Объект исследования — продуктивный горизонт миоценовых отложений одного из нефтегазовых месторождений Паннонского бассейна (Республика Сербия). С целью уточнения особенностей геологического строения и повышения эффективности ввода в разработку новых продуктивных участков и повышения нефтеотдачи уже разрабатываемых площадей месторождения выполнены детальный анализ и обобщение керновых данных, материалов сейсмических работ, опробования и динамики работы эксплуатационных скважин. На основе проведенных исследований детализированы геологические особенности территории месторождения, обновлена концептуальная модель, обоснованы дальнейшие способы разработки открытых залежей нефти и газа. Кроме того, перестроена геологическая модель, скорректировано размещение проектного фонда скважин и комплекс геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи, выполнен прогноз показателей разработки. Выявлены особенности геологического строения изучаемого месторождения, свидетельствующие о «мозаичности» распределения фильтрационно-емкостных свойств в пределах установленных залежей углеводородов. Локализованный характер распределения продуктивности и изменчивости промысловых параметров, влияющих на успешность открытия, эффективность вовлечения и разработку подобных залежей углеводородов подтверждает фрактальные свойства геологической среды. Сделан вывод о необходимости изучения и использования фрактальных свойств геологических объектов при геологоразведочных работах на нефть и газ.

В статье приведены результаты геохимических исследований кернового материала неокомских отложений севера Западной Сибири.

При проведении традиционного комплекса геологоразведочных работ на глубокопогруженных объектах, характеризующихся сложным геологическим строением, зачастую происходит пропуск продуктивного интервала, что наталкивает на необходимость применения дополнительных методов диагностики.

Цель статьи — разработка методологической модели геохимических исследований кернового материала для повышения степени достоверности обнаружения полезного углеводородного флюида.

В этой связи подобран следующий комплекс геохимических исследований кернового материала: экстракционно-весовой, хроматографический и анализ глубокосорбированных газов. На основе этого комплекса выработаны критерии, позволяющие определить тип пластового флюида в пласте-коллекторе.

 Выводы о характере насыщения изучаемых отложений подтвердились результатами испытаний, что в свою очередь доказывает эффективность геохимических методов при проведении разведочных работ.

При бурении скважин на буровых растворах на водной основе фильтрат проникает в водоносный пласт и искажает химический состав и минерализацию пластовой воды. Минерализация пластовых вод нефтегазоносного пласта задействуется в уравнении Арчи — Дахнова для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности. Соответственно искаженное значение минерализации вносит искажение в значение коэффициента нефтегазонасыщенности и в объем подсчитанных запасов углеводородного сырья.

Цель исследования — развитие методического подхода использования генетических коэффициентов вод для расчетного восстановления минерализации пластовых вод в их смесях с фильтратами бурового раствора в случаях наличия данных о буровых растворах. В качестве исходного материала взяты данные по химическому составу и минерализации вод из пластов, вскрытых поисково-разведочной скважиной, а также данные по химическому составу и минерализации вод фильтратов буровых растворов, с использованием которых вскрывались водоносные пласты. Для обработки данных применен методический подход к восстановлению значений минерализации пластовых вод в их смесях с фильтратами бурового раствора на основе анализа изменения натрий-хлорного генетического коэффициента. Разработана последовательность действий с опорой на методический подход и требования к исходным данным.

Ретроградная конденсация остается ключевым процессом при эксплуатации газоконденсатных месторождений, что приводит к значительным сокращениям добычи углеводородов. В статье исследованы механизмы этого процесса на примере пласта БТ₆ ¹ Северо-Часельского месторождения, где установлено выпадение конденсата при снижении пластового давления до 27,64 МПа, что всего на 0,12 МПа выше текущего пластового давления (27,52 МПа).

Цель исследования — выявить молекулярные и термодинамические факторы, провоцирующие раннюю конденсацию, и предложить меры по поддержанию пластового давления с целью сокращения потерь добычи углеводородов.

Актуальность статьи заключается в уточнении физики межмолекулярных взаимодействий при фильтрации газожидкостной фазы в пласте.

На основе уравнений состояния Пенга — Робинсона и потенциала Леннарда-Джонса проведен анализ межмолекулярных взаимодействий в системе метан — тяжелые углеводороды (C₅+). Установлено, что образование соединений с C₅+ при снижении давления ниже 25 МПа вплоть до 10,18 МПа приводит к блокировке 98,9 % пор коллектора, что в 4–6 раз превышает порог перколяции (15–25 %). Это объясняет полную остановку добычи газа при достижении давления максимальной конденсации.

Результаты работы подчеркивают необходимость поддержания давления выше точки росы и управления смачиваемостью пород. Исследование актуально для разработки месторождений с терригенными коллекторами, где ретроградная конденсация является одной из основных проблем, определяющих рентабельность проектов.

Предпосылкой исследования послужили участившиеся случаи негативного воздействия гидроразрыва пласта на соседние скважины, находящиеся в стадии бурения, особенно в условиях плотной кустовой застройки и аномально высокого пластового давления. Цель работы — выявить механизмы распространения давления и трещин при гидроразрыве пласта, оценить их влияние на конструкции незавершенных скважин и предложить инженерные меры для минимизации рисков. Ведущим методом исследования является комплексное геомеханическое и гидродинамическое моделирование с использованием расчетных схем KGD, PKN и 3D-симуляций роста трещин, дополненное анализом практических инцидентов. В результате установлено, что при неблагоприятных геологических и конструктивных условиях радиус влияния трещины может превышать 300 м, что создает угрозу нарушения герметичности, гидропрорывов и межпластовых перетоков. Разработан набор рекомендаций, включающий корректировку проектных расстояний, раннее цементирование уязвимых интервалов, использование систем мониторинга и поэтапное проведение гидроразрыва пласта. Практическая значимость работы заключается в возможности применения полученных выводов при проектировании и эксплуатации скважин, что позволит улучшить промышленную безопасность и снизить вероятность аварий при одновременном бурении и проведении гидроразрыва пласта.

Разработка месторождений с обширной газовой шапкой и объемной нефтяной оторочкой требует непрерывного совершенствования технологий вытеснения нефти, что связано с неоднородностью коллекторских свойств и, в некоторых случаях, неблагоприятным соотношением подвижностей фаз, насыщающих месторождение. При несвоевременной корректировке подходов к управлению разработкой таких месторождений существует значительный риск снижения коэффициентов охвата и вытеснения, что приводит к недостижению проектных уровней выработки запасов.

Кроме контроля за выработкой нефтяных запасов подгазовых залежей крайне актуален вопрос финансово и технологически эффективного использования попутного нефтяного газа. Подбор технологий, позволяющих одновременно увеличить нефтеотдачу пласта и обеспечить проектную утилизацию попутного нефтяного газа, на сегодняшний день является одним из приоритетных направлений для нефтегазовых компаний.

В работе выполнен обзор газовых и газово-химических методов увеличения нефтеотдачи, проведена оценка потенциальной эффективности методов для условий Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения.

Эффективная радиальная (горизонтальная) проницаемость является важной характеристикой флюидонасыщенного коллектора, сведения о которой позволяют решать многие задачи научной и промысловой практики нефтегазовой отрасли.

Эффективная радиальная проницаемость устанавливается методами гидродинамических исследований на нестационарных режимах фильтрации, которые в условиях текущего состояния разрабатываемой залежи дают возможность производить определения данного параметра с учетом особенностей геолого-промысловой обстановки на момент фиксации соответствующих измерений. Однако в некоторых ситуациях, например, таких как недостаточное время закрытия скважины, «зашумленность» замеров забойного давления, технические осложнения в лифтовом подъемнике, нарушение технологии работ и тому подобное, регистрируемые временные зависимости отклика пласта на изменение его стационарного состояния могут быть существенно искажены, что обусловливает неоднозначность их интерпретации со снижением информативности, особенно для скважин со сложной геометрией окончания. В подобных случаях актуальны и востребованы приемы априорного задания перед обработкой кривых давления начальных приближений искомых характеристик, в том числе и эффективной проницаемости. Один из таких подходов — метод ее прогноза на основе статистических моделей с привлечением к процедуре оценок косвенных показателей.

Цель статьи — описание последовательности действий для исполнения алгоритма определения начальных приближений эффективной радиальной проницаемости, в котором для расчетов применены размерные и безразмерные критерии, представляющие собой комплексы величин, отражающих сочетание геометрических особенностей забоя, физикогеологических свойств коллектора, фактическую энергетическую характеристику объекта добычи, промысловые материалы. В качестве исходной информации использовались итоговые заключения интерпретации геофизических и гидродинамических исследований. Для достижения требуемого решения привлечен инструментарий математический статистики.

Предлагаемый методический подход применим для производства обработки осложненных побочными эффектами кривых давления с обеспечением при этом достоверных оценок эффективной радиальной проницаемости пласта. Он осуществим в любой скважине, где необходимая для вычислений основа существует и может быть доступна.

Уменьшение запасов маловязких нефтей и нефтей с незначительной вязкостью вынуждает недропользователей активнее развивать добычу высоковязких нефтей и нефтей повышенной вязкости. Однако традиционное стационарное заводнение для залежей с такими нефтями не всегда эффективно. В связи с этим возникает задача поиска дешевых и эффективных методов увеличения нефтеотдачи этих пластов. Метод циклического заводнения характеризуется двумя основными преимуществами: почти нулевая стоимость реализации и простота внедрения. Начиная с конца 1950-х он широко применяется на нефтяных месторождениях мира, в частности, в ряде регионов России (Западной Сибири, Республике Татарстан, Самарской области, Пермском Крае), Китае, США, Чехии.

В статье изучается эффективность применения двух вариантов циклического заводнения для разработки залежей нефтей разной вязкости.

Цель — изучение влияния вязкости нефти на распределение нефтенасыщенности в нефтяном пласте и на эффективность циклического заводнения.

Итогом исследования выступает анализ влияния вязкости нефти на варианты разработки двумерной синтетической модели пласта. Полученные результаты необходимо учитывать при выборе участков для реализации циклического заводнения уже на конкретных месторождениях.

В работе показано, что комбинация циклического заводнения нагнетательными скважинами и периодический форсированный отбор жидкости добывающими скважинами является самой эффективной модификацией циклического заводнения. Такая модификация позволяет эффективно разрабатывать залежи нефти повышенной вязкости.

Разработка нефтяных месторождений в настоящее время характеризуется почти полным исчерпанием запасов легкоизвлекаемой нефти и интенсивной разработкой запасов с осложненным геологическим строением пласта. В силу нестандартности геологического строения таких нефтяных пластов недропользователь при разработке сталкивается с рядом сложностей, которые не проявляются при добыче легкоизвлекаемой нефти. Ярким примером такого месторождения выступает месторождение К с нефтью незначительной вязкости, хорошо проницаемым терригенный поровым коллектором. Исходная информация, полученная при разведочном бурении и пробной эксплуатации, позволяла строить оптимистический прогноз по достижению коэффициента извлечения нефти 0,364. Однако особенности геологического строения не позволили добиться такой нефтеотдачи.

В этой статье изучаются возможные варианты повышения нефтеотдачи объекта АВ_1-2 нефтяного месторождения К.

Цель исследования — определить причины низкой нефтеотдачи на нефтяном месторождении К и разработать рекомендации по применению методов повышения нефтеотдачи для увеличения коэффициента извлечения нефти.

Авторами была создана синтетическая гидродинамическая модель нефтяного объекта АВ_1-2 . Проведены многовариантные расчеты, благодаря которым была проанализирована структура нефтенасыщенности и выяснена причина низкой нефтеотдачи.

В работе рассмотрены 6 вариантов разработки объекта АВ_1-2 : традиционное заводнение, циклическое заводнение нагнетательными скважинами, циклическое заводнение нагнетательными и добывающими скважинами и полимерное заводнение. Коэффициент извлечения нефти в этих вариантах был получен в пределах 0,238–0,265. Рекомендуется использовать сочетание циклического и полимерного заводнения.

Статья посвящена исследованию напряженно-деформированного состояния резервуара с учетом данных гибридного мониторинга, проведенного в условиях криолитозоны. Гибридный мониторинг представляет собой интеграцию классической геодезической съемки стенки, нивелирования днища и автоматизированного контроля осадок центральной части днища при эксплуатации резервуара.

В работе был применен численный метод расчета в программной среде ANSYS. Рассмотрены три варианта расчета: с учетом данных геодезического контроля стенки и днища; с учетом дополнительных данных — измерений экстензометров; с учетом истории деформирования резервуара и данных экстензометров.

Установлено, что осадки центральной части днища приводят к возникновению локальных зон концентрации напряжений в стенке резервуара. Также накопленные деформации формируют начальное напряженно-деформированное состояние конструкции, которое усугубляется при дальнейшей деформации сооружения. Применение гибридного мониторинга в сочетании с численным моделированием позволяет прогнозировать изменение напряженно-деформированного состояния резервуара, что служит основой для разработки превентивных мер по предотвращение аварий.