Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

В отложениях баженовской свиты Красноленинского свода выделены 6 литотипов, разнообразие которых связано как с изменениями условий среды седиментации, так и с вторичными процессами осадконакопления. На базе литологических исследований дана характеристика каждого литотипа. Представленная их совокупность создает благоприятные условия для выделения зон-коллекторов в разрезе свиты.

Ключевые слова: Красноленинский свод; баженовская свита; литотип; аргиллит; органическое вещество; доломит.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.98(571.66) DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-10-22

К ВОПРОСАМ ОБ ИНТЕНСИВНОСТИ НОВЕЙШИХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ КАМЧАТСКОГО ПОЛУОСТРОВА И СЕВЕРА КУРИЛЬСКИХ ОСТРОВОВ, ГИДРОТЕРМАЛЬНО-МЕТАСОМАТИЧЕСКИХ ИЗМЕНЕНИЯХ ЭФФУЗИВНЫХ ПОРОД И ПЕРСПЕКТИВАХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНА (с. 10)

Максим Александрович Булгаков, канд. геол.-минер. наук,

Владимир Алексеевич Колесников, канд. геол.-минер. наук,

Владислав Владиславович Терешкин

ООО "СамараНИПИнефть"

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

e-mail: TereshkinVV@samnipi.rosneft.rul

Людмила Николаевна Болдушевская, канд. геол.-минер. наук,

Дарья Михайловна Савчик

ООО "РН–КрасноярскНИПИнефть"

660098, Россия, г. Красноярск, ул. 9 Мая, 65Д.

В статье описаны современные тектонические движения юго-восточной части Камчатского полуострова и севера Курильских островов, результаты изучения эффузивных пород неоген-палеогенового и четвертичного возраста по результатам наблюдений в рамках полевого геологического семинара 2019 г., организованного институтом ООО "СамараНИПИнефть". Приводится краткая сводка по перспективам нефтегазоносности территории Камчатки и прилегающих акваторий. Нефтегазопроявления на суше Камчатки носят, вероятно, остаточный характер в результате сложной тектонической истории. Основные перспективы связываются с шельфовыми областями, где накапливался огромный объем осадочного материала и можно ожидать наличие залежей угледовородов. Нефтематеринские и коллекторские горизонты приурочены к отложениям нижнего миоцена, олигоцена и эоцена. Нефтепроявления Западной Камчатки по данным молекулярных исследований углеводородов-биомаркеров связаны как с морскими меловыми толщами, так и с континентальными нефтематеринскими толщами неогена и палеогена.

Ключевые слова: тектонические движения; Камчатский полуостров; перспективы нефтегазоносности; эффузивные породы; залежи углеводородов; молекулярные исследования.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.8.072 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-23-28

РЕАЛИЗАЦИЯ СИКВЕНС-СТРАТИГРАФИЧЕСКОГО ПОДХОДА ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН ОТКРЫТИЯ НОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРЕДЕЛАХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ АНТИПАЮТИНСКОЙ ВПАДИНЫ (с. 23)

Елена Александровна Потапова, канд. геол.-минер. наук

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42,

e-mail: EAPotapova@rosneft.ru

В статье приведены результаты применения метода сиквенс-стратиграфии для выявления наиболее перспективных зон, связанных с возможными залежами УВ в зоне сочленения Антипаютинской впадины и Средне-Мессояхского вала. Целью работы является выявление перспективных зон, где наиболее вероятно существование залежей УВ, не вскрытых скважинами. Сиквенс-стратиграфический подход реализован на основе комплексирования данных 2D сейсмики, исследования керна и ГИС.

Ключевые слова: Среднемессояхский вал; Антипаютинская впадина; сиквенс-стратиграфия; клиноформный комплекс.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.8.072:550.822.3 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-29-35

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ 1D ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА (с. 29)

Виктория Александровна Фадеева,

Валерий Анатольевич Павлов, канд. техн. наук,

Михаил Дмитриевич Субботин,

Дмитрий Александрович Поляков,

Николай Алексеевич Павлюков,

Алексей Юрьевич Кудымов

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42,

e-mail: vafadeeva@tnnc.rosneft.ru, vapavlov4@tnnc.rosneft.ru, mdsubbotin@tnnc.rosneft.ru, DAPolyakov4@tnnc.rosneft.ru, napavlyukov@tnnc.rosneft.ru, aykudymov@tnnc.rosneft.ru

Михаил Иванович Самойлов

ООО "РН–Центр экспертной поддержки и технического развития" (ООО "РН–ЦЭПиТР")

625023, Россия, г. Тюмень, ул. Одесская, 7Б, оф. 502,

e-mail: MISamoilov@ceptr.rosneft.ru

Геомеханическое моделирование является одним из наиболее эффективных инструментов оценки рисков при планировании бурения, гидроразрыва пласта (ГРП), эксплуатации скважин и разработки месторождений, особенно при реализации перечисленных работ в сложных горно-геологических условиях.

Необходимым условием создания качественной геомеханической модели является наличие достоверных исходных данных. Для их получения требуется проведение значительного объема лабораторных керновых исследованй, включая определения упругопрочностных свойств.

В статье сформулированы предложения по оптимизации керновых исследований на упругопрочностные свойства, которые позволят повысить качество планирования и результативность керновых исследований. Предлагаемый подход к выбору интервала исследований керна заключается в выделении механофации на основании предварительной геомеханической модели, определении типа и числа исследований керна, корректной оценки граничных условий тестирования керна. Такой комплексный подход обеспечивает получение достоверных и достаточных данных для геомеханического моделирования.

Ключевые слова: геомеханическое моделирование; механические фации; тестирование керна.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.4 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-36-42

НОВЫЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 36)

Ринат Раисович Хузин¹, д-р техн. наук

Николай Николаевич Соловьев², д-р геол.-минер. наук

Вячеслав Шарифуллович Мухаметшин³, д-р геол.-минер. наук, профессор

Динар Альбертович Салихов¹

Вадим Евгеньевич Андреев^4,5, д-р техн. наук, профессор,

Дмитрий Валерьевич Пепеляев⁶

Юрий Николаевич Стефанович⁶

¹ООО "Карбон-Ойл"

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Сургутская, 25,

e-mail: karbon@tatais.ru, dinar_salikhov@mail.ru

²ООО "Газпром ВНИИГАЗ"

105066, Россия, г. Москва, ул. Старая Басманная, 20, стр. 8,

e-mail: N_Soloviev@vniigaz.gazprom.ru

³Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru

⁴ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: intnm@ya.ru

⁵Государственное автономное научное учреждение "Институт стратегических исследований Республики Башкортостан"

450075, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, просп. Октября, 129/3

⁶ООО "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" (ООО ПКТБ "Техпроект")

614013, Россия, г. Пермь, ул. Акад. Королева, 21,

e-mail: dpepelyaev@tehproekt.perm.ru, yu.stefanovich@tehproekt.perm.ru

В статье приведены результаты испытания инновационного оборудования эксплуатации скважин, представлен новый режим работы скважин, в том числе горизонтальных с одним и несколькими объектами эксплуатации. Изложен опыт строительства, заканчивания и эксплуатации горизонтальных скважин малого диаметра, методы увеличения среднего дебита на данных скважинах. Приведены принципы работы глубинно-насосного оборудования с электроклапаном, настроенного под оптимальные депрессии на каждый объект эксплуатации. Данный подход в эксплуатации горизонтальных, субгоризонтальных и наклонно направленных скважин малого диаметра позволяет увеличить дебит, сократить сроки окупаемости скважин и повысить технико-экономические показатели разработки сложных многопластовых объектов. Дальнейшее перспективное направление развития данной технологии в применении режима раздельно-поочередной эксплуатации двух пластов совместно с реализацией режима раздельно-поочередной закачки в эксплуатируемые пласты через влияющую нагнетательную скважину в центре элемента разработки.

Ключевые слова: карбонатные коллекторы; горизонтальные скважины; одновременно-раздельная эксплуатация; оптимальная конструкция; средний дебит; приобщенный объект; двойная пористость; раздельно-поочередная закачка; элемент разработки; комплексный подход.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4(571.1) DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-43-48

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖЕЙ ГРУППЫ ПК МЕСТОРОЖДЕНИЙ НИЖНЕВАРТОВСКОГО РАЙОНА (с. 43)

Надежда Рашитовна Кривова, канд. техн. наук, доцент,

Игорь Сергеевич Нежура

Филиал Тюменского индустриального университета в г. Нижневартовске

628616, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, г. Нижневартовск, Западный промышленный узел, Панель 20, ул. Ленина, 2/П, стр. 9,

e-mail: nrk4@yandex.ru

Илья Олегович Кривов

Санкт-Петербургский горный университет

199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21 линия, 2

В статье рассмотрен опыт эксплуатации залежей группы ПК месторождений Нижневартовского района. Степень выработанности запасов нефтяных залежей низкая. Система разработки на объектах не сформирована. Приведены результаты экспериментального определения коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне, исследования по применению циклического заводнения и трассерные исследования, которые дают возможность принять решение об их эффективности и планировании дальнейших работ.

Ключевые слова: пониженная нефтенасыщенность; геологическая неоднородность; высокая обводненность скважин.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.42 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-49-54

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ОБОБЩЕННОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КАПИЛЛЯРНЫХ КРИВЫХ
ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ АНАЛИТИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ МЕЖДУ ПОРОМЕТРИЧЕСКИМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 49)

Расуль Тухбатуллович Ахметов, канд. техн. наук, профессор

Любовь Сергеевна Кулешова

Ольга Анатольевна Грезина

Павел Михайлович Малышев

Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru, markl212@mail.ru, ugntu.grezina@mail.ru

Вячеслав Вячеславович Мухаметшин, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: vv@of.ugntu.ru

В статье проанализированы недостатки J-функции Леверетта и функции Брукса – Кори, используемых для аппроксимации капиллярных кривых пластов-коллекторов Западной Сибири. Функции плотности распределения поровых каналов, полученные с использованием упомянутых функций, являются монотонными и не имеют экстремума, что противоречит результатам лабораторных исследований образцов керна из продуктивных пластов Западной Сибири.

Предлагается использовать в качестве обобщенной коррелирующей функции нормированной водонасыщенности полинома второй степени в логарифмической системе координат. В данном случае резко повышается точность аппроксимации в области средних и высоких значениях капиллярного давления.

С использованием обобщенной коррелирующей функции получены аналитические выражения для плотности распределения поровых каналов по размерам для отдельных продуктивных пластов ряда месторождений Западной Сибири.

Следует отметить, что функция плотности распределения поровых каналов может быть получена также с использованием параметров пластов-коллекторов, оцененных по данным геофизических исследований скважин.

Ключевые слова: приведённая водонасыщенность; капиллярное давление; плотность распределения пор; фильтрационно-емкостные параметры.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.422 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-55-61

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ВАРИАЦИЙ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН,
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВРЕМЕНИ ТВЕРДЕНИЯ И ВОЗДЕЙСТВИЯ
ГЛИНОКИСЛОТНОГО РЕАГЕНТА (с. 55)

Сергей Николаевич Попов, канд. техн. наук

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

e-mail: popov@ipng.ru

Илья Юрьевич Коробов

Шлюмберже Восток

125171, Россия, г. Москва, Ленинградское шоссе, д.16 А, стр. 3,

e-mail: ilya.so200926@gmail.com

Рассмотрена методика изучения упругих и прочностных свойств тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях ХМАО. Исследования проводились на примере двух составов цемента при разном времени твердения цементного камня и под воздействием глинокислотного реагента. Результаты экспериментов показали для обоих типов цементов увеличение пределов прочности и модуля упругости, а также снижение коэффициента Пуассона в процессе твердения. Показано, что воздействие глинокислотного реагента оказывает негативное влияние на прочностные характеристики цементного камня, которое увеличивается с ростом периода времени глинокислотной обработки.

Ключевые слова: тампонажный материал; цементный камень; предел прочности; модуль упругости; коэффициент Пуассона; глинокислотный реагент.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-62-66

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ИЗМЕНЕНИЕ ГЕОМЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД (НА ПРИМЕРЕ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГА ПЕРМСКОГО КРАЯ) (с. 62)

Евгений Павлович Рябоконь,

Михаил Сергеевич Турбаков, канд. техн. наук

Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ)

614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

e-mail: riabokon.evgenii@gmail.com

При разработке нефтяных месторождений фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны терригенных пластов ухудшаются. Волновое воздействие на пористую горную породу упругими колебаниями способно восстановить приток нефти к добывающей скважине за счет изменения структуры порового пространства. В статье на основе экспериментальных данных исследовано влияние волнового воздействия на геомеханические свойства терригенной горной породы. Выполнен анализ достоверности экспериментальных данных по t-критерию Стьюдента. Построены корреляционные зависимости модуля Юнга и относительной деформации образцов от частоты и амплитуды динамической нагрузки при волновом воздействии. Получены уравнения и граничные условия для определения модуля Юнга при волновом воздействии. Выполнен анализ с использованием множественной регрессии модуля Юнга и относительной деформации образцов (зависимых переменных) с частотой и амплитудой динамической нагрузки (независимыми переменными), получено уравнение регрессии. Достоверность регрессионных уравнений проверена по критерию Фишера и t-критерию Стьюдента. Установлено, что при волновом воздействии на терригенную горную породу с пористостью от 15 до 21 % и проницаемостью от 0,1 до 0,9 мкм2 управляющим параметром изменения геомеханических и фильтрационно-емкостных свойств является частота прикладываемой нагрузки.

Ключевые слова: экспериментальные данные; волновое воздействие; регрессионный анализ; управляющий параметр; критерий Стьюдента; корреляционный анализ; геомеханические свойства; фильтрационно-емкостные свойства; свойства горных пород.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.692.4 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-7(343)-67-70

ОСОБЕННОСТИ СТАБИЛИЗАЦИИ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
РЕГУЛИРОВАНИЕМ СКИН-ФАКТОРА (с. 67)

Тулпархан Шарабудинович Салаватов, д-р техн. наук, профессор

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 34,

e-mail: petrotech@asoiu.az

Многочисленные исследования показали, что основной целью стимуляции работы скважин является увеличение продуктивности посредством удаления повреждений призабойной части пласта и забоя скважины. В промысловых условиях методами стимуляции являются обычно гидроразрыв пласта, кислотная обработка коллекторов, а также кислотная обработка трещин (кислотный гидроразрыв).

В статье предлагается более обобщённое понятие скин-эффекта, объединяющее наиболее важные аспекты повреждений забоя и призабойной зоны добывающей скважины. В нашем понятии стимуляция скважины – это увеличение продуктивности. В данном случае возникает научно-практический смысл рассматривать стимуляцию как метод для уменьшения значения скин-эффекта. В статье предлагается новый параметр "обобщённый скин-эффект" или "обобщённый скин-фактор", кото¬рый с возникновением отрицательного значения даёт положительный эффект, т. е. увеличивает производительность и продуктив-ность.

Ключевые слова: радиус скважины; проницаемость; давление на забое и на устье; скин-фактор; скин-эффект.

Заказать статью в электронной библиотеке

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала