Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

Обоснование. Бурение горизонтальных скважин в сложных геологических условиях сопровождается высокой степенью неопределённости, связанной с вариативностью физико-геологических свойств пород, структурными нарушениями и неточностями интерпретации данных. Для успешного достижения проектных целей требуется применение современных методов управления этими неопредёленностями.

Цель. Анализ и обобщение практического опыта службы онлайн бурения ТОО «КМГ Инжиниринг» по применению технологий управления неопределённостями при бурении горизонтальных скважин с использованием комплексного подхода для повышения надежности и экономической целесообразности разработки нефтегазовых месторождений.

Материалы и методы. В работе рассмотрены основные источники неопределённостей при бурении. Проанализированы методы их минимизации, включая мониторинг в реальном времени, геонавигацию с применением стратиграфического метода, сейсмическое моделирование и инверсию удельного электрического сопротивления. Описано использование современных инструментов MWD/LWD, технологий дистанционного определения границ пластов и систем интеграции данных. Приведён практический опыт применения систем резервного хранения данных Solo Box и технологий искусственного интеллекта для автогеонавигации.

Результаты. Практический опыт показал, что комплексное применение передовых технологий позволяет оперативно выявлять расхождения между модельными ожиданиями и фактическими данными при бурении, своевременно адаптировать траекторию скважины и эффективно проводить ствол в пределах продуктивного горизонта. Это приводит к снижению технологических рисков, повышению качества строительства скважин и достижению проектных показателей.

Заключение. Комплексный подход к управлению неопределённостями, основанный на интеграции мониторинга, геонавигации, анализа данных и внедрения инновационных решений, значительно повышает эффективность бурения горизонтальных скважин в сложных геологических условиях. Представленные методы и технологии рекомендуются к применению для повышения надежности и экономической эффективности разработки нефтегазовых месторождений.

Обоснование. Актуальность работы обусловлена необходимостью уточнения блокового строения триасового комплекса на территории месторождения Жетыбай Южный. Особое внимание уделяется продуктивности горизонта Т₂В, приуроченного к среднетриасовым отложениям. Для интерпретации и анализа использованы как исторические геолого-геофизические материалы, так и современные данные 3D сейсморазведки, что позволило оценить перспективность исследуемого горизонта.

Цель. Целью настоящей работы является исследование особенностей геологического строения и нефтегазоносности триасового комплекса Южно-Жетыбайского месторождения. В рамках четырех этапов подсчета запасов (1972, 1983, 2010, 2023 гг.) была проведена комплексная интерпретация данных бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, а также данных 3D сейсморазведки. Особое внимание в статье уделено оценке продуктивности горизонта Т₂В на основе анализа как новых, так и архивных материалов.

Материалы и методы. В качестве основных источников информации использованы результаты опробования и перфорации скважин, а также данные 3D сейсмических исследований, проведённых на месторождении в последние годы.

Результаты. Уточнено строение триасового комплекса, в т.ч. отражающего горизонта T₁o_bot, к которому приурочена залежь Т₁В. Установлено наличие предполагаемой нефтегазоконденсатной залежи в горизонте Т₂В, что подтверждено результатами опробования продуктивных интервалов.

Заключение. На основе новых данных 3D сейсморазведки были перестроены структурные карты, уточнён структурный план залежи Т₁В, выявлено блоковое строение. В пределах Нормаульского свода рекомендуется проведение дополнительных 3D сейсморазведочных работ для точного картирования тектонических нарушений. Построена структурная карта по горизонту Т₂В, что подтверждает его продуктивность. Учитывая, что контакты залежи приняты условно, необходимо доразведать предполагаемую площадь её распространения. После выполнения вышеуказанных мероприятий рекомендуется провести оперативный подсчет запасов углеводородов по горизонту Т₂В.

Обоснование. Закачка полимерных растворов является одной из наиболее распространённых технологий для увеличения добычи нефти, однако данные растворы могут подвергаться различным физико-химическим воздействиям, которые приводят к снижению их эффективности. В данной работе внимание уделяется сравнению прочности гелей, применяемых в проектах по повышению нефтеотдачи пластов в условиях месторождения Узень.

Цель. Сравнение прочностей гелей, приготовленных на основе морской и альб-сеноманской воды, с целью повышения эффективности проводимых работ.

Материалы и методы. В рамках экспериментов были использованы альб-сеноманская и морская вода, отобранные непосредственно с месторождения, что позволило максимально воспроизвести реальные полевые условия. Для сравнительного анализа дополнительно применялась дистиллированная вода. В качестве химических реагентов использовались составы, задействуемые в действующих проектах по повышению нефтеотдачи пластов на исследуемом месторождении. Приготовление рабочих растворов осуществлялось с использованием высокоточного лабораторного оборудования в соответствии с методиками, регламентированными API (American Petroleum Institute – Американский нефтяной институт).

Результаты. Проведённые лабораторные исследования показали, что гелевые системы на основе альб-сеноманской воды характеризуются повышенной прочностью и термической стабильностью по сравнению с аналогами на морской воде.

Заключение. В рамках исследования изучено влияние минерализации воды на вязкость полимерного раствора, проведены эксперименты по оценке прочности гелей, приготовленных в различных условиях, и проанализированы факторы, влияющие на их прочность. Представленные результаты и предложенные рекомендации могут быть полезны для дальнейшего совершенствования методов повышения нефтеотдачи пластов и минимизации их негативного воздействия при использовании полимерных технологий.

В статье приведены известные технологические причины возникновения перетоков водогазовой смеси и пластового флюида в заколонном пространстве зацементированной нефтегазовой скважины и через цементный мост, и осложнения, к которым они могут привести.

Постоянная работа по совершенствованию технологий ликвидации скважин позволила компании Wellbore Integrity Solutions в 2016 году создать высокоэффективную систему ProMILL™. Система ProMILL сочетает в себе узел изоляции ствола скважины (мостовая пробка), секцию фреза и расширитель с высоким передаточным числом для подготовки основания для бетонного барьера за один рейс. В ходе процесса фрезерования и расширения устраняются каналы утечки в заколонном пространстве и при этом обеспечивается сплошная надежная изоляция от породы к породе.

Представлены результаты успешного проведения проекта по изоляции нефтяной скважины на месторождении на суше Республики Казахстан. В ходе реализации проекта успешно применена технология ProMILL серии 5500 ProMILL для фрезерования высокопрочной обсадной колонны и удаления цементного камня за колонной за один рейс.

В последние годы наблюдается стремительное внедрение технологий искусственного интеллекта в нефтегазовую промышленность, что обусловлено необходимостью повышения эффективности разработки месторождений и оптимизации производственных процессов. Одним из наиболее перспективных направлений применения искусственного интеллекта является анализ данных, получаемых с внутрискважинных систем мониторинга, в частности, систем забойного давления. Распространение стационарных датчиков давления позволяет получать непрерывные массивы информации об энергетическом состоянии пласта в реальном времени. Эти данные, будучи частью среды больших данных, требуют применения современных архитектур хранения, обработки и аналитики. Использование алгоритмов машинного обучения, включая нейронные сети и методы регрессионного анализа, позволяет выявлять скрытые закономерности, прогнозировать параметры пластов, проводить гидродинамические исследования без остановки скважин и повышать точность оперативного управления разработкой. В настоящей статье представлены принципы построения систем мониторинга давления, анализ современных архитектур обработки больших данных (включая лямбда-, каппа- и unified-архитектуры), а также рассмотрены примеры практической реализации алгоритмов машинного обучения на реальных промысловых и синтетических данных. Показана эффективность совмещения прокси-моделирования и машинного обучения в задачах определения межскважинного взаимодействия и прогнозирования режимов работы. Сделан акцент на актуальные кейсы из мировой и казахстанской практики, включая внедрение цифровых решений на базе CRMP-моделей и ансамблевых подходов.

Обоснование. Карбонатные породы слагают подсолевые нефтегазовые резервуары в Северо-Западной Прибортовой зоне Прикаспийского бассейна. В связи с этим особое значение приобретает выявление и анализ причин эпигенетических изменений коллекторских свойств карбонатных пород, что оказывает влияние на оптимизацию процессов разведки и разработки месторождений углеводородов. Данные обстоятельства предопределяют научную и практическую актуальность рассматриваемой статьи.

Цель. Выяснение причин изменения и количественная оценка коллекторских свойств карбонатных резервуаров в связи с их вторичными эпигенетическими преобразованиями.

Материалы и методы. Исследование подсолевых карбонатных резервуаров нефтегазовых месторождений Северо-Западной Прибортовой зоны Прикаспийского бассейна осуществлялось с применением макро- и микроскопического методов и различных лабораторных средств – термических анализаторов, термогравиметрических устройств, рентгеновской дифрактометрии. Предлагаемый в статье метод основан на данных DTА-измерений процессов термической деструкции доломита, кальцита и магнезита, полученных при их динамическом нагревании. Контроль минерального и вещественного состава коллекторов осуществлялся рентгенофазовым анализом.

Результаты. По результатам проведённого комплексного термического анализа разработана методика определения вторичного кальцита в карбонатных коллекторах подсолевых нефтегазовых месторождений Северо-Западной Прибортовой зоны Прикаспийской нефтегазоносной провинции. На примере карбонатных пород-коллекторов определены термические параметры эпигенетических преобразований ассоциации доломит-кальцит. Особенностью их физических свойств является заполнение свободных поровых пространств карбонатных пород, что приводит к снижению ёмкостных и фильтрационных характеристик нефтегазовых коллекторов.

Заключение. Учёт указанных структурных свойств осадочных пород при поиске продуктивных месторождений углеводородов может существенно повысить качество геологоразведочных работ. Предлагаемый метод определения позволяет получить информацию о минеральном составе коллектора и фильтрационно-ёмкостных свойствах карбонатных минералов, степени кристалличности их компонентов, свойствах кристаллических решёток и физических свойствах магния, кальция и других примесей. Вторичный кальцит, образованный при эпигенетическом преобразовании исходных пород, отрицательно влияет на фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов.

Обоснование. Проблема глубокой переработки углеводородного сырья является одной из важных задач нефтепереработки. В настоящее время в мире существуют различные технологии переработки тяжёлых нефтяных остатков, позволяющие увеличить выход светлых нефтепродуктов. Одним из наиболее перспективных направлений переработки остатков нефти считается замедленное коксование.

Цель. С целью изучения влияния свойств перерабатываемого сырья на изменение количественных и качественных показателей продуктов коксования нами были опробованы в качестве сырья образцы мазута Атырауского нефтеперерабатывающего завода, полугудрона и гудрона, полученные вакуумной перегонкой с последующим коксованием на пилотной установке.

Материалы и методы. Для переработки тяжёлых нефтяных остатков была использована пилотная установка коксования. Также использована математическая обработка результатов проведённых экспериментов, позволяющая спрогнозировать изучаемый процесс.

Результаты. В статье представлены результаты исследований коксования мазута, полугудрона и гудрона Атырауского нефтеперерабатывающего завода: значение показателя выхода летучих веществ для «сырого» кокса, полученного из гудрона, снижается до 7,1%, а для «сырых» коксов, полученных из мазута и полугудрона, составляет 7,8% и 7,4%. Зольность кокса, полученного из гудрона, составляет 0,29%, а для образцов, полученных из мазута и полугудрона, имеет значение 0,23% и 0,26%. Полученные значения зольности, выхода летучих веществ, а также массовая доля кремния, железа, ванадия для кокса, полученного из гудрона, удовлетворяют техническим требованиям на кокс. Выполнено математическое прогнозирование процесса путём экспресс-определения качественных и количественных показателей продуктов коксования.

Заключение. На основании экспериментальных данных установки замедленного коксования Атырауского нефтеперерабатывающего завода при переработке гудрона получается кокс лучшего качества, чем при переработке мазута и полугудрона. Предлагаемую модель можно применять для прогнозирования процесса коксования путём экспресс-определения качественных и количественных показателей полученных продуктов. Разработанная модель может быть использована для обучения персонала в области моделирования технологических процессов, не требует углубленных знаний в программировании, что делает её подходящей для начальной подготовки специалистов.

Природный водород является экологически чистым и перспективным источником энергии, который может сыграть значительную роль в низкоуглеродной экономике. В данной статье рассматриваются происхождение, геологическое распределение и методы идентификации природного водорода. На основе анализа литературных данных выделены основные источники его образования: серпентинизация, радиолиз воды, механическое разрушение пород, дегазация магмы и выветривание земной коры. Среди них серпентинизация выделяется как наиболее значимый процесс, происходящий в зонах срединно-океанических хребтов и субдукции, где взаимодействие воды с двухвалентным железом приводит к образованию водорода. Географическое распределение природного водорода охватывает океанические спрединговые центры, пассивные окраины, зоны субдукции, разломы и внутриплитные области. Высокие концентрации H₂ часто наблюдаются в тектонически активных зонах, таких как разлом Сан-Андреас и бассейн Таудени. Идентификация природного водорода проводится с использованием изотопного анализа и соотношений H₂/CH₄, что позволяет отличить мантийное происхождение от корового. Несмотря на текущие ограничения в исследованиях и разведке месторождений природного водорода, его добыча может значительно снизить стоимость водородной энергетики и ускорить переход к устойчивым источникам энергии. Исследование подчеркивает необходимость дальнейшего изучения механизмов генерации, накопления и миграции водорода, а также разработки технологий его извлечения. Представленный обзор систематизирует текущие знания о природном водороде и служит основой для дальнейших научных и практических разработок в этой области.