Статья: ОЦЕНКА МЕРОПРИЯТИЙ, ПРОВЕДЕННЫХ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ СЕКТОРЕ, ПО ВЫПОЛНЕНИЮ АЗЕРБАЙДЖАНОМ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ КИОТСКОГО ПРОТОКОЛА И ПАРИЖСКОГО СОГЛАШЕНИЯ (2025)

Введение. Бурение горизонтальных скважин на юрские отложения на месторождениях ЯНАО сопровождается пересечением разрывных нарушений [5]. В таких случаях стратегия проводки горизонтальной секции после вскрытия дизъюнктива строится на оценке стратиграфического положения ствола скважины и технологических возможностях по обеспечению выполнения геологических задач [7]. Традиционными методами по прогнозированию глубины пересечения разрывных нарушений являются данные сейсморазведки, а по определению во время бурения - данные каротажа. Однако существующие ограничения по глубине исследования данных каротажа делают задачу по идентификации разлома и определении стратиграфического положения ствола скважины после его пересечения довольно сложной. Следствием из этого является значительная трудность принятия решения по последующему маневру. Цель. Показать, как специальные методы измерений в процессе бурения, такие как глубинные многопластовые картографы границ в высоком разрешении, дополняют существующие методики выделения разрывных нарушений [2]. Материалы и методы. Данная работа основана на фактических результатах бурения скважин на юрские пласты. В работе будут рассмотрены примеры, как использование картографов контрастных границ (по сопротивлению) помогает достичь поставленной цели по определению наличия разлома, стратиграфического положения ствола скважины либо наличию пропластков коллектора в радиусе исследования прибора на отложениях месторождения X. Результаты. Применение технологии картирования контрастных по сопротивлению границ в условиях юрских отложений (благодаря разнице значений сопротивления в пропластках глин и пропластках коллектора (контраст сопротивлений [8])) значительно помогает, а часто в принципе позволяет определять положение ствола скважины в разрезе после пересечения дизъюнктивных нарушений, более уверенно проводить корреляцию и оптимизировать траекторию скважины для достижения поставленных перед бурением геологических целей. Заключение. Сопоставление инверсии с другими методами каротажа показывает высокую степень достоверности получаемых в процессе бурения данных и их интерпретации (азимутальные имиджи в процессе бурения, сейсмоакустическое зондирование). Комплексирование нескольких подходов и разных типов измерений может принести еще больший вклад в изучаемый вопрос.

Введение. В условиях разработки низкопроницаемых коллекторов с низкой минерализацией пластовой воды (Ачимовские отложения Западной Сибири) остро стоит задача достоверной оценки насыщенности. Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) аппаратурой MagTrak™ предоставляет возможность ее непрерывного определения в процессе бурения, однако влияние динамики фильтрации бурового раствора на нефтяной основе (РУО) [4] на данные ядерно-магнитного каротажа при бурении изучено недостаточно. Динамический характер процесса, малая глубина исследования каротажных зондов, вибрации бурильной колонны создают уникальные вызовы при интерпретации характера насыщенности по данным ЯМК. Цель. Определение насыщенности пластов Ачимовских отложений методом ЯМК в процессе бурения. Материалы и методы. В качестве материалов использовались данные ядерно-магнитного каротажа в процессе бурения пилотных стволов. Результаты. Получены данные о насыщенности пласта в процессе бурения скважин по данным ядерно-магнитного каротажа. В процессе работы на исследования ЯМК выявлено влияние раствора на углеводородной основе. Заключение. Получен положительный опыт применения ЯМК в процессе бурения скважин для оценки насыщенности пласта в условиях низкопроницаемых Ачимовских отложений, с учётом влияния раствора на нефтяной основе (РУО). В работе представлен подход с применением записей ЯМК: в процессе бурения и после бурения при подъёме бурового инструмента.

Введение. Определение направления палеотечений является важнейшим этапом при геологическом моделировании. Основной задачей реконструкции является текстурный анализ слоистости, чтобы связать результаты с направлением локального потока. Направление и угол слоистости можно определить по данным имиджера плотности. Цель. Повышение точности геологических моделей залежей нефти и газа и увеличение эффективной проводки скважин при геонавигации на основе методики, комплексного учета данных имиджеров, сейсмических данных и картографов границМатериалы и методы. Предлагается алгоритм учета данных имиджера плотности и картографа границ при геологическом моделировании и бурении скважин, который включает структурную интерпретацию имиджера плотности, классификацию структурных элементов, интерпретацию данных картографа границ, совместный анализ результатов интерпретации имиджера плотности и картографа границ и комплексирование с сейсмическими данными. Результаты. Применение методики позволило увеличить эффективную проходку на 499 м и вскрыть четвертый объект, который характеризуется высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), тем самым увеличив качество и объемы вовлекаемых запасов газа. Заключение. Данные картографа границ позволяют оценить локальную геометрию границ геологических тел. Анализ сейсмических данных позволяет определить границы и направление простирания геологических объектов. Однако ограничения разрешающей способности сейсморазведки не дают надежного определения принадлежности выделенного объекта к исследуемому пласту. Комплексный анализ имиджеров плотности, картографов границ и сейсмических данных позволяет определить направление фациальных объектов для обновления фациальной и геологической моделей. В процессе бурения изменение азимута направления слоистости может указывать на выход из прежнего геологического тела и вход в новое.

Введение. Изложены методические принципы и продемонстрированы результаты использования частотно-зависимой балансировки амплитуд сейсмических трасс для повышения качества и разрешающей способности результатов обработки съемок МОВ-ОГТ 3D в сложных поверхностных и глубинных условиях, характерных для районов работ компании «НОВАТЭК». На конкретных примерах показан потенциал повышения информативности, выявления деталей геоморфологии и седиментологии за счет сочетания частотно-зависимого подхода к обработке амплитуд с 5D-регуляризацией данных. Приведены некоторые объективные оценки достоверности результата расширения спектра сейсмического сигнала с помощью нейросетевого подхода - в сравнении с разработанной и внедренной НОВАТЭК НТЦ технологией. Цель. Раскрыть потенциал и перспективы применения современных углубленных подходов к спектральной и пространственной обработке сейсмических данных в контексте повышения качества и разрешающей способности результатов. Материалы и методы. В работе использовались материалы разнородных в методическом отношении архивных и современных сейсмических съемок МОВ-ОГТ 3D, отработанных с использованием различных (взрыв, вибро, импульс) источников возбуждения волн. Обработка данных осуществлялась с использованием наиболее современных на тот момент времени программ и методических подходов. Результаты. Публикуемые результаты представляют собой корректные, насколько это возможно, сопоставления сейсмических образов, параметров и атрибутов - по данным итоговых мигрированных кубов МОВ-ОГТ 3D. Заключение. Применение частотно-зависимого способа балансировки амплитуд является теоретически обоснованным и необходимым в районах деятельности компании «НОВАТЭК». В сочетании с 5D-регуляризацией этот методический подход создает предпосылки для повышения достоверности геологической интерпретации сейсмических данных и увеличения точности прогноза продуктивности.

Введение. Присахалинский шельф - один из ключевых нефтегазоносных регионов России, где сосредоточены значительные запасы углеводородов. Основные месторождения расположены в пределах Сахалинского шельфа Охотского моря, включая Северо-Сахалинский нефтегазоносный бассейн и Восточно-Сахалинскую нефтегазоносную область. Цель. Анализ геолого-разведочных работ и освоения месторождений углеводородов. Материалы и методы. Систематизация данных и материалов, частично заимствованных из справочной литературы, фондовых источников, промысловых данных и опубликованных работ. Результаты. Для развития геолого-разведочных работ и освоения месторождений углеводородов рекомендованы технологические решения, экологические, экономические и регуляторные меры.

Введение. Эффективное планирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений требует комплексного подхода для достижения максимального экономического эффекта с соблюдением условий рационального использования запасов углеводородов месторождения, включающего не только определение технологических решений по разработке месторождения, включая количество скважин и систему разработки, но и оптимальное проектирование инфраструктуры. Цель. Разработать методику оптимизации размещения эксплуатационных скважин, кустовых площадок, установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДКС) с учетом технологических, экономических и географических ограничений. Материалы и методы. Предложенный подход основан на математическом моделировании, включающем анализ плотности запасов в пласте для наиболее корректного размещения проектных скважин, учет затрат на строительство инфраструктуры и минимизацию затрат на транспортировку газа. Дополнительно рассматриваются ландшафтные ограничения, влияющие на размещение объектов инфраструктуры. Результаты. В результате разработана методика, позволяющая максимизировать вовлекаемые в разработку запасы УВ, минимизировать капитальные затраты на строительство инфраструктуры и эксплуатационные расходы, что является ключевым фактором при проектировании месторождений. Заключение. Разработанная методика и ее программная реализация могут быть использованы при проектировании новых газоконденсатных месторождений, а также для оптимизации схем разработки действующих объектов.

Введение. В сложных литофациальных условиях поставленные перед геонавигацией задачи требуют нового подхода к построению геологического разреза в процессе бурения. Метод должен обладать быстродействием, детальностью и возможностью гибкой настройки свойств разреза на основе поступающей в процессе бурения информации. Цель. Применить алгоритм геологического моделирования с целью восстановления свойств разреза высокой латеральной изменчивости, обеспечивающий гибкую настройку влияния опорных скважин и требуемую скорость обновления в режиме реального времени. Материалы и методы. За основу для решения поставленной задачи был принят математический метод обратно взвешенных расстояний (ОВР) - это тип детерминированного метода многомерной интерполяции, основанный на расчете значений в неизвестных точках с помощью средневзвешенного значения по известным точкам. Метод OВР часто используется для интерполяции различных данных, включая температуру, концентрацию веществ и другие пространственно зависимые переменные. Применение метода позволило восстановить геологический разрез без противоречий с данными сейсмики. Итоговые материалы представлены в статье в сравнении с моделями, полученными в альтернативных специализированных программах 3D ГМ. Результаты. Применен подход восстановления синтетического разреза вдоль фактического ствола скважины, удовлетворяющий потребностям задач геонавигации по быстродействию и детальности, а также позволяющий отразить геологическую картину, согласующуюся с априорными данными, такими как каротаж скважин окружения и сейсмические атрибуты района бурения. Заключение. С целью нивелирования недостатков применения сеточных моделей и метода двумерного синтетического каротажа (ДСК) был применен алгоритм, позволяющий получать модель пласта вдоль интересующей горизонтальной скважины. Возможность тонкой настройки влияния опорной скважины на формирование разреза позволила учесть сейсмические данные при формировании результата моделирования. Продемонстрирована высокая сходимость моделей, построенных при помощи предложенного подхода и метода кригинга, показано применение на реальных данных.

Введение. Разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) традиционным способом на истощение сопровождается безвозвратной потерей в пластах значительного количества конденсата и существенным снижением продуктивности газовых скважин. В настоящее время является актуальным поиск альтернативных подходов к разработке такого типа залежей с воздействием на пласт. Цель. В мировой практике наиболее распространенный успешный опыт разработки ГКМ с воздействием на пласт связан с сайклинг-процессом для поддержания пластового давления, а также испарения углеводородов (УВ) из выпавшего конденсата в фильтрующийся через пласт сухой газ. В рамках данной работы решается задача дизайна и оптимизации сайклинга с определением доли возвращаемого в пласт сухого газа, времени начала и длительности закачки - тех параметров, от которых зависит экономическая эффективность разработки ГКМ. Материалы и методы. Проведение серии расчетов на композиционной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) с варьируемыми: составом газоконденсатной смеси, величиной пластового давления на момент начала закачки, ее длительностью, а также доли возврата сухого газа обратно в пласт. Создание экономической модели для расчета чистого дисконтированного дохода для каждого сценария закачки. Обучение и тестирование нейросетевой модели. Результаты. С использованием нейросетевых технологий созданы алгоритм и программа по подбору оптимальных объемов обратной закачки газа, времени начала закачки и ее длительности, включающих этапы: воспроизведение результатов расчетов ГДМ, определение сценария и показателей закачки газа, обеспечивающих максимальную экономическую эффективность сайклинга при данных экономических условиях. Заключение. Разработанный алгоритм и программа представляют собой инструмент для оперативного подбора оптимального для данных геолого-физических характеристик залежи, состава и свойств пластового газа, а также экономических условий варианта реализации сайклинга, который затем может быть детально проработан с использованием полномасштабной ГГДМ залежи при проектировании и управлении процесса разработки ГКМ.

Введение. В области разработки нетрадиционных углеводородов сильная неоднородность низкопроницаемых коллекторов, уровень проницаемости на уровне 1-100 нанодарси и нелинейные режимы фильтрации приводят к отсутствию естественной продуктивности, что делает гидравлический разрыв пласта (ГРП) единственным экономически оправданным методом разработки. Цель. Для решения этой проблемы Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC) на основе 20-летних исследований разработала собственное решение FrSmart 2.0, обеспечивающее геолого-инженерную оптимизацию на протяжении всего технологического процесса гидроразрыва пласта (ГРП). Материалы и методы. Программный комплекс функционирует через девять взаимосвязанных модулей: модуль геомеханического моделирования: строит 1D-3D-модели на основе данных ГИС и промысловых данных ГРП; модуль моделирования искусственных трещин: реализует технологию моделирования неплоских 3D-трещин, поддерживая сложные сценарии (многоканальный ГРП горизонтальных скважин и др.); модуль прогнозирования дебитов УВС после ГРП: интегрирует технологию встроенного дискретного моделирования трещин (EDFM) для точного прогноза продуктивности и оптимизации технологических режимов разработки; модуль оперативного управления: динамически анализирует стимулированный объем породы (SRV) и морфологию трещин по данным микросейсмики; модуль предварительного проектирования: применяет методы энтропийных весов и кластеризации для оптимизации интервалов продуктивности (“sweet spots”) и расположения кластеров; модуль анализа риска обсадных колонн: оценивает устойчивость разломов по критерию Мора - Кулона; модуль экономической оценки: предлагает модели расчета затрат (под ключ и детализированную); модуль тестового ГРП: определяет давление смыкания и эффективность закачки жидкости; модуль базы данных: управляет основными параметрами. Заключение. Ключевые модели FrSmart 2.0 отличаются от зарубежных аналогов менее чем на 5%, поддерживают GPU-ускорение. Решение развернуто на более чем 2000 рабочих мест в Китае, охватывая 90% нефтегазовых компаний и вузов, оптимизировав свыше 18 200 интервалов/стадий при удовлетворенности пользователей 96%. Его комплексный подход, высокоэффективные алгоритмы и широкая применимость делают FrSmart ключевым инструментом в Китае для интенсификации низкопроницаемых нетрадиционных коллекторов, значительно повышающим эффективность разработки.

Введение. В лабораторной практике общепринятым методом для определения остаточной водонасыщенности (Кво) и кривых капиллярного давления (ККД) является метод полупроницаемой мембраны в групповом капилляриметре. Получаемые в групповых капилляриметрах значения Кво (ККД) определяются в атмосферных условиях, и для дальнейшего использования результатов в петрофизической, геологической и гидродинамической моделях требуется их приведение к пластовым условиям. Цель. Целью работы является экспериментальное исследование влияния давления и температуры на определяемые значения Кво и кривые капиллярного давления при переходе от атмосферных условий к пластовым на одних и тех же образцах керна. Материалы и методы. По аналогии с другими ранее выполненными в различных лабораторных центрах работами в смежных областях проведены исследования, заключающиеся в последовательном определении водонасыщенности и электрического сопротивления образцов при различных сочетаниях эффективного давления обжима и температуры: в групповом капилляриметре и в индивидуальном капилляриметре. Кроме того, за предшествующий период был накоплен массив данных по определению капиллярных кривых в атмосферных и пластовых условиях в различных лабораториях. Проведен анализ имеющихся данных. Результаты. Наблюдается систематическое снижение значений Кво в индивидуальном капилляриметре по сравнению с групповым. При температуре, соответствующей атмосферным условиям, увеличение эффективного давления приводит к уменьшению наблюдаемых значений Кво. Влияние температуры на значения Кво достоверно определить не удалось. Заключение. Наблюдается несоответствие полученных результатов исходным предположениям о влиянии условий эксперимента на значение Кво. Требуется проведение дополнительных исследований и, возможно, ревизия имеющихся подходов к проведению измерений применительно к изучаемым объектам.

Введение. Освоение углеводородного потенциала Присахалинского шельфа имеет стратегическое значение для социально-экономического развития Дальнего Востока и энергетической безопасности России. Цель. Анализ и типизация горно-геологических условий формирования месторождений углеводородов Присахалинского шельфа. Материалы и методы. Систематизация данных и материалов, частично заимствованных из справочной литературы, фондовых источников, промысловых данных и опубликованных работ. Результаты. Горно-геологические условия залегания, формирующие осадочный чехол Присахалинского шельфа, имеют ряд особенностей, обусловленных тектонической историей, структурной эволюцией и литолого-фациальными условиями. Локальные поднятия и антиклинальные складки связаны с компрессионными деформациями (сжатие в результате субдукции Тихоокеанской плиты). Как следует из результатов моделирования, комплексы кайнозойского чехла, дислоцированные на Присахалинском шельфе, сопряжены в антиклинальные складчатые структуры двух типов. Наиболее яркое отличие между этими типами заключается в их простирании: некоторые складчатые структуры субширотные, а некоторые - субмеридиональные.

Введение. В работе продемонстрированы некоторые результаты выявления перспективных объектов (пропущенных залежей) на хорошо изученных месторождениях в условиях литологически неоднородных коллекторов без раскрытия методических принципов разработанного подхода в качестве иллюстрации возможностей дальнейшей работы на зрелых месторождениях. Цель. Иллюстрация перспективного направления изучения отложений прибрежно-континентального генезиса с большим накопленным опытом геолого-геофизического изучения с фокусом на поиск литологических экранов. Материалы и методы. Для выполнения прогноза в работе использованы данные значений атрибутов по изучаемым интервалам с высокими коэффициентами корреляции, значения газонасыщенных и водонасыщенных толщин в скважинах. На основе имеющейся информации сформирован алгоритм действий для выявления критерия выделения перспективных объектов на территориях, где стоит задача выявления пропущенных залежей. Алгоритм позволяет формализовать и автоматизировать подход к выявлению перспективных объектов. Используется математический подход к определению граничного значения сейсмического атрибута, фиксирующего газонасыщенные зоны, не зависящие от структурного фактора. Результаты. Публикуемые результаты апробированного метода приведены в качестве обоснования сложного литологического строения разреза и подтверждения возможности расширения перспектив зрелых месторождений и представляют собой решение проблемы поиска пропущенных залежей в открытых месторождениях прибрежно-континентального генезиса, связанных с литологическим фактором формирования ловушек. Заключение. Результаты, приведенные в работе, используются в построении трехмерных геологических моделей для уточнения строения разреза. Применение методики позволило выделить дополнительные литологические объекты, ранее не оцениваемые в ресурсной базе. Построенные карты суммарных газонасыщенных толщин позволят выбирать оптимальное положение транзитных скважин на нижележащие отложения с целью попутного изучения разреза. Результаты, приведенные в статье, подтверждают возможность существования залежей неструктурного типа в подобных разрезах.

Введение. Распространенной проблемой освоения скважин в условиях трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) является контроль призабойной зоны скважины, а именно подбор режимов эксплуатации, при которых будет обеспечиваться достаточный вынос жидкости гидравлического разрыва пласта (ГРП), проппанта, углеводородной смеси (УВС) без разрушения породы. Разрушение породы является наиболее непредсказуемым фактором на текущий момент в связи с низким уровнем изученности процессов, происходящих в призабойной зоне ствола скважины. Разрушение породы приводит к образованию обломков разной величины, которые, проникая в скважинное пространство и заполняя его, приводят к ухудшению либо потере продуктивности скважины. Кроме того, поступление обломков горных пород в скважину может сопровождаться их выносом на устье скважины, что вызывает риск повреждения устьевого оборудования и забивание скважинных линий. Важно выявить, при каких режимах испытания скважины возникают наибольшее напряжение на поровое пространство около стенки ствола скважины. После этого сформировать рекомендации по эксплуатации скважины. Цель. Выявить, при каких условиях возникают наибольшие напряжения в поровом пространстве около стенки ствола скважины, приводящие к его обрушению. После этого сформировать рекомендации по безопасной эксплуатации скважины. Материалы. В работе использованы результаты специальных исследований керна, построенных геомеханических моделей, фактических замеров дебитов и давлений при освоении и эксплуатации скважин. Произведены расчеты давления обрушения порового пространства вдоль ствола скважины. Проведены расчеты по выносу обломков. Результаты. Предлагаемый подход обеспечивает контроль за давлением обрушения породы при любых темпах снижения забойного давления, что позволяет минимизировать риски обрушения породы. Это позволяет снизить количество аварийных ситуаций и осложнений при освоении и эксплуатации скважин. Заключение. В процессе работы проанализирован массив данных освоения и эксплуатации скважин, проанализированы причины образования обломков. Произведены расчеты допустимых забойных давлений и режимов эксплуатации скважин. По результатам контроля за забойным давлением случаев обрушения породы и выноса ее на поверхность более не наблюдалось. Разработана программа дальнейшего уточнения и масштабирования расчетов.

Введение. Южное продолжение Северо-Чукотского прогиба по ретроспективным данным относилось к низкоперспективным на нефть и газ, так как ввиду низкой и неравномерной геофизической изученности мощность осадочного чехла оценивалась в 2-2,5 км. Однако в 2018- 2019 гг. были выполнены геофизические и геохимические съемки. Новые данные позволили пересмотреть представления о строении южного продолжения Северо-Чукотского прогиба и его перспективности на нефть и газ. Цель. Изучение геологического строения бассейна Умкилир как продолжения Северо-Чукотского прогиба для установления его нефтегазоносности. Материалы и методы. Интерпретация сейсморазведки 2D, потенциальных методов, анализ динамических атрибутов, корреляция отражающих горизонтов и разломов, палеотектонический анализ, донные пробы, поверхностная геохимическая съемка. Результаты. Детализировано строение южного продолжения Северо-Чукотского прогиба, который выделен в самостоятельный осадочный бассейн Умкилир. Установлены основные тектонические события и их возраст, проведена стратификация отражающих горизонтов. Выявлены признаки нефтегазоносности бассейна по данным сейсморазведки и геохимии. Заключение. Бассейн Умкилир сформировался предположительно в позднеюрскую-раннемеловую эпоху после завершения киммерийской складчатости и сложен отложениями мезозойского и кайнозойского сейсмостратиграфических комплексов (ССК), разделенных региональным среднебрукским несогласием. Осадочный чехол осложнен разломами транстенсионной и транспрессионной природы субмеридиональной вергентности, к которым приурочены амплитудные аномалии в кайнозойском ССК. На потенциальную нефтегазоносность бассейна указывают также наличие гидротроилита в донном осадке, газовые эманации в толще воды и их химический и изотопный состав.