В статье приведены результаты изучения пород доюрского основания на территории Кирилкинской площади Уватского района юга Тюменской области. Показано, что для того, чтобы в интервале доюрского комплекса пород (ДЮК) прогнозировать коллекторы в межскважинном пространстве по сейсмическим материалам МОГТ 3D, необходима корректная увязка волнового поля с вещественным составом пород (коллектор-неколлектор). Поскольку интервал ДЮК обычно изучен керном фрагментарно (в кровле и на забое), в статье рассматривается вариант применения технологии нейросетевого моделирования на основе использования параметров геофизического исследования скважин (ГИС) для восстановления вещественного состава пород ДЮК. Так как методически подходы восстановления вещественного состава пород по данным каротажа опираются на комплекс количественных показателей кривых для каждого типа пород, большое значение имеет сам подход разделения пород ДЮК на петротипы. В данной работе выделение петротипов выполнялось не только на основе вещественного состава пород, но и учитывались их фильтрационно-емкостные свойства и геофизическая характеристика по каротажу. Прогноз вещественного состава на основе ГИС выполнялся в несколько этапов. На первом было выполнено выделение петротипов по данным керна, что позволило все типы пород, описанные в скважинах, сгруппировать в шесть основных макропетротипов. Затем для каждого петротипа на основе анализа кроссплотов «ГИС-ГИС» был выделен комплекс оптимальных значений параметров ГИС, что позволило провести нейросетевое моделирование на основе карт Кохонена и восстановить состав ДЮК для дальнейшего прогноза коллекторов по сейсмическим данным.

   Актуальность темы обусловлена важностью проблемы охраны подземных вод на территориях, охваченных добычей нефти и газа. В статье уделяется внимание влиянию добычи подземных вод на состояние фильтрационной среды на небольших водных объектах. Исследования, включающие гидродинамические опробования (кустовые откачки), выполнены в течение девятилетнего периода на одном и том же участке. Опытные данные, полученные в результате проведения трех опытов, проинтерпретированы в рамках модели Хантуша. Определены параметры водоносной толщи: коэффициенты водопроводимости и пьезопроводности, фактор перетекания, коэффициент перетекания. Проанализированы изменения параметров пласта. В результате установлено, что продолжительная эксплуатация подземных вод на малых водных объектах так же приводит к улучшению состояния фильтрационной среды, как и на крупных месторождениях пресных подземных вод. В работе предложено недропользователю в условиях продолжительной добычи подземных вод уделять особое внимание мониторингу подземных вод, а именно гидродинамическим исследованиям, по результатам которых определяются гидрогеологические параметры пласта, а их изменения свидетельствуют о состоянии фильтрационной среды.

   В статье приведены результаты бурения колонковой скважины 1-к в Звериноголовском районе Курганской области, изучения кернового материала. Периодическое появление нефтяной пленки на реке Алабуге у ряда исследователей вызывало сомнения насчет того, что эта нефть мигрировала из недр. Некоторые ученые предполагали, что она могла попасть на реку в небольшом количестве случайно, например, была пролита при выполнении полевых работ аграриями. Для проверки и изучения нефтепроявлений по реке Алабуге в 1959 году были пробурены колонковые скважины 1-к и 2-к. Этими скважинами были пройдены покровные отложения мезокайнозоя и вскрыты породы фундамента, представленные красноцветами, предположительно пермориасового возраста. Это позволило в определенной степени изучить литологию и стратиграфию отложений, участвующих в строении района. Замеренные по керну скважины 1-к углы наклона красноцветных пород дали представление о степени их нарушенности. Фациально-литологические особенности этих пород, отсутствие в них фауны и флоры и другие признаки указывают на то, что образование красноцветных отложений происходило в континентальных условиях. Принципиально важное значение имеют обнаруженные в скважине 1-к признаки нефти пермотриасовых пород. Эти нефтепроявления представляют интерес еще и потому, что они выявлены в районе, где наблюдались выходы нефти на поверхность.

   В нефтепромысловой практике литолого-фациальный критерий очень часто является определяющим для формирования залежей жидких и газообразных углеводородов. Абшеронский литолого-фациальный тип осадков (абшеронская фация), обогащенный кварцевым материалом, слагает коллекторы горизонтов всех крупных месторождений нефти и газа в Южно-Каспийском бассейне (ЮКБ). Генезис абшеронской фации тесно связан с генезисом продуктивной толщи (ПТ), по обоим вопросам до настоящего времени нет единого мнения. Бесспорным является то, что ПТ и абшеронская фация сформировались в условиях замкнутого материкового бассейна, возникшего в результате орогенной перестройки районов, окружающих Каспий, прогибанием его дна и последовавшей за этим понтической регрессией моря. В результате перестройки гидрографической системы юга Русской платформы многие палеореки, протекая по вновь сформированной суше, стали впадать и сносить в ЮКБ огромное количество воды и осадков. Началось отложение ПТ и абшеронской фации. Наибольшая роль в приносе обогащенного кварцем песчаного материала принадлежала Палеоволге, образовавшей вместе с другими палеореками на севере ЮКБ обширную окраинную дельту, из которой осадки сносились далеко на юг, запад и восток.

   Смесимость во многом определяет эффективность газового воздействия. Режим смешивающегося вытеснения позволяет достигнуть максимальной эффективности. Минимальное давление смесимости (МДС) является ключевым параметром, определяемым при обосновании газового воздействия. Для условий Восточной Сибири точность прогноза на основе корреляционных уравнений составляет 10–50 %, наиболее близкие значения получены при использовании уравнения А. М. Маклавани, Х. М. Себастьяна и М. Донга. Уравнение состояния, настроенное на результаты рутинных исследований, оценивает МДС с погрешностью до 30 %. Эксперимент по набухаемости (swell test) повысил точность прогноза до 10 %. Метод исчезающего межфазного натяжения (МФН) как экспресс-метод определения параметра смесимости показал высокую точность прогноза МДС. Метод дает дополнительную возможность описания процесса изменения МФН с ростом давления или изменения состава газа и дополняет процесс адаптации уравнения состояния при настройке эксперимента в тонкой трубке.

   В работе рассматривается движение гидрофильной и гидрофобной жидкостей в капилляре. Известно, что структура течения таких жидкостей зависит от множества условий. Вопрос правильного выбора управляющих параметров имеет большое значение для управления переходом течения в разные режимы. Важнейшим вопросом в задаче фильтрации является морфологическая устойчивость фронта вытеснения в процессе фильтрации. Обычно считается, что достаточно управлять капиллярным числом, чтобы менять режимы течения. В работе показано, что можно выделить еще один параметр — расклинивающее давление. Если найти механизмы влияния на расклинивающее давление, то можно эффективно управлять течением, меняя толщину струи, и управлять процессом кластеризации (разбиением струи на капли). В работе показано, что таким механизмом может быть взаимодействие молекул углеводорода с наночастицами.

   В статье рассматривается проблема сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при первичном вскрытии и надежного их разобщения от выше- и нижезалегающих продуктивных пластов. Особое внимание уделено процессам взаимодействия между скважиной и вскрываемыми проницаемыми пластами при ее строительстве, которые в значительной степени определяются геологическими и термобарическими условиями, видами насыщающего пласт флюида, используемыми технологиями и техническими средствами. В статье рассмотрены основные проблемы строительства скважин, предназначенных для добычи высоковязких нефтей. Для решения были проведены лабораторные и экспериментальные исследования, которые помогут научно обосновать и внедрить новые технологии и технические средства повышения производительности и долговечности работы скважин, предназначенных для добычи высоковязких нефтей из продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями. В работе авторами проведено исследование рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов с высоковязкими пластовыми флюидами. По результатам проведенных лабораторных испытаний было принято решение о применении пресной системы поликатионного раствора.

   Для выполнения технологических расчетов при проектировании систем рационального использования попутного нефтяного газа используется величина газосодержания, определяемая по результатам исследования глубинных проб нефти. Как правило, скважинная продукция нефтяных месторождений обводнена, причем ее значение увеличивается со временем. Многими исследователями доказан факт растворения углеводородных газов в пластовых водах, так, согласно некоторым результатам, в одном кубическом метре воды может быть растворено до одного кубического метра газа. Этот факт оказывает значительное влияние на технологические режимы работы установок подготовки скважинной продукции, так как при их проектировании закладывается только величина газосодержания добываемой нефти. Для корректного учета объема газа, растворенного в попутно-добываемой воде, необходима разработка достоверной методики расчета предельного газосодержания пластовых вод и количества выделяющегося при снижении давления газа. В этой связи в статье представлены результаты исследований по расчету газосодержания пластовой воды с применением различных методик, полученные результаты сравниваются с лабораторными данными.

   Для обеспечения эффективной сепарации продукции нефтяных добывающих скважин с повышенным содержанием попутного нефтяного газа используются входные сепарационные установки, состоящие из входного сепаратора, который обеспечивает отделение основного количества свободного газа от жидкости, нефтегазосепаратора, в котором от жидкости окончательно отделяется свободный газ, и сепаратора-каплеуловителя, предназначенного для предотвращения уноса капельной жидкости с газом. При поступлении на установку газоводонефтяной смеси с высоким водосодержанием вместо нефтегазосепаратора может быть использован нефтегазоводоразделитель, что позволяет осуществлять одновременно с разгазированием предварительный сброс воды. В работе рассмотрена технология сепарации и предварительного сброса воды для нефтей с повышенным газосодержанием и предложен вариант с использованием подогрева частично разгазированной жидкости. Приведены эмпирические зависимости минимальной высоты столба жидкости над нефтегазосепаратором (нефтегазоводоразделителем) в зависимости от вязкости и плотности жидкости. Разработана методика технологического расчета взаиморасположения аппаратов и показана возможность использования теплообменных аппаратов в составе установки.