Изучение березовской свиты является актуальной задачей в настоящее время, так как поиск и подтверждение новых источников газа позволит восполнить ресурсную базу и поддержать проектные мощности. В приведенной работе выполнен комплексный анализ потенциала углеводородных ресурсов верхнемеловых отложений березовской свиты. Была проанализирована площадь с точки зрения регионального строения (палеогеографических условий формирования верхнемеловых отложений березовской свиты, распространения структурных ловушек в данном интервале), рассмотрены карты толщин и палеорельефа нижнеберезовской подсвиты. Выявлены основные особенности изучаемой территории, а также сложности, идентифицируемые в интересуемом интервале и требующие внимания (высокое содержание глинистых минералов, разбухающих при контакте с водой, низкая проницаемость и литолого-минералогическая неоднородность). По данным комплекса геофизических исследований скважин, интервал пласта НБ1 нижнеберезовской подсвиты представлен как продуктивный на изучаемой площади. Что, в свою очередь, сподвигло к детальной оценке объема ресурсов и потенциала добычи. По результатам проведенной работы выполнен прогноз перспектив по изучаемому интервалу отложений, оценен потенциал перспективных объектов пласта НБ1.

При повышении степени изученности месторождения часто усложняется модель насыщенности коллекторов флюидами. При построении трехмерной геологической модели необходимо учесть всю имеющуюся информацию без потери качества и скорости обновления модели. На примере залежи туронских отложений детально рассмотрены способы геометризации продуктивной части пласта: при помощи тектонических или литологических экранов, путем использования негоризонтальных поверхностей, введения дополнительных структурных границ или разделения объекта на условные блоки с разными контактами. Проанализированы преимущества и недостатки использования данных способов в процессе актуализации 3D геологической модели месторождения, а также их геологическое обоснование. Выбран наиболее оптимальный способ для изменения модели исследуемого месторождения, согласованный с концепцией геологического строения изучаемого пласта.

На периферии Западно-Сибирского бассейна до 30 % коллекторов в пластах Ю_2-4 малышевского горизонта тюменской свиты не удается корректно спрогнозировать. Причинами этого являются низкая степень изученности территорий глубоким бурением, из-за чего прогноз коллекторов выполняется по данным МОГТ 3D, и низкая разрешающая способность сейсморазведки относительно размеров ловушек в тюменской свите. В статье на примере геолого-геофизического и сейсмического материалов площадей Уватского района юга Тюменской области приводится опыт решения проблемы прогноза коллекторов на примере одного из пластов тюменской свиты (Ю₂) сложного (прибрежно-переходного и континентального) генезиса. Показано, какие технологии применяются специалистами ООО «Тюменский нефтяной научный центр» для прогноза коллекторов на основе данных метода МОГТ 3D. Рассмотрен комплекс геологических и сейсмических факторов, влияющих на прогноз терригенных маломощных коллекторов по данным сейсморазведки, таких как строение пласта Ю₂ (особенности развития коллекторов по разрезу), влияние углистости, проблема разделения пород-коллекторов и пород-неколлекторов по петроупругим свойствам и т. д. Результаты анализа, приведенные в статье, активно используются при постановке геологоразведочных работ и выборе приоритетных ловушек в пластах тюменской свиты на территории Уватского проекта.

В современном мире на крупных месторождениях, где присутствует обширная газовая шапка, при разработке нефтяных оторочек возникает проблема прорыва газа газовых шапок к забою нефтяных скважин. Эта проблема также может усугубляться ограниченными возможностями инфраструктуры по утилизации и/или транспортировке попутного нефтяного газа. В работе отражена эволюция подходов по минимизации добычи прорывного газа газовой шапки из нефтяных скважин при разработке нефтяной оторочки пласта Бт ботуобинского горизонта Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения. На сегодняшний день сформирована эффективная стратегия разработки подгазовой зоны, включающая в себя применение различных технологий, направленных на снижение газового фактора. Описанный опыт разработки подгазовой зоны Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения может быть полезен при разработке месторождений со схожими геологическими особенностями.

Верхнемеловые, потенциально газоносные опоки хэяхинской пачки (сантон) Западно-Сибирской плиты, распространенные на площади порядка 2,5 млн км² в виде пласта мощностью 20–30 м, характеризуются крайне неравномерной степенью кристаллизации агрегата кремнезема (опал-кристобалит-тридимита или ОКТ-фазы) — важным параметром для оценки фильтрационно-емкостных свойств. Кристаллизация ОКТ-фазы (старение) в природных системах может быть обусловлена различными причинами. В настоящее время изучение особенностей преобразования кремнезема верхнемеловых опок требует унифицированного и системного подхода. Для оценки степени старения опок в керне более 30 скважин был использован комплекс лабораторных методов — петрографическое описание прозрачных шлифов, рентгеноструктурный анализ общий (РСА_общ) и тонкодисперсной фракции (РСА_глин), а также растровый электронный микроскоп (РЭМ). На бόльшей части территории Западно-Сибирской плиты в опоках хэяхинской пачки содержание кварца по данным РСА_общ колеблется от 5–10 до 30–45 %, при этом доля ОКТ-фазы установлена в количестве 30–50 %. Но на западе и юго-западе Западно-Сибирской плиты кварц составляет до 80 % и больше, при этом ОКТ-фаза методом РСА_общ не выявлена. Морфологические различия обособлений кремнезема установлены на изображениях РЭМ при увеличении в 5–6 тысяч раз. В изучаемых толщах участки пород с повышенной степенью старения ОКТ-фазы пространственно не совпадают с участками пород, имеющих признаки трансформации набухающих глинистых минералов (монтмориллонита) в иллит. На основании накопленных новых данных, а также с учетом обнаруженных на сейсмических разрезах в западной части Западно-Сибирской плиты врезанных форм рельефа (русел) в среднем маастрихте сделан следующий вывод: отсутствие ОКТ-фазы и аномально высокая доля кварца в опоках хэяхинской пачки в западной области Западно-Сибирской плиты обусловлены полной кристаллизацией ОКТ-фазы в обстановках субаэральной экспозиции (экзогенные условия) отложений верхнего мела в среднем маастрихте.

При проведении анализа разработки нефтяного месторождения используется вся имеющаяся геолого-промысловая информация. Так как нефть находится в постоянном взаимодействии и сонахождении с водой, то гидрогеологическая информация, и особенно ее изменение в процессе разработки нефтяного месторождения, должна существенным образом влиять на результаты анализа. В статье исследована гидрогеологическая информация как инструмент познания нефтяной залежи. Сделана попытка классифицировать данную информацию. Определено влияние различной гидрогеологической информации на принятие конкретных решений. Отмечено, что наиболее ценную гидрогеологическую информацию можно получить только при разбуривании нефтяного месторождения. Указано перспективное использование качественной исходной гидрогеологической информации о расположении и движении краевых и подошвенных вод нефтяного месторождения для создания адаптивных систем заводнения. Поддерживается идея развития нормативного регулирования процесса получения и использования гидрогеологической информации на всех этапах: от поиска и разведки до разработки нефтяного месторождения.

Перемещение основных мощностей добывающих предприятий из центральных регионов страны в северные регионы потребовало полного переосмысления проблемы обустройства месторождений. К числу таких проблем относится возведение фундаментов под трубопроводы, технологические объекты, энергетические станции. В основном такие фундаменты изготавливают методом погружения свай в заранее пробуренные скважины. Использование буроопускных свай в условиях многолетнемерзлых грунтов является технологической необходимостью и связано с невозможностью применения свай других типов. Наибольшее распространение получили буроопускные сваи, изготовленные из прямошовных труб, сваренных токами высокой частоты (ГОСТ 20295 и ГОСТ Р 58064). Оценка работоспособности таких труб в условиях многолетнемерзлых грунтов была проведена посредством моделирования условий эксплуатации труб в лабораторных условиях, а также установки полноразмерных макетов свай в многолетнемерзлые плотные суглинистые и влажные — заторфованные — грунты полигона ФИЦ «Якутский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук». Испытаниям были подвергнуты как трубы с обязательной послесварочной термической обработкой, по требованиям СП 16.13330.2017, так и без термической обработки. Были проведены исследования статических механических свойств и ударной вязкости основного металла и сварных соединений труб, проведена оценка их коррозионной стойкости и трещиностойкости. Результаты исследований показали, что проведение послесварочной термической обработки не приводит к значительному повышению надежности буроопускных свай из стали 09Г2С. Одновременно анализ микроструктуры сварных соединений выявил значительное количество дефектов, расположенных по линии сплавления сварного шва, которые могут привести к ускоренному повреждению сваи.

Решая задачу мирового уровня о сокращении выбросов парниковых газов в атмосферу и возможной утилизации углекислого газа (СО₂), в статье представлен обзор технологий закачки СО₂ в пласты нефтегазовых месторождений с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Предложены и детально описаны технологические процессы реализации двух основных методов: закачки углекислого газа в добывающие скважины методом Huff and Puff и закачки СО₂ в нагнетательные скважины.
Технология закачки диоксида углерода в добывающие скважины имеет ряд преимуществ, таких как отсутствие капитальных затрат и низкие операционные затраты, быстрое получение эффекта в виде увеличения дебита и эффективного использования СО₂. Общий принцип технологии заключается в управляемой подаче углекислого газа через устье остановленной добывающей скважины в призабойную зону пласта. Эффективность технологии в основном достигается за счет снижения вязкости нефти и объемного расширения нефти, снижения межфазного натяжения и уменьшения относительной фазовой проницаемости по воде и, как следствие, снижения остаточной нефтенасыщенности за счет роста количества защемленного газа.
Вторая технология по закачке углекислого газа в нагнетательные скважины для получения положительного технологического эффекта требует большего объема агента закачки и длительного периода времени для оценки эффекта. Эффективность технологии и увеличение коэффициента вытеснения нефти достигается за счет распределения больших объемов закачанного углекислого газа по низкопроницаемым каналам пласта и вовлечения остаточной нефти.
В статье представлены необходимые условия и основные этапы организации процесса закачки СО₂ по предложенным технологиям, описан состав требуемого оборудования. Особое внимание уделено необходимости применения ингибиторов для защиты внутрискважинного оборудования, а также выбору подходящих ингибиторов с учетом их физико-химических характеристик, совместимости с другими реагентами и свойствами пласта, проведен экспертный опрос рынка на наличие специализированного оборудования в России и услуг отечественных производителей в области технологий закачки газов в пласты.
Заключительная часть статьи подчеркивает важность тщательного планирования и мониторинга при проведении закачки CO₂ в скважины, а также потенциал газовых методов для повышения добычи и снижения воздействия на окружающую среду.

Для современного состояния добычи нефти характерно снижение доли запасов, приуроченных к традиционным коллекторам. В этой связи растет актуальность разработки объектов сложного и очень сложного строения. Среди данных объектов значительная доля запасов нефти сосредоточена в низкопроницаемых коллекторах, разработка которых традиционными площадными методами теряет свою экономическую эффективность. Целью работы является создание прогнозного инструмента для подбора оптимальных параметров системы разработки с применением горизонтальных скважин и многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Для решения данной задачи была обучена модель полносвязной нейронной сети, предсказывающая параметры профиля добычи в зависимости от начальных геолого-физических условий и параметров системы разработки. Архитектура полученной нейронной сети включает в себя 3 линейных слоя по 300 нейронов на каждом. Обучающей выборкой для модели стали результаты многовариантных расчетов на синтетической гидродинамической модели, имитирующей работу элемента разработки с помощью горизонтальной скважины с МГРП на режиме истощения. Разрабатываемая модель может быть полезна при решении задачи проектирования системы разработки на новых или не разбуренных участках нефтяных месторождений с низкими проницаемостями.

Применение органических растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) является одним из самых распространенных методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки высокосмолистых нефтей. Несмотря на определенные результаты, проблема направленного подбора растворителя с учетом природы нефти и АСПО в конкретных условиях далека от разрешения. Целью данной работы является проверка гипотезы о взаимосвязи растворимости асфальтенов с их средним сродством к электрону и энергией ионизации растворителей. С использованием изотермы растворимости асфальтенов в неионогенных растворителях оценена растворимость образцов асфальтенов западносибирской нефти и модельных фрагментов. Исследования показали, что максимальной растворимостью обладают асфальтены с высоким эффективным сродством к электрону. Наибольшую растворяющую способность имеют растворители с низким потенциалом ионизации, что подтверждает термодинамику растворимости через образование донорно-акцепторных комплексов. Выполненные исследования помогут промысловым специалистам и инженерам сервисных компаний в научно обоснованном подборе растворителя в зависимости от типа отложений тяжелых компонентов нефти.

Определение механизмов деформационного искажения и процессов разупрочнения приповерхностных слоев в сплавах, включая высокоэнтропийные сплавы, является одной из приоритетных задач в современном материаловедении. Интерес к подобным исследованиям, требующим комплексного подхода в определении взаимосвязи между накопленными структурными искажениями и процессами разупрочнения, обусловлен большим потенциалом применения данных сплавов в нефтегазовой и ядерной энергетике нового поколения. С целью оценки устойчивости сплавов на основе соединений NbTi, NbTiV, NbTiVZr к процессам накопления радиационных повреждений эксперименты по облучению были выполнены на ускорителе ДЦ-60 с учетом возможностей моделирования радиационных повреждений как в случае единичных (изолированных) областей повреждения, так и при их перекрытии. Полученные результаты зависимостей изменения структурных параметров исследуемых сплавов в зависимости от количества компонент для облученных образцов являются прямым подтверждением влияния различий атомных радиусов на устойчивость к деформационному растяжению при накоплении радиационных повреждений. Было установлено, что для NbTiVZr сплава наблюдаются наименьшие структурные изменения, вызванные облучением, что свидетельствует о высоких показателях устойчивости к деформационному искажению и снижению прочностных свойств и устойчивости к износу. Определено, что основным механизмом, влияющим на потерю стойкости к износу при трибологических испытаний на трение, является деформационное искажение поврежденного слоя, величина которого определяет деградацию приповерхностного слоя сплавов.