Территория Курганской области по факту располагается в границах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, где в пределах Тюменской, Омской, Томской и Новосибирской областей открыты промышленные запасы углеводородов и ведется их активная разработка. В статье представлена оценка перспективности нефтегазоносности Курганской области в отложениях раннекаменноугольного возраста, зон серпентинизации ультраосновных пород, а также верхнемелового надсеноманского комплекса пород. Казалось бы, Курганская область, соседствуя и находясь в близких геологических условиях с теми областями, в которых ведется добыча углеводородов, на сегодняшний день могла бы тоже вести промышленную разработку месторождений, однако залежи нефти или газа здесь до сих пор не открыты, а изучение недр носит дискретный и бессистемный характер. Неопределенность в судьбе курганской нефти — наследие советской геологии. Вероятно, в Курганской области не найти крупных запасов углеводородов, но прогнозные ресурсы есть, и без комплексного изучения недр их не подтвердить. Авторы данной статьи пытаются разобраться и понять, почему в Курганской области при явных перспективах открытия на ее территории залежей углеводородов до сих пор не забил нефтяной или газовый фонтан.

На современном этапе развитие нефтегазовой отрасли Российской Федерации невозможно без пополнения сырьевой базы, и поэтому актуальной задачей являются проведение исследований, поиски и оценка перспектив нефтегазоносности неразведанных участков месторождений. Цель исследования — провести комплексную оценку коллектора продуктивного пласта Каневского месторождения. В работе применялись минералого-петрографические исследования, лабораторные исследования с целью оценки эффективной пористости образца методом насыщения, гранулометрический анализ, рентгеноструктурный анализ. Анализируя проведенные исследования, можно сделать вывод, что рассматриваемые исходные пески, сформировавшиеся из пород-коллекторов продуктивного горизонта Каневского месторождения, были образованы морскими осадками прибрежного или пляжного типа. Это подтверждается слабо окатанной формой зерен и наличием в породах глауконита. Изучаемый образец является мелкозернистым песчаником глауконит-полевошпат-кварцевым с примесью алевритовой фракции, с полуокатанными зернами, цемент пелитовый, базальный и порово-базальный, структура алеврит-псаммитовая. Общая открытая пористость составила 14,3 %. Проведена комплексная оценка коллектора продуктивного пласта Каневского месторождения — пласт является продуктивным, и необходимо составить проект по проведению геологоразведочных работ.

В работе показано, что изменение типа долота оказывает большое влияние на значение «критической длины» нижней части бурильной колонны при бурении горизонтальной части ствола скважины. Впервые сформулирована и решена задача об упругой устойчивости равновесия компоновки нижней части бурильной колонны при бурении горизонтального ствола скважины, с учетом особенностей конструкций долот (шарошечное, лопастное, долото PDC) и механизма разрушения горных пород в процессе бурения скважин. При исследовании используются общепринятые положения линейной теории упругости материалов, теории устойчивости стержней и оболочек. Принято, что нижняя часть бурильной колонны представляет собой тяжелый упругий стержень, испытывающий совместное действие сил собственного веса труб и осевой нагрузки на долото, а скручивающий момент от стола ротора, действующий на колонну труб, не учитывается. Для нахождения «критической длины» получены простые приближенные формулы, учитывающие типоразмер долота, утяжеленных бурильных труб и осевую нагрузку.

Рассмотрены основные технологические процессы сооружения скважин для добычи высоковязких углеводородов из продуктивных низкопористых коллекторов с высокими термобарическими условиями, к которым относятся и сланцевые залежи баженовской свиты. По результатам обзора и анализа существующих решений в области освоения таких залежей обосновано и предложено следующее: сооружение разветвленных многозабойных по азимуту скважин с горизонтальным окончанием, осуществление селективного многостадийного гидроразрыва в продуктивном пласте; использование при вскрытии пласта технологических жидкостей на нефтяной основе, а для разобщения — тампонажных материалов, продукт твердения которых представлен термически стойкими гидратными фазами (гидроосновными гидросиликатами). Разветвленные скважины имеют горизонтальное окончание большой протяженности (порядка 1 000 метров и более). Эффективно работает только часть горизонтального участка, что является основанием для разработки и применения стадийного как по времени, так и по простиранию, метода гидроразрыва пласта. На уровне изобретения разработаны способ и устройство для проведения многостадийного селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием. В статье изложен способ его осуществления, проведено сравнение с уже имеющимися. Особое внимание уделено необходимости использования при первичном вскрытии пласта растворов на углеводородной основе, а для разобщения — тампонажных растворов из композиционных материалов, продукт твердения которых представляет камень, сформированный низкоосновным гидросиликатом кальция.

В работе представлено обобщение опыта по организации системы поддержания пластового давления (ППД) в низкопроницаемых неоднородных коллекторах пластов ЮК2-9 тюменской свиты. Рассмотрены вопросы влияния плотности сетки наклонно направленных скважин и интенсивности заводнения на эффективность системы ППД. Представлены результаты оценки давления нагнетания, при котором проявляется эффект автоГРП, сопровождающийся существенным ростом приемистости закачиваемой воды. Детально раскрыт вопрос о необходимости учета ориентации системы ГС+МГРП относительно регионального стресса с целью минимизации прорывов закачиваемой воды. Дана сравнительная характеристика эффективности ППД в системе «вдоль» и «поперек» стресса. Выявлены недостатки описанных в литературных источниках аналитических методов определения периода отработки нагнетательных скважин на нефть. Описан новый экспрессметод определения оптимального периода отработки на нефть индивидуально для каждой нагнетательной скважины, позволяющий максимизировать добычу нефти без дополнительных затрат. Даны рекомендации по мониторингу и регулированию закачки.

В работе рассмотрены способы повышения коэффициента извлечения нефти на уже разрабатываемых месторождениях, особое внимание уделено методам увеличения нефтеотдачи (МУН). Приведена сравнительная структура добычи нефти в России в среднесрочной перспективе. Проанализирован опыт нефтегазовых компаний по применению МУН на месторождениях и оценена динамика роста применения различных МУН в России. С ростом количества операций на месторождениях неизбежно растут требования к подбору кандидатов, поэтому в работе уделено внимание гидродинамическому моделированию физико-химического моделирования, выделены особенности и недостатки существующих симуляторов. Приведены основные зависимости для адекватного моделирования при полимерном заводнении. Представлен расчет с различной концентрацией полимерного раствора, что оказывает значительное влияние на обводненность и в дальнейшем на снижение операционных расходов на подготовку продукции добываемого флюида. Рассмотрена возможность создания специализированного гидродинамического симулятора для малообъемных химических МУН, так как в основном симуляторы применимы для химического заводнения и воздействие оказывается в целом на пласт.

Увеличение нефтеотдачи на месторождениях может реализовываться с помощью химического заводнения при добавке поверхностноактивных веществ (ПАВ) по ПАВ-полимерной (SP) или щелочно-ПАВполимерной (ASP) технологии. Проектирование химического заводнения реализуется с учетом пластовых условий и составов пластовых флюидов. ПАВ в составе композиции заводнения позволяет изменять смачиваемость породы, снижать межфазное натяжение, увеличивать капиллярное число, образовывать нефтяную эмульсию, что обеспечивает значительное повышение эффективности вытеснения нефти. Данная работа посвящена комплексному изучению образующейся эмульсионной фазы как стадии лабораторного подбора поверхностно-активных компонентов для ПАВ-полимерного или щелочно-ПАВ-полимерного состава (раствора вытеснения). В работе изучен эффект влияния уровня минерализации водной фазы и концентрации ПАВ в вытесняющем растворе на характеристики образующейся эмульсии и показано, что по характеристикам эмульсии возможно определить область оптимальной минерализации и интервал концентраций ПАВ, обеспечивающих повышение нефтевытеснения. Полученные данные показывают возможность прогноза области эффективности состава ASP и SP по характеристикам образующейся водонефтяной эмульсии.

В отечественной и мировой практике, несмотря на применяемые и разрабатываемые меры по повышению качества крепления скважин, существует проблема возникновения негерметичности конструкции почти в 50 % законченных скважин. Исследование фактических данных с использованием классических методов статистического анализа (регрессионный и дисперсионные анализы) не позволяет моделировать процесс с достаточной точностью, что требует разработки нового подхода к изучению процесса крепления. Предлагается применение методов машинного обучения и нейросетевого моделирования для выявления наиболее значимых параметров и их синергетического воздействия на целевые переменные, влияющие на качество крепления скважин. Определены формулы, необходимые для перевода численных значений результатов акустической и гамма-гамма цементометрии в категориальные переменные для повышения качества вероятностных моделей. Сформирована база данных, состоящая из 93 параметров по 934 скважинам месторождений, расположенных в Западной Сибири. Проведен анализ результатов крепления эксплуатационных колонн горизонтальных скважин четырех стратиграфических сводов, установлены наиболее весомые переменные и закономерности их влияния на целевые показатели. На основании полученных результатов вычислительного эксперимента были сформулированы предложения, позволяющие повысить качество крепления скважин путем корректировки наиболее важных параметров.

Подведение теплоты в нефтяные среды, перекачиваемые системами трубопроводного транспорта, является одной из ключевых проблем нефтяной отрасли. В статье описан способ подведения теплоты в нефтесодержащие среды посредством энергии электромагнитного поля. Экспериментально показана возможность освобождения контактирующих с нефтешламом поверхностей под действием электромагнитных полей. Описаны конструкция и параметры биконического рупорного излучателя СВЧ электромагнитного поля, работающего на частоте 2 450 МГц. Описаны способ генерации энергии и передача ее в излучатель посредством коаксиального кабеля. Представлены результаты испытания излучателя в нефти, помещенной в оптически прозрачный и радионепроницаемый двухстеночный бак. Конструкция стенда позволяет безопасно для наблюдателя исследовать тепловой процесс при помощи тепловизора. Установка позволила нагреть 7 литров нефти на 15 °С за 12 минут.