Выпуск 336

Аннотация

В. Н. Первушина

ООО «Газпром недра» НПФ «Оренбурггазгеофизика»

Е. А. Мельников

ООО «НПП «РусНефтеГазТехнологии»

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА ФОРМИРОВАНИЕМ ИСКУССТВЕННОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ в ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА, СОЗДАННЫХ В ВОДОНОСНЫХ СТРУКТУРАХ

Представлены результаты исследований по определению чувствительности нейтронных методов к изменению газонасыщенности в условиях подземного хранилища газа (ПХГ), а также комплексная интерпретация данных гидрогеохимических и геофизических исследований в скважинах ПХГ, созданного в водоносной структуре. По результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) строится контур газоводяного контакта (ГВК) и определяется коэффициент текущей газонасыщенности. На основе обобщения данных гидрогеохимических исследований строится условный контур водорастворенного газа метанового и метаново-азотного состава.

Ключевые слова: подземное хранилище газа, герметичность, геофизические исследования скважин, гидрогеохимические исследования, водорастворенный газ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых средах. Утверждены Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России № 57 от 5 июня 2003 г. ПБ 08-621-03.
2. Рубан Г. Н. Геолого-технологический контроль ПХГ. Учебное пособие. М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина, 2016.
3. Смирнов А. К. Подземное хранение газа. Терминологический словарь. М., 2010.
4. Хранилища природных газов подземные. Правила мониторинга при создании и эксплуатации. Национальный стандарт РФ, ГОСТ 53239-2008. М.: Стандарт-информ, 2009. 24 с.

Поступление рукописи в редакцию 12.05.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

А. В. Городнов, В. Н. Черноглазов

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

ОЦЕНКА ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ

ПО ДАННЫМ ВОЛНОВОГО АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

Данные о текущей нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах востребованы для решения различных геолого-технологических задач освоения нефтяных залежей, таких как проектирование методов интенсификации разработки, верификация расчетов на гидродинамических моделях залежей, оценка остаточных запасов нефти, исследование транзитных скважин, проектирование изоляционных работ с целью отсечения промытых прослоев. Волновой акустический каротаж (ВАК) является одним из геофизических методов, позволяющий оценивать текущую нефтенасыщенность разрабатываемых коллекторов в скважинах с обсадной колонной. Одновременно с оценкой текущей нефтенасыщенности информация, получаемая по данным ВАК, позволяет определять показатели гидродинамической связи пласта со скважиной на интервале перфорации, определять общую и динамическую пористость и проницаемость породы коллектора, а в случае использования акустических зондов с кросс-дипольной секцией регистрации сигнала также оценивать анизотропию упругих свойств пород, высоту и направление трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Усовершенствование скважинной аппаратуры акустического метода, применение приборов с дипольными излучателями расширяют возможности данного способа оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов.

Ключевые слова: волновой акустический каротаж, нефтенасыщенность, обсаженные скважины.

ЛИТЕРАТУРА

1. Козяр В. Ф., Белоконь Д. В., Козяр Н. В., Смирнов Н. А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах – состояние и направления развития (обзор отечественных и зарубежных источников информации) // НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 63. С. 11–117.
2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
3. Рыжков В. И., Добрынин С. В., Городнов А. В., Черноглазов В. Н. и др. Выбор оптимальной технологии измерений и обработки волнового акустического каротажа в открытых и обсаженных стволах скважин // Геофизика. 2017. № 2. С. 2–13.
4. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The Rock Physics Handbook. Cambridge University Press, 2003. 329 p.

Поступление рукописи в редакцию 03.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

А. Р. Князев

ПАО «Пермнефтегеофизика»

С. И. Копылов

ФГУП «ВНИИА»

результаты измерений нейтронной гамма-активации породы и скважинной жидкости аппаратурой АИНК-73С-2

Показано, что метод нейтронной гамма-активации (НГА) может быть полезен для оценки вещественного состава пород и при потокометрии скважин. Выполнен расчет макросечений НГА для ряда минералов.

Ключевые слова: каротаж, нейтронная гамма-активация.

Литература

1. Аппаратурно-программный комплекс многопараметрического радиоактивного каротажа АИНК-73С-2. Руководство по эксплуатации. М.: ВНИИА, 2015. 114 с.
2. Князев А. Р., Копылов С. И., Кошелев А. П., Некрасов А. Н. Спектры нейтронной гамма-активации различных материалов и веществ // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2023. Вып. 6 (326). С. 122–133.
3. Князев А. Р., Некрасов А. Н. «Оконная» интерпретация импульсного нейтронного гамма-спектрометрического каротажа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 6 (306). С. 164–185.
4. Кучурин Е. С. Способ нейтронного активационного каротажа и устройство для его осуществления. Патент РФ 2073895, 1997.
5. Черменинов В. Б. Нейтронно-активационный каротаж на алюминии и кремнии с источником быстрых нейтронов // Атомная энергия. 1991. Т. 71. Вып. 1. С. 57–60.
6. Halide Sahan, Muhittin Sahan, Eyyup Tel. Calculations of (n, 2n) Reaction Cross Sections for Barium Isotopes from 5 to 20 MeV // EPJ Web of Conferences 154, 01006 (2017). TESNAT 2017. https://DOI: 10.1051/epjconf/201715401006

Поступление рукописи в редакцию 15.05.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

Шуббар Мустафа Талиб Хуссейн, А. И. Шуббар

РУДН имени Патриса Лумумбы

ТЕКТОНИЧЕСКИе СТРУКТУРы и РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В МЕСОПОТАМСКОЙ НИЗМЕННОСТИ ИРАКА

Проведен анализ современных геологических и геофизических данных, полученных в период с 2019 по 2023 гг., с целью выявления взаимосвязей между тектоническими элементами и нефтегазоносностью региона. Использование современных методов сейсмической разведки и геоинформационных систем позволило уточнить пространственное расположение разломов и складок, влияющих на процессы миграции и аккумуляции углеводородов. Результаты исследования могут способствовать повышению эффективности поисково-разведочных работ и снижению геологических рисков при освоении новых месторождений.

Ключевые слова: Месопотамская низменность, тектонические структуры, нефтяные месторождения, сейсмическая разведка, геоинформационные системы.

Литература

1. Аль-Хафаджи А. Дж., Аль-Шарифи С. А. Тектоническое влияние на распределение углеводородов в Месопотамском бассейне // Журнал нефтяной геологии. 2020. Т. 43. № 2. С. 197–218.
2. Аль-Амери Т. К. и др. Применение ГИС в разведке углеводородов в Ираке // Энергетические отчеты. 2021. Т. 7. С. 1231–1243.
3. Аль-Каим Б. и др. Седиментология и стратиграфия Месопотамского бассейна // Седиментарная геология. 2021. Т. 415. С. 1–13.
4. Алави М. Тектоническая и структурная эволюция Загросского складчато-надвигового пояса // Геологический журнал. 2019. Т. 156. № 6. С. 1057–1074.
5. Аль-Мубарак М. А., Амин Р. М. Структурная интерпретация Месопотамского бассейна с использованием сейсмических данных // Журнал нефтяной науки и инженерии. 2021. Т. 200. С. 108–243.
6. Аль-Хафаджи А. Дж., Аль-Шарифи С. А. Анализ распределения нефтяных месторождений с использованием ГИС // Нефтяные исследования. 2022. Т. 7. № 2. С. 123–135.
7. Аль-Мимар Х. С. и др. Стратегии повышения эффективности разведки углеводородов // Энергетические отчеты. 2020. Т. 6. С. 1127–1134.
8. Аль-Амери Т. К. и др. Комплексный анализ нефтяной системы в Ираке // Журнал нефтяной геологии. 2020. Т. 43. № 3. С. 319–334.
9. Басра Ойл Компани. Отчеты по месторождению Румайла. 2021. Внутренние документы.
10. Ганбарян М. А. и др. Сравнительное исследование тектонического контроля в Персидском заливе и Месопотамском бассейне // Журнал нефтяной науки и инженерии. 2021. Т. 198. С. 108–173.
11. Джассим С. З., Гофф Дж. К. Геология Ирака. Прага: Долин, Моравский музей, 2006.
12. Документация ArcGIS Pro. ESRI Press, 2023.
13. Иракская нефтяная компания. Данные по месторождению Западная Курна. 2022. Внутренние отчеты.
14. Махди Х. и др. Роль систем разломов в миграции углеводородов в Южном Ираке // Морская и нефтяная геология. 2022. Т. 136. С. 105–397.
15. Мохаммед С. А. и др. Продвинутые методы сейсмической интерпретации в Месопотамском бассейне // Аравийский журнал геонаук. 2022. Т. 15. № 5. С. 456.
16. Нефтяная разведочная компания Ирака (OEC). Сейсмические данные и геологические отчеты. 2019–2023. Внутренние публикации.
17. Пей Дж. и др. Разломно-контролируемые нефтегазовые системы // Морская и нефтяная геология. 2021. Т. 129. С. 105060.
18. Сисакян В. К., Аль-Джибури Х. К. Геологический и тектонический каркас Ирака // Журнал наук о Земле и геотехнической инженерии. 2020. Т. 10. № 4. С. 1–20.
19. Техническая библиотека Neftegaz.RU. Антиклинальная ловушка // https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147325-antiklinalnaya-lovushka.
20. Фуад С. Ф. Тектоническая эволюция Месопотамского передового прогиба, Ирак // Иракский геологический журнал. 2019. Т. 52. № 2. С. 47–66.
21. Хади Н. С. и др. Влияние тектонических структур на нефтегазоносность Ирака // Журнал геологических исследований. 2021. Т. 45. № 4. С. 289–302.
22. Харди С., МакКлей К. Сравнение складчато-надвиговых поясов мира // Специальные публикации Геологического общества Лондона. 2020. Т. 490. С. 23–45.
23. Хасан С. А. и др. Влияние ориентации разломов на миграцию углеводородов // Геонауки. 2021. Т. 11. № 6. С. 245.
24. Чен Ю. и др. Продвинутые методы сейсмической визуализации для сложных тектонических регионов // Геофизика. 2022. Т. 87. № 3. С. 1–15.
25. Шлюмберже. Программная платформа Petrel E&P. Руководство пользователя. 2022.
26. Al-Ameri T. K., Al-Mimar H. S., Zumberge J. Petroleum System Modeling and Risk Assessments of Ad’daimah Oil Field: A Case Study from Mesan Governorate, South Iraq // Arabian Journal of Geosciences. 2014. Vol. 8. No. 8. P. 5739–5766. https://doi.org/10.1007/s12517-014-1599-0.

Поступление рукописи в редакцию 15.05.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

М. А. Сребродольская

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

А. Ю. Федорова

ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск»

Скважинные сканирующие устройства при каротаже в процессе бурения и на кабеле

Произведен сравнительный анализ скважинных геофизических сканирующих устройств (микросканеров или имиджеров), применяемых в процессе бурения и при каротаже на кабеле. Перечислены задачи, решаемые по данным получаемых имиджей. Рассмотрены отечественные и зарубежные микросканеры ведущих сервисных компаний. Сравнительный анализ производился по следующим основным параметрам: отображаемое физическое свойство, вертикальная разрешающая способность, степень отображения ствола скважины, применяемые буровые растворы, рабочие диаметры скважины, азимутальное разрешение (для микросканеров в процессе бурения) и др. Выявлены особенности регистрации, преимущества и недостатки различных приборов.

Ключевые слова: микросканер, имидж, имиджер, геофизические исследования скважин, каротаж в процессе бурения, азимутальные приборы.

литература

1. Велижанин В. А., Лобода Н. Г. Интерпретационное обеспечение компенсированного нейтронного каротажа аппаратуры в процессе бурения ООО «НПП Энергия»: полнота и достоверность // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2025. Вып. 1 (333). С. 119–135.
2. Морозов О., Овчинников А. Геологическое сопровождение бурения online // Offshore [Russia]. Август 2015. URL: http://www.offshore-mag.ru/pics/52-57-well1-am-k.pdf.
3. Сребродольская М. А. Алгоритмическое обеспечение интерпретации данных азимутального плотностного гамма-гамма-метода в процессе бурения горизонтальных скважин: дис. … канд. геол.-мин. наук. М., 2024. 193 с.
4. Сребродольская М. А. Особенности проведения каротажа в процессе бурения горизонтальных скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств горных пород // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина. Сборник научных статей по проблемам нефти и газа. 2019. № 1/294. С. 45–57.
5. Сребродольская М. А., Федорова А. Ю. Скважинные сканирующие устройства: сравнительный анализ и интерпретация имиджей. Природные процессы в нефтегазовой отрасли // Geonature 2017. Natural Processes in Oil and Gas Field. Cборник научных трудов Международной научно-практической конференции. Отв. ред. И. И. Нестеров. Тюмень: ТИУ, 2017. 343 с.
6. Сребродольская М. А., Федорова А. Ю., Фролов В. М. Применение азимутальных приборов в процессе бурения горизонтальных скважин. Тезисы докладов XII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», 12–14 февраля 2018 г. М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина, 2018.
7. Сырмолотов А., Наумов Ю. Визуализация ствола скважины на основе данных микроимиджера // Oil&Gas Journal Russia. 2015. Вып. 1–2.
8. Федорова А. Ю., Сребродольская М. А. Возможности и особенности микросканеров в процессе бурения горизонтальных скважин // Труды Международной геолого-геофизической конференции «ГеоЕвразия-2018. Современные методы изучения и освоения недр Евразии». Тверь: ООО «ПолиПРЕСС», 2018. 902 с.
9. Шпильман Е. С., Бутенкова А. С. Применение прибора AFR в целях комплексной интерпретации электрических имиджей высокого разрешения и геонавигации горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах // Society of Petroleum Engineers, 2016.
10. http://cpl.cnpc.com.cn/cplew/product/201407/bc70b8c676144d5a889633b52eaa11ef.shtml (дата обращения 30.01.2020).
11. http://www.kngf.org/services/otsenka-tekhnicheskogo-sostoyaniya-skvazhin/akusticheskiy-mikrokavernomer-defektoskop-sat/ (дата обращения 30.01.2020).
12. http://xn--80aajzhcnfck0a.xn--p1ai/PublicDocuments/1110189.pdf (дата обращения 04.02.2020).
13. https://power-np.ru/pribor-lwd121-2nnk-ggklp (дата обращения 29.03.2025).
14. https://power-np.ru/pribor-lwd-ggkp-ank-gk-172 (дата обращения 29.03.2025).
15. https://www.halliburton.com/content/dam/ps/public/lp/contents/Data_Sheets/web/H/Multifinger-Imaging-Tool-MIT.pdf (дата обращения 04.02.2020).
16. https://www.halliburton.com/en/products/x-tended-range-micro-imager (дата обращения 30.03.2025).
17. https://www.slb.ru/upload/iblock/c60/quantageo_br_rus.pdf (дата обращения 29.03.2025).
18. http://geoft.ru/wp-content/uploads/2013/12/%D0%9A%D0%B0%D1%80%D0%A1%D0%B0%D1%80-%D0%9C%D0%A1110.pdf (дата обращения 30.01.2020).
19. Комплекс каротажа в процессе бурения ЛУЧ-М-2014, ООО НППГА «Луч».https://looch.ru/looch-m-2014 (дата обращения 29.03.2025).

Поступление рукописи в редакцию 03.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

К. В. Коваленко, О. М. Пономаренко

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

О. О. Марутян

ИПНГ РАН

Связи медианных радиусов капилляров с Фильтрационно-емкостными свойствами гранулярного коллектора на примере песчаников Северо-Устюртской впадины

Основные петрофизические коэффициенты – остаточной (связанной) водонасыщенности, эффективной пористости и абсолютной проницаемости – тесно связаны с медианными радиусами капилляров. В работе показано, что для заданной минерализации воды величина коэффициента остаточной водонасыщенности определяется корнем квадратным из отношения медианных радиусов капилляров. Нормированная эффективная пористость может быть представлена в форме относительного (двойного) разностного параметра логарифма медианных радиусов капилляров. Так как эффективная пористость и остаточная водонасыщенность определяются по данным геофизических исследований скважин, установленные соотношения позволяют разработать алгоритмы прогноза радиуса капилляров по результатам комплексной интерпретации данных лабораторных петрофизических и скважинных геофизических исследований.

Ключевые слова: горная порода, петрофизическое моделирование, остаточная (связанная) водонасыщенность, структура порового пространства, эффективная пористость.

Литература

1. Беляков М. А., Вендельштейн Б. Ю. Учет физически и химически связанной воды в осадочных породах при интерпретации материалов ГИС // ЭИ ВИЭМС. Разведочная геофизика. 1985. № 8. С. 9–18.
2. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтенасыщенных пород. Учебное пособие. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 592 с.
3. Дерягин Б. В., Чураев Н. В., Овчаренко Ф. Д. Вода в дисперсных системах. М.: Химия, 1989. 288 с.
4. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (физика горных пород). Учебник для студентов вузов. М.: Изд. «Нефть и газ», 2004. 367 с.
5. Кобранова В. Н. Петрофизика. Учебное пособие. М.: Недра, 1986. 392 с.
6. Коваленко К. В., Мартынов В. Г., Лазуткина Н. Е. Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах. Патент 2805293 РФ, МПК G01V 11/00, патентообладатель ФГАОУВО «РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина». № 2023112762; заявл. 17.05.2023; опубл. 13.10.2023. Бюл. № 29.
7. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2011. 219 с.
8. Леонтьев Е. И. Моделирование в петрофизике. М.: Недра, 1978. 125 с.
9. Марморштейн Л. М. Коллекторские и экранирующие свойства осадочных пород при различных термодинамических условиях. Л.: Недра, 1975. 159 с.
10. Осипов В. И., Соколов В. Н., Румянцева Н. А. Микроструктура глинистых пород / Под ред. академика Е. М. Сергеева. М.: Недра, 1989. 211 с.
11. Ратников И. Б., Шульга Р. С., Романов Е. А. Интерпретация данных капиллярных исследований // Горные науки и технологии. 2016. № 4. С. 24–37.
12. Родионов Д. А., Коган Р. И., Голубева В. А. Справочник по математическим методам в геологии. М.: Недра, 1987. 335 с.
13. Ромм Е. С. Структурные модели порового пространства. Л.: Недра, 1985. 240 с.
14. Тульбович Б. И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. Учебное пособие. М.: Недра, 1979. 199 с.

Поступление рукописи в редакцию 10.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

А. В. Городнов, В. Н. Черноглазов

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

МОНИТОРИНГ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ НА ОБЪЕКТАХ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА

Разработана универсальная методика оценки текущей газонасыщенности коллекторов по данным повторных исследований с помощью стационарных нейтронных методов. Методика опробована на 15 подземных хранилищах газа (ПХГ), в которых продуктивный пласт представлен терригенными породами с низкой и высокой глинистостью, а также отсутствует опорный пласт с низким водородосодержанием. В методике используется информация по керновым и скважинным исследованиям, полученная на этапе строительства скважин на изучаемом газохранилище, которая используется для петрофизической настройки вычислительного алгоритма. В дальнейшем для выполнения расчетов текущей газонасыщенности коллекторов достаточно подгружать данные замеров стационарными нейтронными методами. Применение методики в составе компьютерных систем обработки каротажных данных в комплексе с подготовленной базой первичной петрофизической информации по коллектору и данных по актуальным скважинным условиям текущих измерений позволяет автоматизировать процесс оформления отчетной документации по мониторингу газонасыщенности на объектах ПХГ.

Ключевые слова: подземные хранилища газа, газонасыщенность, водородосодержание, нейтронные методы.

ЛИТЕРАТУРА

1. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: Недра, 1978.
2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
3. Хан С. А., Зубарев А. П., Семенов О. Г. Использование ядерно-геофизических методов для изучения ПХГ // Газовая промышленность. 2005. № 10. С. 52–54.
4. Элланский М. М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978.

Поступление рукописи в редакцию 03.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

А. Э. Шумейко, О. М. Пономаренко

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

МОДЕЛИРОВАНИЕ АКУСТИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ

Продуктивная скважина с неоднородными стенками и буровым раствором и с помещенным в нее акустическим зондом является сложной системой. Помимо этого, излучаемый импульс при акустическом каротаже обычно имеет сложный спектральный состав. Волновой фронт импульса в непосредственной близости от излучающего элемента также не является ни плоским, ни сферическим. Все это вместе взятое значительно усложняет задачу моделирования волновых процессов в скважине и в прискважинной зоне. Для правильного определения времени прихода акустической волны были рассмотрены два метода: лучевое трассирование и численное решение уравнения эйконала. Для решения задачи эйконала был разработан метод векторных решений дифференциальных уравнений, точное решение которых позволяет выполнить лучевую трассировку для неоднородного объема при заданной сеточной модели свойств среды распространения, построить изохронные поля, тем самым выполнить визуализацию акустического поля и определить время прихода акустического сигнала из источника в приемник. Продолжение решения уравнения Гельмгольца при известной функции эйконала позволяет определить полную форму прохождения сигнала с учетом формы посланного импульса и таким образом, суммируя сигналы в приемнике с известным сдвигом по времени, получить форму принимаемого сигнала.

Ключевые слова: акустический каротаж, время прихода, лучевое трассирование.

ЛИТЕРАТУРА

1. Борн М., Вольф Э. Основы оптики. Пер. с англ. Главная редакция физико-математической литературы. 2-е изд. М.: Наука, 1973. 721 c.
2. Кауфман А. А., Левшин А. Л. Введение в теорию геофизических методов. В 5 ч. Пер. с англ. М. : Недра, 2006. 22 с. EDN QKFSTB.
3. Brougois A., Bourget Mary, Lailly Patrick et al. Marmousi, Model and Data // EAEG Workshop – Practical Aspects of Seismic Data Inversion: Copenhagen, Denmark, 28 May – 01 Jun. 1990. P. 5–16. DOI:10.3997/2214-4609.201411190. ISBN 978-90-73781-01-6.
4. Versteeg R. The Marmousi Experience: Velocity Model Determination on a Synthetic Complex Data Set // Geophysics. 1994. Vol. 13. P. 927–936. DOI:10.1190/1.1437051. ISSN 1070-485X.

Поступление рукописи в редакцию 03.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

А. В. Акиньшин

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,

ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

Текстурно-неоднородные коллекторы: анализ возможностей и ограничений моделей

Рассматриваются модели для определения подсчетных параметров по результатам геофизических методов. Обсуждается актуальность использования модели, основанной на чередовании слоев различной литологии (песчаник и глина), а также значимость учета слоистой глинистости для повышения точности оценки геологических запасов углеводородов. Представлены результаты многолетних исследований терригенных отложений Красноленинского свода, Уватского региона и Севера Западной Сибири, подтверждающие влияние текстурной неоднородности на подсчетные характеристики коллектора. Обозначены ограничения, связанные с применением текстурно-неоднородных моделей, а также сложности в определении доли глинистых слоев. Выводы подчеркивают необходимость критического подхода к использованию данной модели в петрофизическом моделировании, учитывая уникальные литологические и структурные особенности объектов.

Ключевые слова: текстурно-неоднородный коллектор, микрослоистость, слоистая глинистость, модель Томаса–Штайбера, неоднородная насыщенность, геофизические методы, фильтрационная способность.

Литература

1. Акиньшин А. В., Ефимов В. А. Петрофизическая модель сложнопостроенных пластов на примере викуловских отложений Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. 2012. № 8. С. 22–25. EDN PBHOLL.
2. Акиньшин А. В., Ефимов В. А. Разработка алгоритмов интерпретации данных геофизических исследований скважин, повышающих достоверность расчета параметров // Нефтяное хозяйство. 2013. № 11. С. 87–89. EDN RPXNDN.
3. Акиньшин А. В., Ефимов В. А., Ракитин Е. А. Определение параметров текстурно-неоднородных терригенных коллекторов по данным геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 86–89. DOI 10.24887/0028-2448-2017-10-86-89. EDN ZPDYHF.
4. Акиньшин А. В., Родивилов Д. Б., Яценко В. М. и др. Детальное изучение литолого-петрофизических свойств текстурно-неоднородных терригенных коллекторов Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2023. № 6. С. 16–19. DOI 10.24887/0028-2448-2023-6-16-19. EDN KRZZSF.
5. Акиньшин А. В. Повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин (на примере викуловских отложений Красноленинского свода): дисс. … канд. геол.-минер. наук. Тюмень, 2013. 135 с. EDN SUWWOD.
6. Акиньшин А. В., Родивилов Д. Б., Васютинский Е. В. Усовершенствование методики определения доли заглинизированных прослоев по данным геофизических исследований скважин в текстурно-неоднородных коллекторах // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2022. Вып. 6 (320). С. 30–37. EDN GVIHPI.
7. Басин Я. Н., Новгородов В. А., Злотников М. Г., Фельдман А. Я., Чередниченко А. А. Методы радиоактивного и электрического каротажа при определении подсчетных параметров в песчано-глинистых полимиктовых разрезах. М.: ВИЭМС, 1983. 47 с.
8. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: Недра, 1978. 318 с.
9. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М.: Недра, 1982. 448 с.
10. Ефимов В. А. Петрофизические модели сложнопостроенных глинистых коллекторов для оценки их нефтегазонасыщения по данным электрометрии скважин: дисс. … канд. геол.-минер. наук. Тюмень, 1984. 228 с.
11. Жижимонтов И. Н., Махмутов И. Р., Евдощук А. А., Смирнова Е. В. Анализ причин неоднородного насыщения низкопроницаемых ачимовских отложений на основе петрофизического моделирования // Нефтяное хозяйство. 2022. № 3. С. 30–35. DOI 10.24887/0028-2448-2022-3-30-35. EDN XDCIQU.
12. Тухтаев Р. И., Свихнушин Н. М., Сынгаевский А. Е., Шмыгля К. О. Применение микроэлектрических имиджеров и сканеров при изучении сложных коллекторов и решении некоторых нефтепромысловых задач // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 99. С. 10–38.
13. Thomas E., Stieber S. The Distribution of Shale in Sandstones and Its Effect on Porosity // SPWLA 16^th Annual Logging Symposium. 1975. 15 p.

Поступление рукописи в редакцию 10.03.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

В. И. Дворкин, А. Р. Лаздин, Р. Ш. Сакаев

ООО НПФ «ГеоКИП»

возможности и ограниченияиндукционных методов при исследованиях субгоризонтальных скважин

Проведено сопоставление данных исследований высокочастотного индукционного каротажа в процессе бурения и низкочастотного индукционного каротажа после окончания скважины бурением. Пласты вскрывались на растворах с углеводородной основой (РУО). Показано, что за счет влияния кольцевой зоны понижающего проникновения, возникающей в продуктивных коллекторах неокомского и юрского возрастов в момент вскрытия пласта, снижается радиус исследования индукционных методов. Особенно сильное влияние зоны понижающего проникновения оказывается на высокочастотный индукционный каротаж. В результате кажущиеся значения удельного электросопротивления (УЭС) продуктивных пластов по сравнению с данными низкочастотного индукционного каротажа оказываются заниженными на 20–50%. Для количественного определения насыщения нефтегазоносных пластов в этих условиях рекомендуется использовать низкочастотный индукционный каротаж.

Ключевые слова: удельное электрическое сопротивление, индукционный каротаж, зона проникновения, радиус исследования.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дворкин В. И., Морозова Е. А., Лаздин А. Р., Барышев В. И. Анализ результатов применения индукционного каротажа в горизонтальных скважинах // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 7–8 (217–218). С. 219–229.
2. Кауфман А. А. Введение в теорию геофизических методов. Часть 2. Электромагнитные поля. М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2000. 483 с.
3. Рудяк Б. В., Снежко О. М., Шеин Ю. Л. Технология индукционного каротажного зондирования высокого разрешения // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2013. Вып. 3 (125). С. 70–83.
4. Технология исследований нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Под. ред. М. И. Эпова, Ю. Н. Антонова. Новосибирск: Издательство СО РАН, 2000. 121 с.
5. Luling M., Rosthal R., Shray F. Processing and Modelling 2-MHz Resistivity Tools in Dipping, Laminated and Anisotropic Formations // SPWLA. June 19–22, 1994. P. QQ.

Поступление рукописи в редакцию 30.05.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

А. В. Плотников

ООО «Промперфоратор»

А. Н. Фаткуллин

ООО «Сургутская геофизическая компания»

Прострелочно-взрывное вскрытие протяженных расчлененных интервалов на трубах с использованием генерирующих устройств цепного инициирования

Рассмотрен инновационный вариант применения скважинных генераторов давления (ГДС) при прострелочно-взрывных работах (ПВР) протяженных интервалов с использованием насосно-компрессорных труб в качестве средств доставки в скважину и пропусков интервалов перфорации.

Ключевые слова: вторичное вскрытие пласта, реперфорация, перфорационная система, прострелочно-взрывные работы, горизонтальные скважины, генератор давления скважинный, взрывчатые материалы.

Литература

1. Гринченко В. А., Опарин И. А., Лукьянцева Е. А., Майоров А. О. и др. Новый рекорд по протяженной кумулятивной перфорации // Газовая промышленность. 2021. № 9 (821). С. 53.
2. Патент № 2730058. Генератор давления скважинный. Дмитриев А. В., Красильников А. А., Крутов А. Н., Хайрутдинов М. Р., Тарасов А. В. 17.08.2020.
3. Патент № 2812170. Устройство цепной последовательной кумулятивной перфорации разнесенных нефтегазовых пластов. Красильников А. А., Плотников А. В., Хайрутдинов М. Р. 24.01.2024.
4. Ссылка на полигонные испытания «Устройство цепного (последовательного) инициирования на НКТ». https://rutube.ru/video/753b2edd42f735212513c3ad8b41e003/?r=wd

Поступление рукописи в редакцию 21.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

П. П. Муравьев, И. П. Осипчук, Л. Н. Руднев

ООО НПК «Геоэлектроника сервис»

Выделение пластов с аномально высокими поровыми и пластовыми давлениями по данным ГТИ в процессе бурения

Рассмотрены проблемы, возникающие при выделении пластов с аномально высокими поровыми (АВПоД) и пластовыми (АВПД) давлениями в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. Показаны принципиальные отличия пластов с АВПоД от пластов с АВПД по целому ряду параметров. В связи с применением  современных технологий при бурении скважин существующие способы выделения пластов с АВПоД и АВПД часто не дают положительных результатов, что требует поиска и разработки новых, более надежных методов.

Ключевые слова: аномально высокие давления, скважина, параметры бурения, геолого-технологические исследования.

Литература

1. Александров Б. А., Есинко О. А. Методические рекомендации по оперативному определению поровых давлений в глинах по данным службы ГТИ. Грозный: Гипровостокнефть, НИИГИ, 1988. С. 58.
2. Заливин В. Г., Вахромеев А. Г. Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ. М.–Вологда: Инфра-Инженерия, 2018. 506 c.
3. Зорькин Л. М., Старобинец И. С., Стаднюк Е. В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1984. 248 с.
4. Лукьянов Э. Е. Оперативная оценка аномальных пластовых давлений в процессе бурения. Новосибирск: Издательский дом «Историческое наследие Сибири», 2012. 434 c.
5. Лукьянов Э. Е., Кудашева С. В. Методические рекомендации по интерпретации данных ГТИ. Новосибирск: Издательский дом «Историческое наследие Сибири, 2016. 511 c.
6. Методические рекомендации по прогнозу и оценке аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Л.: ВНИГРИ, 1987. 135 c.
7. Муравьев П. П. Оперативное выделение коллекторов в подсолевых карбонатных отложениях месторождения Тенгиз // Нефтегазовая геология и геофизика. 1998. Вып. 7. С. 10–12.
8. Муравьев П. П., Осипчук И. П., Казанцев Ю. П. Геолого-геохимические и технологические исследования в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. Тверь: Изд. «Перо», 2024. 471 c.
9. Муше Ш. П., Матчелл А. Аномальные пластовые давления в процессе бурения. Происхождение – прогнозирование – выявление – оценка. М.: Недра, 1991. 287 с.
10. Шевцов В. Д. Регулирование давлений в бурящейся скважине. М.: Недра, 1984. 191 c.
11. Фертль У. Х. Аномальные пластовые давления. Их значение при поисках, разведке и разработке ресурсов нефти и газа. М.: Недра, 1980. 398 c.

Поступление рукописи в редакцию 25.05.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.

М. А. Сребродольская, К. В. Коваленко

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

к 120-летию со дня рождения профессора Владимира Николаевича Дахнова

А. Д. Кожевникова

Школа клинической ароматерапии Александры Кожевниковой

Н. Е. Лазуткина, К. В. Коваленко

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

к 90-летию со дня рождения профессора Д. А. Кожевникова

Литература

1. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (физика горных пород). Учебник для вузов. М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ», 2004. 368 с.
2. Кантор С. А., Кожевников Д. А., Поляченко А. Л., Шимелевич Ю. С. Теория нейтронных методов исследования скважин. М.: Недра, 1985. 241 с.
3. Карпова М. В., Кожевников Д. А. Радиометрия скважин в комплексе ГИС: новые технологии и программно-алгоритмическое обеспечение. (Региональная и морская геофизика; геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых). Обзор ВИЭМС. М.: ВИЭМС, 1990. 52 с.
4. Кобранова В. Н., Кожевников Д. А., Извеков Б. И., Пацевич С. Л., Шварцман М. Д. Определение петрофизических характеристик по образцам. М.: Недра, 1977.
5. Кожевников Д. А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1974 (1-е изд.), 1982 (2-е изд.); Китай, г. Пекин, 1986.
6. Кожевников Д. А. Технология науки. Учебное пособие для вузов. Под ред. проф. В. М. Добрынина (РГУ нефти газа им. И. М. Губкина). М.: Изд. «Нефть и газ», 2001. 236 с.
7. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969. 328 с.
8. Очерки истории отечественной нефтегазовой ядерной геофизики / Под ред. док. физ.-мат. наук, проф. Д. А. Кожевникова // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 6 (158). 216 с.
9. Теория методов ГИС. Геофизические методы исследований скважин: Учебник / Под ред. док. физ.-мат. наук проф. Д. А. Кожевникова. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. 618 с.

Поступление рукописи в редакцию 03.04.25 г., принятие в печать 04.06.25 г.