В статье приведены факты возможного открытия газового месторождения в Петуховском районе Курганской области. В 1962 году в районе совхоза Петухово Курганской области была пробурена структурно-поисковая скважина 4-Г до глубины 928 м. При бурении скважины в процессе пробной откачки с глубины 900,85–923,4 м произошел газовый выброс с бурным выделением горючего метанового газа. Первые признаки слабого газирования наблюдались еще с глубины 227 м, газопоказатели не превышали 7 %.

Последующими сейсморазведочными работами было установлено спокойное залегание осадков мезокайнозойского возраста и выявлена слабая дислоцированность пород палеозойского комплекса. Изучение поверхности нижнего опорного отражающего горизонта, который увязывается с низами мезозойских отложений или кровлей палеозойского фундамента, позволило выделить три локальные положительные структуры: Медведевское, в районе озера Медвежье, размером 4×13 км, оконтуренное изогипсой –700 м, амплитудой 50 м; западнее деревни Казанцевское, размером 1×2,5 км, оконтуренное изогипсой –650 м, и севернее деревни Казанцевское, размером 2×3,5 км, оконтуренное изогипсой –700 м, амплитудой 50 м. Выделенные структуры в те времена были рекомендованы для проверки нефтегазоперспективности бурением. В случае положительных результатов было рекомендовано продолжить площадные сейсмические исследования с целью оконтуривания выделенных поднятий севернее деревни Пашково и северо-западнее деревни Гренадеры с последующей проверкой их бурением.

Авторами статьи была осуществлена экспедиция в Петуховский район, в результате которой ими были найдены ликвидированные скважины на севере озера Доможирово (предположительно, скважины 4-Г и 2-ПР), установлены состояния их устьев. Даны рекомендации по проведению геологоразведочных работ на территории Петуховского района.

По Береговому месторождению (Западная Сибирь, Ямало-Ненецкий автономный округ) создана новая геологическая модель пластов группы АТ6-8 ереямской свиты нижнего мела (готерив-апт) по результатам переобработки и переинтерпретации 2D- и 3D-сейсморазведочных работ в 2020 году, бурения новых скважин (новые скважины, пробуренные после подсчета запасов 2016 года, составляют порядка 10 % от общего фонда скважин, вскрывших пласты АТ6-8), получения обновленной структурной основы, дополнительных керновых исследований, пересмотра результатов испытаний скважин. Корреляция разрезов скважин в интервале АТ6-8 выполнена с учетом формирования пластов в условиях аллювиальной и приливно-отливной дельтовой равнины. Разнонаправленные источники сноса образовали зоны гидродинамического разобщения в интервале коллектора, которые контролировали нефтегазоносность пластов. С учетом результатов геохимических исследований предложена этапность формирования скоплений углеводородов, обусловившая дифференцированный фазовый состав (легкая нефть и газоконденсат) открытых залежей по площади и разрезу.

Исследования гидрогеохимических особенностей подземных вод глубоких горизонтов Западно-Сибирского мегабассейна достаточно актуальны. Они тесно связаны с прикладными и фундаментальными вопросами нефтегазовой гидрогеологии и позволяют изучить процессы образования, аккумуляции и миграции углеводородов.

В статье рассмотрены результаты анализа гидрогеохимических условий мезозойского гидрогеологического бассейна Равнинного нефтяного месторождения. Ионно-солевой состав подземных вод глубоких горизонтов рассматриваемой территории изменчив. В основном подземные воды относятся к хлоридно-кальциевому типу (по В. А. Сулину), но локальное распространение имеют хлоридно-магниевые и гидрокарбонатно-натриевые воды. Гидрогеологические условия месторождения проявляются в изменении химического состава подземных вод и в вертикальной гидрохимической зональности. Описаны черты регионального распределения пластовых температур и пластовых давлений апт-альбсеноманского, неокомского и юрского гидрогеологических комплексов. Изучение факторов формирования гидрогеохимического поля месторождения выполнено с учетом палеотектонических, палеогеоморфологических и палеогидрогеологических реконструкций условий, оказавших влияние на накопление флюидов. В отложениях доюрского комплекса широко распространены разрывные нарушения, а также угловые несогласия между породами различного возраста, предопределившие миграцию углеводородов и формирование их залежей.

На сегодняшний день запасы месторождений с нефтяными оторочками являются значительными и относятся к категории трудноизвлекаемых. В разработке данных месторождений заинтересованы не только отечественные организации, но и такие зарубежные компании, как «Shell», «Repsol» и «Schlumberger». Особо важным этапом при разработке месторождений с нефтяными оторочками является выбор способа эксплуатации скважин. Ошибки при выборе способа добычи могут привести к потерям NPV проекта и невозможности дальнейшей разработки месторождения. В данной работе приведен сравнительный анализ методик для оценки способа эксплуатации скважин, выявлены их ключевые преимущества и недостатки. Также описана собственная методика для подбора способа эксплуатации скважин в условиях нефтяных оторочек. Доказана технологическая и экономическая эффективность предлагаемой методики, проверенной на одном из месторождений с нефтяной оторочкой компании ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Приведено сравнение разрабатываемой методики с другими методиками для оценки способов добычи.

С каждым годом растет актуальность разработки таких активов, как нефтяные оторочки, которые ранее не вовлекались в разработку из-за необходимости применения дорогостоящих технологий. Однако в настоящее время разработка нефтяных оторочек определена истощением запасов легкой нефти. Массивная газовая шапка и высокий газовый фактор в нефтяных оторочках не позволяют с точностью определить возможность разработки нефтяной оторочки на режиме истощения. Целью данной работы является разработка инструмента по оценке эффективности разработки краевых нефтяных оторочек на режиме истощения. Были определены ключевые геолого-физические факторы, оказывающие наибольшее влияние на эффективность разработки нефтяных оторочек; проанализированы месторождения-аналоги, на основе которых были построены геологические и гидродинамические модели. Оценена роль и влияние каждого исследуемого фактора: проницаемость, угол наклона нефтяной оторочки, объем газовой шапки, толщина нефтяной оторочки. Разработан инструмент по оценке эффективности разработки краевых нефтяных оторочек на режиме истощения и продемонстрировано его применение.

Процесс выделения твердых парафинов из тяжелых нефтяных фракций является одним из самых дорогостоящих и сложных в аппаратурном оформлении в нефтепереработке. Депарафинизация обычно проводится методом низкотемпературной кристаллизации твердых парафинов в присутствии многократного избытка избирательных растворителей. Поиски других, более простых и недорогих технологий выделения твердых парафинов являются актуальной задачей. В некоторых работах российских исследователей показана возможность депарафинизации масляных фракций в электрическом поле.

В работе изучено влияние основных параметров процесса депарафинизации масляного рафината фракции 420–490 °С в электрическом поле на качественные показатели процесса. Установлено, что форма электрического поля и степень его неоднородности не влияют на целевые показатели. Повышение напряженности электрического поля до определенного предела приводит к снижению необходимого времени для завершения процесса электроосаждения. Увеличение температуры процесса приводит к выделению более высокоплавких парафинов. Полное выделение твердых парафинов в электрическом поле зависит от напряженности поля, температуры процесса, типа и концентрации вводимой присадки.

В работе исследована возможность применения метода диэлектрической спектроскопии для оценки низкотемпературных свойств нефти. Представлены результаты определения физико-химических характеристик и диэлектрических параметров 25 образцов нефти месторождений Тюменской области. По данным температурно-диэлектрической спектроскопии, в интервале температур –110 ÷ +20 °С обнаружен процесс стеклования нефти, определены температура стеклования tС и температурная область структурного застывания ∆t нефти. Температуру стеклования принято считать истинной температурой застывания. Установлены зависимости tС и ∆t нефти от ее физико-химических характеристик, которые были исследованы методами корреляционного и регрессионного анализа. Температуру стеклования и температурную область структурного застывания предложено использовать в качестве показателей для оценки низкотемпературных свойств нефти. Температура стеклования может быть использована в качестве показателя низкотемпературных свойств нефтей любого типа как характеристика вязкостного (истинного) застывания, а температурная область структурного застывания — только парафинистых нефтей (наряду с используемым показателем температуры застывания).

На основе полученных данных возможна разработка предложений по применению метода диэлектрической спектроскопии для прогнозирования, определения и контроля отдельных физико-химических характеристик нефти в процессах ее добычи, сбора, подготовки и транспортировки, что в значительной степени может сократить время и стоимость анализа.