В статье приведены результаты практического применения комплексного подхода исследования малоразмерных залежей нефти и газа в интервале терригенных отложений нижнего понта юго-восточной части Паннонского бассейна на территории Республики Сербии с использованием материалов 3D-сейсморазведки. Показаны некоторые геоморфологические особенности строения донеогенового основания изучаемой площади Паннонского бассейна, проанализирована связь положения локальных выступов фундамента и локализации новых залежей нефти и газа в вышележащих горизонтах.
На основании проведенных работ выделен ряд признаков и особенностей сейсмического материала, благодаря которым обосновано местоположение перспективных структур и приуроченных к ним залежей углеводородов (УВ), предложены координаты для бурения новых скважин. Последующая реализация выполненных рекомендаций по бурению подтверждена результатами опробования и открытиями новых залежей нефти на месторождении Кикинда Северо-Запад.
Открытые залежи нефти и газа на месторождении Кикинда Северо-Запад связаны с «корневыми» структурами фундамента, участками сквозных разрывных нарушений и субвертикальных локальных сейсмических аномалий. Представленные результаты свидетельствуют о необходимости дальнейшего комплексного анализа материалов 3D-сейсморазведки, данных бурения, исследований керна, геофизических исследований скважин, результатов опробования скважин с целью поиска и открытия новых залежей УВ на основании выявленных закономерностей и подходов.

На востоке Уватского района юга Тюменской области открыто пять месторождений, в которых основной объем УВ-потенциала приходится на залежи в верхнеюрских отложениях (пласт Ю1 васюганской свиты). Особенностью строения залежей является блоковое строение резервуаров, которое отражается в наличии разных уровней водонефтяного контакта (ВНК) в пределах одной залежи. Построение таких моделей осложнено двумя основными причинами: первая — наличие безамплитудных разломов, которые картируются в сейсмическом поле МОГТ 3D, вторая —результаты трассерных исследований, согласно которым, не все разломы обладают экранирующими свойствами. В восточных районах Увата построение разломных моделей залежей васюганской свиты выполняется в четыре этапа: на первом, по материалам МОГТ 3D, выделяется каркас мелких разломов, которые на втором этапе консолидируются в крупные разломы. На третьем этапе, на основе анализа трассерных исследований, они ранжируются на проницаемые и непроницаемые. На четвертом этапе, с помощью парагенетических методов, изучается кинематическая природа разломов, которые затем соотносятся с геодинамическим развитием Западно-Сибирского бассейна. Применение данного подхода позво-лило уточнить модель залежи пласта Ю1 Урненского месторождения. По материалам МОГТ 3D разломная модель юрского интервала разреза представлена сетью мелких разрывных нарушений разной ориентировки. Морфологически резервуар пласта Ю1 делится на три гидродинамически разобщенных блока, каждый из которых имеет самостоятельный уровень ВНК. Анализ истории формирования разломной модели показал, что во время формирования осадочного чехла территория Урненской площади находилась в сложных тектонических условиях, что сказалось на особенностях строения современного каркаса разрывных нарушений.

Объектом исследования является куртамышский водоносный горизонт олигоцена, который представляет собой толщу переслаивающихся песков, глин и алевритов. С целью выбора в разрезе и по площади изучения наиболее водообильных интервалов для каптажа водозаборными скважинами использованы данные геофизических исследований скважин различного назначения. Методика работ включала интерпретацию кривых гамма-каротажа (ГК), нормировку отсчетов, полученных в различных условиях измерений, определение граничных значений двойного разностного параметра естественной радиоактивности, оценку возможности его применения для характеристики фильтрационных свойств водовмещающих пород. По результатам анализа гидрогеологической информации выполнен парный корреляционный анализ ряда характеристик эксплуатации водозаборных скважин. Определено, что со значением двойного разностного параметра эксплуатируемого интервала водоносного горизонта наиболее взаимосвязаны дебит и удельный дебит водозаборных скважин. По данным интерпретации кривых ГК скважин, равномерно расположенных по площади исследования, построены карты площадного и глубинного распространения наиболее перспективных интервалов каптажа водозаборных скважин. Выявлено, что наибольшую прогнозную производительность будут иметь скважины на севере центральной части территории исследования. Результаты исследования имеют методическое и прикладное значение и могут быть использованы при проектировании водозаборов подземных вод.

Приведены результаты анализа статических моделей множественной корреляции коэффициента извлечения газа от геологических и технологических факторов. Показано, что одним из основных технологических факторов, определяющих величину коэффициента извлечения газа, является депрессия на пласт, установленная в технологических режимах работы скважин. На примере газоконденсатного месторождения Северный Нишан, представленного известняками с развитой трещиноватостью, проанализированы причины отклонения фактических и проектных показателей разработки. Проведенные повариантные расчеты показателей разработки месторождения при неизменном фонде, но с разной депрессией на пласт в скважинах показали, что максимальная величина коэффициента извлечения газа 82,3 % достигается при депрессии на пласт 5 МПа. По мере увеличения депрессии на пласт коэффициент извлечения газа снижается и при депрессии на пласт 17,5 МПа составляет всего 39 %, что подтверждается фактическими показателями разработки месторождения.

Бурение и крепление скважин в сероводородсодержащих высокопроницаемых горных породах довольно часто сопровождается сопутствующими осложнениями, такими как поглощения различной интенсивности и дифференциальные прихваты бурильного инструмента, а при снижении противодавления на такие пласты возможны проявления флюидов, содержащих сероводород. Это ухудшает параметры технологических жидкостей и требует приготовления новых порций, вызывая увеличение времени и стоимости строительства скважин. Поэтому разработка буровых технологических жидкостей для повышения эффективности строительства скважин в высокопроницаемых горных породах, вмещающих сероводород, является актуальной задачей. В статье представлены результаты исследований и разработки комплекса высокощелочных рецептур буровых технологических жидкостей, обеспечивающего качественное вскрытие и надежное крепление высокопроницаемых горных пород, содержащих сероводород, с практической реализацией на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в условиях сероводородной агрессии.

В работе приведены результаты комплексных исследований влияния волновых технологий на физико-механические свойства тонкодисперсных монтмориллонитовых суспензий и пересыщенных солевых растворов в лабораторных и промысловых условиях. Показано, что в результате волновой обработки проточными гидродинамическими генераторами вихревого типа с тангенциальными и радиальными каналами и генераторами плоского типа с цилиндрическими телами обтекания динамическое напряжение сдвига глинистых растворов существенно увеличилось, количество частиц раствора размером 1–2 мкм выросло в 2,5 раза. Это означает, что волновая обработка глинистой суспензии приводит к повышению коллоидной фракции, а следовательно, и к повышению качества суспензии, снижению расхода глинопорошка, а также к уменьшению в несколько раз времени приготовления по сравнению с традиционной технологией. В результате волновой обработки пересыщенных солевых растворов степень дисперсности также существенно возросла: размер частиц соли в пересыщенном растворе при применении обычной механической мешалки — от 120 мкм, а после обработки волновым генератором — 1–6 мкм. Показано, что основной вклад в достижение высокой эффективности волновой обработки вносят нелинейные волновые и кавитационные процессы, протекающие в проточной части гидродинамических генераторов.

Рассматриваются вопросы удаления жидкости с забоя горизонтальных газовых скважин с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Подобная проблема может возникать как при эксплуатации горизонтальных газовых скважин, так и при их освоении. Минимальная скорость газа у башмака ГНКТ для удаления жидкости рассчитывается с применением модели, адаптированной для горизонтальных газовых скважин и учитывающей развивающийся характер потока газа по стволу. Модель может быть использована для расчета выноса жидкости из скважин любой заданной траектории. Произведен расчет распределения скорости потока газа вдоль горизонтального ствола для различных диаметров ГНКТ при перемещении ее по горизонтальному участку ствола скважины, с целью определения ее оптимального диаметра и положения. Результаты моделирования свидетельствуют о том, что ГНКТ с внутренним диаметром 53,51 или 65,1 мм обеспечивает качественное удаление жидкости и оптимальный дебит газа.

статье рассматриваются проблемы качественного разобщения пластов, насыщенных водой или углеводородами. В результате проведенных научных исследований обоснован метод ранжирования скважин с межколонным давлением (МКД), где граничным значением является отношение МКД (Рмкд) к давлению опрессовки кондуктора (Ропр) как экранирующей колонны. В результате промысловых исследований было установлено, что снижение гидростатического столба закаченного раствора происходит в процессе загустевания по причине «зависания» столба на стенках скважины из-за появления в нем структурного каркаса, интенсифицируя разгерметизацию цементного кольца с образованием различного рода каналов, по которым в дальнейшем пластовый флюид движется по межколонному пространству. Авторами статьи предложен алгоритм подготовительных мероприятий, направленных на определение приоритетных действий в процессе ликвидации межколонных давлений.