Изучение кремневых отложений верхнего мела Западной Сибири является нетривиальной задачей. Ее решение требует специальных геофизических методов исследования скважин для получения достоверного результата. В этих условиях существенную значимость приобретают методы прогноза с использованием априорных данных, позволяющие выделить первоочередные объекты для дальнейшего геологического изучения.

   Цель исследования — выполнить прогноз коэффициента газонасыщенности (Кг) кремневого коллектора пласта НБ1 в пределах Надым-Пур-Тазовского региона в текущих условиях изученности скважинными данными.

   Предложен новый метод прогноза и построения карты коэффициента объемной влажности (Кво) на основе априорной геологической информации. В результате исследования выявлена значимая связь Кво пласта НБ1 с трендом глубины залегания его кровли, что обусловлено интенсивностью вторичных процессов преобразования кремнезема. Зависимость обусловлена особенностями тектонического развития территории после накопления кремневых отложений пласта НБ1. Построенная карта прогнозной величины Кг позволяет выделить области, характеризующиеся наиболее высоким потенциалом газоносности.

   Территориальная принадлежность одного месторождения разным недропользователям влечет за собой ряд проблем, возникающих при подсчете запасов углеводородного сырья, обосновании подсчетных параметров, что связано с отсутствием полной информации по трансграничному месторождению у одного владельца недр.

   Цель работы — демонстрация проблем моделирования и подсчета запасов трансграничных месторождений и предложения по их решению.

   В статье вкратце изложена история геологоразведочных работ на Красноленинском месторождении с последующей историей моделирования и подсчета запасов. Показана разница в корреляции продуктивных пластов. Рассмотрены различные способы оконтуривания залежей в пределах участков недропользования. Перечислены сложности моделирования вследствие наличия нескольких недропользователей одного трансграничного месторождения. Приведены конкретные примеры проблем согласования моделей и подсчета запасов двух недропользователей. Обозначена проблема объединения нескольких месторождений по результатам геологоразведочных работ. Сформулированы выводы о преимуществах единой модели трансграничных месторождений и пользе их для государства. Решение проблемы — это обмен накопленной геолого-промысловой информацией между соседними недропользователями и договоренность о совместных действиях по изучению месторождения, в том числе работе по подсчету запасов, по проектным решениям. В результате получим единую геологическую модель месторождения, одинаковые подходы к проведению категорий, размещению добывающего фонда, корректное распределение добычи, решение вопросов с налоговыми органами.

   Большинство залежей, введенных в разработку в Западной Сибири за последние 10–15 лет, характеризуются сложным и очень сложным строением при небольших размерах. Эффективная разработка таких залежей возможна только на основе адекватных и достаточной точности моделей. Построение детальных и высокой точности моделей сложнопостроенных залежей невозможно без комплексного анализа всех видов геолого-геофизической информации, а в ряде случаев и физико-химических свойств пластовых флюидов.

   Целью исследования является уточнение геологического строения залежи пласта ПК19 2 Берегового месторождения на основе такого подхода.

   Использование расширенного комплекса геофизических исследований скважин, прогнозных карт эффективных толщин и песчанистости по данным сейсмики, а также обоснование увеличенного набора региональных и локальных реперов позволили уточнить область распространения углеводородов и показать, что залежь не является единой, а состоит из трех гидродинамически разобщенных залежей. Косвенно литологическое разграничение залежей подтверждает и значимое различие флюидальных контактов, расхождение между контактами северной и южной залежей составляет 6 м. Анализ физико-химических свойств пластовых флюидов показал, что северная и южная залежи насыщены конденсатами разного типа и существенно разной плотности. Результаты работы позволили, во-первых, уточнить и детализировать строение залежей пласта ПК19 2 Берегового месторождения, во-вторых, уточнить запасы, а также показать, что плотность конденсата северной залежи такова, что постановка запасов конденсата на госбаланс и его добыча из этой залежи экономически нецелесообразны.

   Нейросетевой анализ (НСА) является перспективным направлением повышения эффективности нефтегазовой геофизики и нефтегазовой отрасли. Анализ полученного опыта использования имеющихся методов и пакетов программ НСА при решении задач нефтегазовой геофизики свидетельствует об отсутствии существенного (прорывного) эффекта.
Для достижения значимого эффекта предлагается переходить от методов к технологиям НСА. В работе предложена принципиальная архитектура технологии нейросетевого анализа для решения задач нефтегазовой геофизики, включающая в себя конструктор нейросетей; подсистему обучения геофизика в области НСА; цифровой полигон; базу знаний (о задачах, методах НСА, методиках и опыте решения прикладных задач). Обсуждаются элементы предлагаемой технологии и их взаимосвязь. Кратко охарактеризован пилотный вариант предлагаемой технологии, включающий ее основные элементы, ориентированный, прежде всего, на обучение специалистов. Результаты апробации пилотного варианта показали эффективность предлагаемой технологии. Определены первоочередные научные и технологические задачи развития предлагаемой технологии.

   Вопросы практического применения результатов сейсмофациального анализа беспокоят недропользователей и специалистов научных институтов нефтегазовой отрасли. Не всегда очевидно, какой вклад вносит эта работа в результат геологического моделирования и какую имеет значимость при комплексировании материалов площадных сейсмических исследований, геофизических исследований скважин и данных керна. При этом заинтересованность в данном виде работ снижается по мере разбуривания месторождений, хотя при увеличении скважинных данных достоверность результатов сейсмофациального анализа значительно повышается, появляются дополнительные возможности поиска перспективных и невыработанных зон залежи.

   В связи с этим основная задача статьи — напоминание общественности о важности данной составляющей геологического моделирования, демонстрация примеров практического применения сейсмофациального анализа, разных подходов к картированию сейсмофаций.

   В статье описаны подходы сейсмофациального анализа на разных стадиях изученности перспективных площадей и месторождений с учетом 2D и 3D сейсморазведочных работ (СРР). Отмечено, что применение нейронных сетей для расчета сейсмоклассов позволяет работать с разными входными данными: объемные кубы цифрового материала и двухмерные карты, построенные по результатам интерпретации СРР. Уделено внимание роли сейсмофациального анализа в создании геологических моделей и оценке ресурсной базы. Показан вариант расчета трехмерного куба литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом сейсмо- и литофациального анализа с кратким описанием алгоритмов моделирования. На примере участка моделирования продемонстрировано влияние результатов сейсмофациального анализа на распределение коллекторов в трехмерной геологической модели и картирование зон вероятной глинизации продуктивного пласта.

   Исследуемый эксплуатационный объект обладает высокой текущей обводненностью и находится на завершающей стадии разработки.

   Целью исследования является оценка потенциала для проведения полимерного заводнения на объекте Х месторождения С посредством гидродинамических расчетов.

   Гидродинамическое моделирование производится на синтетической модели, вырезанной из секторной модели пласта. Данная модель отвечает критериям выбора участков, соответствует по параметрам полномасштабной модели, но является более детальной, в связи с чем она была выбрана для обоснования эффективности полимерного заводнения. В модели задано фактическое расположение скважин, которое находится в наиболее характерной зоне пласта с фактической системой разработки. Гидродинамические расчeты показали технологическую эффективность полимерного заводнения на объекте Х. Прирост коэффициента извлечения нефти составил 1,85 %. В дальнейших планах проведение уточняющих лабораторных исследований свойств растворов полимеров, экономическая оценка для выбора оптимальной концентрации и объeма закачки полимерного раствора, а также принятие решения о проведении опытно-промышленных работ.

   Предпосылками для исследования являются выбор оптимального агента для сайклинг-процесса и установление оптимальных условий, при которых достигается максимальный коэффициент конденсатоотдачи.

   Цель данной работы — оценка технологической эффективности методов увеличения конденсатоотдачи при нагнетании в залежь углеводородных (метан) и неуглеводородных (азот, двуокись углерода) газов.

   Целевым объектом исследования является пласт Ач3-4 в пределах Ново-Уренгойского лицензионного участка Уренгойского месторождения. Ведущим методом для выявления изложенной проблемы являются результаты гидродинамических расчетов, выполненных на композиционной гидродинамической модели, реализованной в формате ECLIPSE 300. Для моделирования на одном из участков пласта Ач3-4 подобран элемент разработки, в котором средние параметры соответствовали параметрам из полномасштабной модели. Оценка эффективности выполнялась сравнением выбранных методов с базовым сценарием, представляющим традиционную схему разработки залежи пласта Ач3-4 на естественном режиме. Время начала закачки устанавливалось в гидродинамической модели после отбора 30, 50 и 85 % газа от начальных геологических запасов и при установившемся давлении 18, 37 и 40 МПа при условии достижения коэффициента извлечения газа, полученного в варианте разработки на естественном режиме. Технологическая эффективность вариантов разработки оценивалась по динамике изменения коэффициента извлечения конденсата в зависимости от динамики изменения коэффициента извлечения газа. Лучший вариант был выбран по максимальному значению коэффициента извлечения конденсата. Результаты проведенных исследований по увеличению конденсатоотдачи пластов свидетельствуют об эффективности применения в качестве агента углекислого газа. Коэффициент извлечения конденсата зависит от соотношения нагнетательных и добывающих скважин, времени начала поддержания пластового давления и количества поровых объемов прокачки. Эффективность от закачки углекислого газа на поздних стадиях разработки резко возрастает при достижении минимального давления смешивания.

   Основными предпосылками для данного исследования являются сокращение работающего нефтяного фонда скважин Самотлорского месторождения ввиду коррозионного разрушения эксплуатационных колонн и, как следствие, потеря добычи нефти на время ремонта и восстановления целостности скважин. Объем таких разрушений за последние 5 лет разработки изучаемого месторождения превысил тысячу скважин.

   Основная цель работы — выявление всех влияющих факторов, катализирующих износ металла эксплуатационных колонн, а также формирование методов защиты скважин с учетом выявленного генезиса причин.

   Поставленные в работе задачи решаются путем применения методов статистического анализа и геолого-промыслового анализа скважинных данных. Сбор и проверка данных добычи за историю разработки, а также подготовка статистической обучающей выборки выполнены с применением программного обеспечения Microsoft Excel. Геолого-промысловый анализ скважинных данных выполнен с помощью программного комплекса РН-КИН. Моделирование прогноза скорости коррозии выполнено с помощью Microsoft Excel с использованием языка программирования VBA. В данной работе проведен комплексный анализ фонда добывающих скважин, выделены факторы, влияющие на появление и развитие коррозионных процессов. По результатам лабораторных исследований получены численные значения скорости коррозии, протекающей в скважине. Результатом работы является математическая модель, позволяющая с учетом выделенных факторов прогнозировать риск и скорость протекания коррозии в скважине. Практическая значимость исследования заключается в предложенных и принятых в работу методов защиты эксплуатационных колонн от коррозионно-эрозионного воздействия применительно к добывающему фонду скважин.

   Сложность строения нефтяной оторочки нефтегазовых залежей определяет особенности ее разработки. При эксплуатации продуктивных пластов происходит расформирование запасов нефти вследствие неконтролируемого отбора газа. Несбалансированные процессы отбора нефти и заводнения приводят к снижению величины коэффициента извлечения нефти. В статье рассмотрен вопрос повышения эффективности технологии эксплуатации нефтяных оторочек на основе исследования процесса вытеснения нефти газовыми агентами. Представлены критерии применимости технологий увеличения нефтеотдачи, которые служат основой для выбора метода воздействия на пласт исходя из его геолого-физических особенностей; результаты оценки эффективности технологий по каждому пласту и обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН); обоснование выбора объектов исследования на основе применения МУН по различным месторождениям. Разработан ранг-рейтинговый метод оценки по адресным геолого-физическим характеристикам, энергетическому состоянию и инфраструктуре объектов разработки. В результате проведенного ранжирования определены критерии, по которым обоснованы объекты для испытания водогазового воздействия: БУ11 2 (Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ)); БТ11 0, БТ11 (Заполярное НГКМ); БУ8-9 3 (Ен-Яхинское НГКМ); БУ9 2 (Песцовое НГКМ); ПК1 (Тазовское НГКМ); АЧ3 0, АЧ3, АЧ4, АЧ5 (Ямбургское НГКМ).

   В работе рассмотрен опыт применения технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ) без постановки бригады ремонта скважин, выявлена проблема массовости низкого эффекта мероприятий. Cформированы предложения по усовершенствованию данной технологии, разработаны инструкция по выполнению и реестр дизайнов бесподходных обработок для решения широкого спектра задач при ОПЗ. По результатам подбора скважин-кандидатов и опробования разработанных подходов проведен бенчмаркинг проведения ОПЗ данной технологии на предприятии ООО «ЛУКОЙЛ Западная-Сибирь». Выполненная работа позволила повысить эффективность и экономическую рентабельность бесподходных мероприятий.

   Интерес к керамикам на основе феррита лантана — стронция, обладающих смешанной электронной и кислород-ионной проводимостью, а также хорошей стабильностью, обусловлен большим потенциалом применения в качестве электродных материалов для твердооксидных топливных элементов. В работе представлены результаты оценки изменений морфологии и фазового состава керамик на основе соединений феррита лантана — стронция, полученных методом твердофазного синтеза при моделировании условий, максимально приближенных к условиям их эксплуатации в режиме повышенных температур. Основной упор в исследованиях сделан на изменении соотношения фазового состава керамик при длительном термическом воздействии, моделирующем процессы термического старения, и, как следствие, процессы окисления, возникающие при длительных циклических испытаниях. В ходе проведенных исследований было определено, что наличие в составе керамик фазы Sr₂Fe₂O₅ приводит к увеличению устойчивости к коррозионным процессам окисления при высокотемпературной коррозии. Согласно полученным данным оценки изменения электрохимических характеристик керамик в зависимости от времени выдержки при моделировании высокотемпературной деградации, было установлено, что наиболее значимые снижения наблюдаются после 400 часов последовательных испытаний при температуре 500–600 °С и после 250–300 часов при температурах выше 700 °С. При этом снижение величины удельной мощности обусловлено формированием оксидных включений в керамиках, возникающих в результате разложения фазы (La_0,3Sr_0,7)FeO₄ в составе керамик. В свою очередь, наличие фазы Sr₂Fe₂O₅ приводит к формированию устойчивой к окислению структуры, приводящей к менее выраженным изменениям удельной мощности при измерении параметров электрохимических характеристик.

   Корректная работа теплообменного оборудования напрямую влияет на качество выпускаемой продукции. Изучение критически важных факторов, препятствующих стабильной работе оборудования нефтехимического кластера, а также ликвидация основных из них являются первостепенной задачей. Основной проблемой при работе теплообменного оборудования является качество промоборотной воды — основного теплоносителя. В рамках исследования был проведен анализ промоборотной воды и окалины с промышленной площадки методом атомно-эмиссионной спектрометрии, который проводился с индуктивно связанной плазмой. В результате были выявлены «узкие» места, затрудняющие работу оборудования. Установлено, что наиболее пагубными являются солеотложения и коррозионное воздействие воды. Кроме этого, была разработана методика, позволяющая определить элементный состав твердых отложений из теплообменного оборудования. Проблемы в работе теплообменного оборудования приводят к масштабным проблемам на производстве. Для предотвращения экстренных остановок производства и повышения эффективности работы теплообменного оборудования в статье рассмотрен метод повышения качества промоборотной воды путем использования новейшего реагента. Предлагаемый реагент позволяет уменьшить коррозионное воздействие и снизить солеотложения внутри теплообменных аппаратов. Преимуществом предлагаемого ингибитора является снижение экологического воздействия на окружающую среду и затрат на внеплановый ремонт оборудования, а также высокая эффективность работы.