Анализируется разработка методических приемов для дифференциации фильтрационно-емкостных и петрографических свойств в зависимости от фациальной принадлежности. Детально изучено влияние структуры по Данему на изменения фильтрационно-емкостных свойств, в том числе с использованием полноразмерных образцов керна. В качестве объекта исследований выбрана пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. Коллекторские характеристики рассматриваемой толщи весьма неоднородны: наряду с высокопористыми и кавернозными породами в разрезе имеются низкопористые и трещиноватые разности, причем это относится к породам разного литологического состава.
  Изучение фильтрационно-емкостных свойств было проведено более чем на 9000 стандартных образцов керна и около 1000 образцов полноразмерного керна, которые учитывают масштабный фактор и включают в себя микротрещины, каверны большого размера и матрицу породы, соизмеримые с размерами образцов. Для сложнопостроенных карбонатных коллекторов особенно важным является анализ максимального диапазона изменений. В свою очередь на основании проведенных литолого-петрографических и петрофизических исследований авторами было выделено четыре типа коллекторов и восемь различных литогенетических типов, для каждого из которых оценены геолого-физические параметры. На основании построенных графиков накопленной корреляции удалось выделить четыре зоны неоднородности, которые обусловлены влиянием свойств образцов керна разных литогенетических типов. По результатам проведенных петрографических и петрофизических исследований впервые для Усинского месторождения изучено влияние различных петролитотипов на изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. С учетом всех проведенных экспериментов установлено, что породы пермокарбоновой залежи Усинского месторождения характеризуются крайней неоднородностью емкостных свойств, меняющихся в широких пределах. В связи с этим необходимо выполнять дифференциации петрофизических связей типа «керн – керн» в зависимости от структуры пустотного пространства и литологического типа пород.
  Ключевые слова: лабораторные исследования керна, фильтрационно-емкостные свойства, анизотропия свойств, полноразмерные образцы керна, математико-статистический анализ, классификация по Данему.

Попов Никита Андреевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Nikita.Popov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Путилов Иван Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Ivan.Putilov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Гуляева Анастасия Андреевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Anastasija.Guljaeva@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Винокурова Екатерина Евгеньевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Ekaterina.Vinokurova@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Файрузова Юлия Владимировна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Yulija.Fairuzova@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Гурбатова И.П., Мелехин С.В., Юрьев А.В. Особенности изучения петрофизических и упругих свойств керна в сложнопостроенных коллекторах нефти и газа при моделировании термобарических пластовых условий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 5. – С. 67–72.
2. Костин Н.Г., Губайдуллин М.Г. Влияние размеров исследуемых образцов керна на величину коэффициента пористости карбонатных и терригенных коллекторов // Геологические опас­ности: материалы ХV Всерос. конф. с междунар. участием. – Архангельск, 2009. – С. 248–250. 
3. Петерсилье В.И., Рабиц Э.Г., Белов Ю.Я. Методы и аппаратура для изучения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов на образцах большого размера. – М.: Недра, 1980. – 53 с.
4. Алексин Г.А., Клещев А.А., Россихин Ю.А. Перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции. – М.: ВНИИОЭНГ, 1982. – 44 с.
5. Dougias R., Rasoul A. Reconsidering Klinkenbergs permeability data. – SCA. Norway, 2018. – 1 p.
6. Arabjamaloei R., Daniels D., Ebeltoft E. Validation of permeability and relative permeability data using mercury injection capillary pressure data. – SCA. Norway, 2018. – 2 p.
7. Shaw D., Mastaghimi P., Hussein F., Armstrong R. Insights, trends and challenges associated with measuring goal relative permeability. – SCA. Norway, 2018. – 10 p.
8. Pruno S., Rodvent H.E., Scjaeveland O. Measurement of spontaneous imbibition capillary pressure saturation and resistivity index by counter technique at net reservoir stress and elevated temperature. – SCA. Norway, 2018. – 2 p.
9. A fast method for trapped gas determination / P. Faurissoux, M. Lutui-Tefuka, C. Caubit, B. Lalanne, B. Nicot. – SCA. Norway, 2018. – 2 p.
10. Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н. Изучение анизотропии сложнопостроенных карбонатных коллекторов лабораторными методами // Актуаль­ная проблема развития нефтегазового комплекса России: сб. тез. докл. VIII Всерос. науч.-техн. конф. – М., 2010. – Ч. 1. – С. 94–95.
11. Гурбатова И.П., Кузьмин В.А., Михайлов Н.Н. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбо­натных коллекторов // Геология нефти и газа. – 2011. – № 2. – С. 74–82.
12. Особенности изучения карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами / Фил. ООО «ЛУКОЙЛ-инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми; И.П. Гурбатова, Д.В. Глушков, П.Н. Рехачев, С.В. Мелехин, Н.А. Попов. – Пермь: Астер Диджитал, 2017. – 264 с.
13. Михайлов Н.Н., Гурбатова И.П. Масштаб­ный эффект при лабораторном определении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостро­енных карбонатных коллекторов // Технологии нефти и газа. – 2011. – Т. 75, № 4. – С. 32–35.
14. Эпоха полноразмерного керна при лабораторных исследованиях технологий повы­шения нефтеотдачи пластов / И.С. Путилов, П.Н. Рехачев, И.П. Гурбатова, Н.Н. Барковский, О.И. Якимов, О.А. Морозюк // Вестник Пермского национального исследовательского политехни­ческого университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 19. – С. 155–164. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.6
15. Суходанова С.С. Создание 3D-модели залежи с карбонатными трещиноватыми коллекторами на основе комплексирования гидродинамических, геофизических, сейсмических и промысловых данных (на примере нижнепермских отложений Варандейс­кого месторождения): дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. – М., 2016. – 157 с.
16. Advances in core evaluation. Accuracy and precision in reserves estimation // Reviewed Proceedings of the First Society of Core Analysts European Core Analysis Symposium. – London, 1990. – 567 p.
17. Сборник сметных норм на геолого­разведочные работы. – Вып. 7: Лабораторные исследования полезных ископаемых и горных пород. – М.: ВИЭМС, 1993. – 70 с.
18. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. – М.: Изд-во стандартов, 1985. – 7 с.
19. МР-ИСМ-03-ОЛФИ-046-2013. Горные по­роды. Определение коэффициента открытой пористости газоволюметрическим методом. – Пермь: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2013. – 22 с. 
20. Губайдуллин М.Г., Белозеров И.П., Юрьев А.В. Экспериментальные исследования относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытесне­ния нефти водой в сложнопостроенных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 2. – С. 49–52.
21. Двухфазная фильтрация в трансверсально-изотропной пористой среде. Теория и эксперимент / М.Н.Дмитриев, В.В. Кадет, М.Н. Кравченко, С.Г. Россохин // Известия РАН. – 2004. – № 4. – С. 92–97.
22. Экспериментальное изучение фильтраци­онных свойств анизотропных коллекторов углево­дородного сырья / Н.М. Дмитриев, А.Н. Кузьмичев, Н.Н. Михайлов, В.М. Максимов // Бурение и нефть. – 2015. – № 11. – С. 6–9.
23. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. – М.: Нефть и газ, 1997. – 387 с.
24. Зайнутдинов Р. С. Совершенствование метода определения остаточной нефтенасыщен­ности пластов по керну для оценки коэффициентов вытеснения нефти водой: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06. – Уфа, 1998. – 162 с.
25. Зубков М.Ю., Микулина О.И., Пушин А.В. Результаты исследований относительных фазовых проницаемостей разновозрастных продуктивных отложений Красноленинского месторождения // Вестник недропользования Ханты-Мансийского автономного округа. – 2012. – № 25. – С. 42–52.
26. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М.: Издательство НИЦ Регулярная и хаотическая динамика, 2004. – 629 с.
27. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов, А.В. Джемесюк, Т.Н. Кольчицкая, Н.А. Семенова. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1990. – 59 с.
28. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 301 с.
29. Некоторые результаты оценки влияния способов экстракции нефтенасыщенных карбо­натных пород на их коллекторские свойства / Н.Ш. Хайрединов, А.А. Губайдуллин, Е.А. Юдин­цев, С.А. Блинов // Труды ТатНИПИнефть. – Бугульма, 1987. – № 60. – С. 103–109.
30. Шванов В.Н., Фролов В.Т., Сергеева Э.И. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов. – СПб.: Недра, 1998. – 521 с.
31. Herrera R.G., Fernando S.V., Hernandez F.P. On the petrophysics of carbonate reservoirs through whole cole analysis // Society of Petroleum Engineers, International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico, 10–13 October. – Veracruz, Mexico, 1994.
32. Pore geometry of carbonate rocksand capillary pressure curves / R.L. Jodry, G.V. Cinilin­garian, S.J. Mazzuiloand, H.H. Rieke // Carbonate Reservoir Characterization: A Geologic-Engineering Analysis. – Part I. – Elsevier, Amsterdam, 1992. – 670 p.
33. Fluid flow through carbonate rock sytems / V.F. Samaniego, G.V. Chilingarian, S.J. Mazzullo, H.H. Rieke // Carbonate Reservoir Characterization: A Geologic-Engineering Analysis. – Part I. – Elsevier, NewYork, 1992. – P. 439–503.
34. Skopec R.A. Proper coring and wellsite core handling procedures: the first step toward rliable core analysis // J. Pet. Tech. April. – 1994. – Vol. 33, № 3. – 280 p.
35. Chilingarin G.V., Mazzullo S.J., Rieke H.H. Carbonate reservoir characterization: a geologic – engineerin analysis. – Part 2. – Elsevier, 1996. – 993 p.
36. Denney D. Whole Core vs. plugs: integrating log and core data to decrease uncertainty in petrophysical interpretation and oil-in-place calculations // Journal of Petroleum Technology. – 2011. – Vol. 63. – SPE, № 0811-0058-JPT. – P. 58–60.
37. Honarpour M.M., Mahmood S.M. Relative-permeability measurements: an overview // journal of petroleum technology. – 1998. – Vol. 40. – SPE, № 18565-PA. – P. 15–19.
38. McPhee C.A., Arthur K.G. Relative Permeability Measurements: An Inter-Laboratory Comparison // European Petroleum Conference, 25–27 October. – London, United Kingdom, 1994. – P. 199–211.
39. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. – М.: Недра, 1966. – 206 с.
40. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 228 с.
41. Чини Р.Ф. Статистические методы в геологии. – М.: Мир, 1986. – 189 с.
42. Шарапов И.П. Применение математической статистики в геологии. – М.: Недра, 1965. – 260 с.
43. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. – New York – London – Sydney – Toronto, 1977. – 606 p.
44. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to liner regression analysis. – New York: John Wiley & Sons, 1982. – 504 p.
45. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
46. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics // AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. –  231 p.

  Рассматривается проблема получения достоверных сейсмических данных на заболоченных участках. Месторождения углеводородного сырья северных территорий Пермского края являются весьма перспективными активами, но достаточно сложны для геологического изучения, так как расположены в сложных поверхностных условиях. Сейсморазведка является наиболее детальным и достоверным дистанционным методом геологического изучения недр, но современные сейсмические 3D-съемки требуют покрывать сетью профилей значительно большую территорию на поверхности, чем занимает сам объект поиска в глубине. Заболоченные участки не только существенно ослабляют сейсмические волны, что приводит к получению сложных для дальнейшей геологической интерпретации данных, но и накладывают существенные ограничения на технические и методические аспекты изучения, а избежать влияния сложных поверхностных условий на территории площадью в сотни квадратных километров невозможно. С целью оценки возможностей получения качественных данных в подобных условиях были проведены расширенные опытные работы с применением различных типов регистрирующего и возбуждающего сейсмические волны оборудования. Представлен анализ и дана оценка возможности решения данной проблемы при помощи современных методик в области сейсморазведки. Исследование затронуло технологию получения первичных данных и этап обработки информации с целью ее дальнейшей геологической интерпретации. Рассмотрены такие новшества, как импульсный источник сейсмических колебаний «Геотон» и высокочувствительные сейсмоприемники «GS-ONE». В результате сделаны выводы о некотором преимуществе взрывного источника над импульсным, особенно непосредственно на толще болота, но одновременно отмечена высокая экологичность и безопасность источника «Геотон», что формирует возможность его широкого применения при сейсморазведочных работах в населенных пунктах. По результатам обработки данных опытных работ отмечено лучшее качество и детальность волновой картины, зарегистрированной одиночными сейсмоприемниками.
  В результате осуществленной работы выданы методические рекомендации для проведения сейсморазведочных работ в условиях заболоченности и на территориях с повышенными требованиями к экологичности и безопасности.
  Ключевые слова: сейсморазведка, обработка, интерпретация, источник возбуждения, сейсмоприемник, сейсмограмма, взрывная скважина, заболоченные территории, обработка, Геотон, GS-ONE, GS-20 DX.

Захаров Юрий Михайлович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Zaxarov_U@mail.ru
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Путилов Иван Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
Ivan.Putilov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Ляхов Г.М. Волны в грунтах и пористых многокомпонентных средах. – М.: Наука, 1982. – 288 с.
2. Далматов Б.И. Механика грунтов, основания и фундаменты. – М.: Стройиздат, 1981. – 319 с.
3. Нанишвили О.А. Учет неоднородностей верхней части разреза (ВЧР) при обработке сейсморазведочных данных // Вестник Югорского государственного университета. – 2017. – Вып. 4. – С. 17.
4. Козырев В.С. Учет неоднородностей верхней части разреза в сейсморазведке. Современные технологии. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 227 с.
5. Митюнина И.Ю. Первые волны на сейсмограммах МОВ и изучение верхней части разреза // Геофизика. – 2003. – № 5. – С. 5–12.
6. Спасский Б.А. Изучение ВЧР по первым вступлениям в МОГТ // Региональная, разведочная и промысловая геофизика. ЭИ ВИЭМС. – М., 1982. – Вып. №19. – С. 1–13.
7. Спасский Б.А. О повышении эффективности расчета статических поправок в МОГТ // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. – Пермь: Изд-во Пермск. ун-та, 1984. – С. 36–44.
8. Спасский Б.А. Использование первых волн в сейсморазведке методом отраженных волн для изучения верхней части разреза. – М.: Геоинформмарк, 1992. – С. 46.
9. Pritchett W.C. Acquiring better seismic data. – Springer Netherlands, 1990. – P. 428.
10. Долгих Ю.Н. Многоуровневая сейсморазведка и кинематическая инверсия данных МОВ-ОГТ в условиях неоднородной ВЧР. – М.: ЕАГЕ Геомодель, 2014. – С. 54.
11. Лаптев А.П., Саловский В.А., Ланцев В.Ф. Транспортабельный комплекс для проведения трехмерных сейсморазведочных работ 3D: патент на полезную модель 61894. – М.: РОСПАТЕНТ, 2006.
12. Неганов В.М. Сейсмогеологическое райони­рование Пермского края в связи с совершенство­ванием методики дальнейших геофизических работ на нефть и газ: дис. … канд. геол.-мин. наук / ОАО ПНГ. ФГУДП «КамНИИКИГС». – Пермь, 2006. – 174 с.
13. Череповский В.Е., Жгетин С.А. Изучение верхней части разреза и выбор условий взрывного возбуждения для сейсморазведки высокого разрешения // Разведочная геофизика. – М.: Недра, 1985. – № 100.
14. Schut E.W., Uenzelmann-Neben G. Tying seismic data to geologic information from core data // GEO-MARINE LETTERS. – 2006. – Vol. 26, № 4. – P. 235–248.
15. Guanghui L., Yue L., Baojun Y. Effect of wind on seismic exploration random noise on land: Modeling and analyzing // Journal of Applied Geophysics. – 2015. – Vol. 119. – P. 106–118.
16. Random noise suppression for seismic data using a non-local Bayes algorithm / D.K. Chang, W.Y. Yang, Y.H. Wang, Q. Yang, X.J. Wei, X.Y. Feng // Journal of Applied Geophysics. – 2018. – Vol. 15. – P. 91–98. 
17. Shi Jung Chen, Ch. Dalton. Theoretical and experimental approaches to the geophone spurious frequency // Geophysical Prospecting. – November, 2015. – Vol. 31, iss. 4.
18. Гольцман Ф.М. Основы теории интерференционного приема регулярных волн. – М.: Наука, 1964. – С. 283.
19. Hales F.W., Edwards T.E. Some theoretical considerations on the use of multiple geophones arranged linearly along the line of traverse // Geophysical Prospecting. – 1955. – Vol. 3, iss. 1. 
20. Шестаков Э.С., Веселов Н.А. Оценка направленных свойств сложных интерфернционных систем, формирующихся при проведении сейсмо­разведочных работ МОВ // Недра Поволжья и Прикаспия. – Саратов, 2018. – Вып. № 93. – С. 62–72.
21. Inversion-based directional deconvolution to remove the effect of a geophone array on seismic signal / Li Guofa, Zheng Hao, Wang Jingjing, Huang Wei // Journal of Applied Geophysics. – 2016. – Vol. 130. – P. 91–100.
22. Giancarlo Dal Moroa, Rui Miguel Marques Moura, Sayed S.R. Moustafacd multi-component joint analysis of surface waves // Journal of Applied Geophysics. – 2015. – Vol. 119. – P. 128–138.
23. Opportunities and pitfalls in surface-wave interpretation / T. Schuster Gerard, Li Jing, Lu Kai, Metwally Ahmed, AlTheyab Abdullah, Hanafy Sherif // Interpretation. – 2017. – Vol. 5, iss. 1. – P. 1F–T141.
24. Yibirin R., Lacruz A., Caldwell J. Сравнение результатов полевых испытаний геофонов при выполнении сейсморазведочных работ по методике 2D в Колумбии // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2013. – Вып. № 43. – С. 60–64.
25. Безопасность при взрывных работах: сборник нормативных документов. – М.: Изд-во ЗАО НТЦ ПБ, 2012. – С. 81.
26. Прогнозирование оптимальных условий размещения заряда при сейсморазведочных работах в Западной Сибири с использованием электро­магнитного сканирования во временной области / С.М. Рябошапко, Н.Н. Цыпышев [и др.] // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2014. – № 4. – С. 70–83.
27. Судакова М.С., Владов М.Л. Современные направления георадиолокации // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. – 2018. – № 2. – С. 3–12.
28. Лаптев А.П., Саловский В.А., Ланцев В.Ф. Способ сейсмической разведки: патент на изобретение № 2369882. – М.: РОСПАТЕНТ, 2006.
29. Лаптев А.П., Рошмаков Ю.В. Сейсмо­разведка МОГТ 3D в зимних условиях на нижнекамском водохранилище // Геофизика. – 2013. – № 5. – С. 34.
30. Юров А.А., Лопухов Г.П., Гурьев С.В. Импульсный электромагнитный источник «Геотон-15». Опыт практического применения // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2013. – № 3. – С. 49–53.
31. Сафаров Ю.Н., ООО «Славнефть-НПЦ». Опыт применения импульсных источников «ЕНИСЕЙ» и «ГЕОТОН» при сейсморазведочных работах на лицензионных участках ОАО «НГК “Славнефть”» // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2015. – № 47. – С. 37.
32. Детков В.А. Импульсные невзрывные источники сейсморазведки с электромагнитным приводом // Сибирский журнал науки и технологий. – 2009. – С. 119–122.
33. Seismic sources for shallow investigations: A field comparison from Northern Germany / R. Herbst, I. Kapp, H. Krummel, E. Lück // Journal of Applied Geophysics. – 1998. – Vol. 38, iss. 4. – P. 301–317.
34. Ивашин В.В., Ианников Н.А. К вопросу создания переносных импульсных невзрывных сейсмоисточников с индукционно-динамическим приводом // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – Самара, 2013. – С. 75–80.
35. Sawasdee Yordkayhun, Jumras Na Suwan. A university-developed seismic source for shallow seismic surveys // Journal of Applied Geophysics. – 2012. – Vol. 82. – P. 110–118.
36. Mohamed A. Rashed. GDP: A new source for shallow high-resolution seismic exploration // Journal of Applied Geophysics. – 2009. – Vol. 68, iss. 2. – P. 243–248.
37. Череповский А.В. Наземная сейсморазведка нового техно­логического уровня. – М.: ЕАГЕ Геомодель, 2016. – С. 27.
38. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: учеб. для вузов. – Тверь: Изд-во АИС, 2006. – С. 369.
39. Бондарев В.И. Сейсморазведка: учеб. для вузов. – Екатеринбург: Изд-во Уральск. гос. горн. ун-та, 2007. – С. 703.
40. Araman A., Paternoster B. Seismic quality monitoring during processing // FIRST BREAK. – 2014. – Vol. 32. – P. 69–78.
41. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Зачем нужен супервайзер? // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2010. – Вып. 62. – С. 67–75.
42. Особенности геологоразведочных работ в районах с высокой освоенностью недр (на примере Республики Татарстан) / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатия­туллин, Е.А. Тарасов, В.Б. Либерман // Георесурсы. – 2008. – Вып. 27. – С. 26–28.
43. Bagaini C., Barajas Olalde C. Assessment and compensation of inconsistent coupling conditions in point receiver land seismic data // Geophysical Prospecting. – 2007. – Vol. 55, iss. 1.
44. Михеев С.И., Селезнёв В.А., Зуб Е.А. Новые Технико-методические приёмы полевых сейсморазведочных работ // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2014. – Вып. 79. – С. 30–39.
45. Кострыгин Ю.П., Кострыгина А.А. Группирование сейсмоприёмников и сейсмических излучателей: учеб. пособие; Изд-во Кубан. гос. ун-та. – Краснодар, 2018. – С. 58.

  Рассматриваются результаты геомеханического моделирования для решения задач в области обеспечения безаварийной проводки скважин. Необходимо построить численную 3D-геомеханическую модель для исследуемого месторождения с последующим расчетом устойчивости эксплуатационных скважин. Район работ расположен на шельфе Балтийского моря. Помимо краткой характеристики месторождения приведены результаты сбора и аудита исходных данных для моделирования. Рассмотрена методика одномерного геомеханического моделирования на опорных скважинах, в том числе определение динамических и статических упругопрочностных характеристик пород, расчет порового давления, вертикального и горизонтального напряжений. Получены и проанализированы расчеты устойчивости скважин по результатам 1D-геомеханического моделирования. Далее анализируются результаты трехмерного геомеханического моделирования: определение границ и построение структурного каркаса модели, тестирование геометрии, наполнение сетки механическими свойствами, а также расчет полного тензора напряжений методом конечных элементов (МКЭ). Проведено сопоставление результатов 1D- и 3D-моделирования. Таким образом, построена численная 3D-геомеханическая модель для исследуемого месторождения. Следующим этапом работ был расчет устойчивости стволов скважин для планируемых скважин. Дополнительно рассчитаны кубы градиентов давления поглощения бурового раствора, давления обрушения и гидроразрыва пород при различных зенитных углах и азимутах бурения. Разработаны рекомендации для безаварийного строительства скважин на исследуемом месторождении, в том числе по сопровождению и обновлению геомеханической модели в режиме реального времени в процессе бурения скважин. Полученные результаты и методика выполнения работ могут быть использованы при проектировании и строительстве скважин на других месторождениях с учетом региональных особенностей.
  Ключевые слова: геомеханика, расчет напряженного состояния, метод конечных элементов, устойчивость ствола скважины, поровое давление, давление обрушения пород, давление поглощения, давление гидроразрыва, горизонтальное бурение, шельф балтийского моря.

Лядова Надежда Алексеевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
nadezhda.lyadova@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Клыков Павел Игоревич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Pavel.Klykov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Предеин Андрей Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Andrej.Predein@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Fischer K., Henk A. Generating and Calibrating 3D Geomechanical Reservoir Models // 75th EAGE conference & exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013. – 2013. – № 75. – P. 348.
2. Byoung Yoon Park, Sobolik R. Steven, Courtney G. Herrick geomechanical model calibration using field measurements for a petroleum reserve // Rock Mechanics and Rock Engineering. – 2018. – № 3. – P. 925–943.
3. Henk A., Fischer K., Winter I. Prediction of tectonic stresses and fracture networks with geomechanical reservoir models // Berichte – Deutsche Wissenschaftliche Gesellschaft für Erdöl, Erdgas und Kohle e.V. Forschungsbericht. – 2014. – № 725. – P. 205.
4. Создание 4D-геомеханической модели для определения влияния разработки месторождения на геометрию трещин ГРП / В. Павлов, Е. Корельский, К. Бутула, А. Клюбин, Д. Максимов, А. Зиновьев, Д. Задворнов, О. Грачев // SPE 1822020-RU. – 2016.
5. Построение трехмерной геомеханической модели месторождения на Сахалинском шельфе с целью планирования многостадийного гидрораз­рыва пласта / М.Р. Ганаева, С.С. Суходанова, Р.Р. Халиулин, Р.Р. Халиулин // Нефтяное хо­зяйство. – 2018. – № 6. – С. 108–111.
6. Разработка геолого-геомеханической модели турней-фаменского объекта Гагаринского место­рождения / Ю.А. Кашников, Д.В. Шустов, С.Ю. Якимов, С.Г. Ашихмин, В.Л. Воеводкин // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 50–54.
7. Предеин А.А., Клыков П.И. Построение гео­механической модели и расчет устойчивости ствола скважины на примере одного из месторождений Пермского края // Бурение и нефть. – 2016. – № 4. 
8. Geomechanical wellbore stability analysis for the reservoir section in J-NC186 oil field / T.M. Albukhari, G.K. Beshish, M.M. Abouzbeda, A.Madi // Tunisian Society for Rock Mechanics. – 2018. – P. 179–193. 
9. Ашихмин С.Г., Кухтинский А.Э. Модели­рование напряженно-деформированного состояния необсаженной скважины // Вестник Пермского национального исследовательского политехни­ческого университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 99–104.
10. Геомеханическое моделирование как неотъемлемая часть комплексного подхода к строительству скважин в сложных горно-геоло­гических условиях / О.В. Гаршина, А.А. Предеин, П.И. Клыков, П.А. Хвощин, И.Л. Некрасова // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 28–33.
11. Расчет устойчивости ствола скважины для предотвращения осложнений в бурении / С.В. Лукин, С.В. Есипов, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, А.Ю. Хомутов, Т.Н. Шевчук, И.В. Сусляков // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 70–73.
12. Развитие геомеханического моделирования в России / В.А. Павлов, М.А. Лушев, Е.П. Корельс­кий, П.Г. Ласкин // Технологии нефти и газа. – 2017. – № 6. – С. 3–9.
13. Разработка корпоративного геомеханичес­кого симулятора для моделирования устойчивости ствола скважины / А.Р. Давлетова, В.В. Киреев, С.Р. Кнутова, А.В. Пестриков, А.И. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 88–92.
14. Митяев М.Ю., Белозеров Б.В., Лукин С.В. Расчет направлений осей максимальных напряже­ний по данным гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 70–71.
15. Zoback M. Reservoir geomechanics. – Cambridge University Press, 2007. – 505 p.
16. Petroleum related rock mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud, A.M. Raaen, R. Risness // Developments in Petroleum Science. – Vol. 33. – 346 p. 
17. Hoek E., Brown E.T. Underground excavations in rock. – London: Institution of Mining and Metal­lurgy, 1980. – 527 p.
18. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: Недра, 2007. – 467 с. 
19. Reservoir geomechanics in carbonates / O. Hamid [et al.] // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference / Society of Petroleum Engineers. – Manama, 2017. 
20. Coulomb yield criterion in rock plastic mechanics / Wang Hongcai, Zhao Weihua, Sun Dong­sheng, Guo Binbin Mohr // Acta Geophysica Sinica. – 2012. – № 12. – P. 4231–4238.
21. Al-Ajml A.M. Zimmerman R.W. Stability analysis of vertical boreholes using the mogi-coulomb failure criterion // Int. J. Rock Mechanics & Mining Science. – 2006. – Vol. 43. – P. 1200–1211.
22. Ewy R.T. Wellbore stability predictions by use of a modified Lade criterion // SPE 56862-PA. – 1999. – P. 85–91.
23. Гладышев С.В., Попов С.Н., Шустов Д.В. Прогноз напряженно-деформированного состояния горного массива методом конечных элементов при разработке Шершневского месторождения нефти на основе трехмерной геологической модели // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтега­зовое и горное дело. – 2008. – № 3. – С. 44–54.
24. Шустов Д.В., Ермашов А.О. Прогноз сдвиже­ний и деформаций горного массива Тишинского место­рождения методами конечных и дискретных элементов // Вестник Пермского национального исследова­тельского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 89–96.
25. Сашурин А.Д., Балек А.Е. Совершенство­вание методики натурных замеров напряженно-деформированного состояния больших участков горного массива // Вестник Пермского националь­ного исследовательского политехнического универ­ситета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 105–120.
26. Оценка напряженно-деформированного состояния нетронутого массива на месторождении Жаман-Айбат / В.А. Асанов, В.Н. Токсаров, Н.А. Самоделкина, Н.Л. Бельтюков, А.А. Ударцев // Вестник Пермского национального исследова­тельского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 12. – С. 56–66. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.12.7
27. Некрасов С.В., Андрейко С.С. Вычисли­тельная схема оценки напряженно-деформированного состояния кусочно-однородной трехмерной упругой среды на основе непрямого метода граничных элементов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 16. – С. 86–97. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.16.10
28. Zhou Bo, Sun Bo, Xue Shifeng extended finite element method for fracture mechanics of rock // Journal of China University of Petroleum, Edition of Natural Science. – 2016. – № 4. – P. 121–126.
29. Discussion on the fracture of layered rock mass based on the finite element method / Xu Ke, Dai Junsheng, Fu Xiaolong, Ren Qiqiang, Liu Congning, Zhao Yun // Journal of Geomechanics. – 2015. – № 3. – P. 330–340.
30. Pryhorovska T.O., Chaplinskiy S.S., Kudriav­tsev I.O. Finite element modelling of rock mass cutting by cutters for PDC drill bits // Petroleum Exploration and Development. – 2015. – № 6. – P. 812–816.
31. Середин В.В., Паршина Т.Ю. Изменение масс связанной воды в глинах при сжатии // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтега­зовое и горное дело. – 2017. – Т.16, №1. – С. 23–32. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.1.3
32. Изменение состава и структуры терригенных пород под воздействием буровых растворов / И.Л. Некрасова, К.П. Казымов, А.А. Предеин, П.А. Хвощин, П.И. Клыков, О.В. Гаршина, Б.М. Осо­вецкий, Н.Е. Молоштанова, В.М. Жданов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 6. – С. 37–43.
33. Хуббатов А.А., Гайдаров А.М., Норов А.Д., Гайдаров М.М-Р Ингибирующие буровые растворы и устойчивость глинистых пород // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 64–67.
34. Природа сужения ствола скважин при вскрытии солей большой толщины / С.Н. Горонович, Т.В. Кожина, А.Н. Олейников, Д.Г. Бельский // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 41–43.
35. Николаев Н.И., Леушева Е.Л. Повышение эффективности бурения твердых горных пород // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 68–71.
36. Study and application of oil-based drilling fluids for horizontal drilling / Wu Bin, Wang Jian, Shu Fuchang, Xiang Xingjin, Nie Mingshun // Journal of Oil and Gas Technology. – 2014. – № 2. – P. 101–104.
37. Caenn Ryen The history of drilling fluids, classified by date ranges // Oil-Industry History. – 2018. – № 1. – P. 160–161.
38. Horizontal well drilling fluid technologies in Well MBHW610 of Mobei Field / Wu Yicheng, Zhao Li, Yu Jiashui, Li Jing, Liu Xuebin, Chen Xin, Hu Hengzhu // Journal of Oil and Gas Technology. – 2014. – № 6. – P. 100–103.
39. Пеньков Г.М., Карманский Г.М., Петраков Д.Г. Исследование зависимостей между физико-механическими свойствами песчаника и скоростью прохождения упругих волн // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефте­газовое и горное дело. – 2020. – Т. 20, № 1. – С. 27–36. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.3
40. Оценка устойчивости стенок скважин в условиях отсутствия достоверной информации о геомеханических характеристиках пород / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов, С.Е. Чернышов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 41–43.
41. Геомеханические условия эффективного применения кислотного гидроразрыва пластов / А.Н. Ибрагимов, В.Г. Салимов, Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 32–36.
42. Геомеханический анализ условий развития трещины повторного гидроразрыва пласта / Ю.А. Каш­ников, С.Г. Ашихмин, О.Ю. Сметанников, Д.В. Шустов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 44–47.
43. Опыт создания ориентированной трещины гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / Ю.А. Кашников, С.Г. Аших­мин, С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, Е.В. Филиппов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 40–43.
44. Cambou Bernard, Darve Félix, Nicot François Particle methods in geomechanics // International Journal for Numerical and Analytical Methods in Geomechanics. – 2019. – № 5. – P. 831–832.
45. The Role of Geomechanics in Unconventional Shale Gas Reservoir Performance / A. Domonik, P. Lukaszewski, A. Bobrowska, P. Wilczyński // Goldschmidt Conference. – 2016. – № 26. – P. 695.
46. Spokas K., Peters C.A., Pyrak-Nolte L.J. Modeling geomechanical deformation in reactive fractures Performance // Goldschmidt Conference. – 2016. – № 26. – P. 2934.

  Разработка верхнепермской залежи высоковязкой нефти планируется с применением термических методов увеличения нефтеотдачи – пароциклических обработок скважин.
  При моделировании залежи должен использоваться симулятор, который позволяет рассчитывать изменения тепловых свойств флюидов породы, а также решать уравнения тепломассопереноса. Моделирование пароциклических обработок производилось в CMG STARS – это численный симулятор обширного спектра применения, в том числе он может использоваться и для моделирования тепловых процессов.
  Пароциклическая обработка проходит в три основных стадии: период закачки пара; период выдержки; период добычи.
  Расчетным путем осуществлен подбор количества циклов на основе оптимальной работы скважины. Для определения оптимального количества проведены расчеты с 7, 5 и 3 циклами. Также выполнен прогнозный расчет работы скважины без пароциклических обработок. По результатам расчета выявлен режим с наибольшей накопленной добычей нефти.
  При оценке эффективности пароциклических обработок скважин при помощи гидродинамического моделирования получены зависимости от ряда геолого-физических параметров, таких как степень сухости пара, толщина пласта, темп закачки пара, продолжительность пропитки.
  По результатам численных экспериментов сделаны выводы и даны рекомендации по индивидуальным подходам к выбору оптимальных параметров пароциклических обработок для каждой отдельной скважины, с учетом ее строения и особенностей.
  С помощью факторного анализа выбраны наиболее оптимальные параметры для пароциклической обработки скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения. В качестве сравнения рассчитано три прогнозных варианта работы скважины.
  Выполнена оценка технико-экономических показателей эффективности вариантов эксплуатации скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения, предусматривающих работу скважин в условиях естественного режима и проведение многократных пароциклических обработок при базовом и рекомендуемом вариантах.
  Ключевые слова: повышение эффективности, нефтяная залежь, высоковязкая нефть, гидродинамическая модель, моделирование, симулятор, пароциклическая обработка, термические методы, тепловое воздействие, оптимальные технологические параметры, закачка пара, выдержка, добыча, прогрев, оптимизация, нефтеотдача пласта, рентабельность.

Савчик Максим Брониславович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
maksim.Savchik@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Ганеева Дарья Владимировна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Darya.Ganeeva@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Распопов Алексей Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
aleksej.raspopov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Мониторинг разработки месторождений ТПП «Усинскнефтегаз». – Пермь: Изд-во ПермНИПИнефть, 2019.
2. Дополнение к технологическому проекту разработки Усинского нефтяного месторождения (без пермо-карбоновой залежи) Республики Коми. – Пермь: Изд-во ПермНИПИнефть, 2018.
3.bАртеменко А.И., Кащавцев В.Е., Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 6. – С. 113–115. 
4. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с. 
5. Уметбаев В.Г. Геолого-технические меропри­ятия при эксплуатации скважин: справочник рабочего. – М.: Недра, 1989. – 215 с.
6. Порываева Э.Р., Емельянов А.В. Совер­шенствование технологии пароциклического воз­действия на призабойную зону пласта // Нефтегазовое дело. – 2010. – № 2. – С. 59–63.
7. Соколюк Л.Н., Филимонова Л.Н.. Технология выбора скважин для пароциклической обработки на месторождениях высоковязкой нефти  // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 11. – С. 65–68.
8. Малофеев Г.Е. О механизме притока нефти при паротепловой обработке скважин // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 6. – С. 38–40.
9. Чупров И.Ф. Теоретические и технологи­ческие основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов: дис. ... д-ра техн. наук. – Ухта, 2009. – С. 67.
10. Шевелев А.П. Математическое модели­рование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты: дис. … канд. физ.-мат. наук. – Тюмень, 2005. – С. 72–75.
11. К вопросу определения оптимальных параметров парогазовой смеси при парогазовой обработке призабойной зоны пласта / В.И. Дарищев, К.А. Бугаев, Д.А. Волков, Г.А. Блохин // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 10. – С. 15–17.
12. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. – М., 1998. – 304 с.
13. Мухаметшин В.Ш., Гуторов А.Ю. К вопросу о возможности оценки степени риска обоснованного выбора объектов обработки призабойной зоны пласта методом термогазобаровоздействия // Нефтепро­мысловое дело. – 2008. – № 8. – С. 28–29.
14. Эффективность обработки призабойной зоны пласта комплексными кислотными составами с применением гидровибровоздействия на месторождениях ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» / А.Ю. Никитин, А.Д. Митрофанов, А.Г. Пасынков, В.С. Комаров, А.В. Бодрягин // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 8. – С. 35–38.
15. Hong K.S., Jonsen R.B. Optimization of multicycle steam stimulation // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1969. – Vol. 9, iss. 03.
16. Дубив И.Б. Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти (на примере Тазовского месторождения): автореф. дис. …. канд. техн. наук. – Тюмень, 2013.
17. Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Горшков А.В. Опыт применения технологий нестационарного заводнения на залежах высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи // Нефтепро­мысловое дело. – 2009. – № 7. – С. 35–38. 
18. Перспективы увеличения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти с при­менением энергоресурсосберегающих технологий / Р.С. Хисамов, Р.Р. Хузин, В.Е. Андреев, Г.С. Ду­бинский // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 45–48. 
19. Совершенствование технологии пароцик­лической обработки скважин с площадным применением растворителя / И.С. Закиров, А.Т. Зарипов, Е.Ф. Захарова, Д.К. Шайхутдинов, А.А. Бисенова, И.Е. Белошапка // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 45–48.
20. Применение пароциклического воздействия на шахтных полях Ярегского месторждения / Ю.П. Ко­ноплев, Л.М. Рузин, Б.А. Тюнькин, К.И. Литовец, Л.Г. Груцкий, В.В. Питиримов, А.А. Пранович // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 1. – С. 14–18.
21. Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Расчет возможности гидравлического разрыва покрышки при пароциклическом воздействии на Aшальчинском месторождении природных битумов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 44–48.
22. Артеменко А.И., Кащавцев В.Е., Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти // Неф­тяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 42–46.
23. Тараскин Е.Н., Захарян А.З., Урсегов С.О. Адаптивный вариант оценки технологической эффективности закачки пара в условиях карбо­натного коллектора с высоковязкой нефтью // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 31–35.
24. Комплексные исследования состава и свойств битуминозной нефти Ашальчинского месторождения / Р.С. Хисамов, Е.Ф. Захарова, Д.М. Гумерова, В.А. Саяхов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 34–38.
25. Результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на трещиноватые карбонатные пласты со сверхвязкой нефтью на месторождении Бока де Харуко / А.В. Осипов, А.О. Есаулов, М.В. Ибрагимова, В.Л. Терентьев, О.В. Петрашов, Т.А. Азимов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 39–42.
26. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 5. – С. 31–36.
27. Результаты опытных работ по тепловому воздействию на карбонатный пласт, насыщенный тяжелой нефтью / А.Г. Соломатин, П.А. Гришин, А.В. Осипов, Т.А. Азимов, О.В. Петрашов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – C. 118–121. 
28. Тараскин Е.Н., Симаков Я.О. Результаты автоматизированной адаптации гидродинамической модели участка опытно-промышленных работ пермо-карбоновой залежи Усинского месторож­дения // Нефтяное хозяйство. – 2015 – № 12. – C. 110–114.
29. Рузин Л.М., Морозюк О.А., Дуркин С.М. Особенности и инновационные направления освоения ресурсов высоковязких нефтей // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 45–48.
30. Анализ влияния уплотняющего бурения на эффективность разработки месторождений сверхвязкой нефти при парогравитационном воздействии / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 33–38.
31. Рузин Л.М. Инновационные направления разработки залежей высоковязкин нефтей и битумов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 1. – С. 31–36.
32. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / В.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов, Г.А. Тарасов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 56–60.
33. Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с паротепловым воздействием на пласт / Р.М. Ахунов, Р.З. Гареев, Р.М. Абдулхаиров, З.А. Янгуразова // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 11. – С. 46–49.
34. Рузин Л.М., Урсегов С.О. Развитие тепловых методов разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 02. – С. 43–47.
35. 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 
36. A model for liquidassisted gas-lift unloading / R. Coutinho, W. Williams, P. Waltrich, P. Mehdizadeh, S. Scott // Conference Paper 18th International Conference on Multiphase Production Technology. – Cannes, 2017. – BHR-2017-345R. 
37. Mehana M., Fahes M., Huang L. The density of oil/gas mixtures: insights from molecular simulations // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – Vol. 23, № 5. – P. 1798–1808. DOI: 10.2118/187297-PA
38. Enhanced oil recovery / R.E. Bailey [et al.] // Natl. Petroleum Council, Industry Advisory Committee to the U.S. – Washington, 1984.
39. Digital solutions for the mining industry [Электронный ресурс]. – URL: https://new.siemens. com/global/en/markets/mining-industry/digitalization.html (дата обращения: 23.04.2019).
40. Dassault systèmes aids coal mining reporting with release of GEOVIA Minex 6.5 [Электронный ресурс]. – URL: http://www.mining.com/web/dassault-systemes-aids-coal-mining-reporting-with-release-of-geovia-minex-6-5/ (дата обращения: 23.04.2019).
41. Physical-chemical and complex EOR/IOR technologies for the Permian-Carboniferous deposit of heavy oil of the Usinskoye oil field / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, I.V. Kuvshinov, L.A. Stasyeva, M.V. Chertenkov, L.S. Shkrabyuk, D.V. Andreev // Oil Industry Journal. – 2017. – № 07. – С. 26–29. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-7-26-29
42. Alireza Emadi. Enhanced heavy oil recovery by water and carbon dioxide flood: submitted for the degree of doctoral of philosophy in petroleum engineering. – Edinburgh, 2012. – 340 р.
43. Recharacterizing evolving fluid and PVT properties of weyburn oil-СО2 system / P. Luo, V. Erl, N. Freitag, S. Huang // International Journal of Greenhouse Gas Control. – 2013. – № 16. – Р. 226–235. DOI: 10.1016/j.ijggc.2013.03.001
44. Bryant D.W., Monger T.G. Multiple-contact phase behavior measurement and application with mixtures of CO2 and highly asphaltic crude // SPE Reservoir Engineering. – 1988. – Vol. 3, № 2. – Р. 701–710.
45. Experimental evaluation of CO2 injection in a heavy oil reservoir / V. Parasiliti Parracello, M. Bartosek, M. De Simoni, C. Mallardo // Interna­tional Petroleum Technology Conference held in Bangkok, 7–9 February. – Bangkok, 2012.
46. Сhung F.T.H., Ray A.J., Hal T.N. Measurements and correlations of the physical properties of CO2/heavy-crude-oil mixtures // SPE Journal. – 1988. – Vol. 3, № 3. – Р. 822–828. DOI: 10.2118/15080-PA.

  В связи с расширением фонда скважин, находящихся на поздней стадии эксплуатации, увеличивается потребность во введении в производство новых комплексных технологий снижения обводненности продукции скважин. В конечном итоге снижение обводненности дает возможность длительное время эксплуатировать обводнившийся фонд, повышая выработку остаточных запасов нефти. Наиболее доступным и применимым на производстве реагентом для решения задач выравнивания профиля приемистости пласта является полиакриламид. На основе обобщения международного и отечественного опыта проведен анализ эффективности применения различных модификаций методов с использованием полиакриламида для снижения обводненности продукции скважин. Рассмотрены такие технологии закачки, как традиционное полимерное заводнение; гели типа in situ; коллоидные дисперсные гели; предварительно сшитые гели.
  Сшитые полимерные гели представляют собой трехмерные структуры, в которых полимерные цепи сшиты либо ионными, либо ковалентными полярными связями. В зависимости от размера частиц они подразделяются на макрогели (от 100 мкм до нескольких см) и микрогели (от 0,1 до 30 мкм). Применение макро- и микрогелей, в сравнении с составами in situ, в значительной степени снижает риски деструкции полимерных цепей от механических, химических и термических факторов.
  В результате анализа сформированы рекомендации по использованию различных модификаций закачки полимеров с учетом геолого-технологических условий разработки эксплуатационных объектов. Для снижения обводненности продукции скважин на месторождениях в условиях коллекторов с проницаемостью более 500 мД рекомендовано применение макрогелей; от 100 до 500 мД – микрогелей; от 10 до 100 мД – коллоидных дисперсных гелей. Для повышения эффективности разработки необходима своевременная адаптация перспективных технологий к геолого-технологическим условиям, проведение опытно-промышленных работ на отечественных месторождениях.
  Ключевые слова: полимерное заводнение, полиакриламид, профиль пласта, проницаемость, коллоидные дисперсные гели, микрогели, макрогели, частицы полимерного геля, повышение нефтеотдачи.

Кетова Юлия Анатольевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ketova.pstu@gmail.com
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Галкин Сергей Владиславович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
gnfd@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Вотинов Александр Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
aleksandr.votinov@pnn.lukoil.com
614000, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Ванли Канг
Китайский нефтяной университет (Восточный университет)
kangwanli@126.com
266580, Янцзы Вест Роуд, 66, Циндао, Шаньдун, Китай

Хунбинь Янг
Китайский нефтяной университет (Восточный университет)
hongbinyang@upc.edu.cn
266580, Янцзы Вест Роуд, 66, Циндао, Шаньдун, Китай

1. Анализ эффективности применения заводнения нефтеносных пластов на основе водорастворимого полиакриламида и предварительно сшитых полиакри­ламидных частиц / Ю.А. Кетова, Бай Баоджан, А.Л. Казанцев, С.В. Галкин // Вестник Пермского на­ционального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т. 19, № 3. – С. 260–270.
2. Baojun Bai, Jia Zhou, Mingfei Yin A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control // Petroleum exploration and development. – 2015. – Vol. 42. – P. 525–532. DOI: https://doi.org/10.1016/S1876-3804(15)30045-8 
3. A critical review on use of polymer microgels for conformance control purposes / Mazen Abdilbaki, Chun Huh, Kamy Sepehrnoori, Mojdeh Delshad, Abdoljalil Varavei // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – Is. 122. – P. 741–753. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.06.034 
4. Zhu D., Bai B., Hou J. Polymer gel systems for water management in high-temperature petroleum reservoirs: a chemical review // Energy Fuels. – 2017. – № 31. – P. 13063–13087. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02897
5. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти / А. Тома, Б. Саюк, Ж. Абиров, Е. Мазбаев // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2017. – № 7–8. – С. 58–67.
6. Review on polymer flooding: rheology, adsorption, stability, and field applications of various polymer systems / M.S. Kamal, A.S. Sultan, U.A. Al-Mudaiyedh, I.A. Hussein // Polymer Reviews. – 2015. – P. 1–40. DOI: https://doi.org/10.1080/15583724.2014.982821 
7. A polymer flooding mechanism for mature oil fields: laboratory measurements and field results interpretation / P.G. Silva, A.A. Aguiar, V.P. Rezende, A.L.M. Monsores, E.F. Lucas // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 161. – P. 468–475. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.12.008 
8. Нажису, Ерофеев В.И. Исследование и применение технологии полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. – 2018. – № 11, ч. 2. – С. 420–424. DOI: https://doi.org/10.17513/use.36963
9. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of Polymer-Flooding Technology // J. of Canadian Petroleum Technology. – 2015. – Vol. 54, iss. 02. – P. 116–126. DOI: https://doi.org/10.2118/174541-PA
10. Wever D.A.Z., Picchinoni F., Broekhuis A.A. Polymers for enhanced oil recovery: A paradigm for structure-property relationship in aqueous solution // Progress in polymer science. – 2011. – № 36. – P. 1558–1628. DOI: https://doi.org/10.1016/j.progpolymsci.2011.05.006
11. Stability of partially hydrolyzed polyacrylamides at elevated temperatures in the absence of divalent cations / R.S. Seright, A.R. Campbell, P.S. Mozley, P. Han // SPE Journal. – Vol. 15, iss. 02. – P. 341–348. DOI: https://doi.org/10.2118/121460-PA 
12. Gussenov I., Nuraje N., Kudaibergenov S. Bulk gels for permeability reduction in fractured and matrix reservoirs // Energy Reports. – 2019. – № 5. – P. 733–746. DOI: https://doi.org/10.1016/j.egyr.2019.06.012 
13. Reaction kenitics of the uptatke of chromium (III) acetate by polyacrylamide / R. Jain, C.S. McCool, D.W. Green, G.P. Willhite, M.J. Michnick // SRE Journal. – 2005. – Vol. 10, № 3. – P. 247–254. DOI: https://doi.org/10.2118/89399-PA
14. Study of action mechanisms and properties of Cr3+ cross-linked polymer solution with high salinity / L. Xiangguo, L. Junxiang, W. Rongian, L. Yigang, Zh. Song // Petroleum Science. – 2012. – № 9. – P. 75–81. DOI: https://doi.org/10.1007/s12182-012-0185-x
15. Effect of different phenolic compounds of performance of organically cross-linked terpolymer gel systems at extremely high temperatures // D. Zhu, J. Hou, X. Meng, Z. Zheng, Wei Qi, Chen Yuguang, Bai Baojun // Energy Fuels. – 2017. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b01386 
16. Amir Z., Said I.M., Jan B.M. In situ organically cross-linked polymer gel for high-temperature reservoir conformance control: A review. – Polym Adv Technol. – 2019. – № 30. – P. 13–39. DOI: https://doi.org/10.1002/pat.4455 
17. Bryant S.L., Bartosek M., Lockhart T.P. Laboratory evaluation of phenol-formaldehyde polymer gelants for high-temperature application // Journal of Pertoleum Science and Engineering. – 1997. – № 17. – P. 197–209. DOI: https://doi.org/10.1016/S0920-4105(96)00079-4 
18. Synthesis and application of water-soluble phenol-formaldehyde resin crosslinking agent. – 3rd International Conference on Energy Materials and Environment Engineering / Z. Wang, S. Gao, J. You, J. Yu, T. Jiang, D. He, H.Gong, T. Zhang, J. Wei, S. Guo // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. – 2017. – № 61. DOI: https://doi.org/10.1088/1755-1315/61/1/012150 
19. Studies on phenol-formaldehyde crosslinked polymer gels in bulk and in porous media / P. Albonico, M. Bartosek, A. Malandrino, S. Bryant, T.P. Lockhart // SPE International symposium on oilfield chemistry, 14–17 February, San Antonio, Texas, 1995. DOI: https://doi.org/10.2118/28983-MS 
20. Gelation behavior study of a resorcinol-hexamethylenetetramine crosslinked polymer gel for water shut-off treatment in low temperatur and high salinity reservoirs / Y. Sun, Y. Fang, A. Chen, Q. You, C. Dai, R. Cheng, Y. Liu // Energies. – 2017. – Vol. 10, № 913. DOI: https://doi.org/10.3390/en10070913 
21. Effect of different phenolic compounds on performance of organically cross-linked terpolymer gel systems at extremely high temperatures / D. Zhu, J. Hou, X. Meng, Z. Zhend, Q. Wei, Y. Chen, B. Bai // Energy Fuels. – 2017. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b01386 
22. Al-Muntasheri G.A., Nasr-El-Din H.A., Zitha P.L.J. Gelation kinetics and performance evaluation of an organically crosslinked gel at high temperature and pressure // SPE Journal. – 2008. – Vol. 13, iss. 03. – P. 337–345. DOI: https://doi.org/10.2118/104071-PA 
23. Zhu D., Bai B., Hou J. Polymer gel systems for water management in high-temperature petroleum reservoirs: a chemical review // Energy Fuels. – 2017. – № 31. – P. 13063–13087. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02897
24. Amir Z., Said I.M., Jan B.M. In situ organically cross-linked polymer gel for hightemperature reservoir conformance control: a review // Polym Adv Technol. – 2018. – P. 1–27. DOI: https://doi.org/10.1002/pat.4455 
25. Yung Q., Chu B. Overlap Concentration of Macromolecules in Silution. // Macromo- lecules. – 1987. – № 20. – P. 362–366. DOI: https://doi.org/10.1021/ma00168a023 
26. Colloigal Despersion Gels (CDG) to Improve Volumetric Sweep Efficiency in Waterflooding Processes / R.-H. Castro-Garcia, G.A. Maya-Toro, J.E. Sandoval-Munoz, L.-M. Cohen-Paternina // Latin American journal of Oil & Gas and Alternative Energies. – Vol. 5, № 3. – P. 61–78. 
27. Magny Bjorsvik, Harad Hoiland, Arne Skauge. Formation of colloidal dispersion gel from aqueous polyacrylamide solution // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. – 2008. – № 317. – P. 504–511. DOI: https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2007.11.025 
28. Smith J.E., Liu H., Guo Z.D. Laboratory studies of in-depth colloidal dispersion gel technology for daqing oil field. Presented at the SPE/AAPG Western Regional Meeting, Long Beach, California, USA, 19–22 June // Society of Petroleum Engineers. – 2000. DOI: https://doi.org/10.2118/62610-MS
29. Successful filed pilot of in-depth colloidal dispersion gel (CDG) technology in daqing oil field / H.L. Chang, X. Sui, L. Xia [et al.] // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – Vol. 09, № 06. – P. 664–673. DOI: https://doi.org/10.2118/89460-PA
30. CDG in a heterogeneous fluvial reservoir in argentina: pilot and field expansion evaluation / D. Diaz, N. Saez, M. Cabrera, E. Manrique, J. Romero, M. Kazempour, N. Aye // SPE/EOR Kuala Lumpur, Malaysia, 11–13 August. – 2015. DOI: https://doi.org/10.2118/174704-MS
31. Colloidal dispersion gels (CDG): field projects review / E. Manrique, S. Reyes, J. Romero, N. Aye, M. Kiani, W. North, C. Tomas, M. Kazempour, M. Izadi, A. Roostapour, G. Munix, F. Cabrera, M. Lantz, C. Norman // SPE EOR Conference at oil and gas West Asia, 31 March – 2 April. – Muscat, Oman, 2014. DOI: https://doi.org/10.2118/169705-MS 
32. Combining bulk gels and colloidal dispersion gels for improved volumetric sweep efficiency in a mature waterflood / E. Muruaga, M. Flores, C. Norman, J. Romero // SPE Symposium on improved oil recovery, 20–23 April. Tulsa, Oklahoma, USA, 2008. – P. 1–12. DOI: https://doi.org/10.2118/113334-MS
33. Ricks G.V., Portwood J.T. Injection-side application of MARCIT polymer improves waterflood sweep efficiency, decreases water-oil ratio, and enhances oil recovery in the McElroy field, Upton country, Texas // SPE Permian basin oil and gas recovery conference, 21–23 March. – Midland, Texas, 2000. DOI: https://doi.org/10.2118/59528-MS 
34. Colloidal dispersion gels (CDG): field projects review / E. Manrique, S. Reyes, J. Romero, N. Aye, M. Kiani, W. North, C. Tomas, M. Kazempour, M. Izadi, A. Roostapour, G. Munix, F. Cabrera, M. Lantz, C. Norman // SPE EOR conference at oil and gas West Asia, 31 March – 2 April. – Muscat, Oman, 2014. DOI: https://doi.org/10.2118/169705-MS 
35. Khamees T., Flori R. Investigating the propagation of the colloidal dispersion gel (CDG) in thick heterogeneous reservoirs using numerical simulation // American journal of science, engineering and technology. – 2019. – Vol. 4, № 1. – P. 1–17. DOI: https://doi.org/10.11648/j.ajset.20190401.11 
36. Preformed particle gel for conformance control: transport mechanism through porous media / B. Bai, Yu. Liu, J.-P. Coste, L. Li // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2007. – Vol. 10, № 2. DOI: https://doi.org/10.2118/89468-PA 
37. Preformed particle gel for conformance control: factors affecting its properties and applications / B. Bai, L. Li, Yu. Liu, Zh. Wang, H. Liu // SPE/DOE Symposium on improved oil recovery, 17–21 April. – Tulsa, Oklahoma, 2004. DOI: https://doi.org/10.2118/89389-MS 
38. Тестирование технологии предварительно сшитых частиц полимерного геля для ограничения водопритоков на фильтрационных керновых моделях / Ю.А. Кетова, Б. Бай, Г.П. Хижняк, Е.А. Гладких, С.В. Галкин // Записки горного института. – 2020. – Т. 241. – С. 91–96. DOI: https://doi.org/10.31897/PMI.2020.1.91
39. Bai B., Wei M., Liu Yu. Field and lab experience with a successful preformed particle gelconformance control technology // SPE Production and Operations Symposium, 23–26 March, Oklahoma City. – Oklahoma, USA. – Society of Petroleum Engineers, 2013. DOI: https://doi.org/10.2118/164511-MS 
40. Mechanism and influensing factors on the initial particle size and swelling capability of viscoelastic microspheres / H. Yang, W. Kang, S. Liu, B. Bai, J. Zhao, B. Zhang // Journal of Dispersion Science and Technology. – 2015. – Vol. 36, № 11. DOI: https://doi.org/10.1080/01932691.2014.1000463 
41. Lei G., Li L., Nasr-El-Din H. New gel aggregates to improve sweep efficiency during waterflooding // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2011. – Vol. 14, № 01. – P. 120–128. DOI: https://doi.org/10.2118/129960-PA
42. Plugging properties and profile control effects of crosslinked polyacrylamide microspheres / B. Wang, M. Lin, J. Guo, D. Wang, F. Xu, M. Li // J. of Applied Polymer Science. – 2016. – Vol. 133. – P. 1–7. DOI: https://doi.org/10.1002/APP.43666 
43. Conformation and plugging properties of crosslinked polymer microspheres for profile control / M. Lin, G. Zhang, Z. Hua, Q. Zhao, F. Sun // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. – 2015. – № 477. – P. 49–54. DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.colsurfa.2015.03.042 
44. Yao C., Lei G., Gao X., Li L. Controllable preparation, rheology, and plugging property of micron-grade polyacrylamide microspheres as a novel profile control and flooding agent // J. of Applied Polymer Science. – 2013. – P. 1124–1130.  DOI: https://doi.org/10.1002/app.39283 
45. Water Conformance Treatment using SMG Microgels: A Successful Field Case / G. Dupuis, T. Lesuffleur, M. Desbois, J. Bouillot, A. Zaitoun // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, 21–23 March. – Muscat, Oman, 2016. DOI: https://doi.org/10.2118/179765-MS 
46. Zhu D., Bai B., Hou J. Polymer gel systems for water management in high-temperature petroleum reservoirs: a chemical review // Energy Fuels. – 2017. – № 31. – P. 13063–13087. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02897 
47. Selectivity of pore-scale elastic microspheres as a novel profile control and oil displacement agent / C. Yao, G. Lei, L. Li, X. Gao // Energy Fuels. – 2012. – № 26. – P. 5092−5101. DOI: http://dx.doi.org/10.1021/ef300689c 
48. Incremental-oil success from waterflood sweep improvement in Alaska / D. Ohms, J. McLeod, C.J. Graff, H. Frampton, J.C. Morgan, S. Cheung, K.I. Chang // SPE Production & Operations. – 2010. – Vol. 25, iss. 03. DOI: https://doi.org/10.2118/121761-PA 

  При разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов нефтяных месторождений массово применяются методы увеличения нефтеотдачи, основными из которых являются химические. Каждая технология воздействия на пласт обладает определенными условиями применения, зависящими от исходных геолого-физических параметров пласта и текущего состояния его разработки.
  Представлен методологический подход к определению коэффициентов проницаемости и вытеснения нефти из пород при испытании составов технологий физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на основе лабораторных исследований реологических свойств различных марок полимера акриламида. Методики разработаны в соответствии с требованиями по исследованию керна. Приведен перечень оборудования и основные характеристики фильтрационной системы, а также порядок подготовки рабочих жидкостей и моделей пласта к проведению лабораторных исследований.
  Осуществление лабораторных исследований реологических свойств гелевых систем выполнено исходя из особенностей технологического процесса приготовления компонентов рецептуры вязкоупругого состава на устье скважины и последующей его закачки в пласт. С этой целью для определения реологических характеристик гелевых систем использовался специализированный реометр, который позволяет в динамическом режиме фиксировать данные изменения вязкостных свойств испытуемых полимерных систем, приготовленных на моделях пресной, подтоварной и сеноманской вод в термобарических условиях «скважина – пласт». На основании лабораторных исследований показано, что проведение опытных закачек сшитых композиций на основе полиакриламида (ПАА) марок FP-107 и Ро1у-Т-101, обладающих способностью кратного повышения конечной вязкости полимерного состава (в 2–3 раза и более) с ростом температуры в слабоминерализованных водах (подтоварная, сеноманская), позволяет получить большую технологическую эффективность по сравнению с применяемым в настоящее время на месторождениях компании полимером акриламидом марки FP-307.
  Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, коэффициент проницаемости, коэффициент вытеснения нефти, линейная скорость фильтрации, вязкостно-температурные характеристики полимерных композиций, полимер акриламида.

Огорельцев Вадим Юрьевич
«СургутНИПИнефть» (Тюменское отделение)
Ogoreltsev_VU@surgutneftegas.ru
625003, г. Тюмень, ул. Розы Люксембург, 12

Леонтьев Сергей Александрович
Тюменский индустриальный университет
leontevsa@tyuiu.ru
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Коротенко Валентин Алексеевич
Тюменский индустриальный университет
korotenkova@tyuiu.ru
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Грачев Сергей Иванович
Тюменский индустриальный университет
grachevsi@tyuiu.ru
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Дягилев Валерий Федорович
Филиал Тюменского индустриального университета в г. Нижневартовске
djagilevvf@tyuiu.ru
628000, г. Нижневартовск, ул. Ленина 2/П, строение 9

Фоминых Олег Валентинович
Тюменский индустриальный университет
fominyhov@tyuiu.ru
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

1. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2000. – 643 с.
2. Revisiting the development of oil deposits with low permeability reservoirs / S.N. Zakirov, A.A. Barenbaum, E.S. Zakirov, I.M. Indrupskiy, V.A. Serebryakov, D.S. Klimov // Indian Jour nal of Science and Technology. – 2016. – № 42. – P. 104219. DOI: 10.17485/ijst/2016/v9i42/104219, November 2016.
3. Геолого-промысловые и технологические аспекты разработки нефтяных месторождений Западной Сибири / А.К. Ягафаров, И.И. Клещенко, В.А. Коротенко [и др.]. – Тюмень: Изд-во ТИУ, 2017. – 268 с.
4. Проектирование и моделирование разработки нефтяных месторождений Западной Сибири / А.К. Ягафаров, С.К. Сохошко, И.И. Клещенко [и др.]. – Тюмень: Изд-во ТИУ, 2017. – 215 с.
5. Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. – Тюмень: Изд-во ТИУ, 2017. – 92 c. 
6. Особенности строения и оценка потенциала ачимовских отложений на территории ХМАО-Югры / А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, О.П. Зотова, Д.И. Зубарев // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 8. – С. 195–199.
7. Перспективы добычи нефти из отложений баженовской свиты / С.И. Грачев, А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, О.П. Зотова, Д.И. Зубарев // Академический журнал Западной Сибири. – 2018. – Т. 14. № 6 (77). – С. 84–86.
8. Alikhan A.A., Farouq S.M. Current states of nonthermal heavy oil recovery // Препринт SPE 11846. – 1986. – P. 291–298.
9. Jayasekera A.J., Goodyear S.G. The develop­ment of heavy oilfields in the United Kindom Continental shelf: past, present and future // SPE Res. Eval. & Eng. – 2000. – Vol. 5, № 3. – Р. 371–379.
10. Challenges in characterization of residual oils. A review / D. Stratiev, I. Shishkova, A. Pavlova, I. Tankov // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 178. – P. 227–250.
11. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.
12. Муслимов Р.Х. Планирование дополни­тельной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. – Казань, 1999. – 280 с.
13. Гусев С.В. Опыт и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи на место­рождениях Западной Сибири. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1992. – 103 с.
14. He J.G., Song K.P., Yang J. Study on experiment of advance wa ter injection an example from low permeability oil reservoir of Fuyu oil reservoir in an oil field // Science Technology and Engi neering. – 2014. – Vol. 14, № 11. – Р. 181–183.
15. Гусев С.В. Роль потокоотклоняющих технологий на поздних стадиях развития разработки месторождений. ОАО «Сургутнефтегаз» // Мате­риалы международной научно-практической конференции, Казань, 2007. – С. 38–43.
16. Сонич В.П., Мишарин В.А., Гусев С.В. Методические рекомендации по применению физико-химических методов воздействия на пласты через нагнетательные скважины с целью регули­рования разработки нефтегазовых месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». – Тюмень: Изд-во СургутНИПИнефть, 2008. – 79 с.
17. Применение потокоотклоняющих техно­логий для ограничения водопритока в добывающих скважинах / А.П. Кондаков, В.Р. Байрамов, С.В. Гусев, Т.М Сурнова // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 34–35.
18. Состояние применения потокоотклоняющих методов увеличения нефтеотдачи на пласте БС10 Конитлорского месторождения / С.В. Гусев, Т.М. Сурнова, С.А. Федосеев, В.Р. Байрамов // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 106–108.
19. Кондаков А.П., Гусев С.В., Сурнова Т.М. Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пласта ЮС 2 место­рождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 47–49.
20. Результаты применения технологий огра­ничения водопритока в добывающие скважины в условиях низкопроницаемых коллекторов / А.П. Кон­даков, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова, В.Р. Байрамов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 10. – С. 100–101.
21. Результаты большеобъемных обработок призабойной зоны нагнетательных скважин место­рождений ОАО «Сургутнефтегаз» / А.П. Кондаков, С.В. Гусев, О.Г. Нарожный // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 74–77.
22. Результаты и перспективы применения осадкогелеобразующих составов для увеличения нефтеотдачи пласта АС 4-8 Федоровского место­рождения / Ф.Ю. Алдакимов, С.В. Гусев, В.Ю. Огорельцев, Е.О. Гребенкина // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 87–89.
23. Огорельцев В.Ю., Леонтьев С.А. Результаты применения осадкогелеобразующих составов (ОГС) для увеличения нефтеотдачи пласта Федоровского месторождения // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации) материалы десятой международной научно-технической конференции (посвященной 60-летию Тюменского индустри­ального университета). – Тюмень: Изд-во ТИУ, 2016. – С. 104–107.
24. Анализ результатов трассерных иссле­дований на примере пласта АС1–3 Северо-Ореховского месторождения / В.Ф. Дягилев, С.Е. Полищук, С.А Леонтьев, В.М. Спасибов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2018. – № 4. – С. 44–51
25. Дягилев В.Ф., Кононенко А.А., Леонтьев С.А. Анализ результатов трассерных исследований на примере пласта ЮВ11 Чистинного месторождения // Успехи современного естествознания. – 2018. – № 1. – С. 93–101.
26. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращенко Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 213 с.
27. Власов С.А., Я.М. Каган, А.В. Фомин Новые перспективы полимерного заводнения в России // Нефтяное хозяйство – 1998. – № 5. – С. 46–49.
28. Effect of chemical additives on dynamic capillary pressure during waterflooding in low permeability reservoirs / H. Li, Y. Li, K. Wang, H. Luo, S. Chen, J. Guo // Energy and Fuels. – 2016. – № 9. – P. 7082–7093. 
29. Полищук С.Е., Дягилев В.Ф., Леонтьев С.А. Обоснование применения полимерного заводнения на новомолодежном месторождении // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабас­сейна (опыт, инновации) материалы десятой международной научно-технической конференции (посвященной 60-летию Тюменского индустри­ального университета). – Тюмень: Изд-во ТИУ. – 2016. – С. 119–123.
30. Mikhail R., Artem K. Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution // Shiyou Kantan Yu Kaifa. – 2015. – Vol. 42, № 4. – P. 507–511.
31. Experimental study on the mechanism of enhancing oil recovery by polymer – surfactant binary flooding / W. Liu, Y. Wei, W. Jiang, L. Luo, G. Liao, L. Zuo // Petroleum Exploration and Development. – 2017. – Vol. 44, № 4. – P. 636–643.
32. Гумерова Г.Р., Яркеева Н.Р. Анализ эффективности применения вязкоупругого поверх­ностно-активного состава на место­рождениях Западной Сибири // Известия Томского политех­нического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330, № 1. – С. 19–25.
33. Effect of emulsification on surfactant partitioning in surfactant-polymer flooding / J. Li, R. Jia, W. Liu, L. Sun, S. Cong, Y. Yang, J. Zhang // Journal of Surfactants and Detergents, 2019. – Vol. 22, № 6. – P. 1387–1394.
34. Результаты применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз»: отчет о НИР. – Тюмень: Изд-во СургутНИПИнефть, 2011. – 98 с.
35. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. – М., 1985.
36. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. – М., 1985.
37. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газо­проницаемости при фильтрации. – М., 1985.
38. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М., 1986.
39. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. – М., 1989.
40. Rogachev M.K., Kondrashev A.O.Rheological studies of waterproof polymeric compounds under high pressure and temperature // Life Science Journal. – 2014. – Vol. 11, № 6s. – P. 294–296.
41. Юрил Я.Э., Леонтьев С.А., Рогалев М.С. Анализ существующих методик по проведению термодинамических исследований пластовых флюидов в ПАО «ГАЗПРОМ» // Экспозиция. Нефть. Газ. – 2016. – Т. 50, № 4 . – С. 48–50.
42. Зависимость коэффициентов насыщен­ности от времени и координат / В.А. Коротенко, Н.П. Кушакова, С.А. Леонтьев, М.И. Забоева, М.А. Александров // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. – № 6. – С. 74–81.
43. On modeling of non-stationary two-phase filtration / V.A. Korotenko, S.I. Grachev, N.P. Kushakova, S.A. Leontiev, M.I. Zaboeva, M.A. Aleksandrov // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 2018. – P. 012016.
44. Фильтрация жидкостей в аномальных коллекторах / С.И. Грачев, В.А. Коротенко, Н.П. Кушакова, А.Б. Кряквин, О.П. Зотова // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330, № 7. – С. 104–113.
45. Грачев С.И., Коротенко В.А., Кушакова Н.П. Исследование влияния трансформации двухфазной фильтрации на формирование зон невыработанных запасов нефти // Записки Горного института. – 2020. – Т. 241. – С. 68–82.

  Рассматривается опыт проведения гидроразрыва пласта в карбонатных отложениях месторождений Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Массовое применение технологии гидроразрыва пласта на карбонатных коллекторах началось с 2012 г., выполнено более трехсот скважино-операций. Значительная доля остаточных извлекаемых запасов в карбонатных отложениях предопределяет необходимость их вовлечения и увеличения темпов выработки, в том числе за счет применения гидроразрыва пласта. В условиях постепенного ухудшения фильтрационно-емкостных свойств скважин-кандидатов поддержание стабильного уровня технологической эффективности гидроразрыва пласта обеспечивается за счет внедрения новых и оптимизации стандартных технологий. Проблемы реализации гидроразрыва пласта тесно связаны с основными вопросами разработки месторождений и особенностями строения карбонатных коллекторов. С учетом особенностей строения карбонатных коллекторов и существующих проблем разработки определены основные задачи при реализации гидроразрыва пласта: увеличение проводимости трещин;  увеличение охвата по площади и разрезу;  сокращение неконтролируемых утечек жидкости разрыва; сокращение высоты трещины в условиях близлежащих водо- и газонасыщенных пропластков.
  На текущий момент ряд технологий успешно адаптирован и применяется на объектах месторождений Республики Коми и Ненецкого автономного округа. За счет реализации комплексного подхода при подборе модификаций технологии гидроразрыва пласта, учитывающего существующие проблемы разработки месторождений и особенности строения карбонатных объектов, обеспечено поддержание стабильной эффективности метода в условиях ухудшающейся структуры фонда скважин-кандидатов, а также расширение области применения технологии. Предложены направления расширения спектра выполняемых лабораторных исследований: определение коэффициента интенсивности напряжений – трещиностойкости и пороупругого параметра Био, исследование динамики интенсивности утечек различных жидкостей разрыва в зависимости от коллекторских свойств образцов керна при заданных перепадах, определение зависимости динамического переноса пропантов от реологических свойств жидкостей разрыва и скоростей их фильтрации для различных раскрытостей модели трещины разрыва.
  Ключевые слова: карбонатный коллектор, методы интенсификации добычи нефти, гидроразрыв пласта, оптимизация технологии, увеличение технологической эффективности гидроразрыва пласта, увеличение проводимости трещины гидроразрыва пласта, увеличение охвата по площади и разрезу, сокращение неконтролируемых утечек жидкости разрыва, сокращение высоты трещины.

Новокрещенных Дмитрий Вячеславович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Dmitrij.Novokreschennykh@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Распопов Алексей Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
aleksej.raspopov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Развитие технологий гидравлического разрыва пласта на месторождениях Пермского края / В.Л. Воеводкин, А.А. Алероев, Т.Р. Балдина, А.В. Распопов, А.С. Казанцев, С.А. Кондратьев. – М.: Нефтяное хозяйство, 2018. – 108 с.
2. Опыт проведения проппантного гидро­разрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева, В.Л. Малышева. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2016. – 68 с.
3. Проведение проппантных гидроразрывов низкопроницаемых пластов на нефтяных место­рождениях Ненецкого автономного округа / А.А. Алероев, С.А. Кондратьев, Р.Р. Шарафеев, Д.В. Новокрещенных, В.А. Жигалов. – М.: Нефтяное хозяйство, 2017. – 108 с.
4. Бакиров Э.А., Ермолкин В.И., Ларин В.И. Геология нефти и газа. – М.: Недра, 1980. – 240 с.
5. Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1978. – 357 с.
6. Баренблатт Г.И., Енгов В.М., Рыжин В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. – М: Недра, 1972.
7. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидрав­лическом разрыве нефтеносного пласта // Известия АН СССР. ОТН. – 1955. – № 5. – С. 3–41.
8. Желтов Ю.П. Гидравлический разрыв пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – 98 с.
9. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. – М.: Недра, 1966. – 198 с.
10. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных место­рождений: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1986. – 332 c.
11. Economides M.J., Nolte K.G. Rezervoir stimula­tion // New Jersey. Eglewood cliffs 01632, 1989. – 430 p.
12. Экономидис M., Олин Р., Валько П. Унифи­цированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – Москва – Ижевск: Институт компью­терных исследований, 2007. – 236 с.
13. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: учеб. пособие. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2006. – 565 с.
14. Clark J.B. Hydraulic process for increasing productivity of wells // Trans. AIME. – 1949. – Vol. 186. – P. 1–8.
15. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечествен­ный опыт применения гидроразрыва пласта. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1998. – 40 с.
16. Чарный И.А. Подземная гидрогазодина­мика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 346 с.
17. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. – М.: Недра, 1975. – 207 с.
18. Хеллан К. Введение в механику разру­шения. – М.: Мир, 1998. – 364 с.
19. Maxwell S.C., Urbancic T.I. The role of passive microseismic monitoring in the instrumented oil field // The Leading Edge. – 2001. – № 6. – P. 636–639.
20. Microseismic imaging of hydraulic fracture complexity ina naturally fractured reservoir / T.I. Urba­ncic, S.C. Maxwell, N. Steinsberger and R.J. Zinno // EAGE 64 Conference & Exhibition. – Florence, 2002. – 43 p.
21. Ландау Л.Д., Лившиц Е.М. Теоретическая физика. Т. VII. Теория упругости. – М.: Наука, 1987. – 248 с.
22. Телков А.П., Грачева Н.С., Каширина К.О. Образование трещин в продуктивном пласте при гидравлическом разрыве // Газовая промыш­ленность. – 2008. – № 3. – С. 17–20.
23. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта / Т.Л. Чернышева,  Г.В. Тимашев, А.Ю. Мищенко, А.Я. Строгий. – М.: Изд-во ВНИИгазпром, 1987. – 43 с.
24. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. – М.: Гостоптехиздат, 1962.
25. Lewis L. Laei. Dinamic rock mechanics testinq for optimized fracture desiqn // SPE 38716. – 1997.
26. Шумилов В.А., Шалинов В.П., Азаматов В.В. Исследование призабойной зоны пластов при интенсификации добычи нефти и газа за рубежом // Обз. информ. Серия: Нефтепромысловое дело. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1985. – 32 с.
27. Моделирование ГРП по экспериментальным зависимостям геомеханических характеристик коллектора / Р.Г. Ширгазин, Р.Х. Исянгулова, О.А. Залевский, В.Н. Лысенко, Ю.В. Земцов // OilGas conference. – 2008. – № 6. – P. 41–43.
28. John L, Gidley. Recent advances in hydraulic fracturing. Monograph. Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineers Richardson. TX. U.S.A, 1989.
29. Александров С.И., В.А. Мишин, Д.И. Буров Микросейсмический мониторинг гидроразрыва плас­та: успехи и проблемы // Технологии добычи и исполь­зования углеводородов. – 2014. – № 2. – С. 39–43.
30. Байкин А.Н. Динамика трещины гидрораз­рыва пласта в неоднородной пороупругой среде: дис. … канд. физ.-мат. наук / МО и НРФ ФГАОУ ВО Новосибирский национальный исследова­тельский государственный университет. – Новоси­бирск, 2016. 
31. Повышение эффективности гидроразрыва в условиях высокой обводнененности пласта БВ-8 Пов­ховского месторождения / А.С. Валеев, М.Р. Дулка­рнаев, Ф.С. Салимов, А.В. Бухаров, А.В. Котенев // Нефтегазовое дело. – 2014. – № 6. – С. 154–174.
32. Barker B.J., Ramey H.J. Jr. Transient flow to finite conductivity vertical fractures // SPE 7489. – 1978.
33. Economides, M.J., and Nolte, K.G. Reservoir stimulation // Schlumberger Educational Services. – Houston, Texas. – 1987. – P. 11–3.
34. Raghavan R. Analysis of pressure data for fractured wells: the constant-pressure outer boundary R. Raghavan, Hadinoto, Nico // SPEJ. – 1978. – April. – P. 139–149.
35. Vertical fracture height – its effect on steady state production increase / J.M. Tinsley, J.R. Williams, R.L. Tiner, W.T. Malone // SPE 1900. Journal of Petroleum Technology. – 1969. – Vol. 21. – P. 633–638.
36. Weijers L. The Near-wellbore geometry of hydraulic fractures initiated from horizontal and deviated wells. – Delft, Netherlands, Delft University Press, 1995.
37. Гидроразрыв пласта. Современные достиже­ния в области проектирования обработки скважин / Б. Брэди, Дж. Элвел, М. Мак, X. Морален, К. Нолте // Oilfield Review. – 1992. – October.
38. Давление разрыва как технологический фак­тор, ограничивающий репрессию на пласт // Труды СибНИИНП. Вопросы геологии и разра­ботки место­рождений Западной Сибири. – Тюмень, 1985. – С. 86–94.
39. Занкиев М.Я. Классификация и диагности­рование эффективности технологии гидравличес­кого разрыва пластов в условиях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»: автореф. дис. канд. техн. наук / Тюм. гос. нефтегазовый ун-т. – Тюмень, 1998. – 24 с.
40. Курамшин P.M., Иванов С.В., Кузьмичев А.П. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 12. – С. 58–64.
41. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравли­ческий разрыв пластов. – М: Недра, 1966. – 148 с.
42. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Г.А. Малы­шев, А.Г. Малышев, В.Н. Журба, H.H. Сальникова // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 46–52.
43. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффектив­ность проведения ГРП / А.Г. Малышев, Г.А. Малы­шев, В.П. Сонич, В.Ф. Седач, В.Н. Журба // Нефть Сургута: сб. статей посвященный добыче 1 млрд т нефти на мест. ОАО «Сургутнефтегаз». – М.: Нефтяное хозяйство, 1997. – С. 224–238.
44. Инструкции по технолигии глубокопро­никающего гидравлического разрыва пласта. РД 39-0147035-236-89 / П.М. Усачев, Ю.А. Песляк, С.В. Константинов, Г.С. Киселева, Н.В. Крикунов, Н.П. Лесик, Л.А. Мигадова, В.A. Миклин, В.А. Руд­нев, Л.А. Саврасов, Ф.Ф. Галиев, В.В. Сысков. – М.: ВНИИ, 1989. – 52 с.
45. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. – М: Недра, 1986. – 166 с.

  В настоящее время при проектировании разработки месторождений углеводородного сырья приоритетом является достижение максимально возможного и экономически рентабельного коэффициента извлечения нефти. Ухудшение структуры остаточных запасов нефти, необходимость вовлечения трудноизвлекаемых запасов в разработку привели к поиску новых эффективных технологических решений в проектировании. На сегодняшний день осуществляется поэтапный переход (замена) технологии бурения вертикальных, наклонно направленных (в том числе горизонтальных, многозабойных) скважин, применения оборудования одновременно раздельной эксплуатации скважин в стандартном диаметре на малый диаметр.
  На месторождениях Пермского края пробурено более 385 горизонтальных скважин, из которых 3,4 % (13 скважин) составляют скважины малого диаметра. Проведенный анализ эксплуатации скважин показывает, что эффективность использования горизонтальных скважин в ряде случаев оказывается существенно ниже потенциальной и, ухудшая экономические показатели разработки объекта, в конечном счете приводит к снижению ценности актива. Возможно, главной причиной низкой эффективности использования горизонтальных скважин является недостаточное понимание геолого-физических условий для их эксплуатации. Накопленный опыт бурения горизонтальных скважин в коллекторах с высокой расчлененностью, малыми значениями эффективных нефтенасыщенных толщин, ухудшенной гидродинамической связью с законтурной областью показал их низкую успешность: отмечается динамика снижения продуктивности до средних значений дебитов наклонно направленных скважин. В связи с этим актуальным становится вопрос выбора конструкции скважины и ее направленности в конкретных геолого-физических условиях.
  Ключевые слова: геолого-физическая характеристика, карбонатный коллектор, терригенный коллектор, запасы, залежь, месторождение, разработка, бурение, горизонтальные скважины, наклонно-направленные скважины, малый диаметр, дебит нефти, эксплуатация, добыча, ценность актива.

Зайцев Роман Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Roman.Zajtsev@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Распопов Алексей Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
aleksej.raspopov@pnn.lukoil.com
614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Распопов А.В., Казанцев А.С., Антонов Д.В. Влияние мониторинга разработки на повышение эффективности эксплуатации нефтяных место­рождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 58–61.
2. Воеводкин В.Л., Чертенков М.В. Новые технологии в компании «ЛУКОЙЛ»: от простого к сложному // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 62–66.
3. Кравец М.З. Особенности проектирования плоских и пространственных траекторий скважин и боковых стволов // Инженер-нефтяник. – 2016. – № 2. – С. 42–47.
4. Лакупчик А.В., Солянов С.А., Мавлетдинова М.Г. Ключевые особенности технологий проведения комплексной обработки призабойной зоны на горизонтальных многозабойных газоконденсатных скважинах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – Т. 333, № 9. – С. 58–61.
5. 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.
6. Yue-tian LIU Methodology for horizontal well pattern design in anisotropic oil reservoirs // Petroleum Exploration and Development. – 2008. – Vol. 35, iss. 5. – P. 619–624.
7. Yue Qiansheng, Liu Shujie, Xiang Xingjin Drilling fluid technology for horizontal wells to protect the formations in unconsolidated sandstone heavy oil reservoirs // Petroleum Exploration and Development. – 2010. – Vol. 37, iss. 2. – P. 232–236.
8. Применение новых технологических решений в области разработки на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 104–106.
9. Опыт и перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, Н.А. Лядова, Г.В. Окромелидзе, К.А. Мещеряков, С.В. Сунцов, Ю.В. Мальков // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 98–102.
10. Бурение скважин малого диаметра как способ снижения затрат при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин / К.А. Мещеряков, В.А. Яценко, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2013. – № 10. – С. 62–65.
11. Результаты строительства первой многоза­бойной скважины малого диаметра в ПАО «ЛУКОЙЛ» / К.А. Мещеряков, Г.В. Окромелидзе, В.А. Яценко, Ю.В. Фефелов, С.В. Сунцов, Ю.В. Мальков // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 47–49.
12. Тарасов А.Е., Старосветсков В.В. Оптимиза­ция процесса геологического сопровождения буре­ния горизонтальных скважин на примере место­рождения им. В.Н. Виноградова // Бурение и нефть. – 2017. – № 7–8. – С. 61.
13. Проблемы и инновационные решения при бурении скважин малого диаметра / М.З. Тазиев, И.И. Кротков, Р.Р. Гараев, Н.С. Синчугов, Р.М. Осипов, А.И. Аслямов // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 9. – С. 34–38.
14. Yaqiang CHEN, Longxin MU, Jianying ZHANG, Guanghua ZHAI, Huiying ZHAI Horizon­talwellinflow performance relationship in foamy heavy oil reservoirs // Petroleum Exploration and Development. – 2013. – Vol. 40, iss. 3. – P. 389–393.
15. Wang H., Liao X., Zhao X. Study of tight oil reservoir flow regimes in different treated horizontal well // Journal of the Energy Institute. – 2015. – Vol. 88, iss. 2. – P. 198–204.
16. Hybrid optimization technique for cyclic steam stimulation by horizontal wells in heavy oil reservoir / Jian Hou, Kang Zhou, Hui Zhao, Xiaodong Kang, Xiansong Zhang // Computers & Chemical Engineering. – 2016. – Vol. 844. – P. 363–370.
17. Junjun C., Yonggang D. Study on temperature distribution along wellbore of fracturing horizontal wells in oil reservoir // Petroleum. – 2015. – Vol. 1, iss. 4. – P. 358–365.
18. Старосветсков В.В., Кашников О.Ю. Осо­бенности геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин в сложно-построен­ных коллекторах (на примере месторождения им. В.Н. Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 2. – С. 43–49.
19. Киселев В.М., Кинсфатор А.Р., Бойков О.И. Прогноз оптимальных направлений горизонтальных стволов для разработки Юрубчено-Томоховского месторождения // Вестник Пермс­кого национального исследовательского политех­нического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14, № 15. – С. 20–27. 
20. Садыков Р.Ш., Ибрагимова Г.Г, Оптимизация разработки участков верхних горизонтов скважинами малого диаметра с горизонтальным окончанием // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 9. – С. 58–61.
21. Ашрафьян М.О., Кривошей А.В. Совер­шенствование технологии цементирования боковых стволов и скважин малого диаметра // Строи­тельство нефтяных и газовых скважин на суше и море. – 2007. – № 3. – С. 34–38.
22. Таипова В.А., Шайдуллин А.А., Шамсут­динов М.Ф. Горизонтальные скважины и гидроразрыв в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на примере НГДУ «АЗНАКАУВСК­НЕФТЬ» ПАО «ТАТНЕФТЬ» // Георесурсы. – 2017. – Т. 19, № 3. – С. 198–203.
23. Зайцев Р.А., Мартюшев Д.А. Эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием в различных геолого-физических условиях (на примере место­рождений Пермского края) // Бурение и нефть. – 2019. – № 3. – С. 42–48.
24. Мартюшев Д.А. Подход к определению производительности скважин в трещинно-поровых коллекторах Верхнего Прикамья // Бурение и нефть. – 2015. – № 2. – С. 44–46.
25. Определение оптимального типа заканчи­вания горизонтальной скважины и способа вывода ее на режим на примере разработки пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхинского месторождения / Е.В. Загребельный, М.Е.Мартынов, С.В. Кузнецов, И.В. Коваленко, В.С. Нартымов, Ю.В. Овчаренко // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 40–43.
26. Ситников А.Н. Оптимальная система горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта при разработке залежи на упругом режиме // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 68–71.
27. Юрова М.П. Роль горизонтальных скважин при разработке низкопроницаемых, неоднородных коллекторов // Георесурсы. – 2017. – Т. 19, № 3. – С. 209–215.
28. Мартюшев Д.А., Илюшин П.Ю. Экспресс-оценка взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами на турне-фаменской залежи Озерного месторождения // Вестник Пермс­кого национального исследовательского политех­нического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 33–41.
29. Мартюшев Д.А., Мордвинов В.А. Изменение дебита скважин нефтегазоконденсатного место­рождения при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 67–69.
30. Оценка параметров пласта и продуктив­ности скважин при его разработке на естественном режиме / В.А. Мордвинов, Д.А. Мартюшев, И.А. Черных, В.И. Пузиков // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 31–33.
31. Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3PSШкаповского нефтяного месторождения с помощью горизон­тальных скважин / Р.Ф. Якупов, В.Ш. Мухаметшин, И.Н. Хакимзянов, В.Е. Трофимов // Георесурсы. – 2019. – Т. 21, № 3. – С. 55–61.
32. Федотов И.Б., Кашников О.Ю., Кибаленко И.А., Шевченко О.Н. Способ аналитического прогноза дебита горизонтальных скважин на месторождениях углеводородов в низкопрони­цаемых пластах-коллекторах на примере месторождения им. В.Н. Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 4. – С. 32–39.
33. Yanyong Wang, Shaoran Ren, Liang Zhang Mechanistic simulation study of air injection assisted cyclic steam stimulation through horizontal wells for ultra-heavy oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 172. – P. 209–216.
34. Jianchun GUO, Liang TAO Fanhui ZENG Optimization of refracturing timing for horizontal wells in tight oil reservoirs: A case study of Cretaceous Qingshankou Formation, Songliao Basin, NE China // Petroleum Exploration and Development. – 2019. – Vol. 46, iss. 1. – P. 153–162.
35. Optimization of multistage fractured horizontal well in tight oil based on embedded discrete fracture model / Shiqian Xu, Qihong Feng, Sen Wang, FarzamJavadpour, Yuyao Li // Computers & Chemical Engineering. – 2018. – Vol. 1172. – P. 291–308.
36. Ограничение водопритока в горизонтальных скважинах на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Кадыров, Р.Х. Низаев, А.Ф. Яртиев, В.В. Мухаметшин // Нефтяное хозяйст­во. – 2017. – № 5. – С. 44–47.
37. Анализ работы горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта / Афанас­кин И.В., Вольпин С.Г., Колеватов А.А., Ченленсон Ю.Б. // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 1. – С. 44–51.
38. Морозов П.Е. Моделирование нестационар­ного притока жидкости к многосекционной горизон­тальной скважине // Георесурсы. – 2018. – Т. 20, № 1. – С. 44–50.
39. Баишев Т.Б. Анализ выработки низкопро­дуктивных запасов нефти горизонта викинг (Западная Канада) горизонтальными скважинами с применением ГРП // Георесурсы. – 2017. – Т. 19, № 3. – С. 182–185.
40. Ибатуллин Р.Р. Опыт разработки запасов нефти в плотных коллекторах Северной Америки. Горизонтальные скважины и многоступенчатый гидроразрыв // Георесурсы. – 2017. – Т. 19, № 3. – С. 176–181.
41. Wenchao Liu, Qitao Zhang, Weiyao Zhu Numerical simulation of multi-stage fractured horizontal well in low-permeable oil reservoir with threshold pressure gradient with moving boundary // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 178. – P. 1112–1127.
42. Fully coupled fluid-solid numerical simulation of stimulated reservoir volume (SRV)-fractured horizontal well with multi-porosity media in tight oil reservoirs / Long Ren, Yuliang Su, Shiyuan Zhan, Fankun Meng, Guangyuan Zhao // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 174. – P. 757–775.
43. Modeling the characteristics of Bingham porous-flow mechanics for a horizontal well in a heavy oil reservoir / Ren-Shi Nie, Yi-Min Wang, Yi-Li Kang, Yong-Lu Jia // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 171. – P. 71–81.
44. Experimental and numerical study of solvent optimization during horizontal-well solvent-enhanced steam flooding in thin heavy-oil reservoirs / Shijun Huang, Xiao Chen, Hao Liu, Jun Jiang, Yun Xia // Fuel. – 2018. – Vol. 22815. – P. 379–389.
45. Ngozi Akangbou H., Burby M., Nasr Gh. Effectively optimizing production of horizontal wells in homogeneous oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 150. – P. 128–136.
46. Fractured horizontal well productivity prediction in tight oil reservoirs / Jinghong Hu, Chong Zhang, Zhenhua Rui, Yanlong Yu, Zhangxin Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 151. – P. 159–168.

  При разработке залежей углеводородов в скважины со временем начинают поступать пластовые воды. Повышение объемов попутно добываемых вод негативно сказывается не только на экономических показателях разработки месторождений, но и приводит к другим опасным последствиям, к таким, например, как коррозия оборудования. Наибольший экономический ущерб приносит коррозия скважинного оборудования, так как аварии на скважинах обусловливают необходимость проведения дорогостоящих ремонтных операций. В связи с этим предотвращение коррозии оборудования является актуальной задачей. Рассматриваются основные свойства и состав пластовых вод. На основании открытых литературных источников анализируется влияние содержащихся в пластовых водах анионов Cl^–, SO₄^–2, HCO₃^– на кинетику протекания коррозионных процессов на поверхности раздела фаз металла (электрода) и воды (электролита). Также приведены данные исследований влияния наличия растворенных кислых газов (H₂S и CO₂) на механизм и скорость протекания коррозии. Рассматривается влияние водородного показателя на скорость коррозии. Содержание различных солей в пластовых водах обусловливает сложность коррозионных процессов, происходящих в реальных условиях. Наличие агрессивных сред в некоторых случаях способствует ускорению коррозии, но иногда и ее замедлению, это также сказывается на эффективности ингибиторной защиты.
  На основе данных лабораторных исследований проведена оценка эффективности применения ингибиторов коррозии в пластовых водах с различными составами и свойствами. Установлено, что содержание в пластовой воде смеси агрессивных компонентов – хлорид ионов и сероводорода – приводит к угнетению сероводородной коррозии, при этом скорость хлоридной коррозии тоже снижается. Наличие ионов растворенных солей и кислых газов в пластовых водах способствует повышению эффективности применения ингибиторов коррозии благодаря образованию прочных пассивных пленок на поверхности стального оборудования.
  Ключевые слова: питтинговая коррозия, скважина, сероводород, хлориды, сульфаты, бикарбонаты, диоксид углерода, двойной электрический слой, пассивация, потенциал питтингообразования, вольтамперометрия, импедансная спектроскопия, анионы, катионы, ингибитор коррозии.

Ладыгин Александр Николаевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ladygin@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, д. 29

1. Импедансная спектроскопия: теория и применение : учеб. пособие / Ю.В. Емельянова, М.В. Морозова, З.А. Михайловская, Е.С. Буянова; под общ. ред. Е.С. Буяновой; Урал. федер. ун-т. – Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2017. – 156 с.
2. Каплан Б.Я., Пац Р.Г., Салихджанова Р.М.-Ф. Вольтамперометрия переменного тока. – М., 1985. – 264 с.
3. Passivity of metals / H.J. Engell, R.P. Franken­thal, J. Kruger // Proc. of the fourth international symposium on passivity. The Corrosion monograph series. The Electrochemical Society, Inc. Princeton. – New Jersey, 1978. – 285 p.
4. Leckie H.P., Uhlig H.H. Environmental factors affecting critical potential for pitting in 18-8 stainless steel // J. Electrochem. Soc. – 1966. – Vol. 113. – P. 1262–1267.
5. McCafferty E. A Competitive Adsorption Model for the Inhibition of Crevice Corrosion and Pitting // J. Electrochem. Soc. – 1990. – Vol. 137. – P. 3731–3737.
6. Parkins R.N. Fundamental Aspects of Stress Corrosion Cracking / R.W. Staehle, A.J. Forty, D. van Rooyen, eds. – NACE, Houston, TX, 1969. – P. 361.
7. Sandoz G. Stress-corrosion cracking in high strength steels and in titanium and titanium alloys /  B.F. Brown, ed. – U.S. Government Printing Office, Washington, DC, 1972. – P. 79.
8. Beck T.R. The Theory of stress-corrosion cracking in alloys / J.C. Scully, ed. – NATO, Brussels, Belgium, 1971. – P. 64.
9. Fujii С.T., Metzbower E.A. Stress-corrosion cracking in the HY-130 System / NRL Memorandum Report 2814, Naval Research Laboratory. – Washington, DC, 1974.
10. Blackburn M.J., Smyrl W.H., Feeny J.A. Stress-corrosion cracking in high strength steels and in titanium and titanium alloys / B.F. Brown, ed. – U.S. Government Printing Office, Washington, DC, 1972. – P. 245.
11. Beavers J.A. Stress-corrosion cracking / R.H. Jones, ed. – ASM International, Materials Park, OH, 1992. – P. 211.
12. Uhlig H.H., Revie R.W. Corrosion and corrosion control. Chapter 7. John Wiley. – New York, NY, 1985.
13. Bockris J.O'M., Reddy A.K.N. Modern electrochemistry. – New York, NY: Plenum Press, 1979. – Vol. 2. – P. 1233.
14. Hyatt М.V., Speidel M.О. Stress-corrosion cracking in high strength steels and in titanium and titanium alloys / B.F. Brown, ed. – U. S. Government Printing Office, Washington, DC, 1972. – P. 147.
15. Sprawls D.O., Brown R.H. Fundamental aspects of stress corrosion cracking / R.W. Staehle, A.J. Forty, D. van Rooyen, eds. – NACE, Houston, TX, 1969. – P. 466.
16. Ciaraldi S.W. Stress-corrosion cracking / R.H. Jones, ed. – ASM International, Materials Park, OH, 1992. – P. 41.
17. Pugh E.N., Craig J.V., Sedriks A.J. Fun­damental aspects of stress corrosion cracking / R.W. Staehle, A.J. Forty, D. van Rooyen, eds. – NACE, Houston, TX, 1969. – P. 118.
18. Zheng Yougui, Bruce Brown, Srdjan Nešić. Electrochemical study and modeling of H₂S corrosion of mild Steel // Corrosion. – 2014. – Vol. 70, № 4. – P. 351–365.
19. Electrochemical growth of iron sulfide films in H₂S-saturated chloride media / H. Vedage [et al.] // Corrosion. – 1993. – Vol. 49, № 2. – P. 114–121. 
20. Stern M. The effect of alloying elements in iron on hydrogen over-voltage and corrosion rate in acid environments // Journal of the Electrochemical Society. – 1955. – Vol. 102, № 12. – P. 663–668.
21. Wranglen G. Review article on the influence of sulfide inclusions on the corrodibility of Fe and steel // Corrosion Science. – 1969, № 9. – P. 585–602.
22. Панасенко В.Ф., Антропов Л.И. Защита металлов. – М., 1969. – 709 с.
23. Heusler K.E., Cartledge G.H. The Influence of iodide ions and carbon monoxide on the anodic dissolution of active iron // Journal of the Electrochemical Society. – 1961. – Vol. 108, № 8. – P. 732–741.
24. Kabanov B.N., Burstein R.H., Frumkin A.N. Kinetics of electrode processes on the iron electrode // Discussions of the Faraday Society. – 1947. – № 1. – P. 259–269.
25. Кабанов Б., Лейкис Д.И. Растворение и пассивация железа в растворах щелочи // Доклады АН СССР. – 1947. – Т. 58, № 8. – С. 1685–1688.
26. Йофа З.A., Вэй Бао-Мин. Влияние pH среды на скорость коррозии и анодное растворение кобальта // Журнал физической химии. – 1962. – Т. 36, № 11. – С. 2558–2667.
27. Воckris J.OM., Drazic D. The kinetics of deposition and dissolution of iron: effect of alloying impurities // Electrochimica Acta. – 1962. – Vol. 7, № 3. – P. 293–313.
28. Лоренц В., Эйхкорн T. Влияние границ субзерен и дефектов в кристаллической решетке на механизм анодного растворения железа // Труды III Международного конгресса по коррозии металлов, Москва, 1966. – М., 1968. – Т. 1. – 184 с.
29. Ogundele G.I., White W.E. Some observations on corrosion of carbon steel in aqueous environments containing carbon dioxide // Corrosion. – 1986. – Vol. 42, № 2. – P. 71–78.
30. Proceedingsof NACE Corrosion/2001 / S. Nesic, M. Nordsveen, R. Nyborg, A. Stangeland. – NACE, Houston, TX, 2001. – P. 1040.
31. Videm K., Dugstad A. Corrosion of carbon steel in an aqueous carbon dioxide environment, Part 1. Solution effects // MP. – 1989. – Vol. 28, № 3.
32. The influence of carbon steel microstructure on corrosion layers. An XPS and SEM characterization / D.A. Lopez, W.H. Schreiner, S.R. Sanchez de, S.N. Simison // Applied Surface Science. – 2003. – Vol. 207. – P. 69–85.
33. Johnson M., Tomson M. Proceedings of NACE Corrosion. – NACE, Houston, TX, 1991. – № 268.
34. Xia Z., Chou C., Smialowska Z.S. Pitting Corrosion of Carbon Steel in CO₂. – Containing NaCl Brine // Corrosion. – 1989. – Vol. 45, № 8. – 636 p.
35. Heuer J.K., Stubbings J.F. An XPS charac­terization of FeCO₃ films from CO₂ corrosion // Corrosion Science. – 1999. – Vol. 41. – P. 1231–1243.
36. Lide D.R. Handbook of Chemistry and Physics. – 79th ed., 1998. CRC Press, Boca Raton, 1999.
37. CO₂ corrosion prediction in pipe flow under FeCO₃ scale-forming conditions / F.D. Moraes de, J.R. Shadley, J. Chen, E. Rybicki // Proceedings of NACE. Corrosion. NACE. – Orlando, FL, 2000. – 30 p.
38. López D., Simison S., de Sánchez S. The influence of steel microstructure on CO₂ corrosion. EIS studies on the inhibition efficiency of benzimidazole // Electrochimica acta. – 2003. – Vol. 48, № 7. – P. 845–854. 
39. Hong T., Sun Y.H., Jepson W.P. Study on corrosion inhibitor in large pipelines under multiphase flow using EIS // Corrosion Science. – 2002. – Vol. 44. – P. 101–112.
40. Walter G.W. A review of impedance plot methods used for corrosion performance analysis of painted metals // Corrosion Science. – 1986. – Vol. 26, № 9. – P. 681–703.
41. Frequency Dispersion of the interfacial impedance at mild steel corrosion in acid media in the Presence of Benzimidazole Derivatives / A. Popova, S. Raicheva, E. Sokolava, M. Christov //  Langmuir. – 1996. – Vol. 12, № 8. – P. 2083–2089.
42. The inhibition of low carbon steel corrosion in hydrochloric acid solutions by succinic acid / M. Amin, S. Abd El-Rehim, E. El-Sherbini, R. Bayoumi // Electrochimica Acta. – 2007. – Vol. 52, № 11. – P. 3588–3600. 
43. Быстрова О.Н. Влияние сероводорода на анодное поведение углеродистой стали в солевых растворах // Вестник Казанского Технологического Университета. – 2011. – № 2. – С. 98–103.
44. Veloz M.A., González I. Electrochemical study of carbon steel corrosion in buffered acetic acid solutions with chlorides and H2S // Electrochimica Acta. – 2002. – Vol. 48, № 2. – С. 135–144.
45. Choi Y., Nesic S., Ling S. Effect of H2S on the CO2 corrosion of carbon steel in acidic solutions // Electrochimica Acta. – 2011. – Vol. 56, № 4. – P. 1752–1760.