Тюменские отложения средней юры в последнее десятилетие являются одними из самых вовлекаемых в разработку нефтяных объектов на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. Объект ЮК2-5, извлекаемые запасы нефти которого на Красноленинском своде составляют несколько сотен миллионов тонн, представлен сложным переслаиванием слабопроницаемых линз песчано-алевритовых разностей и глинистых перемычек, с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками. По показателю проницаемости коллекторов запасы объекта отнесены к трудноизвлекаемым.
Эффективных технологий для вовлечения в разработку запасов подобных объектов в настоящее время нет. Применение стандартных методов бурения и эксплуатации наклонно направленных скважин в данных условиях не позволяет получить приемлемые дебиты по нефти.
На основании выполненного анализа данных сейсморазведки, корреляции разрезов скважин, геолого-промысловой информации создана геологическая модель продуктивного объекта одного из месторождений Красноленинского свода. Проведенные многоэтапные гидродинамические расчеты позволили уточнить параметры профиля горизонтальных скважин, количество и конфигурацию выполнения операций по многостадийному гидроразрыву пласта. По результатам исследований разработаны рекомендации по использованию выбранных подходов к размещению скважин, вскрытию и эксплуатации для конкретных участков месторождения с целью повышения эффективности освоения ресурсов нефти.

Запасы углеводородов в интервале среднеюрских отложений относятся преимущественно к категории труднодноизвлекаемых, на которые распространяются налоговые льготы, предоставляемые действующим законодательством Российской Федерации, что на текущий момент делает их более привлекательными при разработке месторождений. Особый интерес представляют отложения пласта ЮС2 тюменской свиты, продуктивность которого установлена почти на всех месторождениях территории исследования. Однако на текущий момент большинство залежей, приуроченных к этому интервалу разреза, остаются недоосвоенными. Причиной этого являются неподтверждение эффективных нефтенасыщенных толщин пласта и, как следствие, неподтверждение геологических моделей залежей при бурении эксплуатационных скважин. Статья посвящена проблеме площадного прогноза обстановок осадконакопления отложений пласта ЮС2 тюменской свиты. В рамках решения поставленной задачи путем комплексного использования разномасштабной геолого-геофизической информации с применением новейших технологий в области сейсмической интерпретации уточнена геологическая модель пласта изучаемого месторождения.

Целью исследования служила апробация метода электрофациального анализа для картирования рифовых построек в условиях зоны сочленения Вилюйской синеклизы и Алданской антеклизы. В работе приводятся результаты изучения геоэлектрических характеристик разреза с привлечением метода электрофациального анализа. Установлена приуроченность погребенных биогермов к разломным зонам. Выделены электрофациальные зоны, соответствующие палеографическим представлениям о развитии района. Построена карта распространения электрофаций для кембрийского интервала разреза, с границами распространения рифогенных отложений в пределах района исследований. Приведен типовой геоэлектрический разрез, отображающий геоэлектрические свойства участка Западно-Якутского барьерного рифа.
Выделение фаций на основе электроразведочных данных способно дать оперативную информацию о границах исследуемой зоны. При недостаточном количестве данных бурения электрофациальный анализ способен ускорить процесс интерпретации электроразведочных данных.

Месторождение Х по начальным извлекаемым запасам относится к категории крупных, многопластовых и сложных по геологическому строению. На объект ЮС1 приходится 20,3 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ), при этом отбор от НИЗ составляет лишь 11,4 %, что делает данный объект наиболее перспективным с точки зрения планирования дальнейшей разработки месторождения.
Приведенный в статье анализ направлен на выявление проблем и особенностей разработки изучаемого объекта. В ходе выполнения анализа нами отмечены низкие фильтрационно-емкостные характеристики объекта, высокая обводненность добываемой продукции, ухудшение энергетического состояния залежей, проявляющееся в виде снижения динамических уровней и уменьшения дебита жидкости. Введение на объекте скважин, как добывающих, так и нагнетательных, осуществлялось с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП).
В условиях того, что залежи объекта ЮС1 замкнутые, литологически экранированные и характеризуются отсутствием водонефтяной зоны, обводнение скважин, по нашему мнению, связано с подтягиванием воды из нижележащего водонасыщенного пласта в результате распространения в нем трещин, полученных при проведении ГРП. Причина ухудшения энергетического остояния — ввод нагнетательных скважин с применением ГРП и уход воды по трещинам гидроразрыва в нижележащий пласт.

Для определения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород пермского возраста была использована методика расчленения разреза с учетом превалирующих для конкретного геологического возраста ископаемых организмов. Было отмечено высокое содержание кремнезема в нижнеартинских отложениях Торавейского и Варандейского месторождений Республики Коми. Наличие кремния связано с увеличением популяции кремнистых губок в данный период осадконакопления, этот факт стал причиной максимальных значений пористости и проницаемости в соответствующих интервалах. Однако это же стало причиной высоких значений коэффициента остаточной водонасыщенности и, как следствие, низких дебитов нефти из нижнеартинского яруса. Необходимость детальной корреляции и учета содержания ископаемых организмов в составе пород при расчленении разреза скважин заставили провести систематизацию имеющегося фактического материала по керну и геофизическим исследованиям скважин. Стал очевидным тот факт, что выделение коллекторов и ярусов на качественном уровне не представляется возможным, поэтому были предложены количественные оценки параметров, которые для верхне- и нижнеартинских отложений существенно различаются и позволяют расчленить разрез скважины.

В современной практике эксплуатации газовых месторождений существует проблема, связанная с притоком подошвенных вод к забою скважины. Одним из способов решения данной актуальной задачи являются внедрение водоизоляционных технологий при разработке газовых месторождений и использование специальных составов и технологического оборудования для закачки жидкостей в обводненные пласты газовых скважин.
В работе рассматривается применение комплекса специальных технологических мероприятий: установка поверхностного оборудования для проведения работ в газовой скважине с применением колтюбинга, спуск гибкой трубы через колонну насосно-компрессорных труб пакером, конструкция надувного пакера, а также применение селективной водоизолирующей композиции скважины путем закачивания ее через имеющиеся перфорационные каналы в эксплуатационной колонне. Составы на основе этилсиликата и гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости создают своеобразный водоизоляционный экран между газо- и водонасыщенной частями пласта газовой скважины.

При разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов нефтяных месторождений широко применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН), большая доля которых основана на применении различных химических реагентов. Для установления фактических нефтеотмывающих характеристик принятых к испытанию марок поверхностно-активных веществ (ПАВ) в поровом пространстве нефтесодержащих пород-коллекторов проведен комплекс лабораторных исследований, включавший изучение молекулярно-поверхностных свойств при контакте нефти пласта БС₁₀ ЗападноСургутского месторождения и модельных типов вод с добавкой ПАВ различных концентраций, а также проведение фильтрационных лабораторных исследованиях составов ПАВ на керновых моделях пласта ВК₁ Рогожниковского месторождения. На основании выполненных лабораторных исследований пород установлено, что проведение опытно-промысловых работ с применением Неонола РХП-20 приведет к получению большего технологического эффекта, в отличие от применяемых в настоящее время на месторождениях в составах технологий физико-химических МУН Неонол БС-1 и предлагаемых к применению Нефтенол ВКС, Алдинол-50 и Бетанол.

Проведен качественный и количественный анализ ряда методик параметрической диагностики технического состояния центробежных нагнетателей природного газа. Выявлены достоинства и недостатки методик. Определено направление устранения основного недостатка методик — их невысокой точности.

В условиях падающей добычи и значительной обводненности на большинстве разрабатываемых месторождений Западной Сибири традиционные методы заводнения оказываются неэффективными. Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи является заводнение при помощи поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров (SP заводнение), разработка химических составов для которого должна учитывать геолого-физические и геохимические особенности месторождения: температуру пласта, состав и свойства пластовых флюидов, пород. Целью данной работы является создание ПАВ-полимерной композиции для месторождения Западной Сибири, эффективность состава которой подтверждается на основе проведения комплексных лабораторных исследований. Для созданной ПАВполимерной композиции Т01 по оптическим характеристикам была показана совместимость компонентов системы с пластовой водой месторождения. Фазовый эксперимент и минимальные значения межфазного натяжения на границе «нефть — водная фаза», допустимая адсорбция ПАВ на керне и вытеснение нефти на насыпной модели дезинтегрированного керна (до 40 %) показывают, что композиция Т01 отвечает основным требованиям, которые предъявляются к системам, используемым для ПАВ-полимерного заводнения.

Богатый ресурсный потенциал Арктики обусловливает активное развитие и освоение данных территорий, в частности арктического континентального шельфа. Разработка шельфовых морских месторождений непосредственно сопряжена с необходимостью сооружения и эксплуатации подводных коммуникаций в условиях замерзающих акваторий, что поднимает вопросы, связанные с минимизацией экологических рисков, сокращением стоимости строительно-монтажных работ и обеспечением надежной эксплуатации морских подводных систем. Одними из наиболее значимых нагрузок на подводные системы в рассматриваемых условиях являются ледовые нагрузки, в особенности вызванные дрейфом торосистых образований. Деформации грунтового массива вблизи трубопровода могут вызвать в последнем недопустимые деформации в результате изгиба, что может привести к возникновению аварийных ситуаций. В работе рассматриваются основные аспекты ледового выпахивания, ретроспективное развитие способов исследования и оценки влияния ледовой экзарации на морские трубопроводные системы; приводится анализ существующих исследовательских подходов, рассматриваются их области применения и ограничения; приводятся дальнейшие направления исследований.

На данный момент доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) становится больше, и для поддержания добычи нефти на необходимом уровне необходимо либо вовлекать в разработку ТРИЗ, либо увеличивать эффективность добычи нефти на текущих активах при помощи методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Об эффективности МУН можно судить по снижению остаточной нефтенасыщенности. Для оценки нефтенасыщенности до и после применения МУН в последнее время все чаще используется метод разделяющихся трассеров. Для интерпретации таких исследований рекомендуется использовать гидродинамическое моделирование.
Определение нефтенасыщенности производилось путем интерпретации трассерных исследований при помощи гидродинамического симулятора (CMG STARS).
С помощью моделирования удалось уточнить константы распределения трассеров, а также удалось воспроизвести эксперименты на насыпном керне. Интерпретируемая величина нефтенасыщенности согласуется с фактической нефтенасыщенностью керна.
В общем и целом трассерные исследования как метод определения нефтенасыщенности показывают хорошие результаты. Метод является перспективным для оценки эффективности МУН.

Рассмотрено влияние электролиза на характер и величину остаточных напряжений в стальной основе и хромовом покрытии в процессе восстановления деталей. Показано, что при увеличении сжимающих напряжений на поверхности основы наблюдаются снижение растягивающих напряжений в осадках хрома и переход их в сжимающие вблизи с границей основы. Значения растягивающих остаточных напряжений в осадках хрома уменьшаются при увеличении сжимающих остаточных напряжений основы. Установлена корреляция параметров кристаллической решетки гальванического хрома и стальной основы.

В работе определены факторы, влияющие на электрическую проводимость грунта. Рассмотрены наиболее распространенные методы исполнения системы заземления, применяемые в холодных регионах в условиях вечной мерзлоты. Разработана новая конструкция анкерного электрода для предотвращения выталкивания заземляющего стержня из-за эффекта морозного пучения грунта. Целью данной работы является описание факторов, которые следует учитывать при планировании системы заземления для постоянных и временных установок в регионах с сезонными морозами и вечной мерзлотой.