В статье расмотрены вопросы генезиса и геохимии органического вещества (ОВ) горючих сланцев различных тектонических зон Восточного Азербайджана. Изучены литостратиграфические свойства сланцесодержащих  тложений, динамика эволюции и структурные типы ОВ, образование которых связывается с происходящими в почти одинаковых палеогеографических условиях (в неглубоких пресноводных бассейнах - лагунах) осадконакоплением. Содержание ОВ горючих сланцев в основном представлено фитопланктоном (водоросли) и зоопланктоном (личинки рыб и т.д.). Образование наряду с горючими сланцами проявлений угля и нефти в орогенных фазах юго-восточного склона Большого Кавказа, объясняется сходством их генетических свойств. По результатам   рмического анализа горючих сланцев, потеря ОВ большей части веса при более высокой температуре (≥400 °C) соответствует алифатическим, а при более низких температурах (≥200 °C) ароматическим структурам. По данным пиролиза горючих сланцев увеличивается на начальной стадии (500-550 °С), за исключением газа, количество битума и пиролитической воды. Повышение температуры до 800-850 °С приводит к превращению высокомолекулярных углеводородов в более низкомолекулярные; образуется газ и кокс. Постепенное повышение температуры приводит к карбонизации керогена. Резкое увеличение в выделении битума в основном наблюдается при температуре 400 °С. Термический анализ и пиролиз изученных образцов горючих сланцев, отобранных на разных площадях исследуемых областей, позволяют сделать вывод, что некоторые керогены достаточно созрели.

Ключевые слова: горючие сланцы; генезис; органическое вещество; кероген; термический анализ; пиролиз.

Литература

1. Ad.A.Aliyev, O.R.Abbasov, A.J.Ibadzade, A.N.Mammadova. Prospects of usıng of Azerbaıjan oil shale //News of ANAS. -2015. –Vol. 2. -No.1. -P. 43-47.
2. Ad.A.Aliyev, A.A.Bayramov, O.R.Abbasov, A.N.Mammadova. Reserves of oil shale and natural bitumen // National Atlas of the Republic of Azerbaijan. Map (Scale 1:1000000). State Land and Cartography Committee, 2014. -P. 101
3. V.V.Veber. Geological studies of SE part of Kabristan (Boyan-ata) pastures. Leningrad: Ed. Geolkom, 1929.
4. V.V.Bogachev. Geological expedition in the vicinity of Baku. Baku: Aznefteizdat, 1932.
5. V.V.Veber. The problem of the Paleogene and Miocene oil-bearing layers in Gobustan. Leningrad: GONTI, 1939.
6. A.D.Sultanov, R.G.Sultanov. Materials on oil shales in Azerbaijan //Proceedings of the Academy of Sciences of the Azerb. SSR. -1947. -No. 2. -P. 18-20.
7. R.G.Sultanov. Oil shale of south-eastern Caucasus and geological conditions of their distribution. Baku: Fund IGANA, 1948.
8. A.A.Ali-zade, G.A.Ahmedov, M.M.Zeynalov. Oil shale of the Miocene in Azerbaijan //Azerbaijan Oil Industry. -1962. - No. 1. -P. 5-8
9. P.E.Volarovich. The oil-bearing areas of Kirmaku-Binagadi //Minerals. -1976. -Issue. 149. - P. 189-208.
10. S.G.Salaev, Z.Y.Kravchinsky, A.I.Selimhanov, et al. Oil sands and oil shale in Azerbaijan. Baku: Science, 1990.
11. Ad.A.Alyiev, I.S.Belov, H-M.A.Aliev. Oil shale of the Miocene in Azerbaijan //Azerbaijan Oil Industry. -2000. -No.5. -P.7-11
12. Ad.A.Aliyev, I.S.Belov, A.J.Ibadzade. Oil shale of Azerbaijan (geology, geochemistry and prospects of their use) //Proceedings of the Institute of Geology. -2002. -No.30. -P.5-24. 
13. O.R.Abbasov. Geological and geochemical characteristics of oil shale in Gobustan (Azerbaijan) and their probable reserves //Bulletin of Atyrau Institute of Oil and Gas. -2008. -No. 2 (14). -P. 22-29.
14. A.J.Ibadzadə, O.R.Abbasov. Geochemistry of oil shale in Gobustan and application areas of pyrolysis products //Proceedings of the Institute of Geology. - 2008. - No. 36. - P. 58-67.
15. O.R.Abbasov. Oil shale of Azerbaijan: geology, geochemistry and probable reserves //International Journal of Research Studies in Science, Engineering and Technology. - 2015. - Vol. 2, - No. 9. - P. 31-37.
16. M.A.K.Barakat, E.A.Abd El-Gawad, M.F.W.Gaber, et al. El-Nakheil oil shale: A promising resource of unconventional raw material for fuel and energy in Egypt //International Journal of Current Research. - 2015. -Vol. 7. -Issue 12. -P. 24511-24514.
17. Y.J.Lee. Geochemical characteristics of organic matter in the Tertiary sediments from the JDZ Blocks, offshore Korea //Korean Journal of Petroleum Geology. -1997. -Vol. 6. -P. 25-36.
18. S.Tao, Y.B.Wang, D.Z.Tang, et al. Organic petrology of Fukang Permian Lucaogou Formation oil shales at the northern foot of Bogda mountain, Junggar Basin, China //International Journal of Coal Geology. -2012. -Vol.99. -P. 27-34.
19. K.Urov, A.Sumberg. Characteristics of oil shales and shale-like rocks of known deposits and outcrops //Oil Shale. - 1999. - Vol. 16 (3). - P. 1-64. Tallinn: Estonian Academy Publishers.
20. V.Yefimov. Creation of an oil shale industry in Kazakhstan may become a reality //Oil Shale. -1996. -Vol.13. -P. 247–248.
21. S.Vanichseni, K.Silapabunleng, V.Chongvisal, P.Prasertdham. Fluidized bed combustion of Thai oil shale // Proceedings of International Conference on Oil Shale and Shale Oil. Beijing. - 1988. - P. 514–526.
22. O.R.Abbasov, A.N.Mamedova, A.R.Huseynov, et al. Some new data about geochemical investigations of oil shale in Azerbaijan //Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields. - 2013. - No. 2. - P. 32-35
23. O.R.Abbasov. Organic compounds in ejected rocks of mud volcanoes as geological and geochemical
    indicators of source rock: a study of oil shale in Shamakhi-Gobustan region (Azerbaijan) //International Journal of Current Advanced Research. - 2016. -Vol. 5. -Issue 7. –P. 1042-1046.
24. O.R.Abbasov. Geological and geochemical properties of oil shale in Azerbaijan and petroleum potential of deep-seated Eocene-Miocene deposits //European Journal of Natural History. -2016. -No. 2. -P. 31-40.
25. V.P.Rengarten. Tectonic characteristic of folded regions in Caucasus. Transactions of III All-Union Congress of Geologists. Tashkent : Sredne-Asian. otd. geologist. kom., 1930.
26. M.F.Mirchink. Stratigraphic correlation of the Paleogene and Cretaceous suite in south-eastern Caucasus // Azerbaijan Oil Industry. -1931. -No. 2-3. -P.11-14 .
27. Z.A.Mishunina. Essay on stratigraphy of Mesozoic deposits in Khaltan-Lahij region (Southeastern Caucasus). Leningrad-Moscow: GONTI, 1939.
28. I.S.Guliyev, V.Yu.Kerimov, R.N.Mustaev, A.V.Bondarev. The estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series // SOCAR Proceedings. -2018. -No. 1. -P. 4-20.
29. I.S.Guliyev, V.Yu.Kerimov, A.V.Osipov, R.N.Mustaev. Generation and accumulation of hydrocarbons at great depths under the Earth's Crust // SOCAR Proceedings. -2017. -No. 1. -P. 4-16.
30. A.M.Salmanov, B.I.Maharramov, R.M.Huseynov, E.F.Xalilov. Tectonic features of miocene sediments of South-West Apsheron in accordance with the new data //SOCAR Proceedings. -2016. -No. 1. -P. 4-12.
31. B.B.Huseynov, A.M.Salmanov, B.I.Maharramov. Prospect estimation of the shale HC maykop deposits river interfluves of Kura and Gabirri //SOCAR Proceedings. -2017. -No. 4. -P. 4-15.
32. O.R.Abbasov. Distribution regularities of shales of Paleogene-Miocene sediments in Gobustan. Abstract of PhD thesis. Baku: Institute of Geology and Geophysics, ANAS, 2009.
33. A.Aliyev, O.Abbasov. Organic geochemical characteristics of oil shale in Azerbaijan //PRoceedings of the 36th National and the 3rd International Geosciences Congress. Tehran, Iran: February 25-27, 2018. -P. 1-10.
34. O.R.Abbasov. Distribution regularities and geochemistry of oil shales in Azerbaijan //Mineral Resources of Ukraine. -2017. -No. 2. -P. 22-30.
35. B.S.Aslanov, B.I.Magerramov, A.I.Huduzade. To the assessment hydrocarbon potential zone buried uplifts «Saatli-Goychay-Mugan» // SOCAR Proceedings. -2016. -№ 2. -P. 4-10.
36. Ad.A.Aliyev, A.D.Ibadzadeh, O.R.Abbasov, A.N.Mammadova. The dynamics of genesis of organic matter in oil shales //Azerbaijan Oil Industry. -2014. -No. 7-8. -P. 3-7.
37. F.R.Babayev, O.R.Abbasov, A.N.Mamedova, et al. Study of bitumen of Azerbaijan //Actual Problems of the Humanities and Natural Sciences. -2013. -No. 7. -P. 40-42.
38. O.R.Abbasov. Distribution regularities of oil shale in Azerbaijan //Theoretical & Applied Science. -2016. -No. 3(35). –P. 165-171.
39. O.R.Abbasov, A.D.Ibadzade, A.B.Khasayeva, et al. Hydrocarbon potential of deep deposıts in Gobustan (Azerbaıjan) (based on oil shale and oil-bearing rocks in ejecta of mud volcanoes) //in book: Resources
    reproducing, low-waste and environmental technology development of mineral resources. Proceedings of the XIV International Conference. Kyrgyzstan, 2015. -P. 342-343.

На основе вероятностно-статистических критериев характеризующих процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов рассмотрено комплексное использование результатов кластерного анализа для нефтегазогеологического районирования территории Пермского края на примере визейского терригенного нефтегазоносного комплекса. Проведена оценка нелокализованных ресурсов нефти в визейском терригенном нефтегазоносном комплексе. В результате для южной части Пермского края построена схема оценки плотности начальных суммарных ресурсов нефти (НСР) визейского терригенного НГК. Наибольшей плотностью НСР нефти согласно схеме характеризуются территории бортовых зон Башкирского свода и центральной части Бымско-Кунгурской моноклинали, Ножовской группы месторождений, южное окончание Пермского свода. Количественная оценка плотности суммарных ресурсов нефти позволяет при планировании сейсморазведочных работ оценивать величины перспективных ресурсов нефти (категория D1). Расчетная величина плотности НСР может рассматриваться при экономическом планировании детальных сейсмических работ (2D и 3D) как наиболее вероятное значение плотности подготовленных ресурсов категории D0 в пределах контуров ловушек. Результаты могут быть использованы при постановке глубокого бурения на наиболее перспективных в плане нефтегазоносности участках

Ключевые слова: начальные суммарные ресурсы нефти; нефтегазогеологическое районирование; вероятностно-статистические критерии нефтегазоносности; кластерный анализ; нелокализованные ресурсы нефти; визейский терригенный нефтегазоносный комплек

Литература

1. P.R.Rose. Risk analysis and management petroleum
   exploration ventures. AAPG Methods in Texas. USA, 2003.
2. Б.С.Асланов, Б.М.Магеррамов, А.И.Худузаде. К оценке углеводородного потенциала зоны погребённых поднятий «Саатлы-Геокчай-Мугань» //SOCAR Proceedings. -2016. -№2. -С.4-9.
3. К.А.Кошкин, С.В.Галкин. Возможности прогноза нефтеизвлечения при переоценке запасов визейских терригенных залежей северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции //Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2015. -№17. -С.16-23.
4. А.Ш.Гаралов, И.Ю.Сильвестрова. Методический
   подход к перспективному планированию добычи нефти //SOCAR Proceedings. -2014. -№ 1. -С. 70-74. 
5. В.В.Мухаметшин, В.Е.Андреев, Г.С.Дубинский и др. Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт //SOCAR Proceedings. -2016. -№ 3. -С. 46-51.
6. К.Г.Скачек, А.Н.Шайхутдинов. Оценка перспектив нефтеносности выявленных ловушек в пласте Ю2 на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2014. -Т.13. -№13. -С.7-14.
7. Методические рекомендации по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. Москва: ВНИГНИ, 2000.
8. М.А.Носов. Определение методики количественной оценки ресурсов углеводородов при региональном геолого-экономическом моделировании территории Пермского края //Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2012. – T.11. -№4. -С.15-22.
9. М.Ф.Тагиев, Г.А.Зейналов. Об исследовании генерационного потенциала пород и эффективности первичной миграции углеводородов из нефтематеринских отложений на основе данных пиролиза //SOCAR Proceedings. -2010. -№2. -С.16-19.
10. Ш.Х.Ахундов, И.А.Джафаров, Х.Р.Рустамова. Оценка перспектив нефтегазоносности меловых отложений Абшеронского архипелага по термобарическим показателям // SOCAR Proceedings. -2014. -№4. -С.13-16.
11. В.И.Галкин, И.А.Козлова, С.Н.Кривощеков, О.АМелкишев. К обоснованию построения моделей зонального прогноза нефтегазоносности для нижне-средневизейского комплекса Пермского края // Нефтяное хозяйство. -2015. -№8. -С.32-35.
12. О.АМелкишев. Выделение и использование антиклинальных и синклинальных областей для зонального прогноза нефтегазоносности (на примере отложений визейского терригенного нефтегазоносного комплекса на юге Пермского края) //Нефтепромысловое дело. - 2015. -№6. -С.15-19.
13. О.А.Мелкишев. Статистическое обоснование аналогов при вероятностной оценке плотности начальных суммарных ресурсов нефти (на примере визейского терригенного нефтегазового комплекса на территории Пермского края) //Нефтепромысловое дело. -2016. -№6. -С. 48-51. 
14. М.А.Носов, В.И.Галкин, С.Н.Кривощеков и др. К обоснованию геолого-экономической оценки лицензионных участков недр по ресурсам и запасам углеводородов //Нефтяное хозяйство. -2013. -№3. -С.14-17.
15. Ch.Zhuoheng, K.G.Osadetz. Geological risk mapping and prospect evaluation using multivariate and Bayesian statistical methods, western Sverdrup Basin of Canada // AAPG Bulletin. - 2006. - Vol.90. – No. 6. -P. 859-872.
16. T.S.Ahlbrandt, R.R.Charpentier, T.R.Klett, et al. Global resource estimates from total petroleum systems //AAPG Memoir. -2005. –No. 86. -P.1-334.
17. P.-N.Tan, M.Steinbach, V.Kumar. Introduction to data mining. Boston: Pearson Addison Wesley, 2005.

Моделирование фазового состояния систем природных углеводородов в процессе разработки и эксплуатации залежей имеет большое значение. Их теоретической основой является знаменитое уравнение состояния Ван-дер-Ваальса. Уравнения состояния Ван-дер-Ваальсового вида выгодно отличаются от различных модификаций многокоэффициентных уравнений своей простотой и возможности аналитического определения корней. Это направление в разработке и применении уравнений состояния для моделирования фазового равновесия нефтегазоконденсатных смесей в последние годы стало доминирующим. В работе устанавливается аналитический вид кривых, ограничивающих область двухфазного состояния (бинодаль и спинодаль). Это позволяет установить состояние фазового равновесия системы углеводородов. Значения аналитического вида уравнения кривых, характеризующих двухфазное состояние, позволяют математически решать многие задачи разработки совместно с использованием других важных уравнений в одной системе. А это, в свою очередь, повышает качество проектирования и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Ключевые слова: фазовое равновесие; прогнозирование; неравенство; объем; давления; температура; бинодаль; спинодаль.

Литература

1. А.И.Брусиловский. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002.
2. А.Х.Мирзаджанзаде, И.М.Аметов, А.Г.Ковалев. Физика нефтяного и газового пласта. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005.
3. А.Х.Мирзаджанзаде, О.Л.Кузнецов, Х.С.Басниев, З.С.Алиев. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003.
4. Ш.К.Гиматудинов, А.И.Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.
5. Г.Р.Гуревич, А.И.Брусиловский. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984.
6. Р.Рид, Д.Ю.Праусниц, Т.Шервуд. Свойства жидкостей и газов. М.: Химия, 1982.
7. П.А.Ребиндер. Поверхностные явления в дисперсных системах: Коллоидная химия. М.: Недра, 1978.
8. Б.В.Дерягин, Н.В.Чураев, В.М.Муллер. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985.

Разработана депрессорная присадка для снижения температуры застывания высокопарафинистых нефтей. В состав депрессорной присадки входят неионогенное поверхностноактивное вещество, реагент с депрессорными свойствами и растворитель. Приготовленные депрессорные присадки способcтвуют снижению температуры застывания и вязкостных свойств нефтей. Депрессорные свойства приготовленных присадок исследованы в нефтях, эксплуатационных скважин №20, 53, 266 и 444 НГДУ имени Н.Нариманова ПО «Азнефть». Содержание парафина в этих нефтях 6.0-20.1%. Наиболее высокое значение депрессорного эффекта, а также эффекта вязкости отмечено в нефти скважины №266. Депрессорная при- садка в количестве 0.02% и 0.04% от нефти способствует депрессорному эффекту, соответственно 27-28 ^оС и 30-31 ^оС. Эффект вязкости для этой нефти, определенный с добавлением присадки концентрацией 0.04% от нефти при 35 и 40 ^оС, соответственно равен 48.29-51.80 % и 51.40-55.71 %. Отмечено, что достижению высоких значений и в случае депрессорного эффекта, также и в случае эффекта вязкости важную роль играет количество парафина, который содержится в составе нефти.

Ключевые слова: депрессорная присадка; нефть; высокозастывание; парафины; депрессорный эффект; динамическая вязкость; эффект вязкости.

Литература

1. К.И.Матиев, А.Д.Ага-заде, С.С.Келдибаева. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений различных месторождений //SOCAR Proceedings. -2016. -No.4. -С.64-68.
2. C.Pierri, L.Barre, A.Pina, M.Moan. Composition and heavy oil rheology //Oil & Gas Science and Technology. -2004. -№ 5. -P.489-501.
3. Т.В.Иванова, Е.В.Бешагина. Снижение вязкостно-температурных свойств парафиностой нефти //Материалы III Всероссийской конференции с международным участием «Актуальные вопросы химической технологии и защиты окружающей среды». Новочебоксарск, 2013. -С. 200-201.
4. В.Е.Терентьев, А.М.Безгина, А.М.Данилов. Депрессорно-реологическая присадка к нефти ДМН-2005. Описание и руководство по применению. М.: ООО НПФ ДЕПРАН, 2009-2010.
5. Н.Шенфельд. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена. M.: Xимия, 1982.
6. А.З.Ахметжанов, Н.В.Габитова, Р.Г.Карамов и др. Депрессорная присадка комплексного действия и способ транспортирования парафинистосмолистых и малообводненных нефтей с ее использованием. Патент Российской Федерации № 2412233, 2011.

Жидкости глушения должны обладать определёнными для конкретных геологических условий физико-химическими и технологическими свойствами, что достигается тщательным подбором их компонентного состава. Для совершенствования технологии глушения, применяемой на скважинах месторождения «Узень» проведены исследования химических реагентов с учетом свойств пласта. Проведены исследования по определению расходной нормы исследуемых минеральных солей, их плотности, совместимости с соляной кислотой и с пластовой водой месторождения, массы образовавшегося осадка, массовой доли ионов щёлочно-земельных металлов, их влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород. На основе комплекса лабораторных исследований выбраны наиболее эффективные составы жидкостей глушения на основе минеральных солей.

Ключевые слова: жидкость глушения скважин; минеральные соли; норма расхода; скорость коррозии; проницаемость; фильтрационно-емкостные свойства.

Литература

1. Ю.В.Зейгман, В.Ш.Мухаметшин, А.Р.Хафизов, C.Б.Харина. Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах //SOCAR Proceedings. –2016. -№ 3. -C.33-39.
2. О.В.Бачурина, В.И.Павлюченко. Особенности технологии глушения скважин в заглинизированых коллекторах//Вестник молодого ученого УГНТУ. -2016. -№2. -С.18–21.
3. H.Fan, S.Deng, W.Ren, et al. A new calculation method of dynamic kill fluid density variation during deep water drilling //Mathematical Problems in Engineering. –2017. – Vol.2017. -Article ID 9642917. -P.8.
4. П.Д.Гладков, М.К.Рогачев. Выбор технологической жидкости для глушения скважин перед подземным ремонтом на Приобском нефтяном месторождении // Нефтегазовое дело. -2012. -№2. -С.175 –182.
5. Г.В.Окромелидзе, И.Л.Некрасова, О.В.Гаршина и др. Способ глушения скважин и вязкоупругий состав для его осуществления //Патент Российской Федерации № 2575384, 2014.
6. А.Х.Мирзаджанзаде, А.Х.Шахвердиев, Б.А.Сулейманов и др. Способ глушения скважин //Патент Патент Российской Федерации № 2075594, 1997.
7. М.К.Рогачев, Д.В.Мардашов, К.В.Стрижнев, Ю.В.Зейгман. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте // Нефтегазовое дело. -2007. -№1. -С.91–94.
8. И.И.Клещенко, Г.П.Зозуля, А.К.Ягафаров. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.
9. M.P.Ren, X.F.Li, Q.T.Ma. A new design method of killing fluid density against blowout during tripping // Petroleum Drilling Techniques. – 2013. - Vol. 41. - No. 1.
10. P.Chantose, R.Oskarsen, M.Emilsen, A.Negrao. Dynamic kill method using staged fluid densities can improve the killability of relief wells for challenging blowouts // Paper SPE-189655-MS presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, Fort Worth, Texas, USA, 6-8 March 2018.

В статье представлены результаты оценки и перспективности применения технологии освоения трудно-извлекаемых запасов высоковязкой нефти путем термического воздействия на основе анализа разработки месторождения «Кенкияк». Для определения эффективности реализуемой постоянной закачки пара на паронагнетательных скважинах проведен анализ работы близлежащих реагирующих скважин, профиля куба температур и нефтенасыщенности. Результаты продолжительной закачки пара указывают на эффективность применения технологии постоянной закачки пара: увеличивается зона теплового фронта и нефтенасыщенность снижается до уровня остаточной. Однако постоянную закачка пара в зонах с высоковязкой нефтью следует применять ограниченное время, меняя элементы закачки на определенном периоде времени по результатам моделирования пласта и исследовательских работ.

Ключевые слова: интенсификация добычи; термические технологии; водяной пар; паронагнетательные скважины; профиль куба температур; нефтенасыщенность; паронефтяное соотношение.

Литература

1. Д.Г.Антониади, Н.К.Байбаков, А.Р.Гарушев, В.Г.Ишханов. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
2. В.А.Коротенко, С.И.Грачев, Н.П.Кушакова. О вытеснении высоковязкой нефти теплоносителем // Нефтепромысловое дело. -2015. -№ 7. -С. 5-8.
3. Г.И.Джалалов, М.С.Асланов. Об определении температурного поля в многопластовой нефтяной залежи при нагнетании теплоносителя //SOCAR Proceedings. -2011. -№ 2. -С.35-37.
4. Б.А.Сулейманов, Я.А.Лятифов, Х.М.Ибрагимов, Н.И.Гусейнова. О промысловых испытаниях технологии термополимерного воздействия на опытном участке месторождения «Нефт Дашлары» (Азербайджан) // Булатовские чтения. –2018. –T.2 -№ 2. -C.174-182.
5. Г.Е.Калешева, В.А.Ольховская. Состояние нефтеносности и перспективы добычи высоковязкой нефти в республике Казахстан //Нефтепромысловое дело. -2015. -№ 5. -С. 5-10.
6. О.М.Гимадиева, А.Е.Абишев, А.М.Курбанбаева. Оценка перехода от закачки пара к закачке подтоварной воды на опытном участке месторождения «Каражанбас» //SOCAR Proceedings. –2016. -№ 4. –С.69-77.
7. Ж.С.Мурзагалиева, А.Д.Сымгалиев, Е.П.Мельникова и др. Уточненный проект разработки надсолевых залежей месторождения Кенкияк. Атырау: ТОО НИИ «Каспиймунайгаз», 2012.
8. С.Б.Каирбеков, И.И.Горячкин, А.У.Рамазан, Б.М.Мухтанов. Авторский надзор за реализацией уточненного проекта разработки надсолевых залежей месторождения Кенкияк. Атырау: ТОО НИИ «Каспиймунайгаз», 2014.

Традиционная совместная закачка воды в несколько пластов с различной проницаемостью не позволяет регулировать расход воды для каждого из пластов, что приводит к неравномерному обводнению нефтяных залежей. В результате этого происходит опережающее обводнение высокопроницаемых нефтяных пластов, возрастает степень неохваченности, неравномерного воздействия и выработки каждого из пластов с различной проницаемостью. Технология одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) представляет собой закачку технологической жидкости одной скважиной отдельно в разные пласты в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта для более равномерной выработки пластов. Преимущественно применение технологии ОРЗ позволяет: сократить объемы бурения за счет использования одной скважины и, соответственно сократить капитальные вложения на бурение; обеспечить возможность эксплуатации одновременно нескольких объектов, имеющих разные коллекторские свойства пластов; увеличить добычу   фти на 10-20% за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов; повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки; обеспечить учет закачиваемого агента в каждый из пластов. В статье рассмотрены методы и подходы к оценке эффективности технологии ОРЗ на примере месторождения Казахстана.

Ключевые слова: месторождение; пласт; одновременно-раздельная закачка; пористость; проницаемость.

Литература

1. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006.
2. В.А.Савельев. М.А.Токарев, А.С.Чинарев. Геологопромысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск: Издательский дом «Удмуртский университет», 2008.

Геохимические лабораторные исследования нефти для Казахстана являются инновационной технологией для использования при создании геологической модели залежей и анализе разработки месторождений углеводородов. Основным видом геохимических исследований является так называемый «фингерпринтинг» нефти, являющийся, по сути, методом, изучающим «отпечатки пальцев», т.е. уникальные для каждой пробы нефти продуктивных пластов, блоков в залежи. Результаты данных исследований широко использу ются в нефтяных компаниях и научно-исследовательских организациях развитых западных стран, занимающихся нефтяным бизнесом. В статье рассматриваются результаты лабораторных геохимических исследований нефти разных продуктивных залежей методом фингерпринтинга, даются примеры их эффективного использования при построении геологической модели, для анализа разработки при принятии проектных решений, а также приводятся перспективы дальнейшего применения метода фингерпринтинга при решении геологических и гидродинамических задач исследовательскими организациями в Республике Казахстан.

Ключевые слова: геохимия; фингерпринтинг; метод; отпечатки; нефть; скважина; проба; горизонты; пласты; дендрограмма.

Литература

1. М.В.Дахнова, Е.С.Назарова, В.С.Славкин и др. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежи нефти в Баженовской свите на западе Широтного приобья //Геология нефти и газа. –2007. -№6. –C. 39-43.
2. J.M.Freelin, T.Kubicek, E.W.Tegelaar. Low thermal mass multi-dimensional gas chromatography (LTMMDGC) 2.0 Manual for KMG Geochemistry Laboratory Atyrau, 2014. SR15.12068. Restricted version of manual, Shell Global solutions International BV, The Hague, The Netherlands.
3. И.Н.Плотникова, С.Б.Остроухов, А.А.Лаптев и др. Миграционный аспект формирования нефтеносности доманика Татарстана //Георесурсы. -2017. -Т.19. -№4. –C. 348-355.
4. Y.Seitkhaziyev. Use of GCMSMS for obtaining geochemical biomarker information from crude oils compared with conventional GCMS methodology. UK: Newcastle University, 2012.
5. R.J.Hwang, D.K.Baskin, S.C.Teerman. Allocation of commingled pipeline oils to field production //Organic Geochemistry. –2000. –Vol. 31. –P. 1463-1474.
6. H.H.Ganz, M.Hempton, W.Knowles, et al. Integrated reservoir geochemistry: finding oil by reconstructing migration pathways and paleo oil-water-contacts // Paper SPE 56896. Society of Petroleum Engineers, Aberdeen, Scotland 7-9 September 1999.
7. G.Herwig, S.Olukayode, O.Vincento, et al. Geochemistry in exploration and production: integrated hydrocarbon system analysis and reservoir. Geochemistry in Nigeria //Presented at the Joint 61st ICCP/26th TSOP meeting: Advances in Organic Petrology and Organic Geochemistry. The Society for Organic Petrology, 2011. –P.15-18 .
8. S.A.Stout, A.D.Uhler, P.D.Boehm. Recognition of and allocation among multiple sources of PAH in Urban sediments //Environmental Claims. –2001. –Vol. 13. -Issue 4. –P. 141-158.
9. «Отчет по геохимическому исследованию нефти и воды месторождения Кожасай». Атырау: ТОО «НИИ «Каспиймунайгаз», 2017.
10. M.А.Mccaffrey, D.K.Baskin, B.A.Patterson. Oil fingerprinting dramatically reduces production allocation costs //World Oil. –2012. -№ 3. –Р.55-59.

Проводилось изучение микробиологического и углеводородного состава, а также биомаркеров лечебной и топливной нефти методом GC/MS. Показано, что нормальные и разветвленные алканы (изопреноиды) практически полностью уничтожаются бактериями уже через 20 дней, значительно уменьшается «нафтеновый горб» и возрастает доля ароматических УВ. Меняется картина распределения биомаркеров, конфигурация их становится неузнаваемой. В пробах нафталанской нефти было идентифицировано 15 родов бактерий: Acinetobacter, Arthrobacter, Bacillus, Brevibacillus, Clostridium, Desulfobacter, Enterobacter, Klebciella, Methanobacterium, Methanococcus, Micrococcus, Methanothermobacter, Pseudomonas, Rhodococcus и Thermococcus. Из зарегистрированных родов - Methanobacterium, Methanococcus, Methanothermobacter и Thermococcus относятся к археям, играющим главную роль в формировании микробиоты лечебной нафталанской нефти. В случае биодеградации нефти, когда вступают в дело микроорганизмы, по анализу биомаркеров можно оценить уровень биодеградации. 

Ключевые слова: лечебная нафталанская нефть; микробиологический анализ; хроматомасс-спектрометрия; биомаркеры.

Литература

1. Х.Рубинг, Т.Чяньбинг, Л.Шунминг, Л.Кун. Изменение физических свойств нефти и определяющих факторов на депрессии Фула, бассейн Муглад, Судан //Socar Proceedings. -2016. -No.4. -P.28-40.
2. Ш.Х.Ахундов, Х.Р.Рустамова. Гидрогеохимическая и геотермическая зональность глубоких горизонтов нефтегазоносного района междуречья Куры и Габыры //SOCAR Proceedings. -2018. -№ 1. -C. 44-51.
3. Ф.С.Исмайлов, Х.М.Ибрагимов, Ф.Я.Абдуллаева. Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождений «Бибиэйбат» //SOCAR Proceedings. - 2015. - № 2. –С. 43-46.
4. Г.А.Кязимов. Летопись Нафталана. Б.: Элм, 2009. 
5. Ф.Р.Бабаев, Г.С.Мартынова, С.Г.Мамедова и др. О составе уникальной нефти месторождения Нафталан // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2015. -№ 3. –С. 36-42.
6. Ф.Р.Бабаев, Г.С.Мартынова, С.Г.Мамедова и др. Особенности нефти месторождения Нафталан //Геология нефти и газа. – 2017. -№ 2. –С. 71-75.
7. BBL Fluid Thioglycollate Medium. http://www.bd.com/resource.aspx?IDX=24509
8. D.J.Brenner, N.R.Krieg et al. Bergey's Manual of Systematic Bacteriology. Vol. 2. Springer-Verlag New York, 2004.
9. D.R.Boone, R.W.Castenholz, G.M.Garrity. Bergey's Manual of Systematic Bacteriology. 2-nd edition. Vol.1. Springer-Verlag New York, 2001.
10. М.А.Салманов, М.Г.Велиев, С.Р.Алиева. Биодеструкция и биотрансфорсмация в органическом синтезе. Б.: Элм, 2011.
11. Г.Н.Гордадзе, М.В.Гируц, В.Н.Кошелев. Органическая геохимия углеводородов. Книга 2. M.: Изд. Центр РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2013.
12. Ал.А.Петров. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984.
13. А.И.Нетрусов, М.А.Егоровa, Л.М.Захарчук. Практикум по микробиологии. М.: Академия, 2005.
14. http://mikrobiki.ru/mikrobiologiya/mikrobiologiya/ metody-sozdaniya-anaerobioza.html