Задаче, которой посвящена данная статья, в последние годы не уделяется должного внимания, так как подготовку структур к глубокому бурению производят с помощью сейсморазведки. В то же время имеется огромный массив данных по структурному бурению, к сожалению, используются не полностью. Таким образом, актуальность применения данных по структурному бурению для решения не только структурных задач по маркирующим поверхностям, но и более сложных, связанных с зональной нефтегазоносностью территорий, не вызывает сомнений.
  Прогноз нефтегазоносности по маркирующим и нефтегазоносным горизонтам проводился в трех зонах нефтегазогеологического районирования. С использованием данных по этим территориям выполнялись исследования для построения вероятностных моделей зонального прогноза нефтегазоносности. При обосновании совместного использования данных по маркирующим поверхностям и данных по кровлям нефтесодержащих горизонтов исследовались материалы по 447 глубоким скважинам.
  Разработаны вероятностные модели зонального прогноза нефтегазоносности центральной части пермского свода по структурно-мощностным критериям. Комплексное использование данных по абсолютным отметкам глубоких и структурных скважин позволило ранжировать территорию центральной части Пермского свода по степени зональной нефтегазоносности.
  Максимальными значениями P_КОМ характеризуются Северокамское (0,73), Краснокамское (0,67), Баклановское (0,67), Полазненское (0,67), Рассветное (0,64) и Межевское (0,63) месторождения. Для Козубаевского месторождения P_КОМ равно 0,57. Горское, Лобановское, Талицкое, Зоринское и Шеметинское месторождения характеризуются минимальными значениями P_КОМ, изменяющимися в интервале 0,51–0,53. Эти данные могут быть использованы при проектировании поисково-разведочных работ.
  Ключевые слова: нефтегазогеологическое районирование, вероятностно-статистические критерии нефтегазоносности, нелокализованные ресурсы нефти, визейский терригенный нефтегазоносный комплекс, структурно-мощностные критерии, коэффициент корреляции, вероятность, нефть, поисково-разведочные работы, структурные скважины, маркирующие поверхности, зоны районирования, статистический анализ, сейсморазведка, абсолютная отметка.

Кошкин Константин Александрович
ООО «УралОйл»
koshkin@uraloil.com
Россия, 614990, г. Пермь, ул. Сибирская, 4

Татаринов Илья Анатольевич
ООО «НАСТ-М»
i_tatainov@mail.ru
Россия, 614107, г. Пермь, ул. Макаренко, 12а, офис 1

1. Галкин В.И., Растегаев А.В., Галкин С.В. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур. – Екатеринбург: УрО РАН, 2001. – 277 с. 
2. Козлова И.А., Галкин В.И., Ванцева И.В. К оценке перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии с помощью геолого-геохимических характеристик нефтегазоматеринских пород // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 20–23.
3. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Носов М.А. Оценка нелокализованных ресурсов нефти территории Пермского края при помощи системы элементарных участков // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 9–11.
4. Кривощеков С.Н., Козлова И.А., Санников И.В. Оценка перспектив нефтегазоносности западной части Соликамской депрессии на основе геохимических и геодинамических данных // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 12–15.
5. Геохимические показатели РОВ пород как критерии оценки перспектив нефтегазоносности / В.И. Галкин, И.А. Козлова, О.А. Мелкишев, М.А. Шадрина // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 9. – С. 28–31.
6. Козлова И.А., Мелкишев О.А. Прогнозная оценка распределения нелокализованных ресурсов нефти в девонском терригенном комплексе на территории Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 2. – С. 4–8.
7. Галкин В.И., Козлова И.А. Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 6. – С. 40–45.
8. Оценка перспектив нефтегазоносности юга Пермского края по органо-геохимическим данным / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, М.А. Носов, Н.С. Колтырина // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 7. – С. 32–35.
9. Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, М.А. Носов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 21–23.
10. К обоснованию построения моделей зонального прогноза нефтегазоносности для нижне-средневизейского комплекса Пермского края / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, О.А. Мелкишев // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 32–35.
11. Галкин В.И., Жуков Ю.А., Шишкин М.А. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности. – Екатеринбург: Уро РАН, 1990. – 108 с.
12. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2009. – № 6. – С. 11–14.
13. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов нефти по верхнеюрским отложениям Когалымского региона // Нефтяное хозяйство. – 2010. – №1. – С. 52–54.
14. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2008. – № 8. – С. 20–23.
15. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Обоснование направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае // Научные исследования и инновации. – Пермь, 2009. – Т. 3, № 4. – С. 3–7. 
16. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С. 4–7. 
17. Додевонские отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого-разведочных работ / Т.В. Белоконь, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Е. Пашкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2005. – № 9. – С. 24–28.
18. Путилов И.С. Разработка технологий комплексного изучения геологического строения и размещения месторождений нефти и газа. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 285 с.
19. О возможности прогнозирования нефтегазоносности фаменских отложений с помощью построения вероятностно-статистических моделей / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, Е.В. Пятунина, С.Н. Пестова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2007. – № 10. – С. 22–27. 
20. Галкин В.И., Соловьев С.И. Районирование территории Пермского края по степени перспективности приобретения нефтяных участков недр // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 16. – С. 14–24.
21. Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 16–25. 
22. Галкин В.И., Соснин Н.Е. Разработка геолого-математических моделей для прогноза нефтегазоносности сложнопостроенных структур в девонских терригенных отложениях // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 28–31.
23. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1987. – 264 с.
24. Давыденко А.Ю. Вероятностно-статистические методы в геолого-геофизических приложениях. – Иркутск, 2007. – 29 с.
25. Михалевич И.М. Применение математических методов при анализе геологической информации (с использованием компьютерных технологий). – Иркутск, 2006. – 115 с.
26. Андрейко С.С. Разработка математической модели метода прогнозирования газодинамических явлений по геологическим данным для условий Верхнекамского месторождения калийных солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 21. – С. 345–353. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.21.6
27. Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. – М.: Мир, 1977. – 353 с.
28. Поморский Ю.Л. Методы статистического анализа экспериментальных данных: монография. – Л., 1960. – 174 с.
29. Черепанов С.С. Комплексное изучение трещиноватости карбонатных залежей методом Уоррена – Рута с использованием данных сейсмофациального анализа (на примере турнефаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 6–12. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.1
30. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления по геолого-промысловым характеристикам пласта // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 32–40.
31. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
32. Галкин В.И., Куницких В.И. Статистическое моделирование расширяющегося тампонажного состава // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 3. – С. 215–244. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.3.2
33. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 19. – С. 145–154. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.5
34. Кривощеков С.Н., Галкин В.И. Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ,– 2008. – № 8. – С. 20–23. 
35. Иванов С.А., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти) // Нефтепромысловое дело. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С.54–58. 
36. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Волкова А.С. Разработка вероятностно-статистической методики прогноза нефтегазоносности структур // Нефтепромысловое дело. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С. 28–31. 
37. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dinamie data analysis. – Paris: Kappa Engineering, 2008. – 694 p.
38. Van Golf-Racht T.D. Fundamentals of fractured reservoir engineering // Elsevier scientific publishing company. – Amsterdam – Oxford – New York, 1982. – 709 p.
39. Horne R.N. Modern well test analysis: A computer Aided Approach. – 2nd ed. – Palo Alto: PetrowayInc, 2006. – 257 p.
40. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. – New York – London – Sydney – Toronto, 1977. – 606 p.
41. Mon tgomery D.C., Peck E.A., Introduction to liner regression analysis. – New York: John Wiley & Sons,1982. – 504 p.
42. Darling T. Well Logging and Formation Evalution. – Gardners Books, 2010. – 336 p.
43. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
44. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics // AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. – 231 p.
45. Koshkin K.A., Melkishev O.A. Use of derivatives to assess preservation of hydrocarbon deposits // IOP Conf. Series: Journal of Physics: Conference Series. – 2018. – Vol. 1015. – Р. 032092. DOI:10.1088/1742-6596/1015/3/032092
46. Zhuoheng Ch., Osadetz K..G. Geological risk mapping and prospect evaluation using multivariate and Bayesian statistical methods, western Sverdrup Basin of Canada // AAPG Bulletin. – 2006. – Vol. 90, № 6. – P. 859–872. DOI: 10.1306/01160605050
47. Global resource estimates from total petroleum systems / T.S. Ahlbrandt, R.R. Charpentier, T.R. Klett, J.W. Schmoker, C.J. Schenk, G.F. Ulmishek // AAPG Memoir. – 2005. – № 86. – P. 1–334. DOI: 10.1306/M861061
48. Introduction to data mining / Pang-Ning Tan, Michael Steinbach, Vipin Kumar. – Boston: Pearson Addison Wesley, 2005. – 769 p.
49. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs // Soc. Petrol. Eng. J. – 1963. – Vol3, is. 3. – P. 245–255. DOI: 10.2118/426-PA
50. Tiab D. Modern core analysis. Vol. 1. Theory, core laboratories. – Houston, Texas, 1993. – 200 p.

  Для формирования технологических свойств глин разработаны различные способы их активации, суть которых заключается в том, что при обработке глин изменяется их структура (дефектность), которая формирует энергетический потенциал глинистых частиц, а последний реализуется в виде «заданных» физико-химических свойств глин. В связи с этим изучено влияние стрессового давления на изменение дефектности структурных элементов каолина.
  Экспериментальные исследования показали, что значение давления Р = 150 МПа является граничным, при котором наблюдаются различные условия формирования дефектности структурных элементов каолина. Высокое давление оказывает разнонаправленное воздействие на формирование дефектности структурных элементов каолина: пакета, минерала, коллоида и агрегата.
  В пакете минерала каолинита с увеличением давления дефектность возрастает. Дефекты формируются за счет выноса из октаэдрического и тетраэдрического листов ионов Al, Fe, Mg, Si. Наиболее чувствительными к давлению являются ионы Al. Вынос ионов влечет за собой деформации пакета и формирование «дырочных» энергетических центров. Давление до 0–150 МПа оказывает большее влияние на формирование дефектности (r_р = 0,86), чем в интервале 150–800 МПа (r_р = 0,82).
  В минерале каолините при давлениях до 150 МПа наблюдается уменьшение дефектности за счет упорядочивания структуры под давлением (r_р = 0,67). При давлениях больше 150 МПа наблюдается увеличение дефектности минерала каолинита (r_р = –0,72) за счет разрушения водородных связей между пакетами, что влечет за собой скольжение и вращение структурных пакетов между собой.
  В коллоиде (частице) при увеличении давления до 150 МПа дефектность структуры уменьшается за счет увеличения плотности коллоида (r_р = 0,67). В диапазоне давления 150–800 МПа выявить влияние давления на формирование дефектности достаточно сложно (r_р = 0,37).
  В агрегате при увеличении давления до 150 МПа дефектность структуры возрастает за счет дробления частиц, скольжения и смещения частиц между собой (r_р = 0,95). В диапазоне давления 150–800 МПа выявить влияние давления на формирование дефектности достаточно сложно (r_р = 0,58), хотя тенденция с ростом давления возрастает, дефектность агрегата сохраняется.
  Ключевые слова: глина, каолин, давление, структура, дефектность, химический состав, ионные связи, дефекты структурного пакета, минерал, коллоид, агрегат, техногенная обработка, активация глин.

Середин Валерий Викторович
Пермский государственный национальный исследовательский университет
seredin@nedra.perm.ru
Россия, 614068, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Андрианов Андрей Владимирович
Пермский государственный национальный исследовательский университет
Andrianov@nedra.perm.ru
Россия, 614068, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Гайнанов Шарибзан Хатинович
Пермский государственный национальный исследовательский университет
seredin@nedra.perm.ru
Россия, 614068, г. Пермь, ул. Букирева, 15

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

Андрейко Сергей Семенович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
rmpi@pstu.ru
Россия, 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород. – М.: Недра, 1989. – 211 с.
2. Осипов В.И., Соколов В.Н. Глины и их свойства. – М.: Геос, 2013. – 576 с.
3. Кара-Сал Б.К., Сапелкина Т.В. Повышение адсорбционных свойств глинистых пород Тувы в зависимости от методов активации // Актуальные проблемы современной науки. – 2012. – № 5. – С. 158–162.
4. Пушкарева Г.И. Влияние температурной обработки брусита на его сорбционные свойства // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. – 2000. – № 6. – С. 90–93.
5. Range K.J., Range A., Weiss A. Fire-clay type kaolinite or fire-clay mineral. Experimental classification of kaolinite-halloysite minerals // Proc. Int. Clay Conf. – Tokyo, 1969. – P. 3–13.
6. Сорбционные свойства УФ-активированных глин Ангольских месторождений / Ж.А. Сапронова, В.С. Лесовик, М.Ж. Гомес, К.И. Шайхиева // Вестник КазНИТУ. – 2015. – Т. 18, № 1. – С. 91–93.
7. Физико-химическая механика дисперсных минералов / С.П. Ничипоренко, Н.Н. Круглицкий, А.А. Панасевич, В.В. Хилько. – Киев: Наукова думка, 1974. – 243 с.
8. The effect of micronization on kaolinites and their sorption behavior / G. Suraj, C.S.P. Iyer, S. Rugmini, M. Lalithambika // Applied Clay Science. – 1997. – Vol. 12, № 1–2. – P. 111–130. DOI: 10.1016/S0169-1317(96)00044-0
9. Коссовская А.Г., Шутов В.Д., Дриц В.А. Глинистые минералы – индикаторы глубинного изменения терригенных пород // Геохимия, минералогия и петрография осадочных образований / под ред. акад. Д.И. Щербакова. – М.: Изд-во АН СССР, 1963. – С. 120–131.
10. Гойло Э.А., Котов Н.В., Франк-Каменецкий В.А. Экспериментальное исследование влияния давления и температуры на кристаллические структуры каолинита, иллита и монтмориллонита // Физические методы исследования осадочных пород. – М.: Наука, 1966. – С. 123–129.
11. Франк-Каменецкий В.А., Котов Н.В., Гойло Э.А. Изменение структуры глинистых минералов в различных темодинамических условиях // Рентгенография минерального сырья. – М.: Недра, 1970. – № 7. – С. 166–174.
12. Франк-Каменецкий В.А. Рентгенография основных типов породообразующих минералов (слоистые и каркасные силикаты). – Л.: Недра, 1983. – 359 с.
13. La Iglesia A. Pressure induced disorder in kaolinite // Clay Minerals. – 1993. – Vol. 28, № 2. – P. 311–319. DOI: 10.1180/claymin.1993.028.2.11
14. The effect of pressure on order/disorder in kaolinite under wet and dry conditions / E. Galan, P. Aparicio, Â. Gonzalez, A. La Iglesia // Clays and Clay Minerals. – 2006. – Vol. 54, №. 2. – P. 230–239. DOI: 10.1346/CCMN.2006.0540208
15. Pressure dependence of the electronic structure in kaolinite: a first-principles study / Fang [et al.] // Modern Physics Letters B. – 2017. – Vol. 31, № 12. – P. 1–10. DOI: 10.1142/S0217984917501949
16. Insights into the high-pressure behavior of kaolinite from infrared spectroscopy and quantum-mechanical calculations / Welch [et al.] // Physics and Chemistry of Minerals. – 2012. – Vol. 39 (2). – P. 143–151. DOI: 10.1007/s00269-011-0469-5
17. Болдырев В.В. Механохимия и механическая активация твердых веществ // Успехи химии. – 2006. – Т. 75, № 3. – С. 203–216. DOI: 10.1070/RC2006v075n03ABEH001205
18. Depth-dependent transformation of kaolinite to dickite in sandstones of the Norwegian continental shelf / S.N. Ehrenberg, P. Aagaard, M.J. Wilson, A.R. Fraser, D.M.L. Duthie // Clay Minerals. – 1993. – Vol. 28, № 3. – P. 325–352. DOI: 10.1180/claymin.1993.028.3.01
19. Kossovskaya A.G., Shutov V.D. Facies of regional epi- and metagenesis // International Geology Review. – 1965. – Vol. 7, № 7. – P. 1157–1167. DOI: 10.1080/00206816509474768
20. Влияние давления на площадь активной поверхности частиц глинистых грунтов / В.В. Середин, А.В. Растегаев, Н.А. Медведева, Т.Ю. Паршина // Инженерная геология. – 2017. – № 3. – С. 18–27.
21. Пущаровский Д.Ю. Рентгенография минералов. – М.: Геоинформмарк, 2000. – 288 с.
22. Тарасевич Б.Н. Основы ИК спектроскопии с преобразованием Фурье. Подготовка проб в ИК-спектроскопии: учеб. пособие. – М.: МГУ, 2012. – 22 с.
23. Коровкин М.В. Инфракрасная спектроскопия карбонатных минералов: учеб. пособие. – Томск: Изд-во Томского политехн. ун-та, 2012. – 80 с.
24. Смит А. Прикладная ИК-спектроскопия: пер. с англ. – М.: Мир, 1982. – 328 с.
25. Кубекова Ш.Н., Танау А. Использование метода ИК-спектроскопии для определения молекулярного состава неорганических веществ: метод. указания к лабораторным занятиям. – Алматы: КазНТУ имени К.И. Сатпаева, 2014. – 17 с.
26. Changes of energy potential on clay particle surfaces at high pressures / V.V. Seredin, T.Yu. Parshina, A.V. Rastegaev, V.I. Galkin, G.A. Isaeva // Applied Clay Science. – 2018. – Vol. 155. – P. 8–14. DOI: 10.1016/j.clay.2017.12.042
27. Котельников Д.Д., Конюхов А.И. Глинистые минералы осадочных пород. – M.: Недра, 1986. – 247 с.
28. Закономерности изменения содержания связанной воды в каолиновой глине при ее сжатии высокими давлениями / В.В. Середин, Н.А. Медведева, А.В. Анюхина, А.В. Андрианов // Вестник Пермского университета. Геология. – 2018. – Т. 17, № 4. – C. 359–369. DOI: 10.17072/psu.geol.17.4.359
29. Медведева Н.А., Ситева О.С., Середин В.В. Сорбционная способность глин, подверженных сжатию // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18, № 2. – С. 118–128. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.4.2
30. Плюснина И.И. Инфракрасные спектры минералов. – М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. – 190 с.
31. Влияние давления на структуру каолинита в огнеупорных глинах Нижне-Увельского месторождения по данным ИК-спектроскопии / О.С. Ситева, Н.А. Медведева, В.В. Середин, Д.В. Иванов, К.А. Алванян // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331, № 6. – С. 208–217. DOI: 10.18799/24131830/2020/6/2690
32. Уоррел У. Глины и керамическое сырье: пер. с англ. – М.: Мир, 1978. – 241 с.
33. Лазарев А.Н., Миргородский А.П., Игнатьев И.С. Колебательные спектры сложных окислов: силикаты и их аналоги / АН СССР. Ин-т химии силикатов им. И. В. Гребенщикова. – Л.: Наука, Ленингр. отд-ние, 1975. – 296 с.
34. Infrared and Raman Spectroscopies of Clay Minerals / W.P. Gates, J.T. Kloprogge, J. Madejova, F. Bergaya, W.P. Gates, S. Petit. – 2017. – Vol. 8.
35. Некоторые особенности проявления несовершенства каолинитов на их инфракрасных спектрах поглощения / М.А. Пластинина [и др.] // Минералогический сборник. – 1979. – № 33, вып. 1. – С. 27–32.
36. Changes in physical properties of clay under compression / V.V. Seredin, A.V. Rastegayev, E.G. Panova, N.A. Medvedeva // International Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2017. – Vol. 4, № 3. – P. 22.
37. Defects in structure as the sources of the surface charges of kaolinite / Xiaoyan Zhu, Zhichao Zhu, Xinrong Lei, Chunjie Yan // Applied Clay Science. – 2016. – Vol. 124–125. – P. 127–136. DOI: 10.1016/j.clay.2016.01.033
38. Шлыков В.Г. Рентгеноструктурный анализ минерального состава дисперсного грунта. – М.: Геос, 2006. – 176 с.
39. Шлыков В.Г. Использование структурных характеристик глинистых минералов для оценки физико-химических свойств дисперсных грунтов // Геоэкология. – 2000. – № 1. – С. 43–52.
40. Середин В.В., Красильников П.А., Медведева Н.А. Изменение электрокинетического потенциала глинистых коллоидов в водной и углеводородной средах // Геоэкология. Инженерная геология, гидрогеология, геокриология. – 2017. – № 1. – С. 66–74.
41. Изучение свойств глинистых пород при разработке соляных месторождений // В.В. Середин, Н.А. Медведева, Ю.О. Мальгина, Т.А. Пешкова // Современные технологии в строительстве. Теория и практика. – 2016. – Т. 2. – С. 451–454.
42. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минералах. – Киев: Наукова думка, 1975. – 351 с.
43. Characterization and differentiation of kaolinites from selected Сzech deposits using infrared spectroscopy and differential thermal analysis / L. Vaculíkova, E. Plevová, S. Vallová, I. Koutník // Acta Geodynamica et Geomaterialia. – 2011. – Vol. 8, № 1. – P. 59–67.
44. Laita E., Bauluz B. Mineral and textural transformations in aluminium-rich clays during ceramic firing // Applied Clay Science. – 2018. – Vol. 152. – P. 284–294. DOI: 10.1016/j.clay.2017.11.025
45. Effect of thermochemical activation of clay raw materials on phase formation, microstructure and properties of aluminosilicate proppants / T.V. Vakalova, A.A. Reshetova, I.B. Revva, P.G. Rusinov, D.I. Balamygin // Applied Clay Science. – 2019. – Vol. 183. – P. 105335. DOI: 10.1016/j.clay.2019.105335
Sruthi P.L., Reddy P.H. Swelling and mineralogical characteristics of alkali-transformed kaolinitic clays // Applied clay science. – 2019. – Vol. 183. – P. 105353. DOI: 10.1016/j.clay.2019.105353

  На территории Республики Казахстан имеется значительное количество выявленных месторождений, относящихся к корам выветривания и титан-ильменитовым россыпям, несущих промышленную минерализацию редких и редкоземельных элементов. Месторождения россыпей и кор выветривания, образованные в результате денудации коренных пород в прибрежно-морских и континентальных условиях осадконакопления, составляют основу минерально-сырьевой базы титан-циркониевых руд в Республики Казахстан. Титан-циркониевые месторождения россыпей и кор выветривания, обычно имеют низкие средние содержания основных полезных компонентов (рутил, ильменит и циркон), при этом содержат попутную минерализацию ценных редких и редкоземельных элементов.
  Рассматриваются различные аспекты комплексного освоения бедных титан-циркониевых россыпей, которые в настоящее время не имеют практического значения. Попутные полезные компоненты титан-циркониевых россыпей обычно представлены редкими и редкоземельными элементами, которые имеют практическое значение в высокотехнологических отраслях промышленности. Изучение попутных полезных компонентов в титан-циркониевых россыпях позволит рассмотреть возможность рентабельной эксплуатации и оценить перспективы укрепления их минерально-сырьевой базы. В результате обзора, анализа и оценки известных титан-циркониевых россыпей на территории Казахстана выделены наиболее перспективные рудопроявления, которые могут иметь практическое значение при их комплексном освоении: месторождение Караоткель – повышенные содержания редких и редкоземельных элементов в россыпных рудах можно рассматривать не только в качестве источника мономинеральных концентратов ильменита, циркона, кварца и кварцита, слюды и полевошпатового керамического сырья, но также в качестве источника редких и редкоземельных элементов; рудопроявления Кундыбай, Заячье и Дружба имеют потенциал комплексного освоения титан-циркониевых россыпей с редкими и редкоземельными элементами. Выделенные объекты заслуживают проведения поисково-оценочных работ с технико-экономическими исследованиями возможности комплексного освоения.
  Ключевые слова: титан, цирконий, редкоземельные элементы, россыпи, коры выветривания, ильменит, рудопроявления, запасы, минерал, рутил, свита, эндогенные, примеси.

Сапаргалиев Ержан Молдашевич
Алтайский геолого-экологический институт 
er_sapar@mail.ru
Республика Казахстан, 070004,  г. Усть-Каменогорск, ул. К. Либкнехта, 21

Азельханов Асхат Женисович
Алтайский геолого-экологический институт 
azelhanovag@mail.ru
Республика Казахстан, 070004,  г. Усть-Каменогорск, ул. К. Либкнехта, 21

Кравченко Михаил Матвеевич
Алтайский геолого-экологический институт
Республика Казахстан, 070004,  г. Усть-Каменогорск, ул. К. Либкнехта, 21

Суйекпаев Ертлек Серикканович
Алтайский геолого-экологический институт 
suiekpaev@yandex.kz
Республика Казахстан, 070004,  г. Усть-Каменогорск, ул. К. Либкнехта, 21

Дьячков Борис Александрович
Алтайский геолого-экологический институт
Республика Казахстан, 070004,  г. Усть-Каменогорск, ул. К. Либкнехта, 21

1. Андреичева Л.Н. Фации морских отложений плейстоцена на Европейском Северо-Востоке // Фундаментальные проблемы квартера: материалы V Всерос. совещ. по изучению четвертичного периода. – М.: Геос, 2007. – С. 14–17.
2. Большой Алтай «Геология и металлогения». Кн. 1: Геологическое строение / Г.Н. Щерба [и др.]. – Алматы: НИЦ «Гылым», 1998. – 304 с. 
3. Большой Алтай «Геология и металлогения». Кн. 2: Металлогения / Г.Н. Щерба [и др.]. – Алматы: НИЦ «Гылым»; РИО ВАК РК, 2000. – 387 с.
4. Большой Алтай (геология и металлогения). Кн. 3: Нерудные ископаемые / Е.М. Сапаргалиев, М.М. Кравченко, Б.А. Дьячков [и др.]. – Алматы: НИЦ «Гылым», 2003. – 304 с.
5. Буртман В.С. Геодинамика Тибета, Тарима и Тянь-Шаня в позднем кайнозое // Геотектоника. – 2012. – № 3. – С. 18–46.
6. Палеолимнология Зайана / Б.Г. Венус [и др.]. – Л.: Наука, 1980. – 184 с.
7. Высоцкий Э.А., Кутырло В.Э. Поиски и разведка месторождений полезных ископаемых. – Минск: Белорусский государственный университет, 2006. – 441 с.
8. Головенок В.К. Высокоглиноземистые формации докембрия. – Л.: Недра, 1977. – 268 с.
9. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Моралев В.М. Глобальная тектоника, магматизм и металлогения. – М.: Недра,1976. – 232 с.
10. Калюжный В.А. Геология новых россыпеобразующих формаций. – М.: Наука, 1982. – 263 с.
11. Коробова Н.И. Ильменитсодержащие метаморфические сланцы Таймыра // Докл. АН СССР. – 1965. – Т. 162, № 1. – С. 183–185.
12. Коробова Н.И. Титанистые парасланцы и их возможное значение для корреляции докембрия // Корреляция докембрия. – М.: Наука, 1977. – Т. 1. – С. 214–216.
13. Кочетков О.С. Акцессорные минералы в древних толщах Тимана и Канина. – Л.: Наука, 1967. – 200 с.
14. Малышев И.И. Основные генетические типы месторождений титановых руд и промышленная их ценность // Разведка и охрана недр. – 1955. – № 1. – С. 5–14.
15. Малышев И.И. Закономерности образования и размещения месторождений титановых руд. – М.: Госгеолиздат, 1957. – 272 с.
16. Махлаев Л.В. О природе лейкоксена в Ярегском нефтетитановом месторождении (в связи с оценкой перспектив других палеороссыпей Притиманья) // Литосфера. – 2008. – № 5. – С. 117–121.
17. Махлаев Л.В., Коробова Н.И. Генетические гранитоидные ряды докембрия Таймыра (метаморфизм, ультраметаморфизм, гранитообразование). – Красноярск: Красн. кн. изд-во, 1972. – 158 с.
18. Махлаев Л.В., Коробова Н.И. Об источнике ильменита в россыпных месторождениях // Геология и геофизика. – 1972. – № 11. – С. 41–50.
19. Мелентьев Г.Б., Козлова С.И., Лоскутова Л.М. Изучить распределение редких элементов-примесей в рудных концентратах и продуктах их передела с м-ния Караоткель с составлением балансов и оценкой перспектив промышленного использования / Росгеолфонд. ИМГРЭ. – М., 1987. – 224 с.
20. Методические рекомендации по применению Классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых. Россыпные месторождения / ФГУ ГКЗ. – М., 2007. – 66 с.
21. Месторождения редких металлов и редких земель Казахстана: справочник / под ред. Т.М. Лаумулин, Ф.Г. Губайдулин, В.И. Шептура, С.А. Акылбеков, А.Б. Дарбадаев, Б.А. Баймулдин, Н.Я. Гуляева, Б.А. Дьячков, Н.Л. Раденко. – 2-е изд. – Алматы, 2015. – 226 с.
22. Минералогия и геохимия россыпей / Рос. акад. наук, Ин-т геологии руд. месторождений, петрографии, минералогии и геохимии; отв. ред. Н.А. Шило, Н.Г. Патык-Кара. – М.: Наука, 1992. – 243 с.
23. Муратшин Х.Х., Бородастова Л.А. Отчет о поисково-оценочных работах на Караоткельском циркон-ильменит-полевошпатовом м-нии, проведенных в 1980–1982 гг., по сост. на 01.12.1982 г. Востказгеология. –  Усть-Каменогорск, 1982. – 225 с.
24. Оловянишников В. Г. Верхний докембрий Тимана и полуострова Канин. – Екатеринбург: УрО РАН, 1998. – 163 с.
25. Минерально-сырьевая база титановой промышленности Казахстана и моделирование состояния отрасли на период до 2030 года / С.А. Акылбеков, Р.Т. Азелгареева, А.Л. Киселев [и др.]. – Алматы: Типография «Комплекс», 1999. – 94 с. 
26. Месторождения редких металлов и редких земель Казахстана: справочник, второе издание / Б.К. Нурабаев, А.А. Надырбаев, М.К. Тулегенов, Ж.Б. Тансыкбаев // Издание РГП ПХВ «Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов РК» по заданию ГУ «Комитет геологии и недропользования». – Алматы, 2015. – 226 с.
27. Месторождения титана Казахстана: справочник, второе издание / А.А. Абдулина, Э.С. Воцалевский, Л.А. Мирошниченко, С.Ж. Даукеева // Издание РГП ПХВ «Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов РК» по заданию ГУ «Комитет геологии и недропользования». – Алматы, 2014. – 153 с.
28. Титано-циркониевые месторождения России и перспективы их освоения: мат-лы Всерос. совещ. – М.: ИГЕМ РАН, 2006. – 94 с.
29. Ермолаев П.В. ТЭО постоянных кондиций на руды Караоткельского циркон-ильменит-полевошпатового месторождения, выполненное ПГО «Востказ-геология» в 1990 г. – 1990. – 871 с.
30. Перспективы укрепления и развития сырьевой базы титанового производства в Восточном Казахстане / М.М. Кравченко, Б.А. Дьячков, Е.С. Суйекпаев, Е.М. Сапаргалиев, А.Ж. Азельханов, Т.А. Ойцева // Вестник Пермского университета. – 2016. – № 1. – С. 78–86. DOI: 10.17072/psu.geol.30.78
31. Перспективы укрепления минерально-сырьевой базы титанового производства в Восточном Казахстане / М.М. Кравченко, Е.С. Суйекпаев, Е.М. Сапаргалиев, Б.А. Дьячков, А.Ж. Азельханов // Материалы междунар. совещания по геологии россыпей и месторождений кор выветривания (24–28 августа 2015 г.) / Пермский государственный национальный исследовательский университет. – Пермь, 2015. – С. 113–114.
32. Протокол № 2458-к, заседания ГКЗ от 01.02.1991 г. по рассмотрению проекта постоянных кондиций для подсчета запасов песков Караоткельского циркон-ильменит-полевошпатового месторождения в Семипалатинской и Восточно-Казахстанской областях Казахстана, представленного ГлавКГУ. – Алматы: Казгеология, 1991. – 81 с.
33. Караоткельская россыпь (циркон, ильменит, полевой шпат) в Восточно-Казахстанской и Семипалатинской областях: отчет о результатах детальной разведки с подсчетом запасов на 30.09.1991 г. Алтайская ГГФЭ, Опытное Поле / Н.М. Пахаруков, М.С. Козлов, В.Ш. Рябченко [и др.]. – 1991. – 3334 с.
34. Протокол № 43 заседания ГКЗ от 29.05.1992 г. по рассмотрению материалов подсчета запасов Караоткельского титан-циркониевого м-ния Республики Казахстан, по сост. на 30.09.1991 г. – 1992. – 125 с.
35. Патык-Кара Н.Г. Месторождения ископаемых титано-циркониевых россыпей (россыпей тяжелых металлов) // Титано-циркониевые месторождения России и перспектитвы их освоения: материалы Всерос. совещ. – М.: ИГЕМ РАН, 2006. – С. 71–75.
36. Россыпи и месторождения кор выветривания: изучение, освоение, экология: материалы XV Междунар. совещания по геологии россыпей и месторождений кор выветривания (г. Пермь, ПГНИУ, 24–28 августа 2015 г.) / Перм. гос. нац. исслед. ун-т. – Пермь, 2015. – 270 с.
37. Ti-Zr россыпи и коры выветривания Восточного Казахстана / Е.С. Суйекпаев, М.М. Кравченко, Е.М. Сапаргалиев, А.Ж. Азельханов // Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 60-летию образования ВКГТУ им. Д. Серикбаева «Роль университетов в создании инновационной экономики». – Усть-Каменогорск: Изд-во ВКГТУ им. Д. Серикбаева, 2018. – С. 300–306. 
38. Суйекпаев Е.С., Кравченко М.М., Сапаргалиев Е.М. Прогнозная оценка россыпей титана Восточного Казахстана // Международная конференция по проблемам геологии и освоения недр: труды XXII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 155-летию со дня рождения академика В.А. Обручева, 135-летию со дня рождения академика М.А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы, и 110-летию первого выпуска горных инженеров в Сибири. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2018. – Т. 1. – С. 193–194. 
39. Поисковые направления по выявлению титанциркониевых россыпей озерного происхождения на территории Восточного Казахстана / Е.С. Суйекпаев, Е.М. Сапаргалиев, М.М. Кравченко, А.Ж. Азельханов // Вестник Восточно-Казахстанского государственного технического университета им. Д. Серикбаева. – 2018. – № 4. – С. 45–51. 
40. Фролов Н.И. Отчет о результатах геолого-поисковых работ на ильменитовый тип в районе Сатпаевского месторождения в Восточном Казахстане (участки Восточный, Бектемир) за 2002 г. / ТОО «Геоинцентр». – Усть-Каменогорск, 2003. – С. 94.
41. Ti-Zr  placers and weathering crusts of the Karaotkel and Satpaev deposits, Kazakhstan. England. Mineral Deposits Studies / Y. Suiekpayev, Y. Sapargaliyev, M. Kravchenko, A. Dolgopolova, R. Seltmann, A. Azelhanov // Group AGM 2017–18 Sallis Benney Lecture Theatre, Grand Parade, University of Brighton 3rd to 5th January. – 2018. 
42. Mineralogical and geochemical features of Satpaev Ti-Zr placer deposit, East Kazakhstan / Y. Suiekpayev, Y. Sapargaliyev, G. Bekenova, M. Kravchenko, A. Dolgopolova, R. Seltmann // News of the Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan. Series of Geology and Technical Sciences. – 2019. – Vol. 1 (433). – Р. 6–22. DOI: 10.32014/2019.2518-170X.1
43. Predictive estimate of Ti-Zr placer deposits in mesozoic and cenozoic sediments at nw margins of the Zaysan basin, East Kazakhstan / Y. Suiekpayev, Y. Sapargaliyev, A. Dolgopolova, R. Seltmann, A. Raspopov, G. Bekenova // News of the Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan. Series of Geology and Technical Sciences. – 2019. – Vol. 2 (434). – Р. 6–14. DOI: 10.32014/2019.2518-170X.32
44. Ti–Zr placers and weathering crusts of the Karaotkel and Satpaev deposits, Kazakhstan [Электронный ресурс] / Y. Suiekpayev, Y. Sapargaliyev, M. Kravchenko, A. Dolgopolova, R. Seltmann, A. Azelhanov // Applied Earth Science. Transactions of the Institutions of Mining and Metallurgy. – 2019. – Р. 2572-6846. – URL: https://www.tandfonline.com/loi/yaes21.  https://doi.org/10.1080/25726838.2019.1607203 (дата обращения: 15.08.2020).
45. Морфоструктура южной части Зайсанской впадины и ее горного обрамления. – 2020 / Я.И. Трихунков, С.А. Буланов, Д.М. Бачманов, Е.В. Сыромятникова, А.В. Латышев, Е.М. Сапаргалиев, М.М. Кравченко, А.Ж. Азельханов // Геоморфология. – 2020. – № 2. – С. 85–101. DOI: 10.31857/S043542812002008X

  Из теоретических исследований и экспериментов на керне известен так называемый капиллярный концевой эффект, или, как его еще называют, эффект капиллярного защемления фаз. При проведении лабораторных экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей на керновых моделях пласта возникают капиллярные концевые эффекты. Данные эффекты могут возникать в результате капиллярных разрывов на концах образца керна, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой, и тем самым влияют на движение и удержание флюида. Область капиллярного концевого эффекта, которая возникает вследствие разрыва капилляров на выходе из образца, оказывает влияние на изменение перепада давления и насыщенности определенным флюидом. Если влияние капиллярных концевых эффектов будет значительным, то условия проведения эксперимента моделируются неверно, что может привести к серьезным ошибкам при прогнозировании производительности изучаемого пласта.
  Представлены результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств определения относительных фазовых проницаемостей и анализ исследований механизма влияния капиллярных концевых эффектов на фильтрационную способность образцов горных пород во время проведения лабораторных исследований на примере терригенного и карбонатного типов коллектора Павловского месторождения. По результатам проведенных исследований установлена значимость капиллярных концевых эффектов при фильтрационных экспериментах на примере определения относительных фазовых проницаемостей. Даны рекомендации с целью максимального снижения отрицательного влияния концевых эффектов. Капиллярные эффекты могут преодолеваться путем увеличения длины исследуемого образца, а также с помощью возрастания расхода флюида в процессе проведения лабораторного эксперимента по определению относительных фазовых проницаемостей.
  Ключевые слова: относительные фазовые проницаемости (ОФП), капиллярные концевые эффекты, керн, пластовые условия, перепад давления, пластовые флюиды, пластовая нефть, пластовая вода, насыщенность флюидом, капиллярный разрыв, фильтрационные исследования, терригенные коллектора, карбонатные коллектора, пористость, газопроницаемость.

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

Чижов Денис Борисович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Denis.Chizhov@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Кочергин Евгений Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Evgenij.Kochergin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов / М.Ф. Мирчинк, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.В. Желтов [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 232 с.
2. Шупик Н.В. Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири. – М.: ИПНГРАН, 2017. – С. 24–28.
3. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. – М., 1989. – 29 с.
4. Михайлов А.Н. Влияние капиллярных концевых эффектов на показатели разработки // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 9. – С. 54–56.
5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: пер. с англ. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572 с.
6. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М., 1986. – 20 с.
7. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 270 с.
8. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 211 с.
9. Гуматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтеного и газового пласта. – М.: Недра, 1982. – 311 с.
10. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах. – М.: ВНИИОЭНГ, 1988.
11. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. – М.: Недра, 2003. – 880 с.
12. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1982. – 192 с. 
13. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. – Л.: Недра, 1985. – 240 с.
14. 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. DOI: 10.1016/S0376-7361(09)70129-3
15. Skopec R. A. Proper Coring and Wellsite Core Handling Procedures: The First Step Toward Rliable Core Analysis // J. Pet. Tech. – April. – 1994. – 280 p. DOI: 10.2118/28153-PA
16. Chilingarin G.V., Mazzullo S.J., Rieke H.H. Carbonate reservoir characterization: a geologic – engineerin analysis, part 2. – Elsevier, 1996. – 993 p.
17. 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. DOI: 10.2118/0811-0058-JPT
18. 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. DOI: 10.2118/28675-MS
19. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. – New York – London – Sydney – Toronto, 1977. – 606 p.
20. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to liner regression analysis. – New York: John Wiley & Sons, 1982. – 504 p.
21. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
22. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics // AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. – 231 p.
23. Индрупский И.М., Ястребкова К.А., Шупик Н.В. Моделирование технологических режимов работы скважин различного типа в недонасыщенных коллекторах Западной Сибири с учетом капиллярного концевого эффекта // Междунароная конференция «Тюмень – 2005. Глубокие горизонты науки и недр». – Тюмень, 2015.
24. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной фильтрации в лабораторных ипластовых условиях // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2009. – № 11. – С. 45–53.
25. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2 / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров, И.С. Закиров [и др.]. – М., Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – 484 с.
26. Ястребкова К.А. Моделирование влияния капиллярных эффектов на начальную обводненность скважин в недонасыщенных пластах. – М.: ИПНГ РАН, 2014.
27. Шупик Н.В. Влияние капиллярных концевых эффектов на работу скважин различного типа в недонасыщенных коллекторах. – М.: ИПНГ РАН, 2015.
28. Орлов Д.М., Рыжов А.Е., Перунова Т.А. Методика определения относительных фазовых проницаемостей по данным нестационарной фильтрации путем совместного физического и компьютерного моделирования // Прикладная механика и техническая физика. – 2013. – № 5. – С. 119–128.
29. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 349 с.
30. Щелкачев В.Н. Основы подземной нефтяной гидравлики. – М.: Гостоптехиздат, 1945. 
31. Хейфец Л.И., Неймарк А.В. Многофазные процессы в пористых средах. – М.: Химия, 1982. 
32. Колесник С.В., Трофимов А.С., Полищук С.Т. Относительная фазовая проницаемость: учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. – 96 с.
33. Кадет В.В. Хургин Я.И. Современные вероятностные подходы при решении задач микро- и макроуровня в нефтегазовой отрасли. – М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. – 240 с. 
34. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. – М.; Л.: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1950. – 678 с. 
35. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. – М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 606 с. 
36. Сыртланов В.Р., Фатихов С.З. О подходе к ремасштабированию относительных фазовых проницаемостей и капиллярных кривых // Вестник ЦКР Роснедра. – 2010. – № 5. – С. 42–46. 
37. Шагапов В.Ш. О фильтрации газированной жидкости // Прикладная механика и техническая физика. – 1993. – № 5. – С. 97–106. 
38. Шагапов В.Ш., Сыртланов В.Р. Фильтрация кипящей жидкости в пористой среде // Теплофизика высоких температур. – 1994. – Т. 32, № 1. – С. 87–93. 
39. Питкевич В.Т. и др. Физическое моделирование относительных фазовых проницаемостей на границе области трехфазной насыщенности // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 5. – С. 70–71. 
40. Физическое моделирование двух вариантов водогазового воздействия на образцах керна / В.Т. Питкевич [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 1. – С. 62–63. 
41. Gupta R. and Maloney D.R. Intercept Method – A Novel Technique to Correct Steady-State Relative Permeability Data for Capillary End-Effects. – Society  of Petroleum Engineers, 2014. DOI: 10.2118/171797-PA
42. Laboratory Measurements of Relative Permeability / J.S. Osoba, J.G. Richardson, J.K. Kerver, J.A. Hafford, P.M. Blair. – Society of Petroleum Engineers, 1951. DOI: 10.2118/951047-G
43. Chen A.L. and Wood A.C. Rate Effects on Water-Oil Relative Permeability. Paper SCA2001-19 presented at the 2001 Symposium of the Society of Core Analysts. – Edinburgh, Scotland, 2001.
44. Hinkley R.E and Davis L.A. Capillary Pressure Discontinuities and End Effects in Homogeneous Composite Cores: Effect of Flow Rate and Wettability. – Society of Petroleum Engineers, 1986. DOI: 10.2118/15596-MS
45. The Role of Interstitial Water in Hydrocarbon Flow for Tight Rocks. Paper SCA2007-14 presented at the International Symposium of the Society of Core Analysts / C. Grattoni, S. Al-Hinai, P. Guise, Q. Fisher. – Calgary, Canada, 2007.

  В качестве варианта повышения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти, приуроченной к Усинскому месторождению, рассматривается применение технологии, основанной на использовании техногенного диоксида углерода в качестве агента закачки в пласт. В мировой практике известно несколько месторождений, близких по своим параметрам к параметрам пермокарбоновой залежи, и на которых закачка СО₂ была принята успешной. Исходя из чего закачка СО₂ потенциально может быть применима в условиях пермокарбоновой залежи. В настоящее время, в результате реализации различных технологий разработки на залежи выделяются зоны пласта, характеризуемые различными термобарическими свойствами. В зависимости от пластовых условий при вытеснении нефти газами могут реализовываться различные режимы вытеснения нефти.
  В данной статье описаны результаты исследований, выполненных с целью изучения влияния концентрации диоксида углерода на свойства высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, а также результаты фильтрационных экспериментов на слим-моделях, выполненных для оценки режима вытеснения нефти при различных термобарических условиях пермокарбоновой залежи. Изучение влияния концентрации СО₂ на свойства нефти выполнялось с применением стандартной методики PVT-исследований. Оценка режима вытеснения осуществлялась с применением методики slim-tube.
  На основе выполненных экспериментов установлено, что увеличение концентрации СО₂ в высоковязкой нефти приводит к заметному изменению ее свойств, для условий пермокарбоновой залежи установлен наиболее вероятный режим вытеснения нефти диоксидом углерода. Отдельно описаны трудности, связанные с подготовкой системы «СО₂-тяжелая нефть». На основе обзора литературы показано, что скорость перемешивания нефти с углекислым газом зависит от определенных условий.
  Ключевые слова: высоковязкая нефть, повышение нефтеотдачи, диоксид углерода, пермокарбоновая залежь Усинского месторождения, коэффициент вытеснения нефти, лабораторные исследования, PVT, slim tube, асфальтены, вязкость, плотность, давление насыщения.

Калинин Станислав Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
stanislav.kalinin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Морозюк Олег Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
oleg.morozyuk@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Костерин Константин Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
konstantin.kosterin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Подойницын Семен Павлович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Ухте
Semen.Podojnitsyn@pnn.lukoil.com
Россия, 169300, г. Ухта, ул. Октябрьская, 11

1. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.
2. Калинин С.А., Морозюк О.А. Разработка месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием диоксида углерода. Анализ мирового опыта // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т. 19, № 4. – С. 373–387. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.4.6
3. Lake L.W. Enhanced Oil Recovery Fundamentals. – Society of Petroleum Engineers, 1985.
4. Wu R.S., Batycky J.P. Evaluation Of Miscibility From Slim Tube Tests // Petroleum Society of Canada. – 1990. – № 1. DOI:10.2118/90-06-06
5. Yelling W.F., Metcalfe R.S. Determination and prediction of CO2 minimum miscibility pressures // JPT. – 1980. – Vol. 32, № 1. – Р. 160–168. DOI: 10.2118/7477-PA
6. Klins M.A., Ali S.M.F. Heavy Oil Production By Carbon Dioxide Injection // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1982. – Vol. 21 (05). DOI:10.2118/82-05-06
7. 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. 
8. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. – Л.: Наука, 1975. – 592 с.
9. Евдокимов И.Н., Нанотехнологии управления свойствами природных нефтегазовых флюидов. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010. – 355 с.
10. Srivastava R. K., Huang S. S., Dong M. Comparative Effectiveness of CO2, Produced Gas, and Flue Gas for Enhanced Heavy-Oil Recovery // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 1999. – Vol. 2, № 3. – Р. 238–247. DOI: 10.2118/56857-PA
11. Srivastava R.K., Huang S.S., Mourits F.M. A Laboratory Evaluation of Suitable Operating Strategies for Enhanced Heavy Oil Recovery by Gas Injection // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1997. – Vol. 36, № 2. – P. 33–41. DOI: 10.2118/97-02-02
12. Characterization of the viscosity reducing efficiency of CO2 on heavy oil by a newly developed pressurized stirring-viscometric apparatus / G. Sun, C. Li, G. Wei, F. Yang // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 156, № 7. – P. 299–306. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.06.009
13. Rheology of diluted heavy crude oil saturated with carbon dioxide / R. Hu, J.P. Crawshaw, J.P.M. Trusler, E.S. Boek // Energy Fuel. – 2014. Vol. 29, № 5. – P. 2785–2789. DOI: 10.1021/ef5020378
14. Behzadfar E., Hatzikiriakos S. G. Rheology of bitumen: Effects of temperature, pressure, CO2 concentration and shear rate // Fuel. – 2014. – Vol. 116, № 1. – P. 578–587. DOI: 10.1016/j.fuel.2013.08.024
15. Miller J., Jones R. A Laboratory Study To Determine Physical Characteristics Of Heavy Oil After CO2 Saturation // SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium. – Tulsa, Oklahoma: Society of Petroleum Engineers, 1981. – Р. 259–268. DOI: 10.2118/9789-MS
16. Phase Behaviour And Physical Properties Of Lindbergh Heavy Oil/CO2 Mixtures / S.G. Sayegh, D.N. Rao, S. Kokal, J. Najman // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1990. – Vol. 29, № 6. – P. 31–33. DOI: 10.2118/90-06-02
17. Svrcek W.Y., Mehrotra A.K. Gas Solubility, Viscosity And Density Measurements For Athabasca Bitumen // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1982. – Vol. 21, № 4. – P. 31–38. DOI: 10.2118/82-04-02
18. Srivastava R.K., Huang S.S., Dong M. Asphaltene Deposition During CO2 Flooding // SPE Production & Facilities. – 1999. – Vol. 14, № 4. – P. 235–245. DOI: 10.2118/59092-PA
19. Cao M., Gu Y. Oil recovery mechanisms and asphaltene precipitation phenomenon in immiscible and miscible CO2 flooding processes // Fuel. – 2013. – Vol. 109, № 1. – P. 157–166. DOI: 10.1016/j.fuel.2013.01.018
20. 2-D Pore-Scale Experimental Investigations of Asphaltene Deposition and Heavy Oil Recovery by CO2 Flooding / Z. Song, W. Zhu, X. Wang, S. Guo // Energy & Fuels. – 2018. – Vol. 32, № 3. – P. 3194–3201. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.7b03805
21. Study on the Asphaltene Precipitation in CO2 Flooding: A Perspective from Molecular Dynamics Simulation / T. Fang, M. Wang, J. Li, B. Liu, Y. Shen, Y. Yan, J. Zhang // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2018. – Vol. 57, № 3. – P. 1071–1077. DOI: 10.1021/acs.iecr.7b03700
22. Peyman Zanganeh, Hossein Dashti and Shahab Ayatollahi. Visual investigation and modeling of asphaltene precipitation and deposition during CO2 miscible injection into oil reservoirs // Fuel. – 2015. – Vol. 160. – P. 132–139. DOI: 10.1016/j.fuel.2015.07.063
23. Л. Мэн. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube: дис. … канд. техн. наук. – М., 2016. 
24. Miscible displacement of heavy West Sake crude by solvents in slim tube / A.K. Sharma [et al.] // SPE 18761.
25. Василевский А.С. Курс теоретической физики. Термодинамика и статистическая физика. – 2-е изд. – М.: Дрофа, 2006. – 240 с.
26. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 312 с.
27. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. – М.: Недра, 1987. – 116 с.
28. Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульянинский Б.В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. – М.: ГОСИНТИ, 1960. – 143 с.
29. Srivastava R. K., Huang S. S. Laboratory Investigation Of Weyburn CО2 Miscible Flooding // Technical Meeting / Petroleum Conference of The South Saskatchewan Section, October 19–22. – Regina: Petroleum Society of Canada, 1997. – Р. 1–20. DOI: 10.2118/97-154
30. Renner T.A. Measurement and Correlation of Diffusion Coefficients for CO2 and Rich-Gas Applications // SPE Reservoir Engineering. – 1988. – Vol. 3, № 2. – P. 517–523. DOI: 10.2118/15391-PA
31. Fadaei H., Scarff B., Sinton D. Rapid Microfluidics-Based Measurement of CO2 Diffusivity in Bitumen // Energy & Fuels. – 2011. – № 10. – P. 4829–4835. DOI: 10.1021/ef2009265
32. Constant-Pressure Technique for Gas Diffusivity and Solubility Measurements in Heavy Oil and Bitumen / S.R. Etminan, B.B. Maini, Z. Chen, H. Hassanzadeh // Energy & Fuels. – 2010. – № 1. – P. 533–549. DOI: 10.1021/ef9008955
33. Zhang Y.P., Hyndman C.L., Maini B.B. Measurement of gas diffusivity in heavy oils // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2000. – Vol. 25, № 1. – P. 37–47. DOI: 10.1016/S0920-4105(99)00031-5
34. Yang D., Gu Y. Determination of Diffusion Coefficients and Interface Mass-Transfer Coefficients of the Crude Oil−CO2 System by Analysis of the Dynamic and Equilibrium Interfacial Tensions // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2008. – Vol 47, № 15. – P. 5447–5455. DOI: 10.1021/ie800053d
35. Diffusion of CO2 at Reservoir Conditions: Models and Measurements / A.T. Grogan, V.W. Pinczewski, G.J. Ruskauff, F.M. Orr // SPE Reservoir Engineering. – 1988. – Vol. 3, № 1. – P. 93–102. DOI: 10.2118/14897-PA
36. Особенности взаимодействия сжиженного углекислого газа с высоковязкой нефтью. Часть 2. Свойства фаз / А.А. Лобанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 5. – С. 47–53. DOI: 10.30713/0207-2351-2018-5-47-53
37. Orr F.M., Yu A.D., Lien C.L. Phase Behavior of CO2 and Crude Oil in Low-Temperature Reservoirs // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1981. – Vol. 21, № 1. – P. 480–492. DOI: 10.2118/8813-PA
38. Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим-моделей пласта для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Часть 3. Особенности массопереноса при вытеснении нефти двуокисью углерода // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 9. – С. 43–47.
39. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим-моделей пласта для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Часть 1. Методология эксперимента // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 5. – С. 19–24.
40. Minimum Miscibility Pressure Measurement with Slim Tube Apparatus - How Unique is the Value? / J.M. Ekundayo [et al.] // SPE 16596. – 2013. DOI: 10.2118/165966-MS
41. Flock D. L., Nouar A. Parametric Analysis on the Determination of the Minimum Miscibility Pressure in Slim Tube Displacements. – 1984. DOI: 10.2118/84-05-12. PETSOC-84-05-12
42. Sebastian H.M., Wenger R.S., Renner T.A. Correlation of Minimum Miscibility Pressure for Impure CO2 Streams // Journal of petroleum Technology. – 1985. – Vol. 37 (11). – Р. 2–76. DOI: 10.2118/12648-PA
43. Holm L.W., Josendal V.A. Mechanisms of Oil Displacement by Carbon Dioxide // Journal of petroleum Technology. – 1974. – Vol. 26 (12). – Р. 1427–1438. DOI: 10.2118/4736-PA
44. ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовые исследования пластовых флюидов и сепарированных нефтей. – М., 2003.
45. Калинин С.А., Морозюк О.А. Лабораторные исследования карбонатных коллекторов месторождений высоковязкой нефти с использованием диоксида углерода // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Недропользование. – 2020. – Т. 20, № 4. – С. 369–385. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.4.6.

  Рассматривается влияние свойств пород-коллекторов на пескопроявления в скважинах. Сделан вывод о том, что горную породу нужно рассматривать скорее не с точки зрения ее прочности, а с точки зрения типа цементирующего вещества и его распределения. При прогнозировании пескопроявлений необходимо учитывать внутренние напряжения пород, а также изменение этих напряжений в процессе бурения, перфорации и эксплуатации пласта ввиду нарушения их первоначального состояния.
  В рамках данной работы представлен анализ основных причин пескопроявлений при эксплуатации газовых скважин и негативные последствия добычи песка для газопромыслового оборудования. Установлено, что прорыв воды, истощение пласта, перепад давления на забое скважин из-за частой их остановки являются основными предпосылками для выноса песка из призабойной зоны пласта. Добыча песка связана с такими негативными последствиями, как пробкообразование в скважинах, эрозия подземного и наземного оборудования, обрушение кровли призабойной зоны пласта и эксплуатационных колонн.
  Рассмотрены основные технологии предупреждения и ликвидации аварий, связанных с выносом механических частиц из пласта-коллектора. По результатам исследований предложен алгоритм подбора технологических режимов эксплуатации скважины в условиях водо- и пескопроявлений. Обоснованы параметры для выбора оптимального режима работы газовой скважины, при котором не осуществляется добыча песка с последующим выведением из строя скважинного и устьевого оборудования, не нарушается целостность призабойной зоны, не происходит самозадавливания скважины.
  Полученные результаты могут быть применены для повышения эффективности эксплуатации газовых скважин и прогнозирования их безаварийной работы.
  Ключевые слова: газовая скважина, пескопроявления, осложненные условия, призабойная зона, прогнозирование осложнений, эксплуатация скважин, причины пескопроявлений, последствия пескопроявлений, методы борьбы с пескопроявлениями, оптимизация добычи, технологический режим эксплуатации скважин, завершающая стадия разработки месторождения, газовое месторождение, забой скважины, дебит скважины, абразивный износ.

Попов Максим Анатольевич
Санкт-Петербургский горный университет
maksim_anatolyevich@mail.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

Петраков Дмитрий Геннадьевич
Санкт-Петербургский горный университет
Petrakov_DG@pers.spmi.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

1. Perforating Unconsolidated Sands: An Experimental and Theoretical Investigation / I.C. Walton, D.C. Atwood, P.M. Halleck [et al.] // SPE. – 2001. – 71458. DOI: 10.2118/79041-PA
2. Development Strategy of Soft Friable Carbonate Gas Reservoir through Horizontal Open Hole Gravel Packed Completion: APN Field Offshore West Java / R.S. Wulan, R.Y. Susilo, Y.S. Hendra [et al.] // SPE. – 2007. – 104532.
3. Fluid flow with compaction and sand production in unconsolidated sandstone reservoir / Y. Xiong, H. Xu, Y. Wang, W. Zhou, C. Liu, L. Wang // Petroleum. 2018. – Vol. 4, is. 3. – P. 358–363. DOI: 10.1016/j.petlm.2018.05.003
4. Krumbein W.С. and Sloss L.L. Stratigraphy and Sedimentation. – 2" ed., W.H. Freeman and Co. – San Francisco, CA, 1963. 
5. Salema A.M.K., Abdel-Wahab A., McBride E.F. Diagenesis of shallowly buried cratonic sandstones, southwest Sinai, Egypt // Sediment. Geol. – 1998. – Vol. 119 (3–4). – Р. 311–335. DOI: 10.1016/S0037-0738(98)00056-6
6. Al-Tahini A.M., Sondergeld C.H., Rai C.S. The Effect of Cementation on the Mechanical Properties of Sandstones // SPE 89069. – 2006. DOI: 10.2118/89069-PA
7. Webster C.M., Taylor P.G. Integrating Quantitative and Qualitative Reservoir Data in Sand Prediction Studies: The Combination of Numerical and Geological Analysis // SPE 108586. – 2007. DOI: 10.2118/108586-MS
8. О повышении нефтеотдачи пластов месторождений на поздней стадии разработки / B.C. Свиридов, И.A. Паненко, И.И. Маслов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 4. – С. 49–50. 
9. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. – М.: Недра, 1999.
10. Потери давления в зоне вскрытия продуктивного пласта скважин сеноманских залежей в период падающей добычи / А.А. Плосков, И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов [и др.] // Газовая промышленность. – 2012. – № 5. – С. 24–28.
11. Бабазаде Э.М. Роль интеллектуальных скважин в осуществлении контроля над пескопроявлением // ELMt 0S0RL0R ♦ PROCEEDINGS ♦ НАУЧНЫЕ ТРУДЫ «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». – 2011. – № 3. – С. 3943.
12. Фильтрация конденсационной воды в пласт в работающих скважинах сеноманских залежей / А.А. Плосков, И.В. Шулятиков, В.З. Минликаев [и др.] // Газовая промышленность. – 2013. – № 5. – C. 62–66.
13. Бондарев Э.А., Рожин И.И., Аргунова К.К. Влагосодержание природного газа в призабойной зоне пласта // Записки Горного института. – 2018. – Т. 233. – С. 492–497. DOI:10.31897/PMI.2018.5.492
14. Лаврентьев А.В., Антониади Д.Г. Анализ причин и последствий пескопроявлений на завершающей стадии разработки нефтяных и газовых месторождений // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2015. – № 4. – Спец. вып. № 10 (отдельные статьи). – С. 32.
15. Мелик-Асланов Л.С, Сапунов А.Г. Исследование влияния некоторых геолого-эксплуатационных факторов на пескопроявление при эксплуатации скважин // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1967. – № 9. – С. 29–31. 
16. Шайдаев А.Ч. О возможности раннего диагностирования пескопроявления в скважинах // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1987. – № 4. – С. 38–41. 
17. Bizanti M., Desai S. Proper monitoring helps sand control // Petrol. Eng. Int. – 1990. – Vol. 62, № 2. – Р. 32–34. 
18. Абдулин P.A. Влияние литологических особенностей пород продуктивного горизонта на вынос песка при эксплуатации скважин // Труды ин-та Гипротюменнефтегаз. – 1971. – Вып. 29. – С. 50–53. 
19. Условия выноса песка при механизированной эксплуатации скважин Трехозерного месторождения / P.A. Абдулин [и др.] // Труды ин-та Гипротюменнефтегаз. – 1971. – Вып. 29. – С. 42–45.
20. Рогачев М.К., Мухаметшин В.В., Кулешова Л.С. Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири // Записки Горного института. – 2019. – Т. 240. – С. 711–715. DOI:10.31897/PMI.2019.6.711
21. Шакиров Э.И. Опыт применения технологий добычи и пескопроявления на пластах пачки ПК месторождений Барсуковского направления // Инженерная практика. – 2010. – № 2. – С. 58–65. 
22. Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноманских газовых скважин Уренгойского ГКМ / Р.А. Гасумов [и др.] // Строительство газовых и газоконденсатных скважин. – М.: ВНИИгаз, 1996. – С. 34–41.
23. Ахметов A.A Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: проблемы и решения. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. – 209 с.
24. Зотов Г.А., Власенко А.П., Динков А.В. Эксплуатация скважин, вскрывших водоплавающие залежи, сложенные слабосцементированными коллекторами // Обзор. информ. ВНИИИЭГАЗПРОМА. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 1983. – Вып. 10. – С. 44.
25. Иктисанов В.А. Описание установившегося притока жидкости к скважинам различной конфигурации и различным частичным вскрытием // Записки Горного института. – 2020. – Т. 243. – С. 305–312. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.305.
26. Предотвращение выноса песка из добывающих скважин / Р.Дж. Арментор, М.Р. Уайз [et al.] // Chevron USA Inc., Новый Орлеан, Луизиана, США, 2007. – Р. 1–14.
27. Рекомендованные методики по выбору способа заканчивания скважин в условиях пескопроявления / Корпоративный научно-технический центр ОАО «НК Роснефть». Управление новых технологий. – 2011.
28. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 2000.
29. Гасумов Р.А., Минликаев В.З. Повышение и восстановление производительности газовых и газоконденсатных скважин. – М.: Газпром экспо, 2010. – 478 с.
30. McPhee C.A., Farrow C.A., McCurdy P. Challenging Convention in Sand Control: Southern North Sea Examples C. // SPE 98110. – 2006. DOI: 10.2118/98110-PA
31. Аксенова А.Н. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Тюмень, 2004.
32. Тананыхин Д.С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом: автореф. дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2013.
33. Штурн Л.В., Кононенко А.А., Денисов С.О. Отечественные фильтры для заканчивания скважин // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2010. – № 6. – С. 57–61.
34. Камалетдинов Р.С., Лазарев А. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями // Инженерная практика. – 2010. – № 2. – С. 6–13.
35. Жуковский К.А. Ликвидация пескопроявлений оборудованием газовых скважин противопесочным фильтром с гравийной набивкой: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Новый Уренгой, 2002.
36. Бондаренко В.А. Повышение крепления призабойной зоны пласта с целью снижения пескопроявлений (на примере месторождений Краснодарского края): автореф. дис. … канд. техн. наук. – Краснодар, 2014.
37. Syed Ali. High-Productivity Horizontal Gravel Packs: oilfield Review. – Summer, 2001.
38. Bennett C.L. Sand Control Design for Open Hole Completions // SPE Distinguished Lecturer Program presentations. – September 1999 to May 2000.
39. New Criteria for Gravel and Screen Selection for Sand Control / D.L. Tiffin, G.E. King, R.E. Larese, L.K. Britt // SPE 39437. – 1998. DOI: 10.2118/39437-MS
40. Neal М.К. Gravel Pack Evaluation // Jomal of Petroleum Texnology. – 1983. – Vol. 35, № 9. – P. 1611–1616. DOI: 10.2118/11232-PA
41. Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо- и пескопроявления / Д.В. Изюмченко [и др.] // Вести газовой науки. – 2018. – № 1 (33). – С. 235–242.
42. Точигин А.А., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. – М.: Газпром ВНИИГАЗ; Ивановский государственный энергетический университет, 1998. – 400 с.
43. McLaury B.S., Shirazi S.A., Shadley J.R. A particle tracking method to predict sand erosion threshold velocities in elbow and tees // The 1994 ASME Fluids Engineering Division summer meeting, Lake Tahoe. – Nevada, 1994.
44. A procedure to predict solid particle erosion in elbows and tees / S.A. Shirazi, J.R. Shadley, B.S. McLaury [et al.] // Codes and Standard in a Global Environment, PVP. – 1993. – Vol. 259. – Р. 159–167. DOI: 10.1115/1.2842089
45. Молчанов А.А., Агеев П.Г. Внедрение новых технологий – надежный путь извлечения остаточных запасов месторождений углеводородов // Записки Горного института. – 2017. – Т. 227. – С. 530–539. DOI: 10.25515/PMI.2017.5.530

  В зависимости от пластовых условий, состава пластовой нефти и газового агента, в пластовых условиях могут реализовываться различные режимы вытеснения нефти газом. Наиболее предпочтительным режимом с позиции полноты извлечения нефти, является режим смешивающегося вытеснения нефти газом. Основным параметром, указывающим на достижение режима смешивающегося вытеснения нефти, является минимальное давление смесимости(МДС). Наиболее востребованным и достоверным лабораторным методом определения МДС является метод slim-tube.
  Представлены результаты лабораторных исследований, выполненные с целью определения величины МДС пластовой нефти Толумского месторождения и попутного нефтяного газа (ПНГ) Семивидовской группы месторождений и определения режима вытеснения нефти ПНГ. Для определения параметров пластовой нефти и изменения ее свойств при различной мольной концентрации ПНГ использовалась стандартная методика PVT-исследований. Для определения МДС использовалась методика slim-tube. Для оценки механизма развития процесса смешиваемости дополнительно производился хроматографический анализ состава отбираемого газа и визуальный анализ фазового поведения флюидов посредством визуальной ячейки.
  Выполнены две серии фильтрационных опытов по вытеснению рекомбинированной модели нефти Толумского месторождения моделью ПНГ Семивидовской группы месторождений на слим-моделях. Согласно полученной зависимости коэффициента вытеснения нефти от давления, при вытеснении нефти Толумского месторождения попутным нефтяным газом Семивидовской группы месторождений величина МДС составит 14,8 МПа.
  Опираясь на критерии определения режима смешения, в результате обобщения и комплексного анализа результатов исследований установлено, что для условий Толумского месторождения, режимом вытеснения нефти попутным нефтяным газом Семивидовской группы месторождений является режим развиваемого многоконтактного смешивающегося вытеснения (механизм конденсации компонентов растворителя в нефтяную фазу).
  Ключевые слова: экспериментальные исследования, минимальное давление смесимости, попутный нефтяной газ, газ, нефть, slim-tube, режим вытеснения, смешивающееся вытеснение нефти.

Морозюк Олег Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
oleg.morozyuk@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Калинин Станислав Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
stanislav.kalinin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Калинин Сергей Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Sergej.Kalinin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

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

Мелехин Сергей Викторович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Sergej.Melehin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Стенькин Андрей Вениаминович
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ТПП «Урайнефтегаз»
Andrey.Stenkin@lukoil.com
Россия, 628285, Ханты-Мансийский автономный округ, г. Урай, ул. Ленина, 116а

Мардамшин Руслан Рамзисович
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ТПП «Урайнефтегаз»
Ruslan.Mardamshin@lukoil.com
Россия, 628285, Ханты-Мансийский автономный округ, г. Урай, ул. Ленина, 116а

Усачев Геннадий Александрович
Головной офис ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
Gennadiy.Usachev@lukoil.com
Россия, 109028, г. Москва, Покровский бульвар, 3 стр. 1

Метт Дмитрий Александрович
Головной офис ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
Dmitrij.Mett@lukoil.com
Россия, 109028, г. Москва, Покровский бульвар, 3 стр. 1

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Рипол Классик, 1986.
2. Промысловый опыт вытеснения нефти карбонизированной водой / А.Б. Тумасян [и др.] // Геология и разработка нефтяных месторождений востока Волго-Уральской провинции. – 1975. – С. 140.
3. Коваленко К.И. Увеличение нефтеотдачи пластов путем закачки карбонизированной воды // Нефтяное хозяйство. – 1964. – № 11. – С. 12.
4. Бабалян Г.А. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1976. – 144 с.
5. Сургучев М.Г. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.
6. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG Field Experience // SPE Res Eval & Eng. – 1998. – № 4 (2). – Р. 97–106. SPE-71203-PA. DOI:10.2118/71203-PA
7. Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S. A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection // Fuel. – 2018. – Vol. 227. – Р. 218–246. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.07.066
8. Зацепин В.В. Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах: дис. … канд. техн. наук. – Казань, 2017.
9. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 7. – С. 31–21.
10. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Увеличение КИН: водогазовое воздействие на пласт Опыт эксплуатации насосно-эжекторной системы и пути совершенствования технологии ВГВ // Neftegaz. RU. – 2017. – № 7. – С. 70–77.
11. Screening criteria for CO2 huff'n'puff operations / L.J. Mohammed-Singh [et al.] // SPE/DOE symposium on improved oil recovery. – Society of Petroleum Engineers, 2006. DOI: 10.2118/100044-MS
12. Alagorni A.H., Yaacob Z.B., Nour A.H. An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection // International Journal of Environmental Science and Development. – 2015. – Vol. 6, № 9. – Р. 693–701. DOI: 10.7763/IJESD.2015.V6.682
13. Enhanced oil recovery with high-pressure nitrogen injection / D. Denney [et al.] // Journal of petroleum technology. – 2001. – Vol. 53, № 01. – Р. 55–56. DOI: 10.2118/62547-MS
14. Blunt M., Fayers F.J., Orr Jr F.M. Carbon dioxide in enhanced oil recovery // Energy Conversion and Management. – 1993. – Vol. 34, № 9–11. – Р. 1197–1204. DOI: 10.1016/0196-8904(93)90069-M
15. Глазова В.М., Рыжик В.М. Применение двуокиси углерода для повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. – М.: ВНИИОЭНГ, 1986. – 45 с.
16. The mechanism of flue gas injection for enhanced light oil recovery / O.S. Shokoya [et al.] // J. Energy Resour. Technol. – 2004. – Vol. 126, № 2. – Р. 119–124. DOI: 10.1115/1.1725170
17. Bender S., Akin S. Flue gas injection for EOR and sequestration: Case study // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 157. – Р. 1033–1045. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.07.044
18. Лесин В.С., Коровин К.В. Повышение эффективности использования попутного нефтяного газа при разработке нефтяных месторождений // Академический журнал Западной Сибири. – 2019. – Т. 15, № 3. – С. 32–33.
19. Калинин С.А., Морозюк О.А. Разработка месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием диоксида углерода. Анализ мирового опыта // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – № 4. – С. 373–387. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.4.6
20. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти диоксидом углерода из карбонатных пород / О.А. Морозюк, Н.Н. Барковский, С.А. Калинин, А.В. Бондаренко, Д.В. Андреев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. – С. 51–56.
21. Lake L.W. Enhanced Oil Recovery Fundamentals. – Society of Petroleum Engineers, 1985. DOI: 10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56
22. ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовые исследования пластовых флюидов и сепарированных нефтей. – М., 2003.
23. Stalkup L.K. RTD 2(1) Oil Recovery by Miscible Displacement // World Petroleum Congress. – 1983. – January 1.
24. Theory of multicomponent, multiphase displacement in porous media / F.G. Helfferich [et al.] // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1981. – Vol. 21, № 01. – Р. 51–62. DOI: 10.2118/8372-PA 
25. Theory of gas injection processes / F.M. Orr [et al.]. – Copenhagen: Tie-Line Publications, 2007. – Vol. 5. – 376 с.
26. Rapid measurement of minimum miscibility pressure with the rising-bubble apparatus / R.L. Christiansen [et al.] // SPE Reservoir Engineering. – 1987. – Vol. 2, № 04. – Р. 523–527. DOI: 10.2118/13114-PA
27. Rao D.N. A new technique of vanishing interfacial tension for miscibility determination // Fluid phase equilibria. – 1997. – Vol. 139, № 1–2. – Р. 311–324. DOI: 10.1016/S0378-3812(97)00180-5
28. Application of a new technique to optimize injection gas composition for the Rainbow Keg River F Pool miscible flood / D.N. Rao [et al.] // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1999. – Vol. 38, № 13. DOI: 10.2118/96-100
29. Advanced technology for rapid minimum miscibility pressure determination (part 1) / W.N. Adyani [et al.] // Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2007. DOI: 10.2118/110265-MS
30. Flock D.L., Nouar A. Parametric analysis on the determination of the minimum miscibility pressure on slim tube displacements // The Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1984. – Vol. 23, № 05. – P. 80–86. DOI: 10.2118/84-05-12 
31. Arnold C.W., Stone H.L., Luffel D.L. Displacement of Oil by Rich-Gas Banks // Society of Petroleum Engineers. – 1960. – December 1. DOI: 10.2118/1490-G
32. Kuo S.S. Prediction of Miscibility for the Enriched-Gas Drive Process // Society of Petroleum Engineers. – 1985. – January 1. DOI:10.2118/14152-MS
33. Glaso O. Miscible Displacement: Recovery Tests With Nitrogen // Society of Petroleum Engineers. – 1990. – February 1. DOI:10.2118/17378-PA
34. Boersma D.M., Hagoort J. Displacement Characteristics of Nitrogen Flooding vs. Methane Flooding in Volatile Oil Reservoirs // Society of Petroleum Engineers. – 1994. – November 1. DOI:10.2118/20187-PA
35. Jacobson H.A. Acid Gases And Their Contribution to Miscibility // Petroleum Society of Canada. – 1972. – April 1. DOI:10.2118/72-02-03
36. Graue D.J., Zana E.T. Study of a Possible CO2 Flood in Rangely Field // Society of Petroleum Engineers. – 1981. – July 1. DOI:10.2118/7060-PA
37. Frimodig J.P., Reese N.A., Williams C.A. Carbon Dioxide Flooding Evaluation of High Pour-Point, Paraffinic Red Wash Reservoir Oil // Society of Petroleum Engineers. – 1983. – August 1. DOI:10.2118/10272-PA
38. Rutherford W.M. Miscibility Relationships in the Displacement of Oil By Light Hydrocarbons // Society of Petroleum Engineers. – 1962. – December 1. DOI:10.2118/449-PA
39. Holm L.W., Josendal V.A. Mechanisms of Oil Displacement By Carbon Dioxide // Society of Petroleum Engineers. – 1974. – December 1. DOI:10.2118/4736-PA
40. Holm L.W., Josendal V.A. Effect of Oil Composition on Miscible-Type Displacement by Carbon Dioxide // Society of Petroleum Engineers. – 1982. – February 1. DOI:10.2118/8814-PA
41. Hudgins D.A., Llave F.M., Chung F.T.H. Nitrogen Miscible Displacement of Light Crude Oil: A Laboratory Study // Society of Petroleum Engineers. –1990. – February 1. DOI:10.2118/17372-PA
42. Yellig W.F., Metcalfe R.S. Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressures // Society of Petroleum Engineers. – 1980. – January 1. DOI:10.2118/7477-PA
43. Koch H.A., Hutchinson C.A. Miscible Displacements of Reservoir Oil Using Flue Gas // Society of Petroleum Engineers. – 1958. – December 1. DOI:10.2118/912-G
44. Yarborough L., Smith L.R. Solvent and Driving Gas Compositions for Miscible Slug Displacement // Society of Petroleum Engineers. – 1970. – September 1. DOI:10.2118/2543-PA
45. Wu R.S., Batycky J.P. Evaluation of miscibility from slim tube tests // The Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1990. – Vol. 29, № 6. – P. 63–70. DOI: 10.2118/90-06-06
46. Калинин С.А., Морозюк О.А. Разработка месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием диоксида углерода. Лабораторно-методический комплекс для выполнения исследований // Недропользование. – 2020. – № 4. – С. 369–385. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.4.6