие результаты при вскрытии и опробовании пластов на больших глубинах.

Разработана геоинформационная система планирования, мониторинга и анализа геологоразведочных работ с интеллектуальным ядром для интеллектуального анализа данных, расчета и оптимизации в условиях неопределенности информации. Предложенные подходы и алгоритмы применены в Системе мониторинга недропользования, созданной для мониторинга по геологоразведочным работам и недропользованию. Рассмотрены принципы использования нечеткой и вероятностной моделей (гибридный подход) оценки ресурсной базы и подсчета запасов. Созданы детерминированный и нечеткий алгоритм расчета для геоинформационной системы при определении оптимального расположения поисково-разведочных скважин. Для построения карт неопределенностей при оценке запасов создан оригинальный нечеткий алгоритм, который по возможностям, точности, времени счета и устойчивости расчетов превосходит стандартно применяемый метод Монте-Карло. Такой подход дает возможность представить все неточно заданные параметры в виде функций принадлежности и использовать предложенные нечеткие операции для работы с реальной промысловой информацией. Предложенные нечеткие операции для работы с картами представляют из себя нечеткие оверлейные операции и могут быть использованы для построения карт, характеризующих неопределенность подсчетных параметров и запасов. Проводится сравнение метода со «светофорным» методом картопостроения.

Ачимовская толща характеризуется высокой неоднородностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Разработка ачимовских отложений осуществляется при помощи горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта. Даже с учетом новых технологий коэффициент извлечения нефти по отложениям ачимовской толщи варьируется в диапазоне от 5 до 14 %. В рамках статьи изучен процесс локализации остаточных извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых, макронеоднородных песчаниках с хаотичным типом косой слоистости на месторождении поздней стадии разработки. В результате исследования принадлежности песчаников к фильтрационно-емкостной матрице коллектора, текущего состояния разработки месторождения, а также анализа эксплуатации добывающих скважин выявлены зоны невыработанных запасов для уплотняющего бурения новых скважин и боковых стволов. Совокупность этих факторов была учтена при адаптации гидродинамической модели высоконеоднородного коллектора, использованной в ходе нашей работы для выбора оптимальной по технико-экономическим показателям системы разработки.

Рассмотрен подход к определению оптимальных параметров системы разработки пласта, базирующийся на серии многовариантных гидродинамических расчетов, направленных на адаптацию модели и последующий прогноз технологических показателей, а также на привлечении нейросетевого анализа. Целесообразность такого алгоритма обуславливается необходимостью повышения точности и надежности получаемых результатов уже на раннем этапе проектирования разработки за счет одновременного учета геологических и гидродинамических неопределенностей. Программное обеспечение «тНавигатор» было выбрано в качестве основного инструмента, поскольку обладает большим набором соответствующих задаче опций. С помощью алгоритма латинского гиперкуба выполнена многовариантная адаптация исходного варианта гидродинамической модели, за счет анализа получаемого качества настройки выбраны представительные реализации для запуска базового прогноза. По итогам базового прогноза с привлечением накопленной функции распределения определены пессимистичный / базовый / оптимистичный сценарии для перехода к оптимизационным расчетам по поиску наилучшей системы разработки с помощью алгоритма дифференциальной эволюции. Контроль качества и уточнение полученных параметров оптимума реализован за счет построения нейронной прокси-модели. По итогам работы сформирован порядок действий по получению искомых оценок, сочетающий в себе достаточно широкий диапазон неопределенности, определяющий многообразие получаемых решений и сокращающий машинное время, затрачиваемое на расчет.

Для восстановления продуктивных свойств нефтяных скважин применяется большое количество волновых и вибрационных способов воздействия на пласт, использующихся для увеличения проницаемости околоскважинной зоны. Необходимым этапом существующих технологий является вынос загрязняющих околоскважинную зону частиц в скважину с последующей транспортировкой их на поверхность. Однако влияние волновых полей может быть распространено на большую глубину и эффективно применяться для очистки большого участка пласта. Цель исследования — теоретическое обоснование процесса изменения концентрации структур кольматантов в околоскважинной зоне и трещине гидравлического разрыва пласта без извлечения разрушенных частиц кольматантов на поверхность: в процессе воздействия волновых полей, генерируемых в скважине, осуществляется продвижение частиц в глубь пласта и рассеивание их по большой площади чистого пространства. Теоретическое обоснование процесса проведено методом математического моделирования. В работе выполнена постановка задачи уменьшения концентрации частиц загрязнений на исследуемом участке, осуществлено ее решение, получены формулы изменения количества осадка и абсолютной проницаемости, сделаны расчеты, построены графики. Результаты могут быть применены для разработки новой виброволновой технологии повышения продуктивности скважин.

В статье рассматривается проблема определения несущей способности стенки вертикального стального цилиндрического резервуара при наличии дефектов формы стенки. Цель работы — представление широкому кругу специалистов методики, которая позволяет выполнить с использованием аналитических и численных методов расчет на прочность и устойчивость стенки резервуара. Особенность расчета состоит в комбинировании стандартного аналитического метода и численного подхода.  

В статье применены классические методы строительной механики, существующие аналитические решения, а также численные методы, в частности, метод конечных элементов с реализацией в программном комплексе ANSYS.  

Полученные авторами результаты свидетельствуют о том, что использование предложенной методики комбинированного решения, включающего в себя аналитические и численные методы, позволяет успешно решать задачу подтверждения несущей способности как для вновь построенного, так и уже введенного в эксплуатацию резервуара.  

Описанный в настоящей статье подход может быть использован для дополнения существующей нормативной документации в части оценки напряженно-деформированного и технического состояний при наличии дефектов геометрической формы.

Печь подогрева нефти является важным входным технологическим звеном на участке подготовки нефти и в качестве топлива может использовать попутный нефтяной газ. При этом газ разного состава требует разное количество воздуха для полного сгорания, также в зависимости от химического состава газа изменяется не только объем требуемого воздуха, но и теплота сгорания. На данный момент управление печью для получения заданной выходной температуры продукта основано на ПИД-регуляторе. При поддержании задаваемого давления в трубе топливного газа система выставляет количество подаваемого воздуха по заранее подобранным коэффициентам (по редким измерениям количества кислорода в отходящих газах). В процессе эксплуатации зачастую соотношение воздух — газ подстраивается вручную по цвету пламени, а система управления давлением воздуха не используется или используется неэффективно. Настройки коэффициентов ПИД производится крайне редко и эффективность сжигания более насыщенного попутного нефтяного газа значительно снижается, что приводит к выбросу несгоревших компонентов топливного газа в атмосферу и перегреву нагреваемого продукта.  

Авторами статьи предложен алгоритм управления печью на основе динамических расчетов теплового и массового балансов. Основными задачами описываемого алгоритма являются: поддержание температуры нефти на выходе из аппарата и эффективное сжигание попутного нефтяного газа.