Недропользование

Одной из важнейших задач в нефтегазодобывающей отрасли является прогнозирование значений геологических параметров продуктивных пластов в межскважинном пространстве. Точность оценки эффективной нефтенасыщенной толщины или значений фильтрационно-емкостных свойств в местах расположения проектного фонда скважин напрямую влияет на эффективность разработки нефтегазовых активов и на экономические показатели.Задача прогнозирования значений геологических параметров осложняется тем, что геологическая среда изучена скважинами фрагментарно, а источники информации о межскважинном пространстве, несмотря на непрерывный технологический прогресс, обладают ограниченной точностью. К тому же реальное геологическое строение в большинстве случаев значительно сложнее, чем наше представление о нем. Вертикальная и латеральная неоднородность продуктивных пластов и высокая степень изменчивости геологических свойств не позволяют эффективно использовать методы интерполяции.В данной работе представлены результаты апробации авторской методологии, направленной на поиск наиболее достоверных реализаций трехмерной модели литологии.Предложенный подход основан на использовании байесовской оптимизации для определения наиболее оптимальных значений рангов вариограмм по осям X и Y при моделировании трехмерного куба литологии. Средняя абсолютная ошибка прогноза суммарной эффективной толщины пласта, рассчитанная с использованием кросс-валидации, использована в качестве основной метрики, оценивающей надежность трехмерной модели литологии. Полученные результаты демонстрируют преимущества применения байесовской оптимизации относительно классического подхода поиска оптимальных параметров модели с перебором по сетке. Во-первых, примененный подход позволил получить трёхмерную модель литологии с более высокой прогностической способностью. И во-вторых, авторская методология позволила значительно сократить необходимые для расчётов вычислительные ресурсы.

Добыча нефти в Арктике сопряжена с риском аварийных разливов нефти. В этой связи все большую обеспокоенность вызывает чувствительность и крайне низкая устойчивость арктической среды к нефтяному загрязнению. Очевидно, что для обеспечения безопасной эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли в этом районе необходима эффективная система управления охраной окружающей среды. В статье рассматривается Варандейский терминал – уникальный объект, расположенный за Полярным кругом в зоне многолетней мерзлоты на побережье Баренцева моря. Терминал объединяет в себе наземный резервуарный парк, морской наливной комплекс и соединяющий их подводный трубопровод. Экстремальные условия Крайнего Севера (многолетняя мерзлота, низкие температуры, длительные паводки) осложняют инженерно-геологические условия эксплуатации объектов нефтяной инфраструктуры. Их безопасная эксплуатация во многом определяется особенностями строения верхней части геологического разреза и ее устойчивостью. В свою очередь, зависит от состояния многолетней мерзлоты. Изменение теплового режима мерзлых пород в основании объектов в процессе их эксплуатации приводит к возникновению опасных инженерно-геокриологических процессов. Как показывает практика, это время от времени приводит к возникновению аварийных ситуаций на объектах нефтегазового комплекса с тяжелыми логистическими, экологическими, социальными, финансово-экономическими последствиями. Разработка технологии управления тепловым режимом грунтов для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации инженерных сооружений берегового и морского нефтеналивного комплекса является одной из важнейших и актуальных потребностей нефтегазовой отрасли региона. Инженерно-геокриологический мониторинг является одним из эффективных инструментов решения этой проблемы. Он также позволяет снизить возможный экологический и экономический ущербы. Проведенные исследования обосновывают актуальность создания системы геокриологического мониторинга для непрерывного контроля за состоянием мерзлых грунтов под объектами с целью выявления проблем на ранней стадии их развития. Представлены основные элементы системы. Рассмотрены два типа фундаментов, предназначенных для поддержания температуры грунтов под объектами в допустимых пределах.

Доказательная база сторонников необходимости гидрофобизации коллекторской поверхности в призабойной зоне пласта при воздействии на нее водных технологических жидкостей базируется на ошибочных представлениях об улучшении при этом фильтрации нефти по сравнению с водой. Критический анализ литературных источников информации по теме гидрофобизации призабойной зоны пласта свидетельствует о неверной предпосылке многих отечественных исследователей в трактовке основных положений механизма ее действия в реальном коллекторском пространстве на течение пластовых флюидов под влиянием гидравлического давления. Достигаемая в промысловых условиях эффективность от присутствия, в частности, катионных поверхностно-активных веществ объясняется не переводом ее в гидрофобное состояние, а в лучшем случае частичной гидрофилизацией и рядом других сопряженных эффектов: углеводородонасыщением призабойной зоны пласта, комплексным действием кислотных составов и др. Более приемлемой и объяснимой является необходимость поддержания в призабойной зоне пласта гидрофильного состояния коллекторской поверхности, что обеспечивается неионными поверхностно-активными веществами и/или полярными неэлектролитами. Это подтверждается нефтепромысловой практикой и аналитическими расчетами реальной роли капиллярных сил. Недостижимость полной гидрофобизации разносмоченного коллекторского пространства по длине проникновения фильтрата с катионными поверхностно-активными веществами вглубь пласта от ствола скважины подтверждается как лабораторными экспериментами, так и расчетами по их адсорбции на полимиктовой породе. На основании изложенных в трех частях данной статьи материалов следует более осознанно подходить к выбору поверхностно-активных веществ для технологических жидкостей в методах воздействия на призабойную зону пласта с опорой на фундаментальные основы фильтрации пластовых флюидов, роли смачиваемости коллекторской поверхности, кольматационных процессов, их предупреждения и устранения.

Технология CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage – улавливание, использование и хранение углерода) становится ключевой технологией для достижения значительного сокращения глобальных выбросов углерода в течение следующего столетия, в связи с чем вопросам секвестрации углерода в естественных пористых средах в последнее время в научном сообществе уделяется все больше внимание. Зарубежными учеными получены некоторые лабораторные наработки, а в ряде стран уже реализуются проекты секвестрации углерода. Для России секвестрация углерода в пористых геологических средах перспективна ввиду значительного потенциала подземных ёмкостей для захоронения СО2, возможности использовать СО2 для повышения нефтеотдачи, а также развитой инфраструктуры нефтегазовых месторождений. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция может стать одним из перспективных регионов для создания CCUS-кластера ввиду сочетания на территории таких факторов, как значительное количество предприятий-эмитентов СО2 и огромное количество ловушек нефти и газа, потенциально пригодных для применения методов увеличения нефтеотдачи и/или захоронения СО2. В статье рассмотрены принципы секвестрации углерода в породах-коллекторах, основные механизмы улавливания, действующие при попадании СО2 в геологическое хранилище; показано, что исследования в области подземного хранения CO2 направлены на снижение неопределенности в эффективности хранения CO2 в горных породах, однако влияние СО2 на естественные пористые среды на текущий момент является малоизученным. Требуется проведение лабораторных исследований, последующая разработка математических моделей взаимодействия горных пород с различными типами углеродных газов для разработки рекомендаций по оптимальным режимам закачки углерода в пласт с целью доизвлечения нефти в краткосрочной перспективе и абсорбирования горной породой углерода и его хранения в долгосрочной перспективе.