Поиск месторождений нефти и газа на поднятиях, связанных с позднедевонскими рифогенными массивами Камско-Кинельской системой прогибов  (ККСП), остается главным направлением геолого-разведочных работ в Пермском Прикамье. Вместе с тем перспективы обнаружения новых объектов, связанных с позднедевонскими карбонатными рифогенными массивами, сокращаются в связи с высокой изученностью территории. Поэтому представляет интерес оценка перспектив поисков новых, альтернативных, типов залежей вне структур, связанных с позднедевонскими рифогенными массивами ККСП как в пределах палеосводов, так и внутри ККСП, в зонах распространения так называемых депрессионных фаций среднефранско-турнейского возраста, остающихся до сих пор относительно слабоизученными.
Клиноформенное строение девон-нижнекаменноугольных отложений является характерной отличительной чертой Камско-Кинельской системы прогибов в пределах всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
  В составе карбонатных клиноформ возможно наличие уплощенных органогенных построек типа биостром, банок и биогермов. Сложность и разнообразие состава и строения турнейской толщи пород внутренних зон ККСП обусловливает потенциальную возможность образования различного рода неантиклинальных ловушек УВ. Рассмотрены прямые признаки нефтегазоносности, зафиксированные в глубоких скважинах, наличие и характер пород-коллекторов, покрышек и возможные типы ловушек УВ.
  Дана экспертная оценка ресурсов турнейских клиноформенных комплексов Сыньвинской, Пестеревской, Игумской и Нижне-Косьвинской площадей, расположенных в южной части Соликамской депрессии и примыкающей к ней восточной части Висимской впадины. Проведен обзор состояния изученности перспектив нефтеносности клиноформенных  отложений Камско-Кинельской системы на территории Пермского Прикамья.  Сделаны выводы, что турнейские клиноформенные тела являются перспективными поисковыми объектами и для открытия залежей нефти необходимо проведение целенаправленных поисковых и геолого-разведочных работ.
Ключевые слова: Соликамская депрессия, геолого-разведочные работы, депрессионные фации, клиноформа, Камско-Кинельская система прогибов, неантиклинальная ловушка, ресурсы нефти, поисковый объект.

Савич Александр Ильич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
savichai@yandex.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Мельник Екатерина Владимировна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
qwer6977@yandex.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Regional aspects of carbonate deposition / Ed. by R.L. LeBlanc, J.G. Breeding // Society of Economic Paleontologists and Mineralogists Special Publication. – 1957. – № 5. – Р. 125–178.
2. Wilson J.L. Carbonate facies in geologic history. – Berlin; New York: Springer-Verlag, 1975. – 471 p.
3. Tucker M.E., Wright V.P., Dickson J.A.D. Carbonate sedimentology. – Oxford: Blackwell Science, 2002. – 496 p.
4. Wayne M.Ahr. Geology of Carbonate Reservoirs: The Identification, Description and Characterization of Hydrocarbon Reservoirs in Carbonate Rocks. – New Jersey: Wiley-Interscience, 2008. – 296 p. 
5. Flugel E. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. – Berlin: Springer, 2004. – 976 p.
6. Проворов В.М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения // Геология нефти и газа. – 1988. – № 2. – С. 24–29. 
7. Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов – новый тип поисковых нефтяных объектов в западном Татарстане / Н.К. Фортунатова, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурий, Р.К. Гумаров, В.А. Екименко, Е.А. Тарасов // Геология нефти и газа. – 2006. – № 1. – С. 25–33.
8. Перспективы нефтегазоносности турнейской толщи заполнения Камско-Кинельских прогибов в северных районах Пермской области / С.Н. Калабин [и др.];  ОАО  НТК «Нефтеотдача». – М., 2002. – 60 с.
9. Чижова В.А., Сташкова Э.К., Калабин С.Н. Новые данные о строении внутренних зон Камско-Кинельской системы прогибов по материалам био- и сейсмостратиграфии // Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности: сб. науч. тр. / КамНИИКИГС. – Пермь, 2000. – С. 237–246.
10. Чижова В.А., Сташкова Э.К. Органогенные постройки и клиноформные образования позднего девона Камско-Кинельской системы впадин // Геология девонской системы: материалы междунар. симпоз. (9–12 июля 2002 г.) / Ин-т геологии Коми НЦ УрО РАН. – Сыктывкар, 2002. – С. 310–314.
11. Обоснование перспектив нефтегазоносности нетрадиционных отложений (доманикиты, турнейские клиноформы, архейско-протерозойские отложения): отчет по дог. № 12z1028/4084/5118 от  22.06.2012 г. с учетом доп. соглашения № 1 от 13.06.2013 г., доп. соглашения № 2 от 14.04.2014 г. и дог. ОАО «КамНИИКИГС» с филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми / Г.Д. Михайлов, Н.Е. Соснин, Т.П. Мягкова. – Пермь, 2014. – 201 с.
12. О нетрадиционных объектах поисково-разведочных работ на нефть в Пермском Прикамье / А.В. Кутуков, А.В. Никулин, Ю.А. Дулепов, В.В. Макаловский // Геология нефти и газа. – 1982. – № 8. – С. 37–43.
13. Сташкова Э.К., Стукова Т.В. К вопросу о расчленении турнейского яруса // Верхний палеозой России: стратиграфия и палеогеография: сб. ст. по материалам всерос. науч. конф. (КГУ, 25–27 сентября 2007 г.). – Казань, 2007. – С. 318–325. 
14. Прогноз развития коллекторов и ловушек УВ литолого-стратиграфического типа в продуктивных франско-турнейском и нижневизейском комплексах пород в зоне выклинивания отложений (контакт глубокого и мелкого палеошельфа на северо-западе Висимской впадины): отчет по дог. № 05z 0483 / Э.К. Сташкова, Т.В. Стукова, Н.Н. Акулова, А.Н. Багаев, А.Ю. Болонкина, Е.Е. Винокурова; КамНИИКИГС,
№ ГР 48-05-15/10 (ПТГФ). – Пермь, 2006. – 180 с. 
15. Обобщение результатов ГРР на территории Пермского края с целью уточнения геологического строения сырьевой базы и нефтегазогеологического районирования: отчет по теме / Д.Г. Михайлов; филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2011. – С. 202–203.

  Объектом исследования являются сложнопостроенные засолоненные венд-кембрийские карбонатные горизонты: осинский, усть-кутский, преображенский и ербогаченский, расположенные в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Непрерывное поступление углеводородов на протяжении венда, палеозоя и отчасти мезозоя в пределы Непско-Ботуобинской антеклизы и последующее охлаждение территории привело к повышению плотности и вязкости нефтей. В результате по первичному описанию керна зачастую наблюдается повсеместное насыщение нефтью, что не всегда отражается на результатах испытаний. Нефтенасыщенные по керну объекты могут оказаться продуктивными либо не дать никаких притоков нефти (сухие интервалы) или заработать водой. В связи с этим встает вопрос о разделении таких объектов по данным геофизических исследований скважин. Если для выделения продуктивных интервалов ранее были выработаны надежные критерии, то вопрос разделения сухих и работающих водой интервалов оставался открытым. Решение данной задачи является особенно актуальным на этапе геолого-разведочных работ. 
  В работе показано, что использование только лишь данных электрометрии для решения поставленной задачи на рассматриваемых участках не представляется возможным вследствие сложной структуры пустотного пространства, смешанной смачиваемости, повсеместного насыщения пород нефтью. В качестве альтернативного метода для разделения сухих и работающих водой нефтенасыщенных интервалов предложено использовать результаты определений пустотности и водонасыщенности по данным ядерно-магнитного каротажа. Показано, что коэффициенты пустотности в каждом из типов интервалов распределены по нормальному закону. Рассмотрено использование коэффициента эффективной пустотности для разделения сухих и работающих водой интервалов. Предложены уравнения для расчета величины коэффициента нефтегазонасыщенности для каждого из типов рассмотренных интервалов.
Ключевые слова: Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область, карбонатные коллекторы, ядерно-магнитный каротаж, удельное электрическое сопротивление пород, электрометрия, коэффициент пустотности, коэффициент нефтегазонасыщенности, характер насыщения.

Колесов Владимир Анатольевич
Сибирский федеральный университет
Wheeloff@gmail.com
660041, г. Красноярск, Свободный пр., 82, стр. 6

Назаров Денис Владимирович
Сибирский федеральный университет
denis.nazarov92@ mail.ru
660041, г. Красноярск, Свободный пр., 82, стр. 6

Киселев Валерий Михайлович
Сибирский федеральный университет
kvm@akadem.ru
660041, г. Красноярск, Свободный пр., 82, стр. 6

1. Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. – Новосибирск: Наука, 1986. – 246 с. 
2. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 467 с.
3. Баженова Т.К. Формационно-циклический анализ отложений венда-палеозоя Сибирской платформы и их нефтегазоносность // Формации осадочных бассейнов. – М.: Наука, 1968. – С. 226–232.
4. Губина Е.А. Нефтегазоносность венд-нижнекембрийских карбонатных отложений центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 40–43.
5. Киселев В.М., Колесов В.А., Чашков А.В. Комплексные исследования керна карбонатных отложений усть-кутского горизонта методом ядерно-магнитного резонанса // Каротажник. – Тверь, 2014. – Вып. 7(241). – С. 42–51.
6. Расчет коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов Восточной Сибири по данным ядерно-магнитного каротажа / В.А. Колесов, В.М. Киселев, Д.В. Назаров, А.В. Чашков, М.Ю. Николаев // Каротажник. – Тверь, 2014. – Вып. 8(242). – С. 50–58.
7. Колесов В.А., Хохолков А.Г., Чашков А.В. Изучение влияния смешивания пластовой воды и фильтрата бурового раствора на спектр ядерно-магнитного каротажа // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 34–37.
8. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М.: Недра, 1985. – 312 с.
9. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М.; Тверь, 2003. – 259 c.
10. Филатов Д.А., Красильникова Н.Б. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 4–7.
11. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 3: The Effects of Wettability on the Electrical Properties of Porous Media // Journal of Petroleum Technology. – 1986. – December. – Vol. 38. – P. 1371–1378. DOI: 10.2118/13934-PA
12. Evaluation of Low Resistivity Pay in Carbonates – A Breakthrough / R. Griffiths, A. Carnegie, A. Gyllensten, M.T. Ribeiro, A. Prasodjo, Y. Sallam // SPWLA 47th annual logging symposium. Veracruz, Mexico, June 4–7, 2006. – Veracruz, 2006. – 11 р. 
13. Pirson S.J., Fraser C.D. Quantitative interpretation of electric logs in oil-wet rocks proposed procedure and example applications // SPE Annual Meeting. Denver, October 2–5, 1960. – Denver, 1960. SPE 1562-G. – 14 р. DOI: 10.2118/1562-G
14. Salah A., Hassan S., Sabra M. High resistivity high water saturation addressing the problem to avoid water production / SPE North Africa Technical conference and Exhibition. Cairo, Egypt, February 14–17, 2010. – Cairo, 2010. – SPE 128164. – 7 р. DOI: 10.2118/128164-MS
15. Montaron B. Connectivity theory – a new approach to modeling «non-archie» rocks // SPLWA 49th annual logging symposium, Austin, Texas, May 25–28, 2008. – Austin, 2008. – 12 p.

  Нефтегазоносность Юрубчено-Тохомского месторождения (ЮТМ), находящегося в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Сибирской платформы, приурочена к кавернозно-трещиноватым коллекторам венд-рифейского возраста, для описания фильтрационно-емкостных свойств которых требуется создание новых, адекватных сложному геологическому строению объекта моделей. Поскольку разработка ЮТМ планируется с использованием горизонтальных стволов добывающих скважин, то одна из проблем заключается в выборе оптимального направления ствола, т.е. такого направления, которое обеспечивало бы максимальную продуктивность скважин. В настоящей работе представлены результаты расчетов оптимальных направлений горизонтальных стволов добывающих скважин для некоторых участков ЮТМ. Такие расчеты выполнены, во-первых, с учетом анизотропии проницаемости в рамках разработанной нами блоковой модели строения трещиноватых коллекторов ЮТМ. Во-вторых, учтено влияние на апертуру фильтрующих трещин литостатического давления. Горизонтальные стволы добывающих скважин должны быть ориентированы так, чтобы пересекать максимальное число фильтрующих трещин, и идти в направлении минимального давления сжатия трещин. 
  Представлены алгоритмы расчета оптимальных направлений с учетом анизотропии проницаемости трещиноватых пород и литостатического давления сжатия трещин. Рассмотрен определенный участок Юрубчено-Тохомского месторождения, для которого рассчитано литостатическое давление на уровне горизонта проводки горизонтальных скважин. Построены схемы оптимальных направлений горизонтальных стволов. Показано, что во многих случаях направления имеющихся горизонтальных скважин сильно отличаются от направлений, которые рассчитаны нами в качестве оптимальных. Обозначен круг первоочередных проблем, которые необходимо решить для подготовки месторождения к эксплуатации. Полученные в работе результаты могут быть использованы при проектировании разработки Юрубчено-Тохомского и аналогичных по своему строению нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. 
Ключевые слова: Юрубчено-Тохомское месторождение, трещиноватый коллектор, апертура трещин, проницаемость, анизотропия проницаемости, горизонтальный ствол добывающей скважины, литостатическое давление.

Киселев Валерий Михайлович
Сибирский федеральный университет
kvm@akadem.ru
660041, г. Красноярск, Свободный пр., 82, стр. 6

Кинсфатор Андрей Романович
Сибирский федеральный университет
luke19@mail.ru
660041, г. Красноярск, Свободный пр., 82, стр. 6

Бойков Олег Игоревич
Сибирский федеральный университет
boykov2307@mail.ru
660041, г. Красноярск, Свободный пр., 82, стр. 6

1. Конторович А.Э., Изосимова А.Н., Конторович А.А. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазоносности в верхнем протерозое Сибирской платформы // Геология и геофизика. – 1996. – Т. 37, № 8. – С. 166–195.
2. Кинсфатор А.Р., Киселев В.М. Специфика геологического строения Юрубченской залежи, обусловленная трещиноватой структурой пласта-коллектора // Современные технологии освоения минеральных ресурсов. – Красноярск, 2011. – Вып. 9. – С. 351–358.
3. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработка трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 631 c.
4. Richard O., Kuppe B., Kuppe F. Reservoir characterization for naturally fractured Reservoirs // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1–4 October 2000, Dallas, Texas. – Dallas, 2000. – 11 p. DOI: 10.2118/63286-MS.
5. Dewi T.H., Chen H.-Y., Teufel L.W. The reliability of permeability anisotropy estimation from interference testing of naturally fractured reservoirs // SPE International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico, 1–3 February 2000, Villahermosa, Mexico. –  Villahermosa, 2000. – 13 p. DOI: 10.2118/59011-MS.
6. Fanchi J.R. Directional permeability // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. –  2008. – Vol. 11, iss. 03. – Р. 565–568. DOI: 10.2118/102343-PA.
7. Tiab D., Restrepo D., Igbokoyi A. Fracture porosity of naturally fractured reservoir // International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 31 August – 2 September 2006. Cancun, Mexico. – Cancun, 2006. – 13 p. DOI: 10.2118/104056-MS.
8. Tiab D., Igbokoyi A., Restrepo D. Fracture porosity from pressure transient data. – International Petroleum Technology Conference, 4–6 December 2007, Dubai, U.A.E. – Dubai, 2007. – 14 p.  DOI: 10.2523/11164-MS.
9. Igbokoyi A., Tiab D. Well Test Analysis in Naturally Fractured Reservoir Using Elliptical Flow // International Petroleum Technology Conference, 4–6 December 2007, Dubai, U.A.E. – Dubai, 2007. – 16 p. DOI: 10.2523/11165-MS.
10. Определение оптимального направления ствола добывающей скважины в трещиноватых карбонатных коллекторах / В.М. Киселев, А.В. Чашков, А.Р. Кинсфатор, А.А. Антоненко // Науч.-техн. вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. – № 4 (вып. 29). – С. 16–20.
11. The use of block permeability reservoir model for engineering horizontal well bores / V.M. Kiselev, A.R. Kinsfator, A.A. Antonenko, A.V. Chashkov // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, 16–18 October 2012, Moscow, Russia. – Moscow, 2012. – 14 p. DOI: 10.2118/162027-MS.
12. Киселев В.М., Кинсфатор А.Р., Бойков О.И. Расчет оптимального направления горизонтального ствола добывающей скважины в коллекторах Юрубчено-Тохомского месторождения // Современные технологии освоения минеральных ресурсов. – Красноярск, 2013. – Вып. 11. – С. 204–211.
13. Kiselev V.M., Chashkov A.V. Permeability anisotropy of fractured reservoirs // Journal of Siberian Federal University. Mathematics & Physics. – 2009. – № 2(4). – P. 387–393.
14. Киселев В.М., Чашков А.В., Кинсфатор А.Р. Проницаемость трещинного пласта-коллектора со случайным распределением трещин // Геофизика. – 2010. – № 4. – С. 41–46.
15. Киселев В.М., Кинсфатор А.Р., Чашков А.В. Анизотропия проницаемости трещиноватых карбонатных коллекторов // Науч.-техн. вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 4 (вып. 25). – С. 10–14.
16. Кинсфатор А.Р., Киселев В.М., Антоненко А.А. Влияние напряженного состояния массива трещиноватых карбонатных пород на продуктивность скважин // Науч.-техн. вестник ОАО «НК “Роснефть”». – 2014. – № 3 (Вып. 36). – С. 34–37. 
17. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. – Л.: Недра, 1985. – 240 с.

  Метод рентгеновской томографии является одним из наиболее высокотехнологичных и активно развивающихся методов исследования пород-коллекторов. Приведены основные сведения о методе рентгеновской томографии и его применении в изучении керна пород-коллекторов нефти и газа. Описан физический принцип действия метода, история его открытия и применения в геологических науках. Изложена информация о масштабных уровнях исследования вещества и охвате их методом рентгеновской томографии, возможностях и особенностях метода при исследовании полноразмерного керна, стандартных образцов и образцов меньших размеров, области применения результатов этих исследований. Охарактеризован современный уровень развития метода, его технические возможности, раскрыты понятия макротомографии, микротомографии и нанотомографии. Приведен список основных производителей систем рентгеновской томографии, различия в их характеристиках, ограничения в возможностях, особенностях применения. Описаны основные направления применения рентгеновской томографии керна и необходимые для них технические требования: изучение первичной и вторичной пористости, трещиноватости, кавернозности, внутренней морфологии пористого пространства, плотностных неоднородностей, флюидонасыщенности, проницаемости, динамики распределения флюидов, корреляции данных геофизики, построения цифровых моделей керна методами математического моделирования. Проведено сравнение с некоторыми другими методами: оптической и электронной сканирующей микроскопией, методами нейтронной и синхротронной томографии, определены возможности совмещения их данных с данными, полученными рентгеновской томографией. Изложены основные виды исследований керна методом рентгеновской томографии, проводящихся в ПНИПУ: изучение полноразмерного, стандартного и малоразмерного керна, определение пористости, детальное изучение структурно-морфологических признаков, геометрия пустотного пространства, характеристики флюидонасыщенности с помощью различных составов рентгеноконтрастных растворов, методы контроля результатов солянокислотных обработок карбонатного керна.
Ключевые слова: рентгеновская томография, микротомография, неразрушающий контроль, керн, петрофизические исследования, литология, карбонаты, терригенные породы, коллектор, пористость, проницаемость, неоднородность, поры, трещиноватость,  флюиды, рентгеноконтрастные вещества, микроскопия. 

Савицкий Ян Владимирович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
yanpgu@gmail.com
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Hounsfield G.N. Computerized transverse axia scanning (tomography). Part 1: Description o system // British Journal of Radiology. – 1973. – № 46. – P. 1016–1022. DOI: 10.1259/0007-1285-46-552-1016.
2. Vinegar H.J. X-ray CT and NMR imaging of rocks // Journal of Petroleum Technology. – 1986 . – Vol. 38. – P. 257–259. DOI: 10.2118/15277-PA.
3. Vinegar H.J, Wellington S.L. Tomographic imaging of three-phase flow experiments // Review of Scientific Instruments. – 1986. – Vol. 58. – P. 96–107.
4. Ketcham R.A., Carlson W.D. Acquisition, optimization and interpretation of X-ray computed tomographic imagery: applications to the geosciences // Computers & Geosciences – Special issue on three-dimensional reconstruction, modelling and visualization of geologic materials. – 2001. – Vol. 27, iss. 4. – P. 381–400. DOI: 10.1016/S0098-3004(00)00116-3.
5. Three-dimensional quantification of macropore networks in undisturbed soil cores / J. Perret, S.O. Prasher, A. Kantzas, C. Langford // Soil Science Society of America Journal. – 1999. – Vol. 63. – P. 1530–1543. DOI: 10.2136/sssaj1999.6361530x.
6. Computed tomography of Archeopterix / B. Haubitz, M. Prokop, W. Dohring, J.H. Ostrom, P. Wellnhofer // Paleobiology. – 1988. – № 14. – P. 206–213.
7. Kenter J.A.M. Applications of computerized tomography in sedimentology // Marine Geotechnology. – 1989. – Vol. 8. – Р. 201–211. DOI: 10.1080/10641198909379868.
8. Van Geet M., Swennen R., Wevers M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerised tomography // Sedimentary Geology. – 2000. – № 132. – Р. 25–36. DOI: 10.1016/S0037-0738(99)00127-X.
9. Вайнберг Э.И., Казак И.А., Файнгойз М.Л. Рентгеновская вычислительная томография по методу обратного проецирования с фильтрацией двойным дифференцированием // Дефектоскопия. – 1985. – № 2. – С. 31–39.
10. Хозяинов М.С., Вайнберг Э.И. Вычислительная микротомография – новая информационная технология неразрушающего исследования внутренней микроструктуры образцов геологических пород // Геоинформатика. – 1992. – № 1. – С. 42–50.
11. Шлыков В.Г. Рентгеновские исследования грунтов. – М.: Изд-во МГУ, 1991. – 184 с.
12. Якушина О.А., Ожогина Е.Г., Хозяинов М.С. Рентгеновская вычислительная микротомография – неразрушающий метод структурного и фазового анализа // Мир измерений. – 2003. – № 10. – С. 12–17.
13. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 3. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/2/35_2012.pdf (дата обращения: 15.02.2015).
14. Брандон Д., Каплан У. Микроструктура материалов. Методы исследования и контроля. – М.: Техносфера, 2004. – 384 с.
15. Костин Д.К., Кузнецов Е.Г., Вилесов А.П. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна с помощью рентгеновского компьютерного томографа // Науч.-техн. вестник ОАО «НК “Роснефть”». – 2014. – № 3. – С. 18–22.
16. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 38–39.
17. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 94–96.
18. Журавлев А.В., Вевель Я.А. Возможности использования вычислительной микротомографии в микропалеонтологических и литологических исследованиях [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 2. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/2/21_2012.pdf (дата обращения: 15.02.2015).
19. Denney D. Digital Core Laboratory: Reservoir-Core Properties Derived From 3D Images // Journal of Petroleum Technology. – 2004. – Vol. 56, iss. 05. – P. 66–68. DOI: 10.2118/0504-0066-JPT.
20. Van Geet M., Swennen R., David P. Quantitative coal characterisation by means of microfocus X-ray computer tomography, colour image analysis and back scatter scanning electron microscopy // International Journal of Coal Geology. – 2001. – Vol. 46, iss. 1. – P. 11–25. DOI: 10.1016/S0166-5162(01)00006-4.
21. Синхротронная и нейтронная томография для исследования палеонтологических объектов / А.А. Калоян, Е.С. Коваленко, А.В. Пахневич, К.М. Подурец, С.В. Рожнов, В.А. Соменков // Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования. – 2014. – № 11. – С. 5–11.

  Рассматриваются способы ослабления горных пород для повышения эффективности буровых работ. Предметом исследования является массив горных пород повышенной твердости и влияние на него различных факторов. Цель работы – повышение эффективности разрушения горных пород повышенной твердости при бурении скважин. Существуют различные способы ослабления горных пород, основные из которых механические, термические, химические, биологические и технологические.
  Анализ результатов исследований позволил сделать выводы, что при разрушении горных пород целесообразнее применять такие поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые будут лучше растекаться по поверхности, т.е. иметь наименьший краевой угол смачивания и низкие значения поверхностного натяжения (это позволит буровому раствору с добавкой в него ПАВ глубже проникать в образовавшиеся микротрещины, создавая расклинивающее давление на их внутреннюю поверхность); что необходимо стремиться к понижению удельного электрического сопротивления буровых растворов и что при выборе бурового раствора необходимо проводить исследования по замеру основных прочностных свойств горных пород (например, предела прочности (временного сопротивления), миктротвердости, динамической прочности). 
  Сделана попытка оценить влияние некоторых физических свойств водных растворов поверхностно-актив­ных веществ на изменение физико-механических характеристик твердых пород и на этой основе разработать методику количественной оценки разупрочняющего действия промывочной жидкости на буримые горные породы, состоящую из пяти последовательных этапов, включающих определение основных показателей свойств  бурового раствора и буримой горной породы.
  Результаты, полученные по методике количественной оценки разупрочняющего действия промывочной жидкости на буримые горные породы,  свидетельствуют о том, что исследуемые анионактивные ПАВ имеют высокий коэффициент эффективности разрушения горной породы. Наилучшие результаты получены при использовании 0,1%-ного водного раствора лаурилсульфата натрия.
Ключевые слова: горная порода, ослабление пород, микротрещины, скважина, деформация, методы бурения, реагенты-детергенты, поверхностно-активные вещества, физико-механические свойства горных пород, прочность породы, методика, электропроводность, буровой раствор, адсорбция, разрушение породы.

Николаев Николай Иванович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
nikinik@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Леушева Екатерина Леонидовна 
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
Leusheva. ekaterina@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

1. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: учебник для вузов. – М.: Недра, 1994. – 264 с.
2. Теоретические предпосылки и возможные направления интенсификации процесса разрушения крепких горных пород / Ю.М. Синюков, А.А. Дихтяр, А.М. Криворучко, Л.Д. Шматовский // Механика и разрушение горных пород. – Киев: Наукова думка, 1972. – Вып. 2. – С. 288–296.
3. Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин (курс лекций) / Рос. гос. геол.-развед. ун-т. – М.: ЛитНефтеГаз, 2008. – 848 с.
4. Gill J.A. Hard Rock Drilling Problems Explained by Hard Rock Pressure Plots // IADC/SPE Drilling Conference, 20–23 February 1983, New Orleans, Louisiana. – New Orleans, 1983. DOI:10.2118/11377-MS.
5. Ребиндер П.А., Шрейнер Л.А., Жигач К.Ф. Понизители твердости в бурении (физико-химический метод облегчения механического разрушения твердых горных пород при бурении). – М.: Изд-во АН СССР, 1944. – 199 с.
6. Шоболова Л.П. К оценке эффективности воздействия поверхностно-активных веществ на породу // Физико-технические проблемы добычи и обогащения полезных ископаемых. – М.: Изд-во АН СССР, 1980. – С. 137–141.
7. Шоболова Л.П. Методические указания по выбору поверхностно-активных веществ и исследованию их влияния на ослабление горных пород применительно к работе проходческих комбайнов / Ин-т горн. дела им. А.А. Скочинского. – М., 1983. – 11 с.
8. Шрейнер Л.А., Жигач К.Ф. Бурение шпуров с промывкой и добавками понизителей твердости. – М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1943. – С. 7–53.
9. Qayyum  R.A. Effects of bit geometry in multiple bit-rock interaction: Master's Thesis / West Virginia University, 2003, available at: http://hdl.handle.net/10450/2928 (дата обращения: 10.02.2015).
10. Надь А. Разупрочнение горных пород с помощью развития в них микротрещин при использовании ПАВ и электроразрядных технологий // Сб. VI Краков. конф. мол. ученых. – Краков, 2011. – С. 385–394.
11. Дихтяр А.А., Криворучко А.М., Синюков Ю.М. Разрушение крепких горных пород с применением поверхностно-активных веществ // Механика и разрушение горных пород. – Киев: Наукова думка, 1972. – Вып. 2. – С. 283–288.
12. Lummus J.L.,  Ray J.L. Low-solids mud scores four ways // Oil and gas J. – 1963. – ol. 61, № 6. – Р. 117–120.
13. Gao H., Liu H. Concept Design for Drilling Fluid Cooling System [J] // Oil Field Equipment. – 2007. – № 36(6). – Р. 31–32.
14. Kawale D. Influence of dynamic surface tension on foams: Application in gas well deliquification. MSc. Thesis / University of Technology of Applied Sciences, Department of Multi-Scale Physics. – Delft, 2012. – 97 p. 
15. Система анализа формы капли «EasyDrop». Руководство по применению / KRUSS, GmbH. – Hamburg, 2007. – 147 c.

  Целью работы является повышение эффективности промывки и очистки от шлама скважин при использовании растворов, содержащих сильнопенящиеся поверхностно-активные вещества (ПАВ), путем ввода в промывочную жидкость агентов-пеногасителей.
  Проведено исследование эффективности агентов-пеногасителей, принадлежащих к разным группам: касторовое масло (растительное масло), гидроксид кальция (неорганическое соединение), полиметилсилоксан ПМС (кремнийорганическое соединение), а также их комбинации. Лабораторные исследования были проведены с пенообразующей жидкостью следующего состава: гидроксид натрия (0,5 %), калий уксуснокислый плавленый (0,05 %), гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11 (0,5 %), лаурилсульфат натрия (0,05 %), линейный алкилбензол сульфонат натрия (ЛАБС натрия) (0,05 %), глицерин (1 %), полиакриламид ПАА FP-107 (0,5 %), карбоксиметилкрахмал КМК-БУР-2 (1,0 %).
  Приготовление газожидкостных смесей и проведение лабораторных испытаний соответствуют методике, основанной на измерении кинетики пенообразования и адаптированной под условия имеющегося оборудования. Проведены исследования по изучению кинетики пенообразования растворов, в которые были введены агенты-пеногасители в различных концентрациях: 5, 10 и 15 %.
  Полученные результаты показали, что ввод в пенообразующую жидкость комбинации пеногасителей на основе натурального масла и неионогенного ПАВ положительно влияет на кинетику разрушения пены и пенопредупреждающие свойства, что характеризуется резким снижением количества образующейся пены в растворе. Была выявлена неэффективность использования гидрофобного компонента (сильнодействующее ПАВ) без компонента носителя.
  Кроме исследования влияния всех этих реагентов на процессы предупреждения и разрушения пены, необходимо в будущем изучить их влияние на все свойства растворов для оценки целесообразности их применения в различных условиях бурения.
Ключевые слова: бурение скважин, поверхностно-активные вещества, пенообразование, пеногашение, агенты-пеногасители, гидрофобный компонент, носитель, пена, промывка, механизм пеноразрушения, кине­тика разрушения, кратность, пенообразующая жидкость, газожидкостные смеси, лабораторные исследования.

Яковлев Андрей Арианович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
andre_a_yakovlev@ mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Турицына Мария Владимировна
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
 turitsyna_maria@mail.ru
199106, г. Санкт-Петер­бург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Кузнецов Антон Сергеевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
antonioplay@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

1. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. – М.: Химия, 1983. – 264 с.
2. Яковлев А.М., Коваленко В.И. Бурение скважин с пеной на твердые полезные ископаемые. – Л.: Недра, 1987. – 128 с.
3. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. – М.: Недра, 1985. – 509 с.
4. Козловский А.Е., Козлов А.В. Бурение скважин с промывкой пеной (основы теории и эксперимента) / ЗАО «Геоинформмарк». – М., 1999. – 114 с.
5. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при промывке скважин. – М.: Недра, 1976. – 232 с.
6. Мураев Ю. Д. Газожидкостные системы в буровых работах / Санкт-Петербург. гос. горн. ин-т (техн. ун-т). – СПб., 2004. – 123 с.
7. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.
8. Павлов П.П. Применение поверхностно-активных веществ при добыче нефти. – Баку: Азнефтеиздат, 1957. – 43 с.
9. Сумм Б.Д. Основы коллоидной химии. – М.: Академия, 2006. – 240 с.
10. Surfactants and Polymers in Aqueous Solution / K. Holmberg, B. Jonsson, B. Kronberg, B. Lindman. – West Sussex: John Wiley and Sons, 2004. – 547 p.
11. Buethe N., Малинкина М.Ю. Пеногасители // Лакокрасочные материалы и их применение. – 2007. – № 6. – С. 20–24.
12. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. – М.: Наука, 1979. – 368 с.
13. Исследование пенообразования [Электронный ресурс] // Тирит. Лабораторное и промышленное оборудование. – URL: http://tirit.org/tenz_kruss/theory_foam.php (дата обращения: 10.02.2015).
14. Kawale D. Influence of dynamic surface tension on foams: Application in gas well deliquification. MSc Thesis / Delft University of Technology of Applied Sciences Department of Multi-Scale Physics. – Delft, 2012. – 97 p.
15. Physico-chemical factors controlling the foamability and foam stability of milk proteins: Sodium caseinate and whey protein concentrates / K.G. Marinova, E.S. Basheva, B. Nenova, M. Temelska, A.Y. Mirarefi, B. Campbell, I.B. Ivanov // Food Hydrocolloids. – 2009. – № 23. – P. 1864–1876. DOI:10.1016/j.foodhyd.2009.03.003.
16. Merdhah A.B.B., Yassin A.A.M. Laboratory Study and Prediction of Calcium Sulphate at High-Salinity Formation Water // The Open Petroleum Engineering Journal. – 2008. – № 1. – P. 62–73. 
17. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н.М. Шерстнев, Л.М. Гурвич, И.Г. Булина [и др.]. – М.: Недра, 1988. – 184 с.
18. Шехтер Ю.Н., Крейн С.Э., Тетерина Л.Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества. – М.: Химия, 1978. – 301 с.

  Впервые описана новая  модель для определения структурных характеристик  нефтяных дисперсных систем импульсным методом ядерного магнитного резонанса. Главное ее отличие заключается в подходе, основанном на явлении сольватации, которое приводит к неэкспоненциальной ядерной  релаксации молекул углеводородов. Получены формулы для расчета радиуса асфальтенового ядра, толщины адсорбционно-соль­ватной оболочки дисперсных наночастиц. Проведены эксперименты с модельными дисперсными системами с различными добавками асфальтено-смолистых веществ, исследована  структура нативных нефтей с высоким содержанием асфальтенов. Получено, что радиус асфальтеного ядра изменяется от 27  до 106 нм, толщина адсорбционно-сольватного слоя из смол составляет 8–55 нм. Рассмотрен механизм агрегации ядра при изменении содержания  асфальтенов. Рост радиуса ядра описывается не монотонной зависимостью, отражающей  наличие у асфальтенов долгоживущих метастабильных состояний, что однозначно подтверждается   периодическими колебаниями энергии активации дисперсионной среды. Показано, что основную роль в формировании надмолекулярных структур играют слабые водородные связи с энергией 5,6–8,9 кДж/моль, которые обусловливают формирование в дисперсной системе фрактальных агрегатов с переменной плотностью от центра к периферии комплекса. При этом, чем больше линейные размеры конечных агрегатов, тем ниже энергия связи. Расчет фрактальной размерности асфальтеновых кластеров показал, что она составляет 1,739 ед. С использованием энергии активации дисперсной фазы и дисперсионной среды впервые для нативных нефтей построена  функция агрегации ядра от безразмерной энергии, которая может быть использована  при разработке новых нанотехнологий в нефтепромысловом деле, а также для формирования банка данных структурных параметров нефтей различных регионов. 
Ключевые слова: метод ядерного магнитного резонанса, структура нефтяных дисперсных систем, размеры асфальтенового ядра и сольватной оболочки, фрактальная размерность, агрегация асфальтенов.

Злобин Александр Аркадьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический  университет
zlobinAA55@gmail.com
614990, г. Пермь, Комсо­мольский пр., 29

1. Вашман А.А., Пронин И.С. Ядерная магнитная релаксационная спектроскопия. – М.: Наука, 1996. – 224 c.
2. Derome A.E. Modern NMR Techniques for Chemistry Research. – New York: Pergamon Books Ltd., 1987. – 401 p.
3. Митрофанов В.П., Злобин А.А. Остаточная нефтенасыщенность и особенности порового пространства карбонатных пород / Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2003. – 240 c.
4. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. – М.: Химия, 1990. – 224 c.
5. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти: дис. … д-ра техн. наук. – М., 1998. – 310 c.
6. Сюняев Р.З. Макромолекулярная организация и физико-химические свойства олеодисперсных (нефтяных) систем: дис. …д-ра физ.- мат. наук. – М., 1999. – 347 c.
7. Zimmerman J.R., Brittin W.J. Nuclear Magnetic Resonance Studies in Multiple Phase Systems: Lifetime of a Water Molecule in an Adsorbing Phase on Silica Gel // J. Phys. Chem. – 1957. – Vol. 61. – Р. 1328–1333. DOI: 10.1021/j150556a015.
8. Злобин А.А., Мордвинов В.А., Юшков И.Р. Энергия активации углеводородов нефти как критерий выбора ингибиторов парафиновых отложений // Нефть, Газ и Бизнес. – 2011. – № 9. – С. 50–54.
9. Пронин И.С., Вашман А.А., Макаров В.М. Исследование процессов гелеобразования по данным ядерной магнитной релаксации // Радиохимия. – 1981. – Т. 23, № 6. – С. 919–923.
10. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Нефтепромысловая химия. Т. V. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. – М.: Интерконтакт. Наука, 2009. – 475 c.
11. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. – 2-е изд. – М.: Химия, 1989. – 464 c.
12. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия. – 3-е изд. – М.: Высшая школа, 2004. – 445 c.
13. Gawrys K.L., Spiecker P.M., Kilpatrick P.K. The Role of Asphaltene Solubility and Chemistry on Asphaltene Aggregation // Petroleum Science and Technology. – 2003. – Vol. 21, № 3–4. – Р. 461–489. DOI: 10.1081/LFT-120018533.
14. Ассоциация и фазообразование в растворах асфальтенов / М.А. Анисимов, И.А. Дмитриева, А.А. Крупина, А.С. Курляндский, И.К. Юдин // Хим. технология топлив и масел. – 1988. – № 8. – С. 34–37.
15. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В. Влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей // Известия Томск. политехн. ун-та. – 2006. – Т. 309, № 4. – С. 104–109.
16. Дисперсный состав коллоидных частиц в образцах тяжелых нефтей по данным малоугловой рентгеновской дифрактометрии / Ф.В. Тузиков, Ю.В. Ларичев, Л.С. Борисова, И.В. Кожевников, О.Н. Мартьянов // Нефтехимия. – 2011. – Т. 51, № 4. – С. 291–295.
17. Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. – 2011. – Т. 80, № 10. – С. 1034–1050.
18. Acevedo S., Zuloaga C., Rodriguez P. Aggregation-Dissociation Studies of Asphaltene Solutions in Resins Performed Using the Combined Freeze Fracture-Transmission Electron Microscopy Technique // Energy Fuels. – 2008. – Vol. 22. – Р. 2332–2340. DOI: 10.1021/ef800108p.
19. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Нефтяные нанотехнологии – преодоление стереотипов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 8. – С. 78–81.
20. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Особенности вязкого течения жидких сред со смолисто-асфальтеновыми веществами // Хим. технология топлив и масел. – 1999. – № 6. – С. 32–34.
21. Mandelbrot B.B. Fractals: Form, Chance and Dimension. – San Francisco: W.H. Freeman & Co, 1977. – 265 p.
22. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Долгоживущие в метастабильных состояниях коллоидные структуры нефтяных остатков // Хим. технология топлив и масел. – 2005. – № 3. – С. 38–42.
23. Структурная организация нефтяных дисперсных систем / И.З. Мухаметзянов, И.Р. Кузеев, В.Г. Воронов, С.И. Спивак // Докл. АН СССР 2002. – Т. 387, № 3. – С. 353.
24. Костин А.С., Кольцова Э.М. К вопросу о механизме агрегации наночастиц диоксида титана // Фундаментальные исследования. – 2012. – № 6. – С. 647–651.

  Рассмотрена проблема гидродинамического моделирования турнейско-фаменской залежи Озерного месторождения. Характерной особенностью залежи является низкая проницаемость коллектора и наличие зон трещиноватости. Проведение гидродинамических исследований в таких условиях осложняется высокой продолжительностью периода восстановления давления, и зачастую полученные графики характеризуются отсутствием выраженных участков, соответствующих модели радиального течения. Показано, что обработка таких кривых восстановления давления (КВД) приводит к получению некорректных параметров пласта (проницаемости и скин-фактора), а их использование при создании геолого-гидродинамической модели, в свою очередь к ее недостоверности. В качестве решения указанной проблемы в статье предложено использование методов обработки данных гидродинамических исследований, учитывающих постэксплуатационный приток, существенное влияние которого в течение продолжительного времени и приводит к затруднениям в интерпретации кривых восстановления давления с использованием стандартных подходов. В частности, проанализированы возможности интегрального метода учета переменного постэксплуатационного притока Г.И. Баренблатта и др. Установлено, что метод показывает устойчивые результаты даже в условиях значительной недовосстановленности забойного давления. Для оценки состояния призабойных зон пластов (ПЗП) в таких случаях предложено использование известного метода детерминированных моментов давления. Следующий фактор, осложняющий форму графиков КВД, трещиноватость коллектора в зоне дренирования – предложено учитывать с применением методик Уоррена-Рута, положительный опыт применения которых для изучения трещиноватости турнейско-фаменских коллекторов нефтяных месторождений, приуроченных к Соликамской депрессии, в целом, и Озерного месторождения в частности, достаточно полно освещен в научной литературе.  Применение предложенных методов обработки КВД позволит в значительной степени повысить эффективность гидродинамического моделирования за счет повышения качества исходных данных, что проиллюстрировано на примере адаптации истории разработки скважин Озерного месторождения. 
Ключевые слова: геолого-гидродинамическая  модель, адекватность модели, адаптация модели, дебит жидкости, турнейско-фаменская залежь, низкопроницаемый коллектор, трещиноватость, кривая восстановления давления, программы интерпретации КВД, недовосстановленная КВД, методы обработки КВД, интегральный метод, методика Уоррена-Рута.

Латышева Мария Владимировна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
latysheva@permnipineft.com
614010, г. Пермь, ул. Героев Хасана, 9а

Устинова Юлия Валерьевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжини­ринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
yulija.ustinova@pnn.lukoil.com
614010, г. Пермь, ул. Героев Хасана, 9а

Кашеварова Вера Валерьевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжи­ниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
vera.ka_92@mail.ru
614010, г. Пермь, ул. героев Хасана, 9а

Потехин Денис Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжини­ринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
614010, г. Пермь, ул. героев Хасана, 9а

1. Денк С.О. Карбонатные трещинные коллекторы в Пермском Приуралье // Геология нефти и газа. – М., 1992. – № 11. – С. 43–47.
2. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. – Пермь: Электрон. изд. системы, 2004. – 334 с.
3. Митрофанов В.П. Особенности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов Соликамской депрессии / Всерос. науч.-исслед. ин-т организации, управления и экономики нефтегаз. промышленности. – М., 2002. – 116 с.
4. Черепанов С.С. Комплексное изучение трещиноватости карбонатных залежей методом Уоррена – Рута с использованием данных сейсмофациального анализа (на примере турне-фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 6–12. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.1.
5. Пономарева И.Н., Савчик М.Б., Ерофеев А.А. Условия применения скин-фактора для оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 114–115.
6. Пономарева И.Н., Савчик М.Б. Оценка состояния прискважинных зон при обработке недовосстановленных кривых восстановления давления // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. – С. 77–82.
7. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984. – 269 с.
8. К анализу методов обработки кривых изменения давления в нефтяных скважинах / И.М. Муравьев, С.Е. Евдокимов, Г.П. Цыбульский, С.Б. Чернов // Нефтяное хозяйство. – 1961. – № 3. – С. 54–57.
9. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 78–79.
10. Warren J.E., Root P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1963. – Vol. 3, iss. 03. – Р. 245–255. DOI: 10.2118/426-PA
11. Tiab D. Modern Core Analysis. Vol. 1. Theory / Core Laboratories. – Houston, 1993. – 200 p.
12. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
13. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 94–96. 
14. Путилов И.С. Разработка технологий комплексного изучения геологического строения и размещения месторождений нефти и газа. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 285 с.
15. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турнейско-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.

  Значительная доля запасов нефти на территории Пермского края связана с месторождениями, находящимися на заключительных стадиях разработки. Основным способом интенсификации добычи является проведение различных геолого-технических мероприятий (ГТМ). Изучение эффективности ГТМ на месторождениях показало, что значительная часть мероприятий не достигают запланированного прироста дебита, что является негативным моментом для многих используемых методов воздействия на пласт. Проведена количественная оценка выполненных мероприятий в различных районах Пермского края. Отражены сведения о проведенных ГТМ, направленных на увеличение продуктивности скважин на месторождениях, разделенных на группы по географическому признаку. Определена дополнительная добыча от проведенных ГТМ по технологиям, а также на одну скважино-операцию для сформированных групп. Выявлены зависимости результативности проведения мероприятия от географического расположения месторождения, а также наиболее успешные ГТМ на одну скважино-операцию. Получены данные, согласно которым кислотная обработка на значительной части месторождений края демонстрирует невысокий уровень дополнительной добычи по сравнению с другими исследуемыми методами. С учетом высокой доли карбонатных коллекторов в разрабатываемых на этих территориях месторождениях проанализирован эффект применяемых кислотных составов и технологий кислотного воздействия на продуктивные пласты. Установлено, что применение определенных кислотных составов обеспечивает основную часть дополнительной добычи от проведения данного вида ГТМ, они имеют значительный средний прирост добычи от одной скважино-операции по сравнению с остальными используемыми составами и обладают соизмеримым эффектом с другими видами мероприятий, проводимых в Пермском крае.
Ключевые слова: месторождение нефти, карбонатный и терригенный коллектор, геолого-технические мероприятия (ГТМ), прирост добычи, успешность ГТМ, эффективность технологий, кислотная обработка, технологии кислотной обработки.

Илюшин Павел Юрьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ilushin-pavel@yandex.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Рахимзянов Руслан Маратович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ruslanRM@list.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Соловьев Даниил Юрьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
solovevdanil@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Колычев Игорь Юрьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
IgorKolychev@gmail.com
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
2. Оценка анизотропии проницаемости карбонатных коллекторов по кривым восстановления давления / С.С. Черепанов, Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 60–61.
3. An Integrated Approach to Obtain Reliable Permeability Profiles from Logs in a Carbonate Reservoir / P. Balossino, F. Pampuri, C. Bruni, K. Ebzhasarova // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2008. – Vol. 11, № 4. – Р. 726–734. DOI: 10.2118/102289-PA.
4. К прогнозированию темпов снижения добычи нефти по данным истории разработки нефтяных залежей / М.К. Анурьев, Т.М. Гуляева, А.В. Лекомцев, Д.В. Чернышев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 6. – С. 93–100.
5. Мордвинов В.А., Пономарева И.Н., Пузиков В.И. Определение эффективности геолого-технических мероприятий на основе комплексной оценки фильтрационных характеристик пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2002. – № 11. – С. 26–30.
6. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. Определение эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4, № 2. – С. 22–26.
7. Разработка методики определения динамики обводнения продукции скважин с учетом влияния геологических и технологических показателей / П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, Н.Г. Лузина // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 92–93.
8. Bagheri M., Settari A. Modeling of Geomechanics in Naturally Fractured Reservoirs // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2008. – Vol. 11, № 1. – Р. 108–118. DOI: 10.2118/93083-PA.
9. Галкин С.В., Илюшин П.Ю. Прогноз динамики обводненности скважин в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 22–24.
10. Мартюшев Д.А. Определение рационального забойного давления добывающих скважин при разработке карбонатных коллекторов // Бурение и нефть. – 2014. – № 11. – С. 22–24.
11. Bortolan Neto L., Kotousov A. Residual opening of hydraulic fractures filled with compressible proppant // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2013. – № 61. – Р. 223–230. DOI:10.1016/j.ijrmms.2013.02.012.
12. Мартюшев Д.А. Оценка эффективности проведения соляно-кислотных обработок по кривым восстановления давления // Газовая промышленность. – 2014. – № S708 (708). – С. 41–44.
13. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, П.Ю. Илюшин, В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 116–119.
14. Gratier J.P. Fault permeability and strength evolution related to fracturing and healing episodic processes (years to millennia): the role of pressure solution // Oil & Gas Science and Technology. – 2010. – Vol. 66, № 3. – Р. 491–506. DOI: 10.2516/ogst/2010014.
15. Chang C., Zoback M.D., Khaksar A. Empirical relations between rock strength and physical properties in sedimentary rocks // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – Vol. 51. – Р. 223–237. DOI: 10.1016/j.petrol.2006.01.003.

  Предметом исследования являются талевые канаты буровых установок, их условия работы и методы определения наработки. Обоснована новая методика определения удельной работы талевого каната, учитывающая неравномерность нагружения и износа каната по длине в оснастке. Методика позволяет объективно определить работу наиболее нагруженных участков каната с учетом их износа. Целью работы является повышение технического ресурса и безопасности эксплуатации талевых канатов путем объективной оценки их наработки. 
  Качество талевых канатов для установок, используемых для бурения нефтяных и газовых скважин, нормируется удельной гарантийной наработкой. При этом не учитывается характер работы каната на блоках в оснастке, а также параметры оснастки и параметры подъемной системы.
  В основу предлагаемой методики положена гипотеза, что распределение удельной работы каната по длине в оснастке соответствует распределению нагруженности отдельных участков каната, выраженной в совершаемых канатом перегибах на шкивах при подъеме или спуске талевого блока на длину свечи. Такое распределение условно, тем не менее оно достаточно объективно отражает характер нагрузки на отдельные участки каната и, при этом, учитывает параметры талевой системы, такие как кратность оснастки, высота вышки и высота подъема.
  Найдены зависимости между числом перегибов каната на отдельных участках и удельной работой этих участков, а также зависимость между полезной работой каната и удельной работой участков каната. Предложенная методика расчета удельной работы каната позволяет объективно оценивать наработку наиболее нагруженных участков каната за счет учета влияния параметров талевой системы и высоты подъема крюка.
Ключевые слова: буровая установка для бурения нефтяных и газовых скважин, талевая оснастка, талевый канат, работа каната на блоках, удельная наработка, повышение технического ресурса канатов, безопасность эксплуатации буровых установок, методика определения наработки каната, число перегибов талевого каната, износ разных участков каната, влияние параметров талевой системы на долговечность каната.

Трифанов Геннадий Дмитриевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
kanat@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсо­моль­ский пр., 29

Воробель Сергей Викторович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
sergey@vetlan.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Талевые канаты буровых и нефтепромысловых подъемных установок. – Альметьевск, 1998. – 174 с.
2. Букштейн М.А. Стальные канаты нефтегазодобывающей промышленности. – М.: Недра, 1969. – 158 с.
3. Сергеев С.Т. Стальные канаты. – Киев: Технiка, 1974. – 328 с.
4. Specialist steel & fibre rope solutions for the oil & gas industry BRIDON ROPES. Oilfield catalogue. – 2014. – 72 р., available at: http://www.bridon.com (дата обращения: 11.03.2015).
5. Быков И.Ю., Трифанов Г.Д., Воробель С.В. Оценка факторов износа талевого каната и выбор рациональной длины перепуска // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / Всерос. науч.-исслед. ин-т организации, управления и экономики нефтегаз. промышленности. – 2007. – № 5. – С. 25–28.
6. Верстаков Г.В. Определение степени и характера износа канатов при одно- и двухслойной навивках на барабаны // Стальные канаты. – Киев: Технiка, 1964. – Вып. 2. – С. 282–289.
7. Воробель С.В. Оценка износа талевых канатов и методика их рациональной отработки // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – № 1. – С. 285–293.
8. Малиновский В.А. К вопросу о многослойной навивке стального каната на барабан // Стальные канаты. – Одесса, 2005. – № 4 – С. 151–162.
9. Verrеet R. Повреждение проволочных канатов в результате изгибной усталости и раздавливания на барабане / Бюл. Междунар. ассоциации исследователей стальных канатов. – Одесса, 2003. – № 5–6. – С. 15–39.
10. Трифанов Г.Д., Кошкин А.П., Воробель С.В. О работоспособности талевых канатов на буровых Урала и Западной Сибири // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. – 2003. – № 2. – С. 11–13.
11. Verreet R., Lindsay W. Wire rope inspection and examination / Casar Drahtseilwerk Saar GMBH. – Aachen, 2014. – 34 p.
12. Recommended Practice on Application Care, and Use of Wire Rope for Oil Field Service. API Recommended Practice 9B: API RP 9B-2005. – 12th ed. – Product No G09B12 / American Petroleum Institute. – 2005. – 33 р.
13. Шахмалиев Г.М. О методике определения работоспособности талевого каната при бурении нефтяных и газовых скважин // Стальные канаты. – Киев: Технiка, 1967. – Вып. 4. – С. 250–253. 
14. Воробель С.В. Повышение эффективности эксплуатации талевых канатов на буровых установках // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – Вып. 9–10. – С. 75–76.
15. Воробель С.В. Методика расчета талевого каната на выносливость // Стальные канаты. – Одесса, 2007. – Вып. 5. – С. 79–88.