Открытие крупных залежей нефти и газа на больших глубинах в Каспийском море(Шахдениз) и Мексиканском заливе (Тьюпи, Тибор) подтвердили прогнозы нефтегазоносности больших глубин земной коры. В мире в интервале глубин 4500-8103 муже разрабатывается более 1000 месторождений нефти и газа. Однако, несмотря на очевидные достижения, в целом эффективность геологоразведочных работ остается низкой, в основном по причине использования традиционных прогнозно-поисковых моделей. Целью настоящей статьи является исследование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в условиях больших глубин земной коры. Для исследования поставленной проблемы были проведены пиролитические исследования образцов пород из грязевых вулканов Азербайджана. Образцы исследовались методом пиролиза на установке Rock-Eval. Для исследования и анализа вышеуказанных процессов в условиях больших глубин земной коры была использована технология моделирования углеводородных систем. Результаты исследований были интегрированы в создание трехмерных моделей УВ систем больших глубин с учетом геодинамики и геофлюидюдинамики исследуемых регионов.

Ключевые слова: большие глубины, Каспийском море, земная кора, генерация, миграция, аккумуляция, углеводороды, пиролитические исследования, грязевые вулканы.

Литература

1. Ад.А. Алиев, И.С. Гулиев, Ф.Г. Дадашев, Р.Р. Рахманов. Атлас грязевых вулканов мира. Б.: Нафта-Пресс, 2015.
2. Ад.А.Алиев, И.С.Гулиев, Д.А.Гусейнов. Геология Азербайджана. Том VII. (Нефть и газ). Б.: Нафта-Пресс, 2004.
3. I.S.Guliev, V.YuKerimov, R.N.Mustaev. Fundamental challenges of the location of oil and gas in the south Caspian Basin //Transactions (Doklady) of the Russian Academy of Sciences. –2016. -Vol. 471. -No. 1. -P. 1109-1112.
4. E.G.Aliyeva. Model of HC generation and accumulation applied to prospects of Caspian deep water part //Proceedings of 65th EAGE Conference and Exhibition. Stavanger. Norway. -2003. -P.4
5. V.Yu.Kerimov, A.V.Bondarev, R.N.Mustaev, A.V.Osipov. Basin modeling in the regions with complex structural and tectonic features //Proceedings of Hedberg Research Conferences – “The future of basin and petroleum systems modeling”. Santa Barbabra. California, USA. – 3-8 April 2016.
6. В.Ю.Керимов, А.В.Осипов, Е.А.Лавренова. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции //Нефтяное хозяйство. -2014. –№4. –C. 33-35
7. В.В.Иванов, И.С.Гулиев. Массообмен, углеводородообразование и фазовые переходы в осадочных бассейнах. Б.: Нафта-Пресс, 2002.
8. Ю.И.Корчагина, И.С.Гулиев, К.С.Зейналова. Нефтегазоматеринский потенциал глубоко-погруженных мезозойско-кайнозойских отложений Южно-Каспийской впадины /в кн.: Проблемы нефтегазоносности Кавказа. М.: Наука, 1988.
9. T.Hantshel, A.Rauerauf. Fundamentals of basin modeling. USA: Springer Verlag GmbH, 2008.
10. В.Ю.Керимов, А.А.Горбунов, Е.А.Лавренова, А.В.Осипов Модели углеводородных систем зоны сочленения Русской платформы и Урала //Литология и полезные ископаемые. -2015. –T. 50. -№ 5. -С. 445.
11. V.Yu.Kerimov, A.V.Osipov, R.N.Mustaev, A.S.Monakova. Modeling of petroleum systems in regions with complex geological structure //in: Geomodel-2014 - 16th EAGE Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
12. В.Ю.Керимов, Р.Н.Мустаев, С.С.Дмитриевский и др. Перспективы поисков скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых толщах хадумской свиты Предкавказья //Нефтяное хозяйство. –2015. –№10. -C. 50-53.
13. В.Ю.Керимов, Г.Я.Шилов, Р.Н.Мустаев, С.С.Дмитриевский. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья //Нефтяное хозяйство. - 2016. – №2. – C. 8-11
14. Б.М.Валяев. Роль активной вторичной флюидизации в изменении напряженного состояния в разупрочнении и деформациях минеральных комплексов //ДАН СССР. –1987. –Т. 293. –№ 1. –С.177–181. 
15. А.Н.Дмитриевский, И.А.Володин. Формирование и динамика энергоактивных зон в геологической среде //Доклады РАН. –2006. –Т. 411. –№ 3. –С. 395–400.
16. А.Н.Дмитриевский, И.Е.Баланюк. Современные представления о формировании скоплений углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры // Геология нефти и газа. –2003. –№ 1. –С. 2–8.
17. Ш.Ф.Мехтиев, М.З.Рачинский. О возможном механизме формирования залежей нефти и газа и о причинах закономерного изменения свойств нефтей и вод в Апшеронской области нефтегазообразования и нефтегазонакопления //ДАН Азерб. ССР. -1967. -Т. 23. –C. 26.
18. Ш.Ф.Мехтиев. Проблемы генезиса нефти и формирования нефтегазовых залежей. Б.: АН Азерб. ССР, 1969.
19. И.С.Гулиев. Возбужденные осадочные комплексы и их роль в динамических процессах и формировании нефтегазовых месторождений //Труды международного совещания-семинара «Новейшая тектоника и ее влияние на формирование и размещение залежей нефти и газа». Баку. 1999. - С. 44–52.
20. И.С.Гулиев, Ф.А.Кадиров. Об одном механизме внутрипластовой миграции углеводородов //Доклады РАН. - 2000 –Т.373. - №4. –С. 506–509.
21. В.Ю.Керимов, М.З.Рачинский Геофлюидодинамическая концепция аккумуляции углеводородов в природных резервуарах //Доклады РАН. -2016. -Т. 471. -№ 2. -C. 187–190.
22. M.Z.Rachinsky, V.Yu.Kerimov. Fluid dynamics of oil
    and gas reservoirs. USA: Scrivener Publishing Wiley, 2015.
23. А.Н.Дмитриевский, А.В.Каракин, И.Е.Баланюк. Концепция флюидного режима в верхней коре (гипотеза корового волновода) //Доклады РАН. – 2000. – Т. 374. – № 4. –С. 534–536.
24. V.Yu.Kerimov, R.N.Mustaev, A.V.Bondarev. Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the Case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia Region) //Oriental Journal of Chemistry. -2016. -Vol.32. -№6. -P.3235-3241.
25. В.Ю.Керимов, У.С.Серикова, Р.Н.Мустаев, И.С.Гулиев. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины //Нефтяное хозяйство. -2014. –№5. –C. 50-54
26. В.Ю.Керимов, Р.Н.Мустаев, Б.В.Сенин, Е.А.Лавренова. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ //Нефтяное хозяйство. -2015. –№4. –С. 26-29.

Главной задачей в регионах со сложной тектоникой и структурным строением, где бурение горизонтальных скважин связано с высокими рисками по геометризации возможных перспективных объектов, является получение непротиворечивой структурной интерпретации геолого-геофизических данных. Представлена комплексная структурно-тектоническая интерпретация геологического строения месторождении «Каламкас». Подобная интерпретация включает себя не только картирование горизонтов и разломов, но и выполнение палеореконструкций и проверку концептуальной модели на сбалансированность.

Ключевые слова: месторождение «Каламкас», тектоника, дизъюнктивные нару шения, кригинг, модель.

Литература

1. Пересчет начальных запасов нефти, газа и попутных компонентов юрской продуктивной толщи месторождения Каламкас по состоянию изученности на 01.01.2006 г. ТЭО КИН. Актау: АО «КазНИПИмунайгаз, 2007.
2. М.Н.Коростышевский, Л.Е.Дорофеева и др. Уточнение строения и емкостно-фильтрационных свойств залежей нефти в юрских отложениях месторождения Каламкас. Отчет по теме № 230. Актау: КазНИПИнефть, 1987.
3. Е.А.Гладков. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Томск: Томскйи политехнический университет, 2012.

Цель данной работы заключается в предоставлении пространственного распределения физической, химической структуры слоя фильтрационной корки бурового раствора. Пространственное распределение характеризовалось различными аналитическими методами, включающими определение водоотдачи при высоких температуре и давлении, сканирующую электронную микроскопию (СЭМ), энергодисперсионную спектроскопию (ЭДС), гранулометрический состав, флуоресцентное определение, размер пор, пористость, плотность, измерение содержания воды  и полимера и т.д. Были измерены удельное сопротивление корки и проницаемость фильтрационной корки. Полученные результаты показывают, что  ространственное распределение структуры фильтрационной корки изменяется от верхнего слоя к нижнему. Большое количество деформируемых коллоидных частиц в слое фильтрационной корки снижает проницаемость корки. Содержание полимера и воды в фильтрационной корке снижается от верхнего слоя к нижнему. С помощью СЭМ-изображений было обнаружено, что верхний слой фильтрационной корки имеет рыхлую наружную поверхность по сравнению с нижним слоем.

Ключевые слова: структура слоя фильтрационной корки, пространственное распределение, сканирующая электронная микроскопия, гранулометрический остав, флуоресцентное определение.

Литература

1. F.Civan. A multi-phase mud filtrate invasion and wellbore filter cake formation model //Paper SPE-28709-MS presented at the International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico held in Veracruz, Mexico, 1994.
2. Y.Chuanliang, D.Jingen, Y.Baohua, L.Jinxiang. Rock mechanical characteristic and wellbore stability in «Kingfisher» oilfield of Uganda //SOCAR Proceedings. -2013. -No. 3. - P. 25-31.
3. V.Kelessidis, C.Tsamantaki, N.Pasadakis, et al. Permeability, porosity and surface characteristics of filter cakes from water-bentonite suspensions //Proceedings of the 6th International Conference on Advances in Fluid Mechanics held in At Skiathos, Greece, -2007. -Vol. 56. -P. 173-182.
4. B.Bageri, S.Al-Mutairi, M.Mahmoud. Different techniques for characterizing the filter cake //Paper SPE-163960-MS presented at the SPE Middle East Unconventional Gas Conference & Exhibition held in Muscat, Oman, 28-30 January 2013.
5. C.Tien, R.Bai, B.V.Ramarao. Analysis of cake growth in cake filtration: Effect of fine particle retention //AIChE Journal. -1997. -Vol. 43. -No. 1. -P. 33-44.
6. J.M.McGowen, S.Vitthal. Evaluation of particulate and hydrocarbon fracturing fluid-loss additives under dynamic conditions //Paper SPE-37488-MS presented at the SPE Production Operations Symposium held in Oklahoma City, Oklahoma, 9-11 March 1997.
7. B.S.Bageri, S.H.Al-Mutairi, M.A.Mahmoud. Different techniques for characterizing the filter cake //Paper SPE-163960-MS presented at the SPE Middle East Unconventional Gas Conference & Exhibition held in Muscat, Oman, 28-30 January 2013.
8. W.Li, C.Kiser, Q.Richard. Development of a filter cake permeability test methodology //Paper presented at the American Filtration & Separations Society 2005 International Topical Conferences & Exposition, Ann Arbor, Michigan, 19-22 September 2005.
9. M.S.Rautela. A method for determination of the permeability of the filter cake at wellsite //Paper SPE-50692-MS. Society of Petroleum Engineers, 2000.
10. S.Elkatatny, M.A.Mahmoud, H.A.Nasr-El-Din. Characterization of filter cake generated by water-based drilling fluids using CT scan //SPE Drilling & Completion. - 2012. - Vol. 27. - No. 2. - P. 282-293.
11. S.M.Elkatatny, M.A.Mahmoud, H.A.Nasr-El-Din. A new approach to determine filter cake properties of waterbased drilling fluids //Paper SPE-149041-MS presented at the SPE/DGS Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition held in Al-Khobar, Saudi Arabia, 15-18 May 2011.
12. M.E.Chenevert, J.Huycke. Filter cake structure analysis using the scanning electron microscope //Paper SPE-22208-MS. Society of Petroleum Engineers, 1991.
13. K.G.Arthur, J.M.Peden. The evaluation of drilling fluid filter cake properties and their influence on fluid loss //Paper SPE-17617-MS presented at the International Meeting on Petroleum Engineering held in Tianjin, China, 1-4 November 1988.
14. E.Pitoni, D.A.Ballard, R.M.Kelly. Changes in solids composition of reservoir drill in fluids du ring drilling and the impact on filter cake properties //Paper SPE-54753-MS presented at the SPE European Formation Damage Conference held in The Hague, Netherlands, 31 May-1 June 1999.
15. Z.M.Zain, A.Suri, M.M.Sharma. Mechanisms of mud cake removal during flowback //Paper SPE-58797-MS presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control held in Lafayette, Louisiana, 23-24 February 2000.
16. A.Suri, M.M.Sharma. Strategies for sizing particles in drilling and completion fluid //SPE Journal. -2004. -Vol. 9. -No.1. -P.13-23,
17. R.L.Borst, F.J.Shell. The effect of thinners on the fabric of clay muds and gels //Journal of Petroleum Technology. -1971. -Vol. 23. - No. 10. - P. 1193-1201.
18. K.E.Porte. A basic scanning electron microscope study of drilling fluids //Paper SPE-8790-MS presented at the SPE Formation Damage Symposium held in Bakersfield, California, 1980.
19. M.B.Alotaibi, H.A.Nasr-El-Din, A.D.Hill. Characteristics and removal of filter cake formed by formate-based drilling mud //Paper SPE-112427-MS presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control held in Lafayette, Louisiana, USA, 2008.
20. A.S.v.Overveldt, H.Guo, G.d.Blok, et al. A CT scan aided core-flood study of the leak-off process in oil-based drilling fluids //Paper SPE-151856-MS presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control held in Lafayette, Louisiana, USA, 2012.
21. S.Elkatatny. Evaluation of micronized ilmenite as weighting material in water-based drilling fluids for HPHT applications //Paper SPE-163377-MS presented at the SPE Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition held in Kuwait City, Kuwait, 2012. 
22. Y.Rugang, J.Guancheng, Y.longyun, et al. The effect of inorganic salt on the structure of filter cake of water based drilling fluid //SOCAR Proceedings. -2014. -No. 1. -P. 30-38.
23. Y.Rugang, J.Guancheng, L.Wei, et al. Effect of water-based drilling fluid components on filter cake structure // Powder Technology. -2014. -Vol. 262. -P. 51-61.
24. D.Jiao, M.M.Sharma. Mechanism of cake buildup in crossflow filtration of colloidal suspensions //Journal of Colloid and Interface Science. -1994. -Vol. 162. -No. 2. -P. 454-462.
25. API RP 13I. Recommended practice for laboratory testing of drilling fluids. American Petroleum Institute, 2009.
26. W.J.Gao, H.J.Lin, K.T.Leung, et al. Structure of cake layer in a submerged anaerobic membrane bioreactor //Journal of Membrane Science. -2011. -Vol.374. -No.1. -P.110-120.
27. F.M.Tiller. Theory and practice of solid-liquid separation. Houston, Texas: University of Houston, 2002.
28. B.S. Bageri, A.Al-Majed, S.Al-Mutairi, et al. Evaluation of filter cake mineralogy in extended reach and maximum reservoir contact wells in sandstone reservoirs //Paper SPE-163519-MS presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, 5-7 March 2013.
29. S.-H.Hong, W.N.Lee, H.-S.Oh, et al. The effects of intermittent aeration on the characteristics of bio-cake layers in a membrane bioreactor //Environmental Science & Technology. -2007. -Vol.41. - No.17. - P.6270-6276.
30. K.P.Galvin, S.J.Pratten, S.K.Nicol. Dense medium separation using a teetered bed separator //Minerals Engineering. -1999. -Vol.12. -No.9. -P.1059-1081.

В работе приведены экспериментальные исследования фазового поведения методом контактного разгазирования и вязкости пластовой нефти при различных давлениях. Измерения, в отличие от типичных исследований вблизи давления насыщения производилось с относительно небольшим шагом давления 0.08-0.25 МПа. В результате экспериментальных исследований выявлена аномалия вязкости в интервале уровня давлений P/Pb = 1-1.14 (Pb – давление насыщения). При этом вязкость пластовой нефти снижается практически в 70 раз. Экспериментально изучено также влияние ПАВ на фазовое поведение пластовой нефти и аномалию вязкости. Получено, что при добавке ПАВ происходит существенное (до 36%) снижение давление насыщения и увеличение коэффициента растворимости газа. При этом, вязкость пластовой нефти при концентрации ПАВ 5 мас.% уменьшается практически в 37 раз по сравнению с вязкостью при пластовом давлении. Предложен механизм наблюдаемых эффектов на основе образования стабильных докритических зародышей газовой фазы и опутствующего эффекта проскальзывания. Рассмотрен механизм стабилизации докритических зародышей совместным действием поверхностных и электрических сил, а также морфология образующихся нанопузырьков. Предложена модель для определения вязкости нефти с учетом эффекта проскальзывания.

Ключевые слова: пластовая нефть, фазовое поведение, аномалия вязкости, докритические зародыши, эффект скольжения, ПАВ, поверхностное натяжение, электрическая сила.

Литература

1. С.Дж.Пирсон. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961.
2. K.Rahuma, E.Edreder. Models predicting saturated and under-saturated viscosity for some Libyan crude oils // Petroleum & Coal. -2013. -Vol.55. -No.2. -P.113-136.
3. B.Dindoruk, P.G.Christman. PVT properties and viscosity correlations for Gulf of Mexico oils //Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, 30 September–3 October 2001.
4. C.H.Whitson, M.R.Brulé. Phase behavior. Richardson, Texas: SPE, 2000.
5. A.Danesh. PVT and phase behavior of petroleum reservoir fluids. Amsterdam: Elsevier Science B.V., 1998. 
6. Я.И.Френкель. Кинетическая теория жидкостей. Л.:
   Наука, 1975.
7. Я.Б.Зельдович. Избранные труды. Химическая физика и гидродинамика. М.: Наука, 1984.
8. Ю.А.Буевич. О докритическом образовании зародышей в жидкости с поверхностно-активным веществом (ПАВ) // Инженерно-физический журнал. -1987. -Т.52. -№5. -С.394-402.
9. М.Г.Сиротюк. Стабилизация газовых пузырьков в воде //Акустический журнал. -1970. -Т.16. -№ 4. -С.567-569.
10. Н.Ф.Бункин, Ф.В.Бункин. Бабcтоны – стабильные газовые микропузырьки в сильно разбавленных растворах электролитов //Журнал экспериментальной и теоретической физики. -1992. -Т.101. -№ 2. -С.512-527.
11. Б.Г.Емец. Определение методом ядерного магнитного резонанса средних размеров и концентрации воздушных пузырьков, содержащихся в воде //Письма в Журнал технической физики. -1997. -Т.23. -№13. -С.42-45.
12. А.А.Болотов, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Н.Нестеров. Реологические свойства растворов газов в жидкости //Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. -1988. - T.23. -№5. -С.172-175.
13. B.A.Suleimanov, F.Azizov, E.M.Abbasov. Specific features of the gas-liquid mixture filtration //Acta Mechanica. -1998. -Vol.130. -No.1. -P.121-133
14. W.D. McCain. The properties of petroleum fluids. 2nd ed. Tulsa, Oklahoma: PennWell Publishing Co., 1990.
15. D.F.Bergman, R.P.Sutton. Аn update to viscosity correlations for gas-saturated crude oils //Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, 11-14 November, 2007.
16. S.A.Kahn. Development of viscosity correlations for crude oils. SPE Publications, SPE-17132-MS, 1987.
17. T.H.Ahmed. Contribution in petroleum geology and engineering. Vol.7. Hydrocarbaon phase behavoir. Houston, Texas: Gulf Publishing Company, 1989
18. T.H.Ahmed. Equations of state and PVT analysis: applications for improved reservoir modeling. Houston, Texas: Gulf Publishing Company, 2007.
19. А.М.Асхабов, М.А.Рязанов. Кластеры «cкрытой» фазы – кватароны и зародышеобразование //Доклады РАН. - 1998. -Т.362. -№ 5. -С.630–633
20. R.C.Tolman. The superficial density of matter at a liquid vapor boundary //Journal of Chemical Physics. -1949. -Vol.17. -P.118-127.
21. J.W.G.Tyrrell, P.Attard. Images of nanobubbles on hydrophobic surfaces and their interactions //Physical Review Letters. -2001. -Vol.87. -Article 176104.
22. A.C.Simonsen, P.L.Hansen, B.Klosgen. Nanobubbles give evidence of incomplete wetting at a hydrophobic interface //Journal of Colloid and Interface Science. - 2004. -Vol.273. -P. 291-299. 
23. A.Agrawal, G.H.McKinley. Nanobubble formation at the solidliquid interface studied by Atomic Force Microscopy //Materials Research Society Symposium Proceedings. - 2006. - Vol.899E.
24. Н.А.Слезкин. Динамика вязкой несжимаемой жидкости. М.: Гостехиздат, 1955.
25. Y.Zhu, S.Granick. Limits of the hydrodynamic no-slip boundary condition //Physical Review Letters. - 2002. - Vol.88. - Article 106102. -P.1-4
26. Б.А.Сулейманов. Механизм эффекта скольжения при течении газированных жидкостей //Коллоидный журнал. -2011. -Т.73. -№6. -С.847-857
27. М. Фольмер. Кинетика образования новой фазы. М.: Мир, 1986.
28. Д.Хирс, Г.Паунд. Испарение и конденсация. М.: Металлургия, 1966.

В статье, с целью изучения эффективности ряда технологий повышения газо- и конденсатоотдачи пласта, рассматривается численная модель призабойной зоны добывающей скважины на газоконденсатном месторождении Нам Кон Сон (шельф Вьетнама), позволяющая моделировать процесс образования конденсатного вала вблизи забоя скважины и его влияние на коэффициент её продуктивности с учетом режима добычи (дебит газа, регулирование перепада давления), воздействий на скважину (кислотная обработка, ГРП), использования сильно отклоненных и горизонтальных скважин, а также закачек газа (циклическая закачка газа, нагнетание сухого газа).

Ключевые слова: образование конденсатных пробок, давление начала конденсации, коэффициент продуктивности скважины, продуктивность скважины, моделирование призабойной зоны скважины.

Литература

1. G.Coskuner. Performance prediction in gas condensate reservoirs //Journal of Canadian Petroleum Technology. -1999. –Vol. 38. –No. 8. –P. 32-36.
2. T.Ahmed, J.Evans, R.Kwan, T.Vivian. Wellbore liquid blockage in gas condensate reservoirs //Paper SPE-51050-MS presented at the SPE SPE Eastern Regional Meeting held in Pittsburgh, Pennsylvania, PA, 9-11 November 1998.
3. Kh.A.Feyzullayev, I.M.Aliyev. The influence of composition of hydrocarbon mixture on condensate recovery in the development of depletion method //SOCAR Proceddings. –2014. –No. 3. –P. 71-76.
4. R.S.Barnum, F.P.Brinkman, T.W. Richardson, A.G. Spillette. Gas condensate reservoir behavior: productivity and recovery reduction due to condensation //Paper SPE-30767-MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 22-25 October 1995. 
5. W.-M.Sung, W.-Ch.Lee, K.-J.Lee, et al. The analysis of gas productivity by the influence of condensate bank near well //Geosystem Engineering. –2011. -Vol.14. –No.3. –P. 135-144.
6. D.B.Bennion, F.B.Thomas, B.Schulmeister. Retrograde condensate dropout phenomena in rich gas reservoirs – Impact on recoverable reserves, permeability, diagnosis, and stimulation techniques //Technical note of Journal of Canadian Petroleum Technology. -2001. –Vol. 40. –No. 12. –P. 5-8.

Технологию ударно-волновой обработки для очистки призабойной зоны скважин на месторождениях Казахстана начали применять относительно недавно. Процесс ведется с использованием растворителей АСПО, растворителей солеотложений и неионогенных ПАВ. Совместное воздействие импульсов, создаваемых специальным оборудованием, и подобранных для конкретных условий химических композиций, растворяющих неорганические соли и АСПО, в несколько раз увеличивает скорость удаления отложений при УВО. Результаты мероприятий по очистке призабойных зон нагнетательных скважин методом УВО с применением химических композиций на месторождении «Жетыбай» показали, что средняя приемистость по 38-ми нагнетательным скважинам после проведения мероприятия выросла с 7 м3/сут до 195 м3/сут, при этом давление закачки снизилось на 0.4–0.5 МПа, что подтверждает эффективность процесса.

Ключевые слова: ударно-волновая обработка, призабойная зона скважин, месторождение «Жетыбай», ПАВ, АСПО.

Литература

1. Б.Т.Муллаев. Проектирование и оптимизация технологических процессов в добыче нефти (с алгоритмом решения промысловых задач). Т.1. Алматы: Нур-Принт, 2012.
2. Г.З.Ибрагимов, В.Н.Артемьев, А.И.Иванов, В.М.Кононов. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. М.: МГОУ, 2005.
3. Э.М.Аббасов, Н.А.Агаева. Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пласт-скважина //SOCAR Proceedings. –2014. -№ 1. –C.77-84.
4. М.М.Аглиуллин, М.Х.Мусабиров, И.М.Новиков и др. Техника и технология гидроударно-волнового воздействия на прискважинную зону пласта в процессе ремонта скважин в ОАО «Татнефть //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2013. -№ 1. –C.166-180.

Со временем деформация околоствольной зоны эксплуатируемых скважин, ведет к изменению фильтрационно-емкостных свойств на отдельных участках месторождения. Соответственно, меняется качество и количество добываемой продукции. Поэтому, при проведении мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта, необходима оценка воздействия на пласт, с учетом его геомеханических и фильтрационных свойств, меняющихся при эксплуатации месторождения. Разработан метод оценки градиента давления, необходимого для воздействия на пласт при регулировании его пропускной способности. Перераспределение фильтрационных характеристик, обусловленное изменением напряженно-деформированного состояния пласта, оценивается с учетом интерференции скважин на выделенном для воздействия участке.

Ключевые слова: пласт, скважина, фильтрация, продуктивность, деформация, напряжение, напряженно-деформированное состояние, интерференция

Литература

1. Б.А.Сулейманов, Н.И.Гусейнова. Прогнозирование добычи нефти при вторичном и третичном воздействии на залежь, с учетом интерференции скважин // Нефтепромысловое дело. -2015. - № 2. -C.19-22.
2. Ю.П. Желтов. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975.
3. С.А.Христианович. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1981.
4. Б.И.Далматов. Механика грунтов. Основы геотехники. Часть 1. М.-СПб: 2000.
5. Ю.К.Зарецкий. Теория консолидации грунтов. М.: Наука, 1967.
6. В.Н.Барашков, И.Ю.Смолина, Л.Е.Путеева, Д.Н.Песцов. Основы теории упругости. Томск: ТГАСУ, 2012.
7. Н.К.Керимов, Н.И.Гусейнова, Х.И.Ширинов. О необходимости учета изменения напряженно-деформированного состояния горных пород при проектировании и строительстве скважин // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -2001. -№1. -С.28-31.
8. Э.Б.Чекалюк. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Гостехиздат, 1961.
9. И.А.Чарный. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.
10. Н.И.Гусейнова. Разработка системы методов диагностики текущего состояния месторождения // Тезисы докладов международной научной конференции «Неньтоновские системы в нефтегазовой отрасли». Баку. - 2013. – С.87-89.
11. А.М.Кулиев, Р.М.Эфендиев, Б.З.Казымов. Влияние ползучести горных пород на нефтеотдачу залежей, разрабатываемых в естественном режиме //SOCAR Proceedings. -2012. -№3. -С.32-38.
12. Т.Алфрей. Механические свойства высокополимеров. М.: Госиноиздат, 1952.
13. В.Д.Харлаб. К общей линейной теории ползучести //Известия ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева. -1961. -Т.68. -С. 217-241. 
14. А.Н.Тихонов, А.А.Самарский. Уравнения математической физики. М.: МГУ, 1999.
15. К.С.Басниев. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1994.
16. Х.Рабиа. Технология бурения скважин. М.: Недра, 1989.
17.  В.Г.Потемкин. Система инженерных и научных расчетов MATLAB 5.x. Т.1-2. М.: Диалог-МИФИ. 1999.

В статье рассмотрена проблема планирования добычи нефти на долгосрочную перспективу. Обосновано применение метода планирования, который корректируются с помощью статистических методов, исходя из прошедшего периода и текущего состояния залежи. Проанализирован алгоритм предлагаемого способа планирования со всеми расчетными показателями эксплуатации по горизонту СП месторождения «Гюняшли» с начала его разработки. Прослежена динамика изменения во времени технологических показателей эксплуатации: количества добытой нефти и жидкости, обводненности продукции.

Ключевые слова: планирование добычи нефти, фонд скважин, дебит скважин, коэффициент эксплуатации, коэффициент изменения добычи нефти.

Литература

1. А.Ш.Гаралов, И.Ю.Сильвестрова. Методический подход к перспективному планированию добычи нефти //SOCAR Proceedings. -2014. -№1. -С.70-74.
2. И.П.Чоловский. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М.: Недра, 1989.
3. А.Д.Бренц, В.Г.Тищенко. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1986.
4. Ю.М.Малышев. В.Е.Тищенко, В.Ф.Шматов. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980.
5. М.Ю.Ксенофонтов. Теоретические и прикладные аспекты социально-экономического прогнозирования. М.: ИНП РАН, 2002.