Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей расположено в пределах Предуральского краевого прогиба на территории Соликамской депрессии. В верхней части разреза находится соляная залежь, а ниже ее – множество месторождений нефти и газа.
  Известно, что газовый фактор играет основную роль в процессе протекания газовыделений при бурении геолого-разведочных скважин и инициирования газодинамических явлений при подземных горных работах. Для этого были собраны все сведения о газовыделениях, зафиксированных при бурении солеразведочных скважин на территории Верхнекамского месторождения калийных солей, приведенные в архивных данных и отчетах о поисково-оценочных работах. Они были обобщены и использованы для построения вероятностно-статистической модели прогноза нефтегазоносности.
  В работе рассмотрено 18 характеристик по 374 скважинам, связанных с мощностью продуктивных пластов солей и их количеством. Сопоставление характеристик производилось при помощи t-критерия Стьюдента и критерия Пирсона χ².
  На первом этапе строились индивидуальные одномерные вероятностные модели прогноза газоносности. Полученные индивидуальные вероятности являлись основой для получения дискриминантной функции (Z_м) для прогнозирования газоносности в толще солей.
  Полученные значения дискриминантной функции Z_м использовались для построения регрессионной модели прогноза нефтегазоносности Р_н(Z_м).
  По данной зависимости были вычислены значения вероятности Р_н(Z_м) по всем 856 изучаемым солеразведочным скважинам, пробуренным для проведения поисковых и разведочных работ.
  Среднее значение (± стандартное отклонение) вероятности для класса в контуре нефтегазоносности составило 0,510 ± 0,068 доли ед. Для класса вне контура нефтегазоносности среднее значение составило 0,490 ± 0,070 доли ед.
  Полученные модели позволяют построить схемы прогноза газопроявлений и схему прогноза нефтегазоносности в пределах Верхнекамского месторождения калийных солей.
  Ключевые слова: прогноз нефтегазоносности, газоносность солей, газодинамические явления, вероятностно-статистические модели, вероятность, Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей, Пермский край.

Галкин Владислав Игнатьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Vgalkin@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Мелкишев Олег Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Melkishev@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Варушкин Станислав Владимирович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Stanislav.Varushkin2@lp.lukoil.com
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Андрейко Сергей Семенович
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук – филиал Пермского федерального исследовательского центра Уральского отделения Российской академии наук
ssa@mi-perm.ru
614007, Россия, г. Пермь, Сибирская, 78а

Лялина Тамара Александровна
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук – филиал Пермского федерального исследовательского центра Уральского отделения Российской академии наук
lyalina@mi-perm.ru
614007, Россия, г. Пермь, Сибирская, 78а

1. Геолого-математическая оценка влияния солей на процессы нефтегазогенерации (на примере Соликамской депрессии) / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, С.В. Галкин, М.Э. Мерсон // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2003. – № 6. – С. 9–13.
2. Бахарев П.Н. Блоковое строение и нефте­газоносность севера Соликамской депрессии // Геология и разведка нефти и газа / Перм. политехн. ун-т. – Пермь, 1989. – С. 8–15.
3. О масштабах миграции углеводородов в пределах Соликамской депрессии Предуральс­кого прогиба и возможностях её использования для прогноза нефтегазоносности / В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н., Кривощёков А.С. Козлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 6–11.
4. Зонально-локальная оценка перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.В. Галкин, А.В. Растегаев, В.В. Мелкомуков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 10. – С. 8–11.
5. К методике оценки перспектив нефтегазо­носности Соликамской депрессии по характе­ристикам локальных структур / В.И. Галкин, И.А. Козлова, А.В. Растегаев, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепро­мысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 12–17.
6. Галкин В.И., Мелкишев О.А. Разработка зональных вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности для верхневизейско-башкирского карбонатного нефтегазоносного комплекса на территории Соликамской депрес­сии // Новые идеи в геологии нефти и газа. – 2017.  – С. 58–63.
7. Шаронов Л.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений северной части Волго-Уральского бассейна. – Пермь, 1971. – 287 с.
8. Козлова И.А., Галкин В.И., Ванцева И.В. К оценке перспектив нефтегазоносности Соли­камской депрессии с помощью генерационно-динамических характеристик нефтегазомате­ринских пород // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 24–27.
9. Козлова И.А., Галкин В.И., Ванцева И.В. К оценке перспектив нефтегазоносности Соли­камской депрессии с помощью геолого-геохими­ческих характеристик нефтегазоматеринских пород // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 20–23.
10. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 335 с.
11. К обоснованию построения моделей зонального прогноза нефтегазоносности для нижне- и средневизейского комплекса Пермского края / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, О.А. Мелкишев // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 32–35.
12. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, B.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 4–7.
13. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Козлова И.А. Определение перспективных участков геолого-разведочных работ на нефть вероятностно-статистическими методами на примере террито­рии Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехни­ческого университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 7–14.
14. Путилов И.О., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изуче­ния фациальной зональности турне-фаменского кар­бонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.
15. Дэвис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии: пер. с англ. – М.: Недра, 1990. – Кн. 1 – 319 с.; кн. 2. – 427 с. 
16. Чини Р.Ф. Статические методы в геологии: пер. с англ. – М.: Мир, 1986. – 189 с.
17. Шарапов И.П. Применение математичес­кой статистики в геологии. Статистический анализ геологических данных. – М.: Недра, 1971. – 246 с. 
18. Поротов Г.С. Математические методы моде­лирования в геологии. – СПб.: Изд-во Санкт-Петербур. гос. горн. ин-та (техн. ун-та), 2006. – 223 с. 
19. Михалевич И.М. Применение математи­ческих методов при анализе геологической инфор­мации (с использованием компьютерных техно­логий: Statistica) / ИГУ. – Иркутск, 2006. – 115 с. 
20. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1987. – 264 с.
21. Давыденко А.Ю. Вероятностно-ста­тистические методы в геолого-геофизических приложениях. – Иркутск, 2007. – 29 с.
22. Koshkin K.A., Melkishev O.A. Use of derivatives to assess preservation of hydrocarbon deposits // International Conference Information Technologies in Business and Industry. – Tomsk, 2018. – Vol. 1015. – P. 032092.
23. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dinamie data analysis. – Paris: Kappa Engineering, 2008. – 694 p.
24. Van Golf-Racht T.D. Fundamentals of fractured reservoir engineering / Elsevier scientific publishing company. – Amsterdam – Oxford – New York, 1982. – 709 p.
25. Horne R.N. Modern well test analysis: a computer aided approach. – 2nd ed. – Palo Alto: PetrowayInc, 2006. – 257 p.
26. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. – New York – London – Sydney – Toronto, 1977. – 606 p.
27. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to liner regression analysis. – New York: John Wiley & Sons, 1982. – 504 p.
28. Darling T. Well logging and formation evalution. – Gardners Books, 2010. – 336 p.
29. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
30. Yarus J.M. Stochastic modeling and geosta­tistics // AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. – 231 p.
31. Андрейко С.С., Лялина Т.А. Иссле­дования газовыделений из геолого-разведочных скважин на Верхнекамском месторождении калийных солей // Известия вузов. Горный журнал. – 2017. – № 2. – С. 33–38.
32. Андрейко С.С., Иванов О.В., Нестеров Е.А. Борьба с газодинамическими явлениями при раз­работке Верхнекамского и Старобинского место­рождений калийных солей // Научные исследо­вания и инновации. – 2010. – Т. 3, № 4. – С. 34–37.
33. Андрейко С.С., Калугин П.А., Щерба В.Я. Газодинамические явления в калийных руд­никах: генезис, прогноз и управление. – Минск: Вышэйшая школа, 2000. – 335 с.
34. Андрейко С.С. Газодинамические явления в калийных рудниках: методы прогноза и способы предотвращения: учеб пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – 219 с.
35. Андрейко С.С. Механизм образования очагов газодинамических явлений в соляном породном массиве. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. – 196 с.
36. Прогнозирование выбросоопасных зон пластов при разведке и разработке Верхнекамского месторождения калийных солей / С.С. Андрейко, О.В. Иванов, А.В. Харинцев, А.Н. Чистяков // Горный журнал. – 2008. – № 10. – С. 34–37.
37. Андрейко С.С., Иванов О.В., Литвиновская Н.А. Прогнозирование и предотвращение газо­динамических явлений из почвы при проходке подготовительных выработок в подработанном массиве соляных пород. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2015. – 158 с.
38. Андрейко С.С., Башура А.Н., Щерба В.Я. Управление газодинамическими процессами при подземной разработке Старобинского месторождения калийных солей. – М.: Изд-во МГГУ, 2004. – 196 с.
39. Андрейко С.С. Газовыделения при буре­нии геолого-разведочных скважин на Верхнекамс­ком месторождении // Аэропылегазодинамика горных выработок: сб. науч. тр.; Ленингр. геол. ин-т. – Л., 1987. – С. 49–54.
40. Проскуряков Н.М. Внезапные выбросы породы и газа в калийных рудниках. – М.: Недра, 1980. – 263 с.
41. Проскуряков Н.М. Управление газоди­намическими процессами в пластах калийных руд. – М.: Недра, 1988. – 239 с
42. Кудряшов А.И. Верхнекамское месторож­дение солей. – Пермь: ГИ УрО РАН, 2001. – 429 с
43. Кудряшов А.И. Верхнекамское место­рождение солей. – 2-е изд., перераб. – М.: Эпсилон Плюс, 2013. – 368 с.
44. Кудряшов А.И., Андрейко С.С. О природе очагов внезапных выбросов соли и газа // Известия вузов. Горный журнал. – 1986. – № 2. – С. 10–11. 
45. Андрейко С.С. Статистические критерии и результаты оценки закономерностей распределения газодинамических явлений на калийных место­рождениях // Физико-технические проблемы разра­ботки полезных ископаемых. – 2003. – № 4. – С. 45–55.

  Отражена актуальность повышения качества заканчивания нефтегазовых скважин. Проблема повышения эффективности работы скважины формирует потребности в высокотехнологичном подходе к решению поставленных задач, начиная от проектирования и строительства нефтегазовой скважины до ее заканчивания, ремонта и ликвидации. Рассмотрены основные направления осложнений, возникающих при заканчивании скважин, в особенности представлен обзор последствия некачественного цементирования – образование каналов фильтрации, приводящих к межпластовым перетокам и повышению обводненности скважинной продукции, контракционный эффект и неправильно подобранные тампонажные составы, влияющие на разобщение пластов и нефте-, газо-, водопроявление. Кратко представлены методы проведения ремонтно-восстановительных работ по возвращению скважины к жизни. Показаны существующие технологии восстановления герметичности крепи скважины при проведении ремонтно-изоляционных работ, а также пути повышения качества крепи скважины на этапе ее строительства. Представлена разработанная технология временной изоляции водоносных горизонтов на этапе бурения в виде составов вязкоупругих систем. Изучение механизмов водоизоляции пробуренных скважин определяет вектор деятельности ученых, которыми ведутся работы по созданию новых и улучшению уже имеющихся блокирующих составов с целью повышения технического результата от их применения и снижения затрат на проведение работ подобного рода. Авторы рекомендуют применять перспективные составы вязкоупругих систем для блокирования водоносных горизонтов в процессе бурения. Для повышения прочности цементного камня и, как следствие, крепления ствола скважины предлагаются пути дальнейшего изучения – повышение качества тампонажного раствора путем ввода углеродных добавок, таких как сажа черная, сажа техническая, графит, окисленный графит, графен, оксид графена, углеродные нанотрубки.
  Ключевые слова: бурение скважин, заканчивание, осложнения, лабораторные исследования, реология, вязкоупругие составы, временная изоляция, крепление, межпластовые перетоки, водопритоки, ограничение притока, фильтрация, углеродные материалы, цементы, графен.

Нуцкова Мария Владимировна
Санкт-Петербургский горный университет
Nutskova_MV@pers.spmi.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Кучин Вячеслав Николаевич
Санкт-Петербургский горный университет
cuchin.vya4eslaw2013@yandex.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Ковальчук Влада Станиславовна
Санкт-Петербургский горный университет
vlada.1995@inbox.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

1. Алексеев А. Инновации на горизонте // Сибирская нефть. – 2017. – № 139. – С. 16–23.
2. Британов Ф. Рынок возможностей // Сибирская нефть. – 2019. – № 162. – С. 44–49.
3. Лебедева Н.Е. Тенденции развития нефтегазового машиностроения РФ в условиях реализации политики импортозамещения // Инновации и инвестиции. – 2019. – № 11. – С. 329–334.
4. Катастрофа на Кумжинском газокон­денсатном месторождении: причины, результаты, пути устранения последствий / В.И. Богоявленский [и др.] // Арктика: экология и экономика. – 2017. – № 1. – С. 32.
5. Кучин В.Н., Двойников М.В., Нуцкова М.В. Анализ и обоснование выбора составов для ограничения водопритоков при заканчивании скважин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического универ­ситета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 1. – С. 33–39.
6. Совершенствование технологии изоляции водопритоков при бурении в интервале аномаль­ных пластовых давлений / В.Н. Кучин, М.В. Двойников, Е.Ю. Цыгельнюк, М.В. Нуцкова // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16, № 4. – С. 51–58.
7. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D. A strategy for attaching excess water production // SPE Production and Facilities. – 2003. – Vol. 18, № 03. – Р. 158–169. DOI: 10.2118/84966-РА
8. Joint operation and dynamic control of flood limiting water levels for cascade reservoirs / J. Chen [et al.] // Water Resources Management. – 2013. – Vol. 27, № 3. – Р. 749–763.
9. Стрижнев К.В. Классификация тампонаж­ных материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 63–65.
10. Опыт проведения ремонтно-изоля­ционных и ликвидационных работ на старом фонде геолого-разведочных скважин / Я.М. Курбанов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 12. – С. 33–38.
11. Диагностика и ограничение водопритоков / Б. Бейли [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2001. – Т. 6, № 1. – С. 44–68.
12. Дубинский Г.С. О планировании технологий стимуляции скважин и ограничения водопритока // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. – 2015. – С. 138–146.
13. Ограничение водопритока в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах с использованием водонабухающих эластомеров / Р.Р. Кадыров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 70–72.
14. Ретроспективный анализ методов ограничения водопритоков, перспективы дальнейшего развития в Западной Сибири / Ю.В. Земцов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 4. – С. 17–22.
15. Ограничение водопритока в горизон­тальных скважинах на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Кадыров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 44–47.
16. Илюшин П.Ю., Галкин С.В. Возможности учета технологических показателей разработки нефтяных месторождений при прогнозе динамики обводненности продукции добыва­ющих скважин // Вестник Пермского националь­ного исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 64–74.
17. Practical consideration of an inflow-control device application for reducing water production / L.B. Ouyang [et al.] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition / Society of Petroleum Engineers. – New Orleans, 2009. – Р. 1128–1146.
18. Water control in oil wells with downhole oil-free water drainage and disposal / S.O. Inikori [et al.] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition / Society of Petroleum Engineers. – San Antonio, Texas, 2002. – Р. 1967–1976.
19. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р., Маркова Р.Г. Совершенствование способа приготовления тампонажного состава на основе синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Фундаментальные исследования. – 2014. – Т. 10, № 12.
20. Тампонажные материалы на основе ацетоноформальдегидной смолы / В.П. Архиреев [и др.] // Пластические массы. – 2007. – № 8. – С. 49–51.
21. Апасов Г.Т. Лабораторные исследования синтетической смолы для проведения изоля­ционных работ в скважинах // Нефте­промысловое дело. – 2013. – № 12. – С. 29–33.
22. Стрижнев К.В., Нигматуллин Т.Э. Разработка рецептур композиций на основе синтетических смол для изоляции водопритока в нефтяные скважины // Башкирский химический журнал. – 2011. – Т. 18, № 1. – С. 42–48.
23. Новые технологии крепления скважин и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с использованием синтетических смол / Р.Р. Кадыров [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – 2013. – С. 343–353.
24. Primary cementing and repairing of leaks in a production string using synthetic resins / R.R. Kadyrov [et al.] // Oil & Gas Technologies. – 2013. – Т. 84, № 1. – С. 49–54.
25. Апасов Г.Т. Практическое применение ремонтно-изоляционных работ с комбиниро­ванными составами // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 12. – С. 18–24. 
26. Кузнецова О.Н., Архиреев В.П. Гидроизолирующие материалы на основе фенолформальдегидных смол // Вестник Казанского технологического университета. – 2004. – № 2. – С. 230–233.
27. Стрижнев К.В. Совершенствование технологий РИР в условиях отсутствия непре­рывной приёмистости и интервала изоляции // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2011. – № 3. – С. 72–76.
28. Ланчаков Г.А., Ивакин Р.А., Григулецкий В.Г. О материалах для ремонтно-изоляционных работ газовых и нефтяных скважин // Вести газовой науки. – 2011. – № 2 (7). – С. 52–68.
29. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Проведение в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 6. – С. 84–88.
30. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Технология и составы для проведения в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы // Нефте­газовое дело. – 2015. – № 6. – С. 277–291.
31. Гасумов Р.А., Кашапов М.А. Разработка пенообразующих составов для бурения и ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 12. – С. 30–32.
32. Кучин В.Н. Обоснование и разработка технологии изоляции водопритоков при бурении в интервале аномальных пластовых давлений // Нефть и газ – 2018: сб. тр. 72-й Междунар. молодежной науч. конф. – 2018. – С. 199–204.
33. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов, Ю.С. Кузнецов, В.Ф. Янкевич, С.А. Уросов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – С. 3–4.
34. Кучин В.Н. Обоснование и разработка технологии изоляции водопритоков при бурении в интервале аномальных пластовых давлений // Нефть и газ – 2018. – 2018. – С. 199–204.
35. Nutskova M.V., Dvoynikov M.V., Kuchin V.N. Improving the quality of well completion in order to limit water inflows // Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2017. – Т. 12, № 22. – Р. 5985–5989.
36. Булатов А.И. Концепция качества пробуренных нефтяных и газовых скважин // Бурение и нефть. – 2015. – № 12. – С. 15–19.
37. Мазурок П.С. Влияние цементирования нефтяных и газовых скважин на экономику. Оценка экономических и экологических рисков – программное обеспечение CEM EXPERT // Бурение и нефть. – 2015. – № 12. – С. 32–36.
38. Асфандияров И.Р. Высокотехнологич­ное крепление скважин с технологической оснасткой обсадных колонн ЗАО «АРТ-Оснастка» // Бурение и нефть. – 2015. – № 5. – С. 50–53.
39. Новейшие технические решения для крепления скважин / А.Р. Гулов, С.А. Новиков, В.Г. Журавчак, М.А. Ахметов // Бурение и нефть. – 2018. – № 01. – С. 55–57.
40. Самсоненко А.В., Самсоненко Н.В., Симонянц С.Л. Механизмы возникновения и технологии устранения осложнений процесса цементирования обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 11. – С. 35–42.
41. Булатова И.М. Графен: свойства, получение, перспективы применения в нанотехнологии и нанокомпозитах // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – Вып. 10. – С. 45–48.
42. Geim A.K., Novoselov K.S. The rise of graphene // Nature Materials. – 2007. – Vol. 6(3). – P. 183–191.
43. Аль-Шиблави К.А., Першин В.Ф., Пасько Т.В. Модифицирование цемента малослойным графеном // Вектор науки ТГУ. – 2018. – Вып. 4 (46). – С. 6–11.
44. Neuberger N., Adidharma H., Fan M. Graphene: A review of applications in the petroleum industry // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 167. – P. 152–159.
45. Sanchez F., Sobolev K. Nanotechnology in concrete: a review // Constr. Build. Mater. – 2010. – № 24 (11). – Р. 2060–2071. DOI: 10.1016/j.conbuildmat.2010.03.014
46. The use of low-cost graphite nanomaterials to enhance zonal isolation in oil and gas wells / A. Peyvandi, A.D. Taleghani, P. Soroushian, R. Cammarata // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 9–11 October. San Antonio, 2017. DOI: 10.2118/187105-MS
47. Shawgi A. Chinedum P.E., Saeed S. Improvement in cement sealing properties and integrity using conductive carbon nanomaterials: from strength to thickening time // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24–26 September. – Dallas, 2018. DOI: 10.2118/191709-MS
48. Alkhamis M., Imqam A. New cement formulations utilizing graphene nano platelets to improve cement properties and long-term reliability in oil wells // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Conference Paper. 2018. DOI: 10.2118/192342-MS
49. MWCNT for enhancing mechanical properties of oil well cement for HPHT / W.A. Khan, M.K. Rahman, M.A. Mahmoud, P. Sarmah // Applications SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, 26–28 January. – Abu Dhabi, 2016. DOI: 10.2118/178175-MS
50. MWCNT for enhancing mechanical and thixotropic properties of cement for HPHT / M.K. Rahman, W.A. Khan, M.A. Mahmoud, P. Sarmah // Applications Offshore Technology Conference Asia, 22–25 March. – Kuala Lumpur, 2016. DOI: 10.4043/26465-MS
51. Aluminum-based composite reinforced with fullerene soot / F. Yunusov, E. Bobrynina, T.J. Ma, T. Larionova, M. Okrepilov, V. Mazin, S. Kravchenko,  V. Yakovlev, S. Chulkin, D. Zaripova // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. – 2019. – 337. DOI: 10.1088/1755-1315/337/1/012085
52. Li G.Y., Wang P.M., Zhao X. Pressure-sensitive properties and microstructure of carbon nanotube reinforced cement composites // Cement and Concrete Composites. – 2007. – № 29. – P. 377–382. DOI: 10.1016/j.cemconcomp.2006.12.011
53. Bai H., Li C., Shi G. Functional composite materials based on chemically converted graphene // Advanced Materials. – 2011. – Vol. 23. – Р. 1089–1115. DOI: 10.1002/adma.201003753
54. Graphene-based composites / X. Huang, X. Boey, F. Qi, H. Zhang // Chemical Society Reviews. – 2012. – Vol. 41. – Р. 666–686. DOI: 10.1039/C1CS15078B
55. Bai S., Shen X. Graphene-inorganic nano­composites // RSC Advances. – 2012. – Vol. 2. – Р. 64–98. DOI: 10.1039/C1RA00260K

  При проектировании разработки месторождения углеводородов необходимо детально оценивать запасы нефти и газа и их выработку. Первым этапом проектирования является построение геологической модели, позволяющей определить величину запасов углеводородов. Вторым этапом осуществляется гидродинамическое моделирование. Однойа из целей гидродинамического моделирования является – изучение фильтрационных процессов, которые зависят от многих факторов. Правильное описание этих факторов, обеспечит точные расчеты основных показателей разработки. Фильтрационные процессы тесно связаны с физико-механическими свойствами породы-коллектора. Эти параметры можно оценивать с помощью разных методов, один из которых – замер скорости прохождения упругих волн.
  В статье представлены результаты лабораторных исследований, устанавливающих зависимости между некоторыми физико-механическими свойствами горных пород песчаника и скоростью прохождения продольной и поперечной волны. Динамические показатели (модуль Юнга и коэффициент Пуассона) определялись на основании ASTM D2845-08. Предел прочности горных пород при одноосном сжатии определялсянаходили в соответствии с ГОСТ 21153.2-84. Испытанияывали проводились на образцахы песчаника. с целью данных исследований была оценкаи зависимости скорости прохождения продольной и поперечной волны от предела прочности на одноосное сжатие, динамического модуля Юнга и динамического коэффициента Пуассона в коллекторах из песчаника. В результате лабораторных исследований были получены Установлены  эмпирические зависимости предела прочности при одноосном сжатии (σ_с), динамическиом модулем упругости (E), коэффициентоме Пуассона (η) и скоростьюи прохождения продольных (V_p) и поперечных волн (V_p) эмпирические зависимости между данными параметрами, которые позволят отслеживать их изменения в течение всего периода разработки месторождений нефти и газа. Дана оценка полученных значений на всем диапазоне измерений.
  Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние пласта, коэффициент Пуассона, модуль Юнга, продольная волна, поперечная волна, предел прочности при одноосном сжатии.

Пеньков Григорий Михайлович
Санкт-Петербургский горный университет
penkovgrigoriy@gmail.com
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Карманский Даниил Александрович
Санкт-Петербургский горный университет
karmanskiy.da@yandex.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Петраков Дмитрий Геннадьевич
Санкт-Петербургский горный университет
petrakovdg@mail.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

1. How permeability depends on stress and pore pressure in coalbeds: a new model / I. Palmer [et al.] // SPE annual technical conference and exhibition / Society of Petroleum Engineers, 1996. – P. 557–564.
2. Permeability measurement of organic-rich shale-comparison of various unsteady-state methods / G. Jin [et al.] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition / Society of Petroleum Engineers, 2015. – DOI: https://doi.org/10.2118/175105-MS
3. Fischer G.J. The determination of permeability and storage capacity: pore pressure oscillation method // International Geophysics. – Academic Press, 1992. – Vol. 51. – P. 187–211.
4. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. – М.: Недра, 1996. – С. 123–130.
5. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах // Прикладная механика и техническая физика. – 1961. – № 3. – С. 52–56.
6. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А. Бан [и др.]. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – С. 158–187.
7. Механика насыщенных пористых сред / В.Н. Николаевский [и др.]. – М., 1970. – С. 35–72.
8. Лукин С.В., Дубиня Н.В. Совмещенное геомеханическое и гидродинамическое модели­рование поведения нефтенасыщенного пласта в SIMULIA ABAQUS [Электронный ресурс]. – URL: https://tesis.com.ru/infocenter/downloads/ abaqus/abaqus_es15_5.pdf (дата обращения: 12.09.2019).
9. Reservoir geomechanics in carbonates / O. Hamid [et al.] // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference / Society of Petroleum Engineers. – Manama, 2017. – DOI: https://doi.org/10.2118/183704-MSpdf 
10. Coupled geomechanics and flow simulation on corner-point and polyhedral grids / O. Andersen [et al.] // SPE Reservoir Simulation Conference / Society of Petroleum Engineers. Montgomery, 2017. DOI: https://doi.org/10.2118/182690-MS
11. Development of efficiently coupled fluid-flow/geomechanics model to predict stress evolution in unconventional reservoirs with complex-fracture geometry / A. Sangnimnuan [et al.] // SPE Journal. – 2018. – Vol. 23. – № 03. – P. 640–660.
12. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М. – Ижевск: Институт компьютер­ных исследований, 2018. – XVIII. – 480 с.
13. Справочник инженера-нефтяника. Т. II. Инжиниринг бурения. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 1064 с.
14. Болдина С.В. Оценка пороупругих параметров резервуара подземных вод по данным уровнемерных наблюдений на скважине ЮЗ5, Камчатка // Вестник КРАУНЦ. Серия: Науки о Земле. – 2004. – № 2. – С. 109–119.
15. Terzaghi K. The shearing resistance of saturated soils and the angle between the planes of shear // First international conference on soil Mechanics. – 1936. – Vol. 1. – P. 54–59.
16. Terzaghi K. Theoretical soil mechanics. – London: Chapman And Hall, Limited, 1951. – P. 123–130.
17. Biot M.A. General theory of three dimensional consolidation // Journal of Applied Physics. – 1941. – Vol. 12, № 2. – P. 155–164.
18. Nur A., Byerlee J. D. An exact effective stress law for elastic deformation of rock with fluids // Journal of Geophysical Research. – 1971. – Vol. 76, № 26. – P. 6414–6419.
19. Wang H.F. Theory of linear poroelasticity with applications to geomechanics and hydrogeology. – Princeton University Press, 2017. – P. 26–49.
20. Skempton A.W. The pore-pressure coefficients A and B // Geotechnique. – 1954. – Vol. 4, № 4. – P. 143–147.
21. Skempton's A – a key to man-induced subsurface pore pressure changes [Электронный ресурс] / R.M. Holt [et al.] // 52nd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – Ame­rican Rock Mechanics Association, 2018. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2018-949?sort=&start=0&q=Skempton%2 7s+A+ %E2%80%93+a+key+to+man-induced+subsurface+ pore+pressure+changes+%2F+Holt+R.M&from_year =&peer_reviewed=&published_between=&fromSe-arch Results=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 12.09.2019).
22. Comparisons of Biot's coefficients of bakken core samples measured by three methods [Электронный ресурс] / K. Ling [et al.] // 50th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2016. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ARMA-2016-030?sort=&start=0&q=Comparisons+ of+Biot%27s+Coefficients+of+Bakken+Core+Samp les+Measured+by+Three+Methods&from_year=&p eer_reviewed=&published_between=&fromSearchR esults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 12.09.2019).
23. Estimation of Biot’s effective stress coefficient from well logs / X. Luo [et al.] // Environmental earth sciences. – 2015. – Vol. 73, № 11. – P. 7019–7028.
24. King M.S., Marsden J.R., Dennis J.W. Biot dispersion for P-and S-wave velocities in partially and fully saturated sandstones // Geophysical Prospecting. – 2000. – Vol. 48, № 6. – P. 1075–1089.
25. Determination of Biot's effective-stress coefficient for permeability of Nikanassin sandstone / L.P. Qiao [et al.] // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2012. – Vol. 51, № 03. – P. 193–197.
26. He J., Rui Z., Ling K. A new method to determine Biot's coefficients of Bakken samples // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 35. – P. 259–264.
27. Effective stress coefficient for uniaxial strain condition [Электронный ресурс] / M.M. Alam [et al.] // 46th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2012. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA- 2012-302?sort=&start=0&q=Effective+stress+coef- ficient+for+uniaxial+strain+condition+&from_year= &peer_reviewed=&published_between=&fromSear-chResults=true&to_year=&rows=25# (дата обра­щения: 12.09.2019).
28. Measuring the biot stress coefficient and is implications on the effective stress estimate [Электронный ресурс] / A. Nermoen [et al.] // 47th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2013. – URL: https://www.onepetro. org/conference-paper/ARMA-2013-282?sort=& sta-rt=0&q=Measuring+the+biot+stress+coefficient+and+is+implications+on+the+effective+stress+estima te+&from_year=&peer_reviewed=&published_bet-ween=&fromSearchResults=true&to_year=&rows= 25# (дата обращения: 12.09.2019).
29. A combined method to measure biot’s coefficient for rock [Электронный ресурс] / X. Zhou [et al.] // 49th US Rock Mecha­nics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2015. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2015-584?sort=&start=0&q=A+com-bined+method +to+measure+biot%E2%80%99s+coefficient+for+ rock&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows= 25# (дата обращения: 12.09.2019).
30. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter – three different methods / J.A. Franquet [et al.] // Rock Mechanics for Industry. – 1999. – P. 349–355.
31. Biot's effective stress coefficient evaluation: static and dynamic approaches [Электронный ресурс] / W. Bailin [et al.] // ISRM International Symposium-2nd Asian Rock Mechanics Symposium. – International Society for Rock Mechanics and Rock Engineering, 2001. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ISRM-ARMS2-2001-082?sort=&start=0&q=Biot %27s+effective+stress+coefficient+evaluation%3A +static+and+dynamic+approaches+%2F+Bailin+W &from_year=&peer_reviewed=&published_between= &fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 12.09.2019).
32. Hasanov A.K. Reservoir transport and poroelastic properties from oscillating pore pressure experiments / Colorado School of Mine. – New Orleans, 2015. – P. 3105–3110.
33. Bernabé Y., Mok U., Evans B. A note on the oscillating flow method for measuring rock permeability // International journal of rock mechanics and mining sciences. – 2006. – Vol.  2, № 43. – P. 311–316.
34. Bishop A.W. The influence of an undrained change in stress on the pore pressure in porous media of low compressibility // Geotechnique. – 1973. – Vol. 23, № 3. – P.435–442.
35. Biot’s effective stress coefficient of mudstone source rocks / X. Zhou [et al.] // 51st US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium / American Rock Mechanics Association. – San Francisco, 2017. – [Электронный ресурс]. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ARMA-2017-0235?sort=&start=0&q=Biot%E2% 80%99s+effective+stress+coefficient+of+mudstone+ source+rocks+%2F+Zhou+X.+%5Bet+al&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSea rchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 12.09.2019).
36. Müller T.M., Sahay P.N. Skempton coefficient and its relation to the Biot bulk coefficient and micro-inhomogeneity parameter // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2014. – Society of Exploration Geophysicists, 2014. – P. 2905–2909.
37. Sahay P.N. Biot constitutive relation and porosity perturbation equation // Geophysics. – 2013. – Vol. 78, № 5. – С. L57–L67.
38. Practical laboratory methods for pore volume compressibility characterization in different rock types [Электронный ресурс] / M.A. Chertov [et al.] // 48th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2014. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ARMA-2014-7532?sort=&start=0&q=Practical+ laboratory+methods+for+pore+volume+compressibi lity+characterization+in+different+rock+types+& from_year=&peer_reviewed=&published_between= &from SearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 12.09.2019).
39. Zhu W., Montési L.G.J., Wong T.F. Effects of stress on the anisotropic development of permeability during mechanical compaction of porous sandstones / Geological Society, Special Publications. – London, 2002. – Vol. 200, № 1. – P. 119–136.
40. Pore pressure variation at constant confining stress on water-oil and silica nanofluid–oil relative permeability / C.D. Adenutsi [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2018. – № 3. – P. 1–15.
41. Vásárhelyi B., Ván P. Influence of water content on the strength of rock // Engineering Geology. – 2006. – Vol. 84, № 1–2. – P. 70–74.
42. Effect of saturating fluid on the geomechanical properties of low permeability scioto sandstone rocks / A. Muqtadir [et al.] // 52nd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2018. 
43. The effects of long-term waterflooding on the physical and mechanical properties of tight sandstones [Электронный ресурс] / B. Zhao [et al.] // 52nd US Rock Mechanics/ Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2018. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ARMA-2018-409?sort=&start=0&q=The+effects + of+long-term+waterflooding+on+the+physical+and+me-cha-nical+properties+of+tight+sandstones+&from_year= &peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обра­щения: 12.09.2019).
44. Acoustic properties of poorly cemented sandstones under temperature and stress [Электронный ресурс] / D.H. Doan [et al.] // 45th US Rock Mechanics/Geomechanics Sympo­sium. –/ American Rock Mechanics Association, 2011. – URL: https://www.onepetro.org/ confe­rence-paper/ARMA-11-578?sort=&start=0&q=Aco ustic+properties+of+poorly+cemented+sandstones+ under+temperature+and+stress+&from_year=&peer _reviewed=&published_between=&fromSearchResu lts=true&to_year=&rows=25#. (дата обращения: 12.09.2019).
45. Khandelwal M. Correlating P-wave velocity with the physico-mechanical properties of different rocks // Pure and Applied Geophysics. – 2013. – Vol. 170, № 4. – P. 507–514.
46. Kahraman S. A correlation between P-wave velocity, number of joints and Schmidt hammer rebound number // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2001. – Vol. 38, № 5. – P. 729–733.
47. Kahraman S. The correlations between the saturated and dry P-wave velocity of rocks // Ultrasonics. – 2007. – Vol. 46, № 4. – P. 341–348.
48. ГОСТ 21153.2-84 Породы горные. Методы определения предела прочности при одноосном сжатии [Электронный ресурс]. – URL: http://www.normacs.ru/Doclist/doc/2KO.html (дата обращения: 12.05.2019).
49. ASTM D2848-08 Committee D-18 on soil and rock. Standard test method for laboratory determination of pulse velocities and ultrasonic elastic constants of rock. – ASTM International, 2008.

  Подземный ремонт скважин в условиях повышенной трещиноватости зачастую сопровождается осложнениями еще на этапе проведения операций глушения скважин. Наличие трещин в породе-коллекторе может привести не только к значительным поглощениям технологической жидкости, но и к прорыву газа к забою скважины. Необходимо проведение лабораторных исследований с целью разработки блокирующего состава для надежной изоляции высокопроницаемых интервалов пластов, не оказывающего отрицательного воздействия на фильтрационно-емкостные свойства коллектора и отвечающего требованиям безопасности при проведении работ.
  В рамках данной работы изучены физико-химические и реологические свойства каркасообразующего и гелеобразующего составов, представляющих собой сшитые системы, приготовленные на основе растворимых силикатов. Технология проведения глушения предполагает их последовательную закачку в скважину. Рассматриваемые составы показали технологичность их применения в широком диапазоне пластовых температур, заключающуюся в возможности их закачки в типовую скважину и продавки в призабойную зону пласта за счет низкой вязкости и замедленной скорости сшивки. Применение деструктора позволяет почти полностью исключить негативное влияние данной технологии на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта после глушения.
  Исследования, проведенные в данной работе, показали эффективность применения блокирующих полимерных составов, а также открыли новые направления для дальнейших исследований, а именно – необходимость проведения цикла лабораторных и промысловых испытаний рассмотренных составов, что позволит выбрать и обосновать оптимальные технологические и экономические параметры проводимой операции.
  Полученные результаты могут быть применены для повышения эффективности глушения нефтяных и газовых скважин в условиях повышенной трещиноватости при проведении ремонтных работ.
  Ключевые слова: глушение скважин, подземный ремонт скважин, карбонатный коллектор, трещиноватый коллектор, осложненные условия, аномально низкое пластовое давление, высокий газовый фактор, прорыв газа, блокирующий состав, сшитый полимерный состав, лабораторные исследования, высокая термостабильность, деструкция, реология, эффективная вязкость.

Бондаренко Антон Владимирович
Санкт-Петербургский горный университет 
Bondarenko_AV@pers.spmi.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

Исламов Шамиль Расихович
Санкт-Петербургский горный университет 
Islamov_SR@pers.spmi.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

Игнатьев Кирилл Валерьевич
Санкт-Петербургский горный университет 
Ignatyev_KV@pers.spmi.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

Мардашов Дмитрий Владимирович
Санкт-Петербургский горный университет 
Mardashov_DV@pers.spmi.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

1. Complex algorithm for developing effective kill fluids for oil and gas condensate reservoirs / S.R. Islamov, A.V. Bondarenko, G.Y. Korobov, D.G. Podoprigora // International Journal of Civil Engineering and Technology. – 2019. – 10(01). – P. 2697–2713.
2. Исламов Ш.Р., Бондаренко А.В., Мардашов Д.В. Подбор реагентов-эмульгаторов для приготовления инвертно-эмульсионных растворов. Инженер-нефтяник. – М.: Ай Ди Эс Дриллинг, 2018. – № 4. – С. 10–15.
3. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефте­добыче. – М.: Недра, 1991. – 224 с.
4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.
5. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в трещиноватых коллекторах / ОАО «РМНТК “Нефтеотдача”». – М., 2002. – 254 с.
6. Wagle V., Al-Yami A.S., AlSafran A. Designing invert emulsion drilling fluids for HTPT conditions // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. – Dammam: Society of Petroleum Engineer. – 2018. DOI: 10.2118/192192-MS
7. Hon Chung Lau. Laboratory development and field testing of succinoglycan as a fluid-loss-control fluid // SPE Drilling & Completion. – Aberdeen: Society of Petroleum Engineer, 1994. DOI: 10.2118/26724-PA
8. Петров Н.А., Соловьев А.Я., Султанов В.Г. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах. – М.: Химия, 2008. – 440 с.
9. Обоснование алгоритма выбора тех­нологий глушения скважин / П.В. Желонин, Д.М. Мухаметшин, А.Б. Арчиков, А.Н. Звонарев, Н.Н. Краевский, В.Н. Гусаков // Научно-технический вестник ПАО «НК “Роснефть”». – 2015. – № 2. – С. 76–81.
10. Legkokonets V.A., Islamov S.R., Mardashov D.V. Multifactor analysis of well killing operations on oil and gas condensate field with a fractured reservoir // Topical Issues of Rational Use of Mineral Resources. – London: CRC Press, 2018. – P. 111–118.
11. Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов. – М.: Недра, 2001. – 543 c.
12. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / С.А. Рябоконь, А.А. Вольтерс, В.Б. Сурков, В.Н. Глущенко // ОИ. Серия «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – Вып. 19. – 42 с.
13. Егорова Е.В., Выборнова Т.С. Анализ опыта разработки жидкостей для глушения и промывки скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ // Булатовские чтения. – 2018. – Т. 2, ч. 2. – С. 109–112.
14. Мардашов Д.В. Обоснование тех­нологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – СПб.: Санкт-Петер­бургский горный институт им. Г.В. Плеханова, 2008. – 130 с.
15. Гумерова Г.Р., Яркеева Н.Р. Технология применения сшитых полимерных составов // Нефтегазовое дело. – 2017. – № 2. – С. 63–79.
16. Лейк Л. Справочник инженера-нефтя­ника. Инжиниринг резервуаров. – М.: Институт компьютерных исследований, 2018. – 1074 с. 
17. Bouts M.N., Ruud A.T., Samuel A.J. Time delayed and low-impairment fluid-loss control using a succinoglycan biopolymer with an internal acid breaker // SPE Journal. – Texas: Society of Petroleum Engineer. – 1997. DOI: 10.2118/31085-PA
18. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. – М.: Изд-во стандартов, 2006. – 37 с.
19. Foxenberg W.E., Ali S.A., Ke. M. Effects of completion fluid loss on well productivity // SPE Formation Damage Control Symposium. – Lafayette: Society of Petroleum Engineer, 1996. DOI: 10.2118/31137-MS
20. Chesser B.G., Nelson G.F. Applications of weighted acid-soluble workover fluids // Journal of Petroleum Technology. – New York: Society of Petroleum Engineer, 1979. DOI: 10.2118/7008-PA
21. Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтра­ционных свойств продуктивного пласта / С.А. Демахин, А.П. Меркулов, Д.Н. Касьянов, С.В. Малайко, Д.А. Анфиногентов, Е.М. Чумаков // Нефть и газ Евразии. – 2014. – № 8–9. – С. 56–57.
22. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Мардашов Д.В. Область эффективного применения жидкостей глушения нефтяных и газовых скважин // Материалы Междунар. науч.-практ. конф. «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли». – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2017. – Т. 1. – С. 216–221.
23. Овчинников В.П. Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособие / Тюменский государственный нефтегазовый университет. –  Тюмень, 2013. – 96 с.
24. Повышение эффективности глушения скважин Уренгойского месторождения / В.В. Дмитрук, С.Н. Рахимов, А.А. Бояркин, Е.Н. Штахов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 2–4.
25. Бакирова А.Д., Шаляпин Д.В., Двойников М.В. Исследование вязкоупругих составов в качестве жидкости глушения скважин // Академический журнал Западной Сибири. – 2018. – № 4. – С. 44–45.
26. Разработка и испытание жидкостей глушения и блокирующих составов на углеводородной основе при капитальном ремонте газовых скважин Уренгойского НГКМ / М.Г. Жариков, Г.С. Ли, А.И. Копылов, Е.В. Минаева, С.Н. Скотнов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 1. – С. 20–23.
27. Bondarenko A.V., Islamov S.R., Mardashov D.V. Features of oil well killing in abnormal carbonate reservoirs operating conditions // 15th Conference and Exhibition Engineering and Mining Geophysics 2019. – Gelendzhik: European Association of Geoscientists and Engineers, 2019. – P. 629–633. 
28. Sharath S., Donald W., Jonathan W. Acid-soluble lost circulation material for use in large, naturally fractured formations and reservoirs // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. – Manama: Society of Petroleum Engineer, 2017. DOI: 10.2118/183808-MS
29. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / ОАО НПО «Бурение». – Краснодар, 2009. – 337 с.
30. Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продук­тивности нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2004. – 711 с.
31. An organic “Clay Substitute” for nondamaging water base drilling and completion fluids / P.W. Fischer, J.P. Gallus, R.F. Krueger, D.S. Pye, F.J. Simmons, B.E. Talley // Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME / Society of Petroleum Engineer. – Nevada, 1973. DOI: 10.2118/4651-MS
32. Dorman J., Udvary F. Comparative evaluation of temporary blocking fluid systems for controlling fluid loss through perforations // SPE Formation Damage Control Symposium. – Lafayette: Society of Petroleum Engineer, 1996. DOI: 10.2118/31081-MS
33. Dandekar A.Y. Petroleum reservoir rock and fluid properties. – Boca Raton: CRC press, 2013. – 544 p.
34. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. – СПб.: Недра, 2010. – 560 с.
35. Islamov S.R., Bondarenko A.V., Mardashov D.V. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs // Youth Technical Sessions Proceedings: VI Youth Forum of the World Petroleum Council – Future Leaders Forum. – London: CRC Press, 2019. – P. 256–264.
36. ГОСТ 1929-87. Нефтепродукты. Методы определения динамической вязкости на ротационном вискозиметре. – М.: Изд-во стандартов, 2002. – 7 с.
37. Раупов И.Р., Оприкова В.Е. Результаты лабораторных исследований реологических характеристик сшитого полимерного состава // Булатовские чтения. – 2018. – Т. 2, ч. 2. – С. 63–66.
38. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. – 293 с.
39. Elkatatny S.M. Determination the rheological properties of invert emulsion based mud on real time using artificial neural network // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. – Dammam: Society of Petroleum Engineer, 2016. DOI: 10.2118/182801-MS
40. Jouenne S., Klimenko A., Levitt D. Tradeoffs between emulsion and powder polymers for EOR // SPE Improved Oil Recovery Conference. – Tulsa: Society of Petroleum Engineer, 2016. DOI: 10.2118/179631-MS
41. Quintero L., Ponnapati R., Felipe M.J. Cleanup of organic and inorganic wellbore deposits using microemulsion formulations: laboratory development and field applications // Offshore Technology Conference. – Houston: Society of Petroleum Engineer, 2017. DOI: 10.4043/27653-MS
42. Лабораторные методы и устройства для исследования блокирующих составов глушения скважин / Р.Р. Гумеров, Т.Т. Гвритишвили, Д.В. Мардашов, Ш.Р. Исламов // Химическая техника. – 2018. – № 4. – С. 8–10.
43. Разработка структурообразующих кол­лоидных систем для обработки порово-трещиноватых коллекторов / М.Х. Мусабиров, Д.А. Куряшов, К.М. Гарифов, А.Ю. Дмитриева, Э.М. Абусалимов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 71–73.
44. Successful implementation of managed pressure drilling technology under the conditions of catastrophic mud losses in the Kuyumbinskoe field / A. Galimkhanov, D. Okhotnikov, L. Ginzburg,  A. Bakhtin, Y. Sidorov, P. Kuzmin, S. Kulikov, G. Veliyev, M. Badrawi // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Moscow: Society of Petroleum Engineer, 2019. DOI: 10.2118/196791-MS
45. Experience of gas wells development in complex carbonate reservoirs in different stages of development / V. Volkov, A. Turapin, A. Ermilov, S. Vasyutkin, D. Fomin, A. Sorokina // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Moscow: Society of Petroleum Engineer, 2019. DOI: 10.2118/196915-RU

  На различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений пласт испытывает различные напряженно-деформированные состояния. Изменение пластового давления в процессе разработки приводит к смене физико-механических свойств пласта. С точки зрения геохимии, на свойства вмещающих пород также оказывают влияние сами флюиды. Процесс извлечения пластовой жидкости может вызывать не только закупоривание фильтрационных каналов вымываемыми частицами породы и выпадением парафинов и солей, но и уменьшение прочностных и упругих характеристик породы.
  В статье приведен краткий анализ работ, затрагивающих причины изменения физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств пластов в процессе бурения и разработки месторождений нефти. Приведена методика теоретического расчета изменений пористости и проницаемости пластов.
  Для установления сходимости теоретических методов расчета с реальными данными были проведены испытания по определению предела прочности при одноосном сжатии и фильтрационные эксперименты на терригенных образцах одного из месторождений Западной Сибири. В эксперименте по определению физико-механических свойств в качестве жидкостей насыщения использовались вода и керосин в различном соотношении. На основе полученных данных были выведены зависимости модуля упругости и предела прочности при одноосном сжатии от различного вида насыщенности, приведены графики и расчетные формулы. В фильтрационном эксперименте при объемном сжатии определялось влияние эффективного давления на проницаемость образцов. Установлены зависимости уменьшения проницаемости от осевой нагрузки на образец. 
  Полученные зависимости можно использовать при подготовке геолого-технических мероприятий по интенсификации притока и при управлении разработкой месторождения на протяжении всего жизненного цикла.
  Ключевые слова: эффективное давление, пластовое давление, горное давление, пористость, проницаемость, насыщенность, обводненность, деформации, прочностные свойства, упругие свойства, пороупругость, одноосное сжатие.

Карманский Даниил Александрович
Санкт-Петербургский горный университет
karmanskiy.da@yandex.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Петраков Дмитрий Геннадьевич
Санкт-Петербургский горный университет
petrakovdg@mail.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

1. Колчицкая Т.Н., Михайлов Н.Н. Влияние циклических режимов эксплуатации скважин на изменение состояния нефтегазовых пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2002. – № 5. – С. 78–81.
2. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А. Бан [и др.]. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – С. 158–187.
3. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика // Избранные труды. – М.: Наука, 1979. – 384 с.
4. Ребиндер П.А., Шрейнер Л.А. Физико-химический метод ускорения бурения твердых пород с помощью добавок, понизителей твердости к промывным водам // Горный журнал. – 1938. – № 8–9. – С. 16.
5. Ребиндер П.А., Шрейнер Л.А., Жигач К.Ф. Применение понизителей твердости для повышения скоростей бурения на нефть в твердых породах Восточных месторождений // Нефтяная промышленность СССР. – 1940. – № 5. – С. 54. 
6. Ребиндер П.А., Щукин Е.Д. Поверх­ностные явления в твердых телах в процессах их деформации и разрушения // Успехи физических наук. – 1972. – Т. 108,  вып. 1. – С. 3–42.
7. Najmud D., Hayatdavoudi A., Ghalambor A. Laboratory investigation of saturation effect on mechanical properties of rocks // SPWLA 31st Annual Logging Symposium. – 1990. – P. 1–23.
8. Михайлов Н.Н., Попов С.Н. Экспери­ментальные и теоретические исследования влияния механохимических эффектов на фильтрационно-емкостные, упругие и прочностные свойства пород-коллекторов [Электронный ресурс] // Георесурсы, геоэнер­гетика, геополитика. – 2015. – № 1 (11). – URL: http://oilgasjournal.ru/vol_11/popov.html (дата обращения: 10.07.2019).
9. Гладков П.Д., Рогачев M.K. Исследование влияния гидрофобизирующих составов на механическую прочность образцов поли­миктовых песчаников // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 1. – P. 360–366.
10. Евсеев В.Д. О возможности использования эффекта П.А. Ребиндера при бурении скважин // Известия Томского политехнического университета. – 2010. – Т. 317, № 1. – С. 165–169.
11. Евсеев В.Д. Природа эффекта Ребиндера при разрушении горных пород // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 38–40.
12. Карманский А.Т. Экспериментальное обоснование прочности и разрушения насыщенных осадочных горных пород: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – СПб., 2010. – 37 с.
13. Карманский А.Т., Ставрогин А.Н. Влияние влажности, вида напряженного состояния и скорости разрушения на физико-механические свойства горных пород // ФТПРПИ. – 1992. – № 4. – С. 3–10.
14. Влияние геолого-физических харак­теристик продуктивных пластов и свойств пластовых флюидов на выбор вытесняющего агента при заводнении / М. Игдавлетова, Т. Исмагилов, И. Ганиев, А. Телин // Neftegaz.ru. – 2014. – № 7–8. – С. 18–25.
15. Vásárhelyi B., Ván P. Influence of water content on the strength of rock // Engineering Geology. – 2006. – Vol. 84, № 1–2. – P. 70–74.
16. The effects of long-term waterflooding on the physical and mechanical properties of tight sandstones [Электронный ресурс] / B. Zhao [et al.] // 52nd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2018. – URL: https://www.onepetro. org/conference-paper/ARMA-2018-409?sort=&start= 0&q=The+effects+of+long-term+waterflooding+ on+the+physical+and+mechanical+proper-ties+of +tight+sandstones+&from_year=&peer_reviewed =&published_between=&fromSearchResults=true &to_year=&rows=25# (дата обращения: 10.07.2019).
17. Глущенко В.Н., Силин М.А. Объемные и поверхностно-активные свойства жидкостей // Нефтепромысловая химия. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – Т. 2. – 549 с.
18. Экспериментальное и численное моделирование взаимодействия пластовых и технических вод при разработке место­рождения им. Ю. Корчагина / С.В. Делия, Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, Л.А. Анисимов, С.Н. Попов, И.В. Воронцова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 10. – С. 34–41.
19. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т. Механика насыщенных пористых сред. – М.: Недра, 1970. – 339 с.
20. Bishop A.W. The influence of an undrained change in stress on the pore pressure in porous media of low compressibility // Geotechnique. – 1973. – Т. 23, № 3. – P. 435–442.
21. Dake L.P. Fundamentals of reservoir engineering. – Elsevier, 1983. – Vol. 8. – 492 p.
22. Fischer G.J. The determination of permeability and storage capacity: Pore pressure oscillation method // International Geophysics. – Academic Press, 1992. – Vol. 51. – P. 187–211.
23. Lin S., Lai B. Experimental investigation of water saturation effects on Barnett Shale's geomechanical behaviors / Society of Petroleum Engineers. – 2013. DOI: 10.2118/166234-MS
24. Predicting reservoir rock mechanical properties directly from sedimentary characte­risation [Электронный ресурс] / K. Liu [et al.] // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition / Society of Petroleum Engineers. – 2016. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-182342-MS (дата обращения: 10.07.2019).
25. Pore pressure variation at constant confining stress on water – oil and silica nanofluid – oil relative permeability / C.D. Adenutsi [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2018. – № 9. – P. 1–15.
26. Effective stress coefficient for uniaxial strain condition [Электронный ресурс] / M.M. Alam [et al.] // 46th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium / American Rock Mechanics Association, 2012. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ARMA-2012-302?sort=&start=0&q=Effective+ stress+coefficient+for+uniaxial+strain+condition+& from_year=&peer_reviewed=&published_between= &fromSe-archResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 10.07.2019).
27. Wang H.F. Theory of linear poroelasticity with applications to geomechanics and hydrogeology. – Princeton University Press, 2017. – P. 26–49.
28. Nur A., Byerlee J.D. An exact effective stress law for elastic deformation of rock with fluids // Journal of Geophysical Research. – 1971. – Vol. 76, № 26. – P. 6414–6419.
29. Skempton A.W. Effective stress in soils, concrete and rocks-Pore pressure and suction in solis // Conference of the British National Society. – London, 1961. – P. 4–16.
30. Terzaghi K. Theoretical soil mechanics. – London: Chapman And Hall, Limited, 1951. – P. 123–130.
31. Zimmerman R.W., Somerton W.H., King M.S. Compressibility of porous rocks // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. – 1986. – Vol. 91, № B12. – P. 12765–12777.
32. Petroleum related rock mechanics / E. Fjar, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – 2nd ed. – Elsevier, 2008. – Vol. 53. – 492 p.
33. Measuring the Biot stress coefficient and its implications on the effective stress estimate [Электронный ресурс] / A. Nermoen, R. Korsnes, H. Christensen, N. Trads, A. Hiorth, M.V. Madland // 47th US Rock Mechanics. Geomechanics Symposium. – 2013. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ ARMA-2013-282?sort=&start=0&q=Measuring+ the+biot+stress+coefficient+and+is+implications+ on+the+effective+stress+estimate+&from_year=& peer_reviewed=&published_between=&fromSearch Results=true&to_year=&rows=25# (дата обра­щения: 10.07.2019).
34. Jun He, Zhenhua Rui, Kegang Ling. A new method to determine Biot's coefficients of Bakken samples // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 35, part A. – P. 259–264.
35. Biot M.A. General theory of three‐ dimensional consolidation // Journal of Applied Physics. – 1941. – Vol. 12, № 2. – P. 155–164.
36. Biot's effective stress coefficient evaluation: static and dynamic approaches / W. Bailin [et al.] // ISRM International Symposium-2nd Asian Rock Mechanics Symposium / International Society for Rock Mechanics and Rock Engineering. – Beijing, 2001. – P. 369–372.
37. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter – Three different methods / J.A. Franquet [et al.] // Rock Mechanics for Industry. – 1999. – P. 349–355.
38. King M.S., Marsden J.R., Dennis J.W. Biot dispersion for P-and S-wave velocities in partially and fully saturated sandstones // Geophysical Prospecting. – 2000. – Vol. 48, № 6. – P. 1075–1089.
39. Determination of Biot's effective-stress coefficient for permeability of Nikanassin sandstone / L.P. Qiao [et al.] // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2012. – Vol. 51, № 03. – P. 193–197.
40. Sahay P.N. Biot constitutive relation and porosity perturbation equation // Geophysics. – 2013. – Vol. 78, № 5. – P. L57–L67.
41. Müller T.M., Sahay P.N. Skempton coefficient and its relation to the Biot bulk coefficient and micro-inhomogeneity parameter // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2014 / Society of Exploration Geophysicists, 2014. – P. 2905–2909.
42. A combined method to measure Biot’s coefficient for rock [Электронный ресурс] / X. Zhou [et al.] // 49th US Rock Mechanics/ Geomechanics Symposium / American Rock Mecha­nics Association, 2015. – URL: https://www.onepetro.org/ conference-paper/ARMA-2015-584?sort=&start= 0&q=A+combined+method+to+measure+biot%E 2%80%99s+coefficient+for+rock&from_year=& peer_reviewed=&published_between=&fromSearch Results=true&to_year=&rows=25# (дата обраще­ния: 10.07.2019).
43. Biot’s effective stress coefficient of mudstone source rocks [Электронный ресурс] / X. Zhou [et al.] // 51st US Rock Mechanics/ Geomechanics Symposium / American Rock Mechanics As strain condition sociation. – San Francisco, 2017. – URL: https://www.onepetro.org/ conference-paper/ARMA-2017-0235?sort=&start= 0&q=Biot%E2%80%99s+effective+stress+coeffici ent+of+mudstone+source+rocks+%2F+Zhou+X.+ %5Bet+al&from_year=&peer_reviewed=&publish ed_between=&fromSearchResults=true&to_year= &rows=25# (дата обращения: 10.07.2019).
44. Karmanskiy D., Maltsev A. Theoretical and experimental evaluation of formation fluid composition influence on filtration and elastic properties of porous media // Physical and mathematical modeling of Earth and environment processses / eds. V. Karev, D. Klimov, K. Pokazeev. – Springer, Cham, 2017. – P. 84–89.
45. Penkov G.M., Karmansky D.A., Petrakov D.G. Simulation of a fluid influx in complex reservoirs of Western Siberia // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources: Proceedings of the International Forum-Contest of Young Researchers. – St. Petersburg, 2018. – P. 119–124.
46. Bieniawski Z.T., Bernede M.J. Suggested methods for determining the uniaxial compressive strength and deformability of rock materials: Part 1. Suggested method for determining deformability of rock materials in uniaxial compression // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts. – 1979. – Vol. 16, iss. 2. – P. 138–140.
47. Sato M., Takemura T., Takahashi M. Development of the permeability anisotropy of submarine sedimentary rocks under true triaxial stresses // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2018. – Vol. 108. – P. 118–127.
48. Triaxial test research on mechanical properties and permeability of sandstone with a single joint filled with gypsum / J. Yu [et al.] // KSCE Journal of Civil Engineering. – 2016. – Vol. 20, № 6. – P. 2243–2252.
49. Suggested methods for determining the strength of rock materials in triaxial compression: Revised version // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts. – 1983. – Vol. 20, iss. 6. – P. 285–290.

  Приведен опыт проектирования месторождения, осложненного высоким уровнем неопределенности по геологическому строению, аномальными свойствами и составом пластовой воды, наличием галита в поровом пространстве коллектора. Поддержание пластового давления – одно из обязательных условий обеспечения планируемых уровней добычи, однако его реализация не всегда тривиальная задача. На месторождении Восточной Сибири с высокой неоднородностью коллектора, низкой проницаемостью и засолонением исследована проблема моделирования засолоненного коллектора. Рассмотрен опыт определения оптимальной системы разработки с использованием современных методов моделирования, анализа и расчетов. Были выполнены многовариативные расчеты с помощью гидродинамической модели, за основу которой взята вероятностная геологическая модель. Использована методика выбора основных вариантов геологической модели, соответствующей вероятности 10; 50 и 90 % с учетом двух факторов: начальных геологических запасов и связности коллектора. Проведена качественная и количественная оценка изменения продуктивности добывающих скважин вследствие осложнений, вызванных выпадением органических и неорганических осадков в призабойной зоне пласта. Выполнен анализ пластовой воды и минералогического состава горной породы. Эти данные были использованы при моделировании образования органических и неорганических отложений в призабойной зоне пласта вследствие изменения термобарических условий при добыче и закачке жидкости в пласт. Моделирование образования твердой фазы при фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта позволило выявить пороговые значения эксплуатационных характеристик скважины и уровней забойного давления, а также зависимости ухудшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта от количества прокаченной жидкости при выбранном режиме работы скважины.
  Ключевые слова: разработка месторождений, ТРИЗ, засолоненный коллектор, неорганические осадки, моделирование рассоления, расчет продуктивности скважин.

Комалов Саидаброр Бахтиярович
Санкт-Петербургский горный университет
komalov@me.com
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Мальцев Андрей Андреевич
Санкт-Петербургский горный университет
Maltsev.pstbox@gmail.com
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Щербаков Георгий Юрьевич
ООО «Газпромнефть-НТЦ»
Shcherbakov.gu@gazpromneft-ntc.ru
190000, Россия, г. Санкт-Петербург, набережная реки Мойки, 75–79, литера Д

1. Киперь В.Н. Особенности строения ловушек углеводородов в районах с развитой складчато-надвиговой тектоникой на территории деятельности ОАО «Сургут­нефтегаз» (Восточная Сибирь) // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 23–25.
2. A case study of the Verkhnechonskoye field: theory and practice of Eastern Siberia complex reservoirs development / A. Chirgun, A. Levanov, Y. Gordeev, A. Lazeev, A. Timchuk // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/189301-RU
3. Appraisal of a precambrian oil and gas field: Verkhnechonskoye Field, East Siberia, Russian Federation (Russian) / R.S. Tye, J.W. Hornbrook, E.M. Prasse, G.C. Robinson, D.R. Lowe, V.V. Morozov // Society of Petroleum Engineers. – 2008. – January 1. DOI: 10.2118/116859-RU
4. Нигаматов Ш.А., Исмагилова Л.Р., Бощенко А.Н. Прогнозирование зон засолоне­ния песчаников ботуобинского горизонта на примере Чаяндинского месторождения (Вос­точная Сибирь) // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019. – № 3 (13). – С. 35–40.
5. Cullick A.S., Narayanan K., Gorell S.B. Optimal field development planning of well locations with reservoir uncertainty // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/96986-MS
6. Warner G.E. Waterflooding a highly stratified reservoir // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/2106-PA
7. Phade A.A., Gupta Y. Reservoir pressure management using waterflooding: a case study // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/113068-MS
8. Анциферов А.С. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции. – [Б.м.]: Геология и геофизика. – С. 499–510.
9. Воробьев В.С., Клиновая Я.С. Причины засолонения терригенных пород в пределах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь) // Газовая промышленность. – 2017. – № 4 (751). – С. 36–43.
10. Gaydukov L.A., Nikolaev V.A., Voro­bev V.S. Features of water and process fluids effect on filtration properties of terrigenous reservoirs of the Nepa Suite of Eastern Siberia // Presented at SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16–18 October. – Moscow, 2017. – P. 1–10. DOI: https://doi.org 10.2118/187880-MS
11. Morrow N., Buckley J. Improved oil recovery by low-salinity waterflooding // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/129421-JPT
12. Komalov S., Shelest N. Solving the problems in the hydrodynamic modeling of the Eastern Siberia field with salted deposits // Presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Russia, 22–24 October 2019. – Moscow, 2019. – P. 1–14. DOI: 10.2118/196877-MS
13. Development history case of a major oil-gas-condensate field in a new province / V.A. Grinchenko, D.A. Anuryev, A.V. Miroshnichenko, Y.I. Gordeev, A.N. Lazeev // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/166887-RU
14. Honarpour M., Mahmood S.M. Relative-permeability measurements: an overview // Society of Petroleum Engineers. – P. 1–4. DOI: 10.2118/18565-PA
15. Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Давыдова О.П. Определение фильтрационно-емкостных свойств засолоненных коллекторов в терригенных отложениях непского свода Восточной Сибири // Каротажник. – 2012. – 12 (22). – С. 26–41.
16. The development of chemical stimulation method trends in sandstone reservoirs / G. Shcherbakov, A. Yakovlev, A. Groman, A. Maltcev // Presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Russia, 22–24 October 2019. Moscow, 2019. P. 1–7. DOI: https://doi.org/10.2118/196992-MS11
17. Ghalambor A., Economides M.J. Formation damage abatement: a quarter-century perspective // Paper SPE 58744 presented at the SPE International Symposium on Formation Damage. – Lafaette, 2000. – P. 1–15.
18. Antropogenic factors of near-wellbore zone colmatation and its’ elimination / P. Kononenko, D. Skachedub, A. Matsigorov, V. Slidenko, L. Listovshcik // Neff Gaz. Novacii. – 2012. – № 7. – P. 44–51.
19. About some reasons of decrease or absence of acidizing effectiveness on production and injecting wells / P. Kononenko, A. Skachedub, L. Magadova, A. Matsigorov, P. Kozak, V. Slidenko, L. Listovshcik // Neft. Gaz. Novacii. – 2012. – № 12. – P. 72–79.
20. Разработка и внедрение инструмента для достижения потенциала добычи / А.В. Билинчук, Ф.Ф. Халиуллин, А.Н. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 84–86. 
21. Andzhukaev Ts.V., Margarit A.S., Pustovskikh A.A. A tool for achieving the base production potential // Paper SPE 187790-MS presented at SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Moscow, 2017. – P. 1–15.
22. Pedersen K.S., Christensen P.L. Phase behavior of petroleum reservoir fluids. – Boca Raton: Taylor & Francis Group, 2007. – P. 336.
23. Ahmed T. Equations of state and PVT analysis. – Houston: Gulf Publishing Company, 2007. – 570 p.
24. Chung F., Sarathi P., Jones R. Modeling of asphaltene and wax precipitation. – Bartlesville: Bartlesville Project Office, 1991. – P. 47.
25. Firoozabadi A. Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs. – New York: McGraw-Hill Companies, 1999. – P. 335.
26. Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation / A. Hirshberg [et al.] // Society of Petroleum Engineers Journal. – New Orlean, 1984. SPE-11202-PA.
27. Isaeva A., Grushnikov I., Dobrozhanskiy V. Analysis of vapor-liquid equilibrium parameters of multicomponent hydrocarbon mixtures using cubic equations of state // SPE Russian Petroleum Technology Conference / Society of Petroleum Engineers. – Moscow, 2018. SPE-191619-18RPTC-RU.
28. Evaluation of different correlation performance for the calculation of the critical properties and acentric factor of petroleum heavy fractions / D.B. Lacerda [et al.] // Recent Insights in Petroleum Science and Engineering. – Macaé: INTECH, 2017. – P. 160.
29. Efficient modelling of asphaltene precipitation / L.X. Nghiem [et al.] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – Houston: Society of Petroleum Engineers, 1993. SPE-26642-MS.
30. Nghiem L.X., Aziz K., Li Y.K. A robust iterative method for flash calculations using the soave-redlich-kwong or the Peng-Robinson equation of state // Society of Petroleum Engineers Journal. – Las Vegas: Society of Petroleum Engineers, 1983. SPE-8285-PA.
31. Vargas F.M., Tavakkoli M. Asphaltene deposition: fundamentals, prediction, prevention, and remediation. – Boca Raton: Taylor & Francis Group, 2018. – P. 381.
32. Won K.W. Thermodynamics for solid solution-liquid-vapor equilibria: wax phase formation from heavy hydrocarbon mixtures // Fluid Phase Equilibria. – Amsterdam: Elsevier Science Publishers B.V., 1986. – С. 265–279.
33. Segev R., Hasson D., Semiat R. Rigorous modeling of the kinetics of calcium carbonate deposit formation // AIChE Journal. – 2011. – 58(4). – P. 1222–1229.
34. Omoregbe Bello. Calcium carbonate scale deposition kinetics on stainless steel surfaces, / The University of Leeds School of Mechanical Engineering Leeds, UK, 2017. – P. 218. 
35. Numerical modelling of salt leaching-dissolution process / F. Laouafa, J. Guo, M. Quintard, H. Luo // Presented at the 49th U.S. Rock Mechanics-Geomechanics Symposium, 28 June – 1 July, 2015. – San Francisco, 2015. – P. 1–10. URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2015-026 (дата обращения: 12.09.2019).
36. Михайлов H.H., Чирков M.B. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи // Бурение и нефть. – 2009. – № 2. – С. 32–33
37. Оптимальные параметры разработки нефтяного месторождения / М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, С.А. Нехаев, Д.М. Карамутдинова // Российская нефтегазовая техническая конфе­ренция, 16–18 октября 2012 г. – М., 2012. – С. 1–21. – URL: https://doi.org/10.2118/162089-RU (дата обращения: 12.09.2019).
38. Определение критериев выбора оптимального способа разработки в низко­проницаемых коллекторах [Электронный ресурс] / Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, Д.А.Самоловов, А.Н. Ситников // Российская нефтегазовая техническая конференция, 24–26 октября 2016 г. – Москва, 2016. – С. 1–11. – URL: https://doi.org/ 10.2118/182041-RU (дата обращения: 12.09.2019).
39. Halvorsen G., Sagen J. A multiple fractured-horizontal well case study // Society of Petroleum Engineers. – 2000. – January 1. DOI: 10.2118/65503-MS
40. Wang B., Markitell B.N., Huang W.S. Case studies of horizontal well design and production forecast // Society of Petroleum Engineers. – 1993. – January 1. DOI: 10.2118/25567-MS
41. Kovalchuk S.V., Polushina E.V., Goren­kova E.A. Results of studying and realization examples of oil rims fields development in the Gazpromneft company // PRONEFT. Professional’no o nefti. – 2019. – № 1 (11). – P. 12–17.
42. Samsundar K., Moosai R.S., Chung R.A. Effective reservoir management of thin oil rims // Society of Petroleum Engineers. – 2005. – January 1. DOI: 10.2118/94803-MS
43. Cosmo C., Fatoke O. Challenges of gas development: Soku field oil rim reservoirs // Society of Petroleum Engineers. – 2004. – January 1. DOI: 10.2118/88894-MS
44. Hazlett R.D., Babu D.K. Optimal well placement in heterogeneous reservoirs via semi-analytic modeling // SPEJ. – 2005. – Sept. – Р. 286–296.
45. A method to determine optimal switching time to injection mode for field development system / A.N. Sitnikov, A.A. Pustovskikh, A.P. Roshchektaev, T.V. Andzhukaev // Oil industry. – 2015. – № 3. – P. 84–87.
46. Brundred L.L. Economics of water flooding // Society of Petroleum Engineers. – 1955. – January 1. DOI: 10.2118/459-G

  Кислотные обработки являются одним из наиболее распространенных методов повышения продуктивности добывающих скважин, эксплуатирующих карбонатные отложения. Проведение данного рода мероприятий на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», условно подразделяющихся на Южную, Северную и Ножовскую группы в зависимости от расположения на территории Пермского края, осложняется особенностями геологического строения залежей, различием минералогического состава горных пород и свойств пластовых флюидов. С целью определения наиболее оптимальной рецептуры для кислотного воздействия на карбонатные отложения каждой группы месторождений рассмотрен промысловый опыт применения трех наиболее используемых композиций – ДН-9010, ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К. В ходе работы изучены особенности структуры пустотного пространства коллекторов с помощью методов рентгеновской томографии, определен минералогический состав горных пород с помощью карбонатомера КМ-04М, выделена доля успешных мероприятий с каждым из кислотных составов и проведена оценка их эффективности на основании изменения продуктивности скважин и фильтрационных параметров пласта после обработок, полученных при интерпретации материалов гидродинамических исследований. В результате анализа промысловых данных установлено, что количество мероприятий, достигнувших планового прироста дебита нефти, с композициями ФЛАКСОКОР-210 и НПС-К в карбонатных отложениях Южной, Северной и Ножовской групп месторождений несколько превышает количество успешных кислотных обработок составом ДН-9010, что подтверждается данными гидродинамических исследований, где также выделена наибольшая эффективность композиций НПС-К и ФЛАКСОКОР-210 по сравнению с ДН-9010. Наибольшая эффективность кислотного состава НПС-К отмечена на карбонатных залежах Южной и Ножовской групп месторождений, в то время как композиция ФЛАКСОКОР-210 демонстрирует лучшие результаты в отложениях Северной группы месторождений.
  Ключевые слова: кислотная обработка, карбонатный коллектор, соляная кислота, кислотный состав, месторождения Пермского края, эффективность кислотных обработок, рентгенотомографические испытания, структура пустотного пространства, карбонатность, нерастворимый осадок, успешность кислотных обработок, гидродинамические исследования, коэффициент продуктивности, проницаемость призабойной зоны пласта, проницаемость удаленной зоны пласта.

Новиков Владимир Андреевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
novikov.vladimir.andr@gmail.com
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Мартюшев Дмитрий Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
martyushevd@inbox.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Анализ эффективности геолого-тех­нических мероприятий / Р.Р. Рамазанов, К.А. Харламов, И.И. Летко, Р.А. Марценюк // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 62–65. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-6-62-65
2. Иктисанов В.А., Сахабутдинов Р.З. Оценка технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи при помощи анализа динамики добычи // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 72–76. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-5-72-76
3. Борхович С.Ю., Пчельников И.В., Натаров А.Л. Формирование критериев подбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 80–83. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-4-80-83
4. Распопов А.В., Новокрещенных Д.В. Анализ результатов применения методов интенсификации на карбонатных коллекторах месторождений Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 10. – C. 73–82. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.10.7
5. Зейгман Ю.В., Сергеев В.В., Аюпов Р.Р. Классификация физико-химических методов интенсификации добычи нефти по механизму воздействия на пластовую систему // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 1. – C. 50–53.
6. Новокрещенных Д.В., Распопов А.В. Эффективность реализации технологии радиального бурения и матричных кислотных обработок карбонатных коллекторов место­рождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 118–121.
7. Мордвинов В.А. Механизм воздействия соляно-кислотных растворов на карбонатный коллектор // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 1. – С. 44–46.
8. Определение оптимальной скорости закачки кислотных составов по результатам исследований на кернах / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, В.Н. Глущенко // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – C. 52–54.
9. Закиров Т.Р., Никифоров А.И. Модели­рование кислотного воздействия на нефтяные пласты при заводнении // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 62–65.
10. Modeling and simulation of wormhole formation during acidization of fractured carbonate rocks / P. Liu, J. Yao, G.D. Couples, J. Ma // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 154. – P. 284–301. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.04.040
11. Towards a better understanding of wormhole propagation in carbonate rocks: linear vs. radial acid injection / X. Qiu, G. Aidagulov, M. Ghommem, E. Edelman // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 171. – P. 570–583. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.07.075
12. К вопросу выбора технологии кислот­ного воздействия для интенсификации добычи нефти / Ю.В. Зейгман, А.В. Лысенков, В.В. Мухаметшин, Ш.Х. Султанов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 6. – С. 44–50.
13. Исследование кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбо­натные коллекторы месторождения имени Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 112–117.
14. Системный подход к кислотным обработкам призабойных зон скважин / И.М. Насибулин, Л.А. Корнильцев, Г.И. Васясин, Б.А. Баймашев // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 2. – С. 21–26.
15. Shirazi M.M., Ayatollahi S., Ghotbi C. Damage evaluation of acid-oil emulsion and asphaltic sludge formation caused by acidizing of asphaltenic oil reservoir // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 174. – P. 880–890. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.11.051
16. Location and magnitude of formation damage due to iron precipitation during acidizing carbonate rocks / A.I. Assem, H.T. Kumar, H.A. Nasr-El-Din, C.A. De Wolf // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 179. – P. 337–354. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.04.073
17. Ituen E., Mkpenie V., Dan E. Surface protection of steel in oil well acidizing fluids using L-theanine-based corrosion inhibitor formulations: experimental and theoretical evaluation // Surfaces and Interfaces. – 2019. – Vol. 16. – P. 29–42. DOI: 10.1016/j.surfin.2019.04.006
18. Finšgar M., Jackson J. Application of corrosion inhibitors for steels in acidic media for the oil and gas industry: a review // Corrosion Science. – 2014. – Vol. 86. – P. 17–41. DOI: 10.1016/j.corsci.2014.04.044
19. Глущенко В.Н. Функциональная роль ПАВ в кислотных составах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 2. – С. 27–35.
20. Prospective acid microemulsions develop­ment for matrix acidizing petroleum reservoirs / R.T.R. Carvalho, P.F. Oliveira, L.C.M. Palermo, A.A.G. Ferreira // Fuel. – 2019. – Vol. 238. – P. 75–85. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.10.003
21. Комплексный подход к разработке дизайна кислотных обработок скважин место­рождения им. Р. Требса / А.Е. Фоломеев, С.А. Вахрушев, А.Р. Шарифуллин, Л.Е. Лен­ченкова // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 72–75.
22. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Г.Т. Булгакова, А.Г. Телин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 78–82.
23. Фоломеев А.Е., Вахрушев А.С., Михайлов А.Г. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технологических условиях месторождений ОАО АНК «Башнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 108–112.
24. Совершенствование технологии кислот­ных обработок / А.А. Хакимов, Р.И. Саттаров, А.В. Качурин, А.В. Акимкин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 54–55.
25. Garrouch A.A., Jennings A.R. A contem­porary approach to carbonate matrix acidizing // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 158. – P. 129–143. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.08.045
26. Насибулин И.М., Мисолина Н.А., Баймашев Н.А. Современные представления о влиянии геологических факторов, определяющих процесс взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 3. – С. 56–61.
27. Одинцова Ю.В. Влияние фильтра­ционно-емкостных свойств и пластовых условий на эффективность кислотных обработок карбонатного пласта // Газовая промышленность. – 2012. – № 6. – С. 38–40.
28. Анализ факторов, влияющих на эффективность соляно-кислотных обработок / Н.Г. Ибрагимов, Р.Г. Заббаров, А.М. Даминов, Р.А. Козихин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 70–71.
29. Karimi M., Shirazi M.M., Ayatollahi S. Investigating the effects of rock and fluid properties in Iranian carbonate matrix acidizing during pre-flush stage // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 166. – P. 121–130. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.03.002
30. Modelling temperature-influenced aci­dizing process in fractured carbonate rocks / G. Ma, Y. Chen, Y. Jin, H. Wang // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2018. – Vol. 105. – P. 73–84. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2018.03.019
31. Мартюшев Д.А. Лабораторные исследования кислотных составов для обработки коллекторов, характеризующихся различной карбонатностью и структурой пустотного пространства горных пород // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329, № 4. – С. 6–12.
32. Традиционные и прецизионные методы изучения порового пространства нефтеносных коллекторов / Р.Х. Сунгатуллин, Р.Р. Исламова, Р.И. Кадыров, Г.М. Сунгатуллина // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 89–91. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-89-91
33. Определение остаточной водонасыщен­ности пород-коллекторов методом рентгеновской томографии / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов, Н.Е. Грачев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 38–42. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-3-38-42
34. X-ray microtomography of hydrochloric acid propagation in carbonate rocks / A.C. Machado, T.J.L. Oliveira, F.B. Cruz, R.T. Lopes // Applied Radiation and Isotopes. – 2015. – Vol. 96. – P. 129–134. DOI: 10.1016/j.apradiso.2014.10.027
35. Numerical simulation and X-ray imaging validation of wormhole propagation during acid core-flood experiments in a carbonate gas reservoir / A. Safari, M.M. Dowlatabad, A. Hassani, F. Rashidi // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 30. – P. 539–547. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.02.036
36. Carbonate aciding: modeling, analysis, and characterization of wormhole formation and propagation / M. Ghommem, W. Zhao, S. Dyer, X. Qiu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – Vol. 131. – P. 18–33. DOI: 10.1016/j.petrol.2015.04.021
37. Porous media investigation before and after hydrochloric acid injection on a pre-salt carbonate coquinas sample / A.C. Machado, A.P. Teles, A. Pepin, N. Bize-Forest // Applied Radiation and Isotopes. – 2016. – Vol. 110. – P. 160–163. DOI: 10.1016/j.apradiso.2016.01.005
38. Dong K., Zhu D., Hill A.D. The role of temperature on optimal conditions in dolomite acidizing: an experimental study and its applications // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 165. – P. 736–742. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.03.018
39. An experimental study on acid-rock reaction kinetics using dolomite in carbonate acidizing / H. Yoo, Y. Kim, W. Lee, J. Lee // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 168. – P. 478–494. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.05.041
40. Zhang K., Zhu X.K., Yan B. A refined dissolution method for rare earth element studies of bulk carbonate rock // Chemical Geology. – 2015. – Vol. 412. – P. 82–91. DOI: 10.1016/j.chemgeo.2015.07.027
41. Захарян А.Г., Мусин Р.М., Цимич М. Анализ эффективности физико химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на объектах ОАО «НК “Роснефть”» // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 58–59.
42. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенси­фикации добычи нефти в ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 86–89.
43. Выявление критериев успешного применения соляно-кислотных обработок по пластам окского надгоризонта Сорочинско-Никольского месторождения / В.В. Фирсов, М.А. Кузнецов, А.Ю. Попов, Д.К. Сагитов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 2. – С. 70–76.
44. Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Исследование особенностей выработки запасов трещинно-поровых коллекторов с исполь­зованием данных гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 102–104. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-102-104
45. 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.
46. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 78–79.
47. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. К определению пластового давления при гидродинамических иссле­дованиях скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 98–100.

  Особенностью добычи углеводородов на территории Пермского края является разработка как нефтяных, так газовых и газоконденсатных месторождений, на части из них реализована совместная добыча флюидов. Запасы свободного газа, а также газовых шапок имеются на каждом пятом разрабатываемом месторождении Пермского края.
  На стыке разработки жидких и газообразных флюидов возникают предпосылки для реализации комбинированных, многофункциональных технологий. При этом трансформация псевдонегативного фактора – наличия газа – в положительный вектор может значительно повысить эффективность освоения ресурсов углеводородов.
  В статье рассмотрен комплексный подход к вопросу эффективной разработки нефтегазовых залежей. При нем учитывались геологические и технологические особенности нефтегазовых залежей, такие как тип нефтегазовой залежи, соотношение запасов газа и нефти, тип коллектора, подвижность запасов нефти, коэффициент анизотропии проницаемости, активность водонапорного режима. Значительное внимание уделялось агентам воздействия. Авторами выполнен анализ различных реализуемых технологий и технических решений: система поддержания пластового давления (вода, газ), водогазовое воздействие (закачка водогазовой смеси и мелкодисперсной водогазовой смеси), газлифт, барьерное заводнение. Акцент в данном случае сделан на активную систему разработки.
  В результате даны предложения по повышению эффективности разработки нефтегазовых залежей с учетом геологических и технологических особенностей. В качестве примера реализации комплексного подхода с применением активных технологий использования энергии газа рассмотрен нефтегазовый объект одного из месторождений Пермского края. Выполнен анализ текущего состояния, определены основные проблемы разработки. Даны рекомендации по совместной разработке газовой шапки и нефтяной оторочки с условием неподвижности газонефтяного контакта и применению технологии закачивания мелкодисперсной водогазовой смеси.
  Ключевые слова: повышение эффективности, комплексная разработка, нефтегазовая залежь, газовая шапка, нефтяная оторочка, водогазовое воздействие, мелкодисперсная водогазовая смесь.

Гончарова Ольга Разимовна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Olga.R.Goncharova@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Козлов Сергей Васильевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Sergej.Kozlov@pnn.lukoil.com
​614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Анализ и уточнение сырьевой базы нефти, газа и конденсата Пермского края / Ю.А. Жуков [и др.]; ПермНИПИнефть. – Пермь, 2002. – 194 с.
2. Razak E.A., Chan K. S., Darman N.B. Breaking oil recovery limit in Malaysian thin oil rim reservoirs: force balance revisited / Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/130388-MS
3. Putten Van S., Naus M.T. Concurrent oil & gas development wells: a smart well solution to thin oil rim presence in gas reservoirs // International Petroleum Technology Conference. DOI: 10.2523/IPTC-12344-MS
4. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1984. – 487 с.
5. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 309 с.
6. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998. – 628 с.
7. Шандрыгин А.Н. Совместная разработка нефтяной оторочки и газовой шапки: доклады практического семинара. – М.: ВНИГНИ, 2014.
8. Olamigoke O., Peacock A. First-pass screening of reservoirs with large gas caps for oil rim development // Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/128603-MS 
9. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. – М.: Недра, 1993. – 350 с.
10. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 199 с.
11. Dake L.P. Fundamentals of reservoir engineering. – Amserdam: Elsevier, 1978. – 443 р.
12. Довжок Е.М., Балакирев Ю.А., Мирзоян Л.Э. Регулирование разработки и увеличение нефтеотдачи пластов. – Киев.: Техника, 1989. – 144 с.
13. Опыт повышения нефтеотдачи пластов чередующейся закачкой двуокиси углерода и воды / Хисамутдинов Н.И. [и др.] // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. – М., 1981. – Вып. 8. – 64 с.
14. Крючков В.И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Бугульма, 2002. – 19 с.
15. Masoudi R., Karkooti H., Othman M. How to get the most out of your oil rim reservoirs? International Petroleum Technology Conference. DOI: 10.2523/IPTC-16740-MS 
16. Тимурзиев А.И. Технология прогно­зирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора // Геофизика. – 2008. – № 3. – С. 41–60.
17. Хавкин А.Я. Физико-Химические аспекты процессов вытеснения нефти в пористых средах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1994. – № 7–10. – С. 30–37.
18. Экспериментально-аналитическое иссле­дование вытеснения нефти газом / А.М. Петра­ков, Э.М. Симкин, Ю.А. Егоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 98–100.
19. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М.: Газоил пресс, 2006. – 200С.
20. Asheim H. Criteria for gas-lift stability / Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/16468-PA.
21. Kabir M., McKenzie P., Connell C. Gas injection technique to develop rim oil, Mereenie Field, Australia. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/50050-MS
22. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействий // Нефтепромысловое дело. – 1995. – № 8. – С. 54–59.
23. Enhanced oil recovery / R.E. Bailey [et al.] // Natl. Petroleum Council, Industry Advisory Committee to the U.S. – Washington, 1984.
24. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 7. – С. 13–21.
25. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки природных газов. – М.: Недра, 1999. – 412 с.
26. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Много­фазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 336 с.
27. Шевченко А.К. К методике определения вытеснения нефти водогазовой смесью на физических моделях // Интервал. – 2007. – № 2. – С. 52–53.
28. Земцов Ю.В. Перспективы дальнейшего развития применения мелкодисперсных водогазовых смесей в качестве вытесняющего агента // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 7. – С. 34–38.
29. Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения мелкодисперсной водогазовой смеси / С.В. Ботркевич, Н.В. Савицкий, С.Г. Рассохин, Е.У. Сафиуллина // Нефтепро­мысловое дело. – 2004. – № 2. – С. 22–26.
30. Kuppe F., Chugh S., Kyles J.D. Modelling the reservoir mechanisms for gas cap blowdown of the virginia hills belloy Reservoir / Petroleum Society of Canada. DOI: 10.2118/00-11-02
31. Моделирование водогазового воз­действия на низкопроницаемый нефтяной пласт / С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий,  А.В. Мизин [и др.] // Газовая промышленность. – 2009. – № 5. – С. 40–44.
32. Hamoodi A.N., Abed A.F., Firoozabadi A. Compositional modelling of two-phase hydrocarbon reservoirs / Petroleum Society of Canada. DOI: 0.2118/01-04-03
33. Coutinho R., Williams W., Waltrich P., Mehdizadeh P., Scott S. A model for liquid-assisted gas-lift unloading // Conference Paper 18th International Conference on Multiphase Production Technology. – Cannes, 2017. – BHR-2017-345R.
34. Mehana M., Fahes M., Huang L. The density of oil/gas mixtures: insights from molecular simulations / Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/187297-PA
35. Технико-экономическое обоснование объектов разработки для опытно-промышленных испытаний технологии ВГВ по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»: отчет НИР / Филиал «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2013. – 174 с.
36. Симкин Э.М. Механизм доизвлечения остаточной нефти при водогазовом воздействии на обводненные пласты // Нефтегазовые технологии. – 2011. – № 6. – С. 11–16.
37. Banerjee S. Developments and challenges of mature oil fields / Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/0313-011-TWA
38. Вафин Р.В. Повышение эффективности технологии водогазового воздействия на пласт на Алексеевском месторождении // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 2. – С. 33–35.
39. Шевченко А.К., Чижов С.И., Тарасов А.В. Предварительные результаты закачки в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси на поздней стадии разработки Котовского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 100–102.
40. Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 1. – С. 10–14.
41. Анализ современного состояния проблемы внедрения технологий водогазового воздействия для повышения нефтеотдачи пластов с использованием попутно добываемого нефтяного газа / А.М. Петраков [и др.] // Вып. 147: Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений / ОАО «ВНИИнефть»; под ред. Д.Ю. Крянева, С.А. Жданова. – М., 2012. – С. 5–22.
42. Байков Н.М. Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 101–103.
43. Hinderaker L., Njaa S. Fri utilization of associated petroleum gas (APG) – the Norwegian experience / Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/136316-MS
44. Pidcock G.A., Watson D.W. A review of Canadian frontier technology advances in the search for oil and gas / Petroleum Society of Canada. DOI: 10.2118/91-02-05
45. Козлов С.В., Хрняк С.Д. Добыча природного газа на территории Пермского края в вопросах и ответах. – Пермь: Ай Кью Пресс, 2012. – 295 с.
46. О гидродинамических последствиях массовой остановки скважин в 90-х годах ХХ века / Е.В. Лозин, А.В. Аржиловский, А.Н. Червякова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 62–65.