SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings - официальное издание НИПИ «Нефтегаз» Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики – издается с 1930 года и предназначен для специалистов нефтяной и газовой промышленности, аспирантов и научных сотрудников.

Журнал включен в международную систему цитирования SCOPUS, Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ) и в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.

С 2017 года журнал индексируется и реферируется в Emerging Sources Citation Index. 

И.С.Гулиев1, В.Ю.Керимов2, Р.Н.Мустаев2, А.В.Бондарев2

1Национальная Академия наук Азербайджана, Баку, Азербайджан; 2РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, Москва, Россия

Оценка генерационного потенциала сланцевых низкопроницаемых толщ (майкопская серия Кавказа)


Статья посвящена оценке генерационного потенциала низкопроницаемых глинистых толщ майкопской серии Кавказа, с которой связаны благоприятные условия формирования «сланцевых» скоплений УВ. Нетрадиционные ресурсы УВ в сланцевых низкопроницаемых толщах часто связаны с областями развития недозрелых, но «богатых» и «очень богатых» потенциально нефтематеринских пород, находящихся на начальном этапе главной фазы нефтеобразования или на подступах к ней. Концентрация Сорг в них может достигать первых десятков процентов. Под «сланцевой нефтью» понимается нефть паравтохтонных скоплений в низкопроницаемых высокобитуминозных, обогащенных сапропелевым ОВ толщах. Для достоверной оценки генерационного потенциала материнской породы необходимо учитывать начальные значения TOC и HI. Извлекаемые углеводороды из нефтегазоносных сланцев будут содержаться в пласте в той концентрации, которая возникла в результате их генерации «in situ». Основным критерием для поисков сланцевых УВ является не ловушка, где аккумулируются УВ и формируются залежи, а непосредственно нефтематеринские породы, в которых образовались УВ, но из которых не произошла их эмиграция. На основе анализа геофизических и геохимических характеристик сланцевых низкопроницаемых коллекторов хадумской свиты Предкавказья предложен методический подход для оценки в них значений Сорг по данным гамма-каротажа. Это существенно расширяет возможности для оценки Сорг в разрезах скважин, так как отбор керна ограничен. Появляется возможность более оперативно выделять перспективные зоны для поисков в них скоплений УВ.

Ключевые слова: Майкопская серия; нетрадиционные ресурсы; сланцевые УВ; генерация; поиски и разведка


DOI: 10.5510/OGP20180100335

E-mail: r.mustaev@mail.ru


Г.Ю.Юлдашев

АО «Узбекгеофизика», Ташкент, Узбекистан

Комплексирование электроразведочных и термогеохимических съемок при поиске нефтегазоперспективных объектов в Бухаро-Хивинском регионе


В статье показаны пути повышения эффективности геолого-разведочных работ при поиске нефтегазоперспективных объектов в Бухаро-Хивинском регионе (БХР) Узбекистана. Для локального прогнозирования зон скопления углеводородов и для выявления каналов глубинного тепломассопереноса в БХР, предлагается провести ресурсосберегающие методы электроразведки (МТЗ) в комплексе с термогеохимической съемкой. Комплексирование методов даст возможность сократить сроки выявления и подготовки объектов в пределах отдельных территорий путем определения перспективных участков по обнаружению залежей нефти и газа сейсморазведкой МОГТ-3Д.

Ключевые слова: электроразведка; магнитотеллурическое зондирование; геоэлек трический разрез; каналы глубинного тепломассопереноса; термогеохимическая съемка; проводящая аномальная зона; геосолитоны.


DOI: 10.5510/OGP20180100336

E-mail: gafur_yuldashev49@mail.ru


Р.Р.Джафаров, С.М.Гусейнова

НИПИ «Нефтегаз» SOCAR, Баку, Азербайджан

Распределение УВ по их фазовым состояниям в зависимости от термодинамических параметров (на примере месторождений западного борта Южно-Каспийской впадины)


Оценка величин начальных пластовых давлений и температур на глубинах 6500 м и более и прогнозирование стратиграфических интервалов проявлений аномально высоких пластовых давлений и фазового состояния УВ в залежах является одной из важнейших задач при проектировании и проводке сверхглубоких скважин. Кроме того, выяснение особенностей распределения указанных параметров в глубоких залежах имеет существенное значение при решении многих вопросов их разработки. В связи с этим представлены кривые зависимости Т=f(H) и Pпл.=f(H), составленные по средневзвешенным значениям давлений и температур. Если изменение температуры с глубиной имеет не прямолинейный характер, а происходит по параболическому закону относительно оси глубин, то тенденция Pпл.=f(H), наоборот, в верхних интервалах представляет собой прямую, а с глубины 2500-6300 м темп нарастания пластового давления резко увеличивается и в дальнейшем с ростом глубины асимптотически приближается к значению геостатического давления. Рассмотрены вопросы распределения УВ по их фазовым состояниям в зависимости от термобарических параметров, гдечетко выделяются пять термодинамических зон.

Ключевые слова: пластовое давление; гидростатическое давление; температура; продуктивная толща; месторождение.


DOI: 10.5510/OGP20180100337

E-mail: sedaye.huseynova@socar.az


Б.С.Асланов1, Н.И.Бабаев2

1НИПИ «Нефтегаз» SOCAR, Баку, Азербайджан; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Aзербайджан

О возможном влиянии неотектонических процессов на формирование нефтегазоконденсатных залежей Aзербайджана


Землетрясения, вулканизм, солнечная активность, лунно-солнечные приливы влияют на формирование нефтегазоконденсатных залежей и строение этих залежей определяется ротационными, горизонтальными и вертикальными тектоническими движениями В статье, опираясь на данные GPS наблюдений, авторы предполагают, что в пределах Прикаспийско-Губинском НГР вертикальные, в зоне погребенных поднятий Кюрдамир-Саатлы-Мугань ротационные, а в пределах Куринской впадины горизонтальные тектонические движения сыграют непосредственные роли при формировании залежей УВ.

Ключевые слова: Аравийская плита; миграция нефти; месторождение; внутриконтинентальная деформация; кинематическая пластина; субдукция.


DOI: 10.5510/OGP20180100338

E-mail: beyler@socar.az


Ш.Х.Ахундов1, Х.Р.Рустамова2

1НИПИ «Нефтегаз» SOCAR, Баку, Азербайджан; 2Бакинский Государственный Университет, Баку, Азербайджан

Гидрогеохимическая и геотермическая зональность глубоких горизонтов нефтегазоносного района междуречья Куры и Габырры


Гидрохимическая зональность исследованного разреза связана с частым чередова нием областей питания и разгрузки водоносных горизонтов. Рассмотрены состав и  изменение рассеянного органического вещества в отдельных отложениях. Наиболее обогащенными являются майкопские отложения. Суммарное содержание метановонафтеновых и ароматических углеводородов изменяется в зависимости от генетического типа битумоидов. На месторождении «Тарсдалляр» методом газожидкостной хроматографии установлена степень катагенетической преобразованности нефти. В результате проведенного анализа установлены наиболее приоритетные направления поисков в глубокозалегающих палеоген-меловых отложениях междуречья. Для правильной оценки перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов составлена карта глубины залегания изотермы 100 °С, также для проведения поисков залежей газа и газоконденсата рекомендованы участки.

Ключевые слова: рассеянное органическое вещество; битумоиды; гидрогеохимическая зональность; температурный интервал генерации нефти


DOI: 10.5510/OGP20180100339

E-mail: akhundov.shahin@rambler.ru


Е.В.Тертышная, В.О.Мартыненко, А.А.Гиренко, О.А.Тертышный, К.А.Замикула

Украинский государственный химико-технологический университет, Днепр, Украина

Влияние добавки растительного происхождения на агрегативную стабильность нефти


Изложены результаты исследования влияния добавок растительного происхождения на агрегатную стабильность нефтяных дисперсных систем, обусловленную влиянием асфальтенов. Ингибирующее действие добавок, синтезированных в лабораторных условиях изпродуктов переработки рапса и касторового масла, сравнивали с промышленными присадками. Определены средний диаметр частиц дисперсной фазы и коэффициент устойчивости системы. Процесс осаждения ускоряли центрифугированием. Сравнение значений среднего диаметра частиц в верхнем и нижнем слоях центрифугата показало существенноеуменьшение их разницы при введении растительных присадок. Лучший результат получен при использовании 0.09% растительных присадок. Эффективность их действия соответствует результатам апробированных промышленных присадок. Анализ ИК-спектров и спектральных коэффициентов позволил интерпретировать изменения функциональных групп нефти при добавлении синтезированных присадок растительного происхождения и присадок промышленного производства.

Ключевые слова: нефть; растительное масло; присадка; ингибитор; стабильность; ИК-спектр.


DOI: 10.5510/OGP20180100340

E-mail: t_elena2000@bigmir.net


Б.А.Сулейманов1, Н.И.Гусейнова1, С.Д.Рзаева1, Г.Д.Тулешева2

1НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2ТОO «КазНИПИмунайгаз», Актау, Казахстан

Промысловая реализация технологии очаговой кислотной обработки нагнетательных скважин на месторождении «Жетыбай» (Казахстан)


В работе рассмотрены результаты очаговой кислотной обработки нагнетательных скважин, расположенных на выбранном участке месторождения. Данная технология позволяет не только восстановить приемистость скважин, но и увеличить коэффициент охвата площади воздействием, как по мощности пласта, так и по его простиранию, что способствует увеличению нефтеотдачи. Предложен метод оценки эффективности технологии воздействия на залежь, основанный на расчете гидродинамических характеристик пластовой системы с учетом интерференции скважин. На основе данных геофизического исследования скважин (ГИС) на рассматриваемом участке определяется коэффи циент охвата участка воздействием по площади и мощности пласта. Реализация предложенного метода проведена на примере данных месторождения «Жетыбай» (Казахстан).

Ключевые слова: низкопроницаемый коллектор; нефтеотдача; воздействие на пласт; кислотная обработка; коэффициент охвата воздействием; очаговое воздействие.


DOI: 10.5510/OGP20180100341

E-mail: Baghir.Suleymanov@socar.az


Н.С.Меленюк1, И.Б.Ратников2, Е.А.Романов3, Р.С.Шульга3, О.В.Андреев4

1АО Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности, Тюмень, Россия; 2ООО «Нефтеком», Тюмень, Россия; 3ООО «Корэтест Сервис», Тюмень, Россия; 4Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия

Смачиваемость пород пласта Ю1-1 Васюганской свиты


Показатель смачиваемости пород пласта Ю1-1 Васюганской свиты (гидрофильность и гидрофобность) зависит от фильтрационно-емкостных характеристик коллектора и состава нефти месторождения. Нефти месторождений характеризуются как парафино-нафтеновые и содержат УВ: нафтеновые – 27 масс.% (месторождение 1, М1), 61 масс.% (М2); парафинистые – 72 масс.% (М1), 22 масс.% (М2). Повышение содержания парафинов в флюиде (М1) создает условия высокой гидрофобизации породы. Породы М1 имеют коэффициент пори- стости 14-16, преобладающие размеры пор 0.69-1.69 и 1.62-3.90 мкм, что определяет сорбцию парафинистых углеводородов. Показатель смачиваемости пород имеет значение 0.20-0.35, смачиваемость определяется как «преимущественно гидрофобная». Меньший характерный размер пор М2 – пористость 12-13.5%, 1.62-3.90 мкм, препятствует гидрофобизации породы. Смачиваемость породы М2 характеризуется как «преимущественно гидрофильная», показатель смачиваемости 0.62-0.75. Построены зависимости показателя смачиваемости от давления сдвига, определяющего начало вытеснения жидкости. Гидрофобные породы М1, характеризуются более низкими значениями давления сдвига – 0.195 кгс/см2, для гидрофильной породы М2 оно составляет – 0.571 кгс/см2.

Ключевые слова: смачиваемость; заводнение; смолисто-асфальтеновые вещества; давление сдвига; парафины; петрографические шлифы; адсорбция.


DOI: 10.5510/OGP20180100342

E-mail: nadezhdamelenyuk@yandex.ru


К.И.Матиев, А.Д.Ага-заде, М.Э.Алсафарова, А.Ф.Акберова 

НИПИ «Нефтегаз» SOCAR, Баку, Азербайджан

Подбор эффективного деэмульгатора для разрушения водонефтяной эмульсии и исследования по определению совместимости c базовым деэмульгатором


В статье рассматриваются результаты испытаний по подбору деэмульгатора для разрушения смеси водонефтяных эмульсий в различные времена отстоя и температуры,  в зависимости от удельного расхода реагента, влияние различных деэмульгаторов на разрушение эмульсий. В результате проведенных исследований установлено, что деэ- мульгатор типа НД (НД-1/5 и НД-1/5-43) при определенных условиях тестирования обеспечивает максимальное обезвоживание. Базовый деэмульгатор F-929 и деэмульгаторы НД-1/5, НД-1/5-43, совместимы для разрушения общей водонефтяной эмульсии ЦППН «Прорва». Кинетические кривые зависимости выделения воды из смеси водонефтяной эмульсии месторождений под действием деэмульгаторов от времени близлежащие, т.е., деэмульгаторные пары совместимы. Обессоливание смеси водонефтяной эмульсии с деэмульгатором НД-1/5 происходит интенсивно по сравнению с деэмульгатором F-929. И еще более интенсивно при совместном их использовании.

Ключевые слова: водонефтяная эмульсия; деэмульгатор; деэмульсация; остаточная вода; обезвоживание.


DOI: 10.5510/OGP20180100343

E-mail: kazim.metiyev@socar.az