Рассмотрены вопросы строения верхнедевонской рифогенной толщи в пределах Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского эталонных участков, расположенных на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. На основе переинтерпретации материалов геофизических исследований скважин с привлечением литологического описания керна и результатов его лабораторных исследований проведена детализация строения доманиково-фаменской части разреза, приведена схема корреляции разрезов глубоких скважин. В результате корреляции разрезов откорректированы некоторые стратиграфические границы, определен объем литолого-стратиграфических подразделений, выделены реперные пачки, хорошо отображаемые на геофизических диаграммах, и прослеживаемые карбонатные пласты, известные геологам как Ф₁, Ф₂, Ф₃, Ф₄, Ф₅, а также межпластовые пачки.
  В данной работе приведены результаты геохимических исследований верхнедевонских рифогенных отложений скважин, пробуренных на территории Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского участков. Представлено распределение содержания органического углерода, хлороформенного и спиртобензольного битумоидов в породах отдельных горизонтов скважин, а также охарактеризован нефтегенерационный потенциал пород по пиролитическим данным.
  На основании комплексного анализа результатов лабораторно-аналитических исследований керна и материалов промыслово-геофизических исследований выполнено выделение коллекторов, проведена оценка их количественных параметров и характера насыщенности. Критерием для оценки коллекторских свойств пород выбран коэффициент пористости. Определение пористости по нейтронному гамма-каротажу проведено способом двух опорных пластов с применением зависимостей АО «КамНИИКИГС». Для оценки количественных параметров карбонатных коллекторов использованы результаты стандартных исследований керна: открытая пористость, абсолютная газопроницаемость, объемная плотность. Результаты проведенных исследований могут быть использованы при проведении поисково-разведочных работ на территории трех рассмотренных эталонных участков.
  Ключевые слова: Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, керн, разрез, скважина, органическое вещество, битумоид, нефтематеринские породы, пиролиз Rock-Eval, ИК-спектрометрия, переинтерпретация, геофизические исследования скважин, пористость, коллектор.

Соснин Николай Евгеньевич
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин
kamniikigs@rusgeology.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

Казакова Татьяна Александровна
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин
tkazakova 1946@mail.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

Филипьева Светлана Геннадьевна
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин
sgfq@mail.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

Васянина Дарья Ильинична
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин
geochim@niikigs.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

Батова Ираида Серапионовна
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин
batovaira@yandex.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

1. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России. – М.: ВНИГНИ, 2012. – 848 с.
2. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д. Белонин, О.М. Прищепа, Е.Л. Теплов [и др.]. – СПб.: Недра, 2004. – 396 с.
3. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. – М.: Мир, 1980. – 463 с.
4. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа / М.М. Грачевский, Ю.М. Берлин, И.Т. Дубовской, Г.Ф. Ульмишек. – М., 1969. – С. 163–194.
5. Богданов Б.П. Особенности строения верхнедевонских карбонатных органогенных построек Тимано-Печорской провинции в связи с перспективами нефтегазоносности: дис. … канд. геол.-мин. наук. – М.: ВНИГНИ, 1989. – 246 с.
6. Богданов Б.П., Богацкий В.И. Палеозойские рифы Тимано-Печорской провинции и их нефтегазоносность // Геология и минерально-сырьевые ресурсы европейского северо-востока: природные углеводороды: тр. XI геологич. конф. Коми АССР. – Сыктывкар, 1991. – С. 136–142.
7. Обобщение геологических и геофизических материалов с целью выявления зон с развитием ловушек неантиклинального типа / Л.А. Гобанов, В.Б. Евдокимов, Б.С. Шутов, Г.А. Шувалов; ТПО «ВНИГРИ». – Ухта, 1986. – 118 с.
8. Пармузина Л.В. Строение, условия форми­рования верхнедевонского комплекса Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и прогноз коллекторов: дис. … д-ра геол.-мин. наук. – Ухта: УГТУ, 2005. – 446 с.
9. Комплексное литолого-стратиграфическое изучение девонских, силурийских и ордовикских отложений новых площадей Тимано-Печорской провинции в связи с их нефтегазоносностью / А.В. Соломатин, Л.Ф. Попова, В.П. Зарх, Н.Б. Рассказова, В.Ф. Сеннова. – Ухта: УТЭ, 1978. – 174 c.
10. Цыганко В.С., Безносов П.А. Верхне­девонские рифы Южного Тимана: путеводитель полевой экскурсии Всероссийского литологи­ческого совещания «Рифы и карбонатные псефитолиты». – Сыктывкар – Ухта, 2010. – 72 c.
11. Меннер В.Вл. Рифогенные массивы и местные стратиграфические схемы // Ископаемые органогенные постройки и древние книдарии: тез. докл. XII Всесоюзн. симп. по ископаемым кораллам и рифам. – Свердловск, 1991. – С. 22–24.
12. Петренко Е.Л. Геологическое строение доманиково-турнейского нефтегазоносного комп­лекса на территории центральной части Печоро-Колвинского авлакогена и прилегающей части Хорейверской впадины / ГУП РК «ТП НИЦ». – Ухта, 2003. – 126 c.
13. Петренко Е.Л. Перспективы поисков залежей углеводородов в доманиковых рифо­генных отложениях верхнего девона центральной части Тимано-Печорской провинции / ОАО «ТП НИЦ». – Ухта, 2013. – 116 c.
14. Обобщение и анализ геологических материалов поисковых и разведочных работ на нефть и газ на севере Тимано-Печорской провинции, геолого-экономический анализ их эффективности / З.П. Юрьева, А.Н. Блудов [и др.]; ПГО «Архангельскгеология». – Архангельск, 1989. – 182 c.
15. Юрьева З.П. Оперативное обобщение материалов и результатов ГРР на нефть и газ на севере ТПП / ПГО «Архангельскгеология». – Архангельск, 1992. – 32 c.
16. Дуркина А.В. Границы девона и карбона в Тимано-Печорской провинции // Стратиграфи­ческие схемы палеозойских отложений. Каменноугольная система. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 132 c.
17. Flűgel E. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. – Berlin: Heidelberg Springer Verlag, 2004. – 976 p.
18. Обоснование тектоно-седиментационной модели строения территории Тимано-Печорской НГП для уточнения ресурсов нефти, газа и конденсата / Т.И. Куранова [и др.]; ООО «ТП НИЦ Нефтегаз». – Ухта, 2011. – 108 c.
19. Глебовская Е.А. Применение инфра­красной спектроскопии в нефтяной геохимии. – Л.: Недра, 1971. – 140 с.
20. Методическое руководство по люми­несцентно-битуминологическим и спектраль­ным методам исследования органического вещества пород и нефтей / под ред. Т.А. Ботневой. – М.: Недра, 1979. – 204 с.
21. Шляхов А.Ф. Газовая хроматография в органической геохимии. – М.: Недра, 1984. – 222 с.
22. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. – М.: Недра, 1983. – 200 с.
23. Органическая геохимия Тимано-Печорс­кого бассейна / Т.К. Баженова, В.К. Шиманский, В.Ф. Васильев, А.И. Шапиро, Л.А. Яковлева, Л.И. Климова. – СПб.: ВНИГРИ, 2008. – 164 с.
24. Бушнев Д.А. Геохимические условия формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна. – Сыктывкар, 1998. – 148 с.
25. Валяева О.В. Генерация и латеральная миграция нефтей верхнедевонских отложе­ний Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны. – Сыктывкар, 2000. – 143 с.
26. Данилевский С.А. Геолого-геохимические закономерности распределения нефтегазоносности в осадочном чехле Тимано-Печорской провинции: автореферат дис. … канд. геол.-мин. наук. – Л.: ВНИГРИ, 1991. – 20 с.
27. Клименко С.С., Анищенко Л.А. Особен­ности состава, реализации потенциала органи­ческого вещества и нефтегазоносность Тимано-Печорского бассейна // Геология и геохимия горючих ископаемых Европейского Севера России: тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН. – Сыктывкар, 2011. – С. 146–154.
28. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. – М.: Наука, 1987. – 144 с.
29. Окнова Н.С., Коханова А.Н. Особенности доманиковых отложений Тимано-Печорской провинции // Материалы VII Всерос. литологи­ческого совещания, 28–31 октября 2013 г. – Новороссийск, 2013. – Т. 2. – С. 338–341.
30. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М.: Мир, 1981. – 502 с.
31. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments // Englewood Cliffs. – New Jersey: Prentic Hall, 1993. – P. 336.
32. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джеваншир Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа. – М.: Недра, 1982. – 200 с.
33. Дарлинг Т. Практические аспекты геофи­зических исследований скважин. – М.: Премиум Инжиниринг, 2008. – 400 с.
34. Смехов Е.М., Киркинская В.Н. Карбонат­ные породы-коллекторы нефти и газа. – Л.: Недра, 1981. – 255 с.
35. Анализ и обобщение результатов геолого-геофизических данных по разведочным сква­жинам Пермской области / А.Г. Деревянко [и др.]; Трест «Пермнефтегеофизика». – Пермь, 1983. – 134 с. 
36. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 327 с.
37. Ellis D.V., Singer I.M. Well logging for earth scientists. – Springer Science + Business Media B.V., 2007. – 699 p.
38. Rider M. The geological interpretation of well logs. – 2 ed. – Los Angeles: Rider-French Consulting ltd, 2002. – 280 p.
39. Fertl W. Gamma ray spectral data assists in complex formation evaluation // Transactions: 6th European Formation Evaluation Symposium / Society of Professional Well Log Analysts. – London, 1979. – 20 p.
40. Паршина Л.М., Кузьминова И.В. Оценка коллекторских свойств и насыщенности карбонатных отложений методом нормализации: метод. указания. – Ухта: УГТУ, 2012. – 8 с.
41. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / НПЦ «Тверьгеофизика». – М. – Тверь: ВНИГНИ, 2003. – 260 с.
42. Эффективность геофизических методов при поисках рифов в Тимано-Печорской про­винции / Н.Д. Матвиевская, Л.В. Дегтерева, К.А. Кривцов [и др.] // Тр. ВНИГНИ. – М., 1982. – № 237. – С. 22–23.
43. Смехов Е.М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа // Тр. ВНИГРИ. – Л.: Гостоптехиздат, 1961. – Вып. 172. – 146 с.

  Оценка коэффициентов извлечения нефти на основе геолого-гидродинамического моделирования требует больших финансовых и временных затрат. В результате пересчеты извлекаемых запасов углеводородов выполняются через длительное время и в пределах значительных временных интервалов их оценки не корректируются. Утвержденные коэффициенты извлечения нефти могут значительно терять актуальность в связи с изменением экономических условий разработки или несоответствием фактических условий разработки проектным. Для достоверной оценки остаточных извлекаемых запасов нефтяных эксплуатационных объектов крайне важно оперативно контролировать обоснованность коэффициентов извлечения нефти, в том числе его объективную достижимость в конкретные временные сроки.
  В статье на примере нефтяных месторождений Пермского региона выполнен анализ практики проведения ежегодной геолого-экономической оценки запасов по международным стандартам. Сделан вывод о необходимости аналогичного контроля извлекаемых запасов нефти, подсчитываемых по российской классификации. Известно несколько направлений оперативного контроля оценки утвержденных коэффициентов извлечения нефти: применение аналого-статистических методов, характеристик вытеснения, анализ темпов падения добычи. Методы основаны на различных физических закономерностях, их эффективность во многом зависит от качества исходной информации и стадии разработки эксплуатационного объекта, от экономических условий.
  На конкретных примерах рассмотрена эффективность контроля утвержденных коэффициентов извлечения нефти. Для ранних стадий разработки при этом наиболее эффективно применение многомерных аналого-статистических зависимостей на основе геологических показателей, построенных для конкретных эксплуатационных объектов. Длительный период разработки месторождений Пермского края и достаточно большое количество объектов, находящихся на поздних стадиях выработки, позволяют реализовать такой статистический подход.
  На поздних стадиях большую достоверность приобретают методы на основе характеристик вытеснения и темпов падения добычи нефти с учетом экономического предела рентабельности разработки. В качестве контроля могут быть использованы статистические зависимости с привлечением не только геологических, но и технологических показателей. Комплексное использование различных методических подходов позволяет более надежно оценить остаточные извлекаемые запасы эксплуатационных объектов. 
  Ключевые слова: остаточные извлекаемые запасы, коэффициент извлечения нефти, эксплуатационный объект, проектирование разработки нефтяных месторождений, геолого-экономическая оценка запасов, характеристики вытеснения, темп падения добычи нефти.

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

Поплаухина Татьяна Борисовна 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
poplaukhinatb@gmail.com
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Лузина Нина Геннадьевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг “ПермНИПИнефть”» в г. Перми
Nina.Luzina@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Лобанов Дмитрий Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг “ПермНИПИнефть”» в г. Перми
Dmitrij.Lobanov@pnn.lukoil.com
​614066, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Емашов Роман Игоревич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг “ПермНИПИнефть”» в г. Перми
Roman.Emashov@pnn.lukoil.com
​614066, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологи­ческих моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, 2000. – 130 c.
2. Построение геолого-гидродинамической модели в условиях флюидальной неоднородности продуктивных пластов Имилорского месторож­дения / В.И. Шаламова, И.В. Вершинина, М.А. Коваленко, Н.Н. Снытко // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 9. – С. 42–46.
3. Метт Д.А., Суходанова С.С., Аубакиров А.Р. Опыт построения и верификации вариативных геолого-гидродинамических моделей на примере тюменских отложений Ново-Московского месторождения // Геология, геофизика и разра­ботка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 2. – С. 32–35. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-2-32-35
4. Дикалов Д.В. Комплексный подход к созданию постоянно действующей геолого-технологической модели на примере Западно-Тугровского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 9. – С. 34–40. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-9-34-40
5. Моделирование водогазового воздействия при разработке Змеевского нефтяного место­рождения / П.Ю. Илюшин, М.С. Турбаков, С.В. Галкин, Д.А. Керн // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 116–117. 
6. Дерюшев А.Б. О необходимости сопостав­ления геологических и гидродинамических характеристик залежей по данным трехмерного моделирования на примере продуктивного пласта Тл2-б Ножовского месторождения нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 13. – С. 15–25. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.2
7. Повышение эффективности гидроди­намического моделирования посредством приме­нения усовершенствованных методик обработки данных гидродинамических исследований скважин (на примере Озерного месторождения) / М.В. Латышева, Ю.В. Устинова, В.В. Кашеварова, Д.В. Потехин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. – С. 73–80. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.15.8
8. Черепанов С.С., Чумаков Г.Н., Галкин С.В. Возможности учета трещиноватости коллекторов при геолого-гидродинамическом моделировании разработки залежей с заводнением пластов // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 8. – С. 5–8.
9. Репина В.А. Возможность учета плотности породы при моделировании проницаемости в геолого-гидродинамической модели нефтяных месторождений // Вестник Пермского националь­ного исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 2. – С. 104–112. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.2.1
10. Репина В.А., Галкин В.И., Галкин С.В. Применение комплексного учета петрофизи­ческих характеристик при адаптации геолого-гидродинамических моделей (на примере визейской залежи Гондыревского месторождения нефти) // Записки Горного института. – 2018. – Т. 231. – С. 268–274. DOI: 10.25515/PMI.2018.3.268
11. Система управления ресурсами угле­водородов SPE-PRMS [Электронный ресурс] / Общество инженеров по оценке запасов нефти и газа США (SPEE). – URL: https://www.spe.org/ industry/docs/PRMgmtSystem_V1.01_RUS-FINAL.pdf (дата обращения: 17.07.2019).
12. Халимов К.Э. Переход на международную классификацию запасов нефти – требование времени // Нефть, газ и бизнес. – 2002. – № 5. – С. 10–13.
13. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации нефти и газа / под ред. Э.М. Халимова. – М.: Недра-Бизнес центр, 2003. – С. 31–37. 
14. Габриэлянц Г.А., Коваленко Е.Г., Пороскун В.И. Новая классификация запасов и ресурсов нефти и горючего газа // Технологии ТЭК. – 2001. – № 4. – С. 20–25.
15. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И. О новой классификации запасов и ресурсов углеводородов // Геология нефти и газа. – 2016. – № 1. – С. 89–94.
16. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. – М.: Минприроды России, 2016.
17. Проблемы новой классификации запасов и нефтегазового недропользования / С.Н Закиров, И.М. Индрупский [и др.] // Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 22. – C. 69–75.
18. Муслимов Р.Х. Как может повлиять новая классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов на работу нефтяной отрасли? // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 34–38.
19. Муслимов Р.Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных место­рождений на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 3. – С. 30–34.
20. Галкин С.В., Кошкин К.А., Поплаухина Т.Б. Анализ структуры фонда эксплуатационных объектов при оперативной оценке остаточных запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 37–39.
21. РД 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извле­чения нефти из недр. – М., 1986. – 253 с.
22. Горовов В.И., Распопов А.В., Филонов М.И. Программа расчета коэффициента извлечения нефти «КИНГ»: справочное руководство пользователя: 577199.00.105 / КИВЦ. – Пермь, 1990. – С. 10–15.
23. Савич А.И. Оценка коэффициента извлечения нефти на стадии промышленной разведки и первого подсчета запасов нефти залежей при заводнении // Вопросы освоения нефтяных залежей Пермского Приуралья: тр. ВНИИОЭГН. – М., 1990. – С. 9–13.
24. Горовов В.И., Распопов А.В., Шустеф И.Н. Приближенный метод расчета показателей разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 6. – С. 25–27.
25. Кошкин К.А., Галкин С.В. Возможности прогноза нефтеизвлечения при переоценке запасов визейских терригенных залежей северо-востока Волго-Уральской нефтегазо­носной провинции // Вестник Пермского национального исследовательского политех­нического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 16–23. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.2
26. Галкин В.И., Савич А.И., Акимов И.А. Дифференциация визейских объектов разработки для построения моделей определения коэффициентов извлечения нефти // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2007. – № 5. – С. 9–14. 
27. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 38–39.
28. Галкин В.И., Галкин С.В., Воеводкин В.Л. Построение статистических моделей оценки коэффициента извлечения нефти для эксплуата­ционных объектов Пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 86–88.
29. Батурин Ю.А. К вопросу обоснования КИН при подсчете запасов и проектировании разработки нефтегазовых месторождений // Вестник ЦКР Роснедра. – 2011. – № 1. – С. 2–5.
30. Dake L.P. The practice of reservoir engineering. – Elsevier, 1994. – 525 p.
31. Галкин С.В., Илюшин П.Ю. Прогноз динамики обводненности продукции скважин в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 22–24.
32. Разработка методики определения дина­мики обводнения продукции скважин с учетом влияния геологических и технологических показателей / П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, Н.Г. Лузина // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 108–110.
33. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. – М.: Недра, 1994. – С. 162–170.
34. Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при добыче нефти. – М.: Недра, 1986. – С. 3–10.
35. Hayder G.M. World oil reserves: problems in definition and estimation // OPEC Review. – 2000. – Vol. 24. – P. 16–25.
36. Auditing standards for reserves // World Petroleum Congress. – URL: www.world-petroleum.org (дата обращения: 12.07.2019).
37. Коэффициент извлечения нефти: расчет и реальность / Т.Б. Поплаухина, И.В. Якимова, Т.Н. Матвейкина, А.И. Савич // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2005. – № 5–6. – С. 16–20.
38. Laherrere J.H. Reserve growth: technological progress, or bad reporting and bad arithmetic // Geopolitics of Energy. – 1999. – Vol. 22. – P. 47–60.
39. Определение годовых темпов падения добычи нефти по объектам разработки месторождений ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» для выполнения геолого-экономической оценки запасов по классификации SPE / Т.Б. Поплаухина, С.С. Мокрушина, Д.Ю. Крылов, А.В. Хомутова // Нефть и газ. – 2004. – № 5. – С. 92–100.
40. Поплаухина Т.Б., Хомутова А.В. Опыт проведения геолого-экономической оценки запасов нефти и газа по международным стандартам в Пермском крае // Нефтегазовое дело. – 2009. – № 4. – P. 108–110.
41. Разработка методики определения динамики обводнения продукции скважин с учетом влияния геологических и технологи­ческих показателей / П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, Н.Г. Лузина // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 108–110.
42. Поплаухина Т.Б., Крылов Д.Ю., Хомутова А.В. Создание и применение алгорит­мов выбытия фонда скважин в зависимости от условий разработки по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Нефть и газ. – 2004. – № 5. – С. 79–87.
43. Alvarado V., Manrique E. Enhanced oil recovery: an updated review // Energies. – 2010. – 3. – Р. 1529–1575. DOI: http://dx.doi.org/10.3390/en3091529
44. Peter R. Rose risk analysis and management of petroleum exploration ventures – AAPG. Oklahoma, Tulsa, 2001. – 164 p. DOI: 10.1306/Mth12792
45. Sandrea I., Sandrea R. Recovery factors leave vast target for EOR technologies // Oil Gas J. – 2007. – 105. – Р. 44–47.
46. Tarek Ahmed. Reservoir engineering handbook. – 5th ed. – 2019. – DOI: http://doi.org/10.1016/C2016-0-04718-6.
47. Advanced Resources International. Undeve­loped domestic oil resources: the foundation for increased oil production and a viable domestic oil industry [Электронный ресурс] / US Department of Energy, Office of Fossil Energy – Office of Oil and Natural Gas. 2006. – URL: https://web.archive.org/web/20090425063318/ http://www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/publications/eor_co2/Undeveloped_Oil_Document.pdf (дата обращения: 12.07.2019).

  Рассматриваются особенности конструкции и технологии бурения скважин для добычи термальных вод. Практикой поисков, разведки и добычи термальных вод в сложных горно-геологических условиях Центральной Монголии и анализом результатов по ранее пробуренным скважинам установлено, что принятой и реализуемой конструкцией и технологией бурения гидрогеологических скважин не обеспечивается надежная защита вскрытых терм от охлаждения при движении из них вод по стволу скважины от забоя до устья. Причиной этому являются значительные теплопотери вследствие высокой температуропроводности элементов конструкции скважины (стальные трубы). Разработана и предлагается перспективная конструкция скважины, включающая несколько последовательно спущенных обсадных колонн с обязательным цементированием заколонного пространства тампонажным раствором. При этом снижаются суммарные потери теплопотока и на 10–15 °С повышается температура терм на устье скважины. Предлагается также использовать обсадные колонны с двойной стенкой (технология «труба в трубе»), в межколонном пространстве которых находится теплоизолирующий материал – пенополиуретан. Использование этой технологии позволит уменьшить теплопотери по стволу скважины на 20–30 %. Для бурения в данном регионе целесообразно применение пневмо- и гидроударников с целью бурения пилотного ствола с дальнейшим расширением его шарошечным долотом. Буровым станком может быть принята буровая установка УРБ-2А-2. Успешное проведение работ по поискам и разведке термальных вод на территории Монголии является крайне перспективной и важной целью. Технология крепления скважины трубами с применением пенополиуретана позволит сократить теплопотери по стволу скважины на 20–30 %, что обеспечит возможность получения на устье температуру воды, максимально приближенную к пластовой. Предложенная конструкция гидрогеологической скважины повышает экономический эффект.
  Ключевые слова: бурение, термальные воды Монголии, конструкция скважины, технология бурения, цементирование, температура, обсадные колонны, пенополиуретан, минерализация, коллектор.

Дамдин Сурмаажав
Корпорация «Монгол Ус» 
surmaajavdamdin@yahoo.com
17140, Монголия, г. Улан-Батор, ул. Чингуунжав-1

Вахромеев Андрей Гелиевич
Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук
andrey_igp@mail.ru
664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 128

Толкачев Георгий Михайлович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
gmtolkachev@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Сверкунов Сергей Александрович
Иркутский национальный исследовательский технический университет
dobro_75@mail.ru
664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83

Мартынов Николай Николаевич
Иркутский национальный исследовательский технический университет
martynovkoma@gmail.com
664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83

Заливин Владимир Григорьевич
Иркутский национальный исследовательский технический университет
zalivinvg@yandex.ru
664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83

1. Геология Монгольской Народной Республики. – М.: Недра, 1973. – Т. 1. – 582 с.
2. Геохимия подземных минеральных вод Монгольской Народной Республики / Е.В. Пиннекер, Б.И. Писарский, П. Доржсурен [и др.]. – М., Наука, 1976. – 79 с.
3. Маринов Н.А., Попов В.Н. Гидрогеология Монгольской Народной Республики. – М., 1963. – 452 с.
4. Сравнительная характеристика изотопного состава термальных вод Байкальской рифтовой зоны и смежных сводовых поднятий / А.И. Оргильянов, И.Г. Крюкова, П.С. Бадминов, Д. Ганчимэг // Материалы всероссийского совещания по подземным водам востока России. – Иркутск: Географ, 2012. – С. 218–221.
5. Изотопные исследования минеральных вод Монголии / Е.В. Пиннекер, Б.И. Писарский, С.Е. Павлова, В.С. Лепин // Геология и геофизика. – 1995. – Т. 36 (1). – С. 94–102.
6. Сурмаажав Д., Лхагва Н. Месторождения термальных вод Шаргалжуут // Гидрогеология, инженерная геология и экология. – Улаанбаатар, 2016. – 20–25 с.
7. Сурмаажав Д. Условия формирования термальных вод Монголии // Материалы всероссийского совещания по подземным водам востока России. – Новосибирск, 2017. – 50–54 с. 
8. Сурмаажав Д. Гидрогеологические условия центральной Монголии // Материалы межвузовской Керуленской геологической экспедиции. – Иркутск, 2015. – 18–21 с.
9. Сурмаажав Д. Условия и распределения подземных вод в мерзлых зонах Монголии // Материалы всероссийского совещания по подземным водам востока России. – Якутск, 2015. – 11–14 с.
10. Сурмаажав Д. Распределения термальных вод в разломах Монголии // Материалы межву­зовской Керуленской геологической экспедиции. – Улаанбаата, 2017. – 12–14 с.
11. Алтынникова М.А., Диденков Ю.Н. Условия формирования современных гидротерм района Северо-Муйского тоннеля БАМ // Гидроминеральные ресурсы Восточной Сибири: сб. науч. тр. – Иркутск: Изд-во Иркутск. гос. техн. ун-та, 2005. – С. 7–12. 
12. Бондаренко С.С. Изучение и оценка ресурсов минеральных, термальных и промыш­ленных вод. – М.: Недра, 1975. – 243 с.
13. Вартанян Г.С. Месторождения углекислых вод горно-складчатых регионов. – М.: Недра, 1985. – 286 с.
14. Генезис углекислых и термальных вод Монгольской Народной Республики по изотопным данным // Природные условия и ресурсы некоторых районов Монгольской Народной Республики. – Улан-Батор, 1982. – С. 41.
15. Иванов В.В., Невраев Г.А. Классификация подземных минеральных вод // Тр. Центр. ин-та курортологии и физиотерапии. – 1964. – Вып. 1. 
16. Кропоткин П.Н., Валяев Б.М. Глубинные разломы и дегазация Земли. Тектоническое развитие земной коры и разломы. – М.: Наука, 1979. – С. 257–267.
17. Курбанов М.К. Геотермальные и гидроминеральные ресурсы Восточного Кавказа и Предкавказья // МАИК Наука/ Интерпериодика. – Иркутск: Москва, 2001. – 260 с.
18. Основы гидрогеологии. Общая гидро­геология / Е.В. Пиннекер, Б.И. Писарский, С.Л. Шварцев [и др.]. – Новосибирск: Наука, 1980. – 225 с. 
19. Гидрогеохимические особенности состава азотных терм байкальской рифтовой зоны / А.М. Плюснин, Л.С. Замана, С.Л. Шварцев, О.Г. Токаренко, М.К. Черняевский // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54 (5). – С. 647–664.
20. Изотопы гелия во флюидах Байкальской рифтовой зоны / Б.Г. Поляк, Э.М. Прасолов, И.Н. Толстихин, С.В. Козловцева, В.И. Кононов, М.Д. Хуторский // Изв. АН СССР. – 1992. – № 10. – С. 18–33.
21. Хуторской М.Д. Геотермия Центрально-Азиатского складчатого пояса. – М., 1996. – 285 с.
22. Фролов Н.М. Гидрогеотермия. – М., 1976. – 280 с.
23. Шананенко В.В. Бурение в вечной мерзлоте больше не проблема // Территория нефтегаз. – 2014. – № 8. – С. 16–17.
24. Шварцев С.Л. Взаимодействие подземных вод с горными породами // Основы гидрогеологии: гидрогеохимия / под ред. С.Л. Шварцева. – Новосибирск: Наука, 1982. – С. 92–117. 
25. Шварцев С.Л. К проблеме самоорганизации системы вода – порода // Геология и геофизика. – 1995. – 22–29 с.
26. Шварцев С.Л. Геологическая система «вода – порода» // Вестник РАН. – 1997. – Т. 67, № 6. – С. 518–524.
27. Файф У., Прайс Н., Томпсон А. Флюиды в земной коре. – М.: Мир, 1988. – 438 с.
28. Степанов В.М. Обводненные разломы: учеб. пособие. – Иркутск, 1988. – 314 с. 
29. Чернышев С.Н. Трещины горных пород. – М.: Недра, 1989. – 240 с.
30. Степанов В.М. Введение в структурную гидрогеологию. – М.: Недра, 1989. – 229 с.
31. Степанов В.М. Гидрогеологические структуры Забайкалья. – М.: Недра, 1981. – 177 с.
32. Степанов В.М. О принципах системати­зации гидрогеологических структур // Изв. вузов. Геология и разведка. – 1985. – № 3. – С. 88–93.
33. Аузина Л.И. Поиски и разведка подземных вод: учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во Иркутск. гос. техн. ун-та, 2014. – 120 с.
34. Башкатов Д.Н., Роговой В.Л. Бурение скважин на воду. – М., 1976. – 206 с. 
35. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1998. – 440 с.
36. Методические рекомендации по поискам, разведке и оценке эксплуатационных запасов термальных вод. – М., 1982. – 121 с.
37. Сулакшин С.С. Направленное бурение. – М.: Недра, 1987. – 272 с.
38. Боревский Б.В., Дробноход Н.И., Язвин Л.С. Оценка запасов подземных вод. – 2-е изд., перераб. и доп. – К.: Выща шк. Головное изд-во, 1989. – 407 с.
39. Лысак С.В. Геотермические условия и термальные воды южной части Восточной Сибири. – М.: Наука, 1968. – 120 с. 
40. Методы изучения и оценка ресурсов глубоких подземных вод / под ред. С.С. Бондаренко, Г.С. Вартаняна. – М.: Недра, 1986. – 479 с. 
41. Осика Д.Г. Флюидный режим сейсми­чески активных областей. – М.: Наука, 1981. – 203 с.
42. Тимурзиев А.И. Технология прогнози­рования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора // Геофизика. – 2008. – № 3. – С. 41–60.
43. Лысак С.В., Зорин Ю.А. Геотермическое поле Байкальской рифтовой зоны. – М.: Наука, 1976. – 288 с. 
44. Геодинамическая активность литосферы Азии: основы анализа и принципы картирования / Н.А. Логачев, С.И. Шерман, К.Г. Леви, В.Г. Трифонов // Геодинамика и развитие лито­сферы. – М., 1991. – С. 31–39.
45. Внутренняя структура континентальных разломных зон / К.Ж. Семинский, А.С. Гладков, О.В. Лунина [и др.] // Прикладной аспект. – Новосибирск: Филиал «Гео», 2005. – 293 с. 

  Приводятся результаты анализа данных для построения геологической модели Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей на рудниках Соликамской площадки. Предполагается, что разработка модели позволит рассчитывать ожидаемый объем вмещающих пород при планировании горных работ, задавать в вертикальной плоскости положение комбайна относительно кровли пласта при пересечении складок. Прочностные характеристики пластов, полученные с помощью модели, должны являться входными данными для расчетов параметров разработки при планировании горных работ. Результаты моделирования привлекаются для оценки ожидаемых рисков в процессе разработки рудников и при решении многих других задач.
  Первичной информации по глубоким скважинам и скважинам, пробуренным из горных выработок, недостаточно для построения достоверной модели, способствующей решению ранее перечисленных и многих других задач. Авторами разработаны программные модули для геологической службы, позволяющие пополнять базу данных векторным изображением границ пластов и слоев по подготовительным и очистным выработкам. Модули основаны на обработке полевых геологических зарисовок как по сканерной, так и по дигитайзерной технологии. В разработанных программах «зашиты» унифицированные справочники пород и принятое стратиграфическое расчленение толщи. Использование такой информации значительно уточнит и детализирует модель в толщах залегания промышленных пластов.
  Установлено, что изменчивость гипсометрии промышленных пластов на порядок больше изменчивости их мощности. Существенное различие в колебаниях мощности и высотной отметки повлияет на методику построения модели.
  Разработанные для геологов программные модули интегрированы в корпоративную горно-геологическую информационную систему ПАО «Уралкалий», которая создается по инициативе и при непосредственном участии авторов.
  Ключевые слова: месторождение калийных солей, горно-геологическая информационная система, обработка полевых зарисовок, программный модуль, цифровые профили, система управления базами данными.

Катаев Анатолий Вениаминович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Кутовой Сергей Николаевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Мейстер Дмитрий Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Ефимов Евгений Михайлович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Рачкова Анастасия Павловна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Голубев Б.М. Строение соляной толщи Верхнекамского месторождения: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 1972.
2. Соликамская впадина [Электронный ресурс] / И.И. Чайковский, С.Г. Горбунов, О.Ф. Корочкина, Л.В. Андрейко. – URL: http://geoperm.books-place.ru/pam007-1.htm (дата обращения: 04.04.2019).
3. Чернопазов Д.С., Секунцов А.И. Техно­логические и геомеханические аспекты вовлечения сильвинитового пласта АБ на рудниках ВКМКС // Вестник Пермского национального исследовательского политех­нического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 7. – С. 47–56. DOI: 10.15593/2224-9923/2013.7.5
4. Методическое руководство по ведению горных работ на рудниках Верхнекамского калийного месторождения / УФ ВНИИГ. – М.: Недра, 1992. – 468 с.
5. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Решение задач горной геомеханики на базе геологической модели массива // Современные геомеханические методы в горной промышленности и подземном гражданском и туннельном строительстве: материалы междунар. геомеханич. конф. – Несебыр, 2003. – С. 19–22.
6. Кутовой С.Н., Катаев А.В., Мейстер В.А. Вычисление прогнозных оседаний земной поверхности над границами горных работ с использованием цифровых планов и интеграционных сеток // Известия вузов. Горный журнал. – 2014. – № 8. – С. 71–77.
7. Кутовой С.Н., Круглов Ю.В. Автоматизация планирования горных работ на базе цифровых маркшейдерских планов // Наука производству. – 2002. – № 4. – С. 5–7.
8. Кубрин С.С. Автоматизированная система управления горным производством как платформа комплексирования технологических стадий и операций в единый технологический процесс // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2016. – № 11. – С. 96–107.
9. Звонарев А.Ю., Горцуев А.М. Современные информационные технологии в проектировании и планировании горных работ // Записки горного института. – СПб., 2012. – Т. 198. – С. 91–94.
10. Капутин Ю.Е. Информационные технологии планирования горных работ. – СПб.: Недра, 2004. – 334 с.
11. Наговицын О.В., Лукичев С.В. Горно-геологические информационные системы, область применения и особенности построения // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2016. – № 7. – С. 71–83.
12. Аленичев В.М., Суханов В.И. Перспективы внедрения горно-геологических информационных систем на отечественных горных предприятиях // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2016. – № 8. – С. 5–15.
13. Об утверждении Правил подготовки, рассмотрения и согласования планов и схем развития горных работ по видам полезных ископаемых: Постановление Правительства РФ от 6 августа 2015 г. № 814 [Электронный ресурс]. – URL: https: https://base.garant.ru/71158594/ (дата обращения: 17.05.2019).
14. 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).
15. 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).
16. Некрасова О.И. Обзор компьютерных систем геолого-маркшейдерского профиля [Элек­тронный ресурс]. – URL: https://wwwdoc­me.ru/doc/1535886/obzor-kompyuternyh-sistem-geo­logo-markshejderskogo-profilya (дата обращения: 09.02.2019).
17. Geotechnical & geoenvironmental software directory // Bedrock. – 2014. – URL: http://www.ggsd. com/index.cfm (дата обращения: 06.03.2019).
18. Earth science and GIS software [Электронный ресурс] // Rockware. – 2014. – URL: http://www.ggsd.com/index.cfm (дата обра­щения: 06.03.2019).
19. 3D Modelling geology and mining [Электронный ресурс]. – URL: https://www.3d-geology.de/software/geology_and_mining/ (дата обращения: 22.04.2019).
20. Внедрение ГИС-технологий на калийных рудниках Урала / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.О. Киселев, Ю.В. Круглов // Известия вузов. Горный журнал. – 2003. – № 2. – С. 111–116.
21. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Разработка концепции информационной системы ОАО «Сильвинит» // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 21.
22. Создание горно-геологической инфор­мационной системы горных предприятий / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, Д.А. Мейстер // Рудник будущего. – 2014. – № 3–4. – С. 38–49.
23. Создание горно-геологической инфор­мационной системы ПАО «Уралкалий» / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, Д.А. Мейстер // Проблемы недропользования. – 2016. – № 2. – С. 26–31.
24. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Разработка модели геологической среды для рудников Верхнекамского месторождения калийных солей // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 25–27.
25.  Катаев А.В., Кутовой С.Н., Кутырев В.Ф. Опыт создания ГИС геолого-маркшейдерской службы // Геопрофи. – 2002. – № 6. – С. 5–7.
26. Кутовой С.Н. Расчет прогнозных оседаний земной поверхности с использованием интегра­ционных сеток на примере отработки Верхне­камского месторождения калийных солей // Известия вузов. Горный журнал. – 2012. – № 7. – С. 37–44.
27. Автоматизированное рабочее место маркшейдера на базе цифровых планов горных работ / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.В. Телицын, Е.В. Нестеров, М.В. Гилев // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 28–31.
28. Автоматизация маркшейдерских вычис­лений и их графического оформления на цифровых планах горных работ / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.В. Телицын, Е.В. Нестеров // Наука производству. – 2003. – № 10. – С. 24–31.
29. Методика создания цифровых маркшей­дерских планов для рудников Верхнекамского месторождения калийных солей / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.О. Киселев, С.А. Кислухина, М.В. Гилев // Проблемы формирования и комплексного освоения месторождений солей: VI солевое совещание: материалы междунар. конф. – Соликамск, 2000. – С. 82–84.
30. Опыт работ по автоматизации обработки маркшейдерских замеров закладки вырабо­танного пространства на рудниках ПАО «Урал­калий» / С.Н. Кутовой, А.В. Катаев, Д.А. Васенин, Е.М. Ефимов // Вестник Пермского наци­онального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 2. – С. 174–182. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.2.8.
31. Эксплуатационные потери и разубоживание в информационной системе ОАО «Сильвинит» / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, М.В. Гилев // Маркшейдерский вестник. – 2009. – № 3. – С. 36–40.
32. Инструкция по геологическому обслу­живанию лицензионных участков Верхнекамского месторождения солей ПАО «Уралкалий». – 3-е изд. – Березники, 2015.
33. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Создание элементов горно-геологической информационной системы горных предприятий // Tagungsband Energie und Rohstoffe 2013 – IFM & DMV: XV Int. ISM Congress 2013. – Clausthal – Zellerfield: VerlagGrbh, 2013. – Vol. 1.
34. Букринский В.А. Геометрия недр: учеб. для вузов. – М.: Горная книга, 2012. – 550 с.
35. Remediation and monitoring of abandoned mines / Shen Baotang, Brett Poulsen, Luo Xun, Qin Johnny, Ramesh Thiruvenkatachari, Duan Yi // International Journal of Mining Science and Technology. – 2017. – Vol. 27, iss. 5. – P. 803–811.
36. Coupled modeling between geological structure fields and property parameter fields in 3D engineering geological space / Liang-feng Zhu, Ming-jiang Li, Chang-ling Li, Jian-ga Shang, Bing Zhang, Xi-feng Wang // Engineering Geology. – 2013. – Vol. 167. – P. 105–116
37. Natural resource solutions (SRK Consulting UK) [Электронный ресурс]. – URL: https: //www.srk.co.uk/ en/our-services/mining-geology-resource-estimation/ uk-2d-and-3d-geological-modelling (дата обраще­ния: 22.04.2019).
38. Панишев М.А. Интеграция информацион­ных технологий в производственный процесс добычи полезных ископаемых // Золото и технологии. – 2013. – № 3 (21).
39. Griffin coal – geological modeling and resource estimation [Электронный ресурс]. – URL: https://www.srk.ru.com/en/newsletter/focus-coal/griffin-coal-geological-modeling-and-resource-estimation (дата обращения: 12.04.2019).
40. Yunsel T., Ersoy A. Geological modeling of rock type domains in the Balya (Turkey) lead-zinc deposit using plurigaussian simulation [Электронный ресурс]. – URL: https://www.degruyter. com/view/j/geo.2013.5.issue-1/s13533-012-0113-z/s 13533-012-0113-z.xml (дата обращения: 12.03.2019).
41. Modeling of stress-strain state of rocks during coal deposits exploration [Электронный ресурс] / O.M. Ivanik, V.V. Shevchuk, M.V. Lavrenyuk, M.V. Saveliev. – URL: http://www.earthdoc.org/ publication/publicationdetails/publication=89501 (дата обращения: 12.03.2019).
42. Tolosana-Delgado R., Mueller U., Gerald van den Boogaar K. Geostatistics for compositional data: an overview [Электронный ресурс] // Mathematical geosciences. – 2019. – Vol. 51 – URL: https://link.springer.com/article/10.1007/s11004- 018-9769-3 (дата обращения: 23.04.2019).
43. Haddow D.J., Cowan E.J. Practical implicit dyke modelling – newmont boddington gold, Western Australia // AusIMM Monograph 30: in mineral resource and ore reserve estimation – The AusIMM guide to good practice. – Second ed. – 2014. – P. 221–228.
44. MINEFRAME – подходы к решению задач проектирования и планирования горных работ / С.В. Лукичев, О.В. Наговицын, И.Э. Семенова, О.В. Белогородцев // Инновационные направления в проектировании горнодобывающих предприятий: сб. науч. тр. – СПб., 2017. – С. 50–58.
45. ГИС ГЕОМИКС для горной промышлен­ности России и Казахстана / Ю.И. Волков, С.С. Серый, В.А. Дунаев, А.В. Герасимов // Горный журнал. – 2015. – № 5. – С. 32–34.

  Карбонатные породы содержат около 60 % мировых запасов нефти и газа. Для стимуляции скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы, широко используются солянокислотные обработки, в основе которых лежит химическая реакция соляной кислоты с карбонатными минералами.
  Карбонатные коллекторы, как правило, обладают значительной неоднородностью, поэтому при закачке кислоты в пласт в призабойной зоне скважины происходит неравномерное растворение породы кислотой, в результате чего образуются высокопроводящие каналы фильтрации (червоточины) сложной геометрии, обеспечивающие хорошую гидродинамическую связь скважины с пластом. Для определенной системы «порода – кислотный состав» существует оптимальная скорость закачки, которая позволяет получать длинные малоразветвленные червоточины при минимальном объеме закачки кислоты. На величину оптимальной скорости закачки оказывает влияние множество факторов, таких как давление, температура, концентрация кислоты, композиционный состав раствора, минеральный состав породы и т.д. Основным методом определения оптимальных параметров кислотного воздействия на околоскважинную зону пласта на сегодняшний день являются лабораторные эксперименты.
  В работе приведены сводные результаты анализа влияния различных факторов на оптимальную скорость закачки и величину прокачанных поровых объемов кислотного состава до момента выхода червоточины из образца. Показано, что факторы комплексно влияют на эффективность кислотного воздействия и требуется их одновременный учет при проведении лабораторных экспериментов. Результаты выполненного анализа были учтены при планировании дальнейших лабораторных исследований.
  В рамках проектирования солянокислотных обработок на скважинах одного из карбонатных месторождений Ирака проведены лабораторные опыты по оценке влияния концентрации кислоты и скорости закачки на эффективность кислотного воздействия при условиях, ожидаемых в случае применения солянокислотной обработки. Определены параметры закачки, позволяющие получать оптимальную структуру червоточин при минимальном объеме закачки кислоты.
  Результаты выполненных исследований успешно использовались при проектировании солянокислотных обработок на скважинах рассмотренного месторождения.
  Ключевые слова: карбонаты, известняк, доломит, солянокислотная обработка, червоточины, околоскважинная зона пласта, скорость закачки, температура, давление, концентрация кислоты, насыщение, композиционный состав, фильтрационные свойства, минеральный состав, структура порового пространства, кавернозность, перфорация, размер образцов, геометрия потока, Бадра, Ирак, керн, дифракционный анализ, компьютерная томография.

Хузин Ринат Альвертович
Газпромнефть Бадра Б.В.
Khuzin.ra@gazpromneft-badra.com
8070, Ирак, г. Багдад, Ройял Тьюлип Аль-Рашид Хоутел, оф. 335

Хижняк Григорий Петрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
xgp@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Chang F. Technology focus: matrix stimulation. Society of Petroleum Engineers, 2017, June 1. DOI: 10.2118/0617-0064-JPT
2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромыс­ловая химия: в 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с. 
3. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. – М.: Недра, 1987. – 230 с.
4. Давыдов A.B., Черницкий A.B. Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: Текущее состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 3. – С. 18–21.
5. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбо­натные породы-коллекторы нефти и газа. – Л.: Недра, 1981. – 255 с.
6. New insights into carbonate matrix stimulation from high-resolution 3D images of wormholes obtained in radial acidizing experiments / G. Aidagulov, X. Qiu, D. Brady, M. Abbad, Y. Onel, U. Ewert // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – August 16. DOI: 10.2118/192366-MS
7. Seagraves A.N., Smart M.E., Ziauddin M.E. Fundamental wormhole characteristics in acid stimulation of perforated carbonates // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – February 7. – DOI: 10.2118/189506-MS
8. Understanding wormholes in carbonates: unprecedented experimental scale and 3-D visualization / D. McDuff, C.E. Shuchart, S. Jackson, D. Postl, J.S. Brown // Society of Petroleum Engineers. – 2010. – January 1. DOI: 10.2118/134379-MS
9. Wang Y., Hill A.D., Schechter R.S. The optimum injection rate for matrix acidizing of carbonate formations // Society of Petroleum Engineers. – 1993. – January 1. DOI: 10.2118/26578-MS
10. Frick T.P., Mostofizadeh B., Economides M.J. Analysis of radial core experiments for hydrochloric acid interaction with limestones // Society of Petroleum Engineers. – 1994. – January 1. DOI: 10.2118/27402-MS
11. Mostofizadeh B., Economides M.J. Optimum injection rate from radial acidizing experiments // Society of Petroleum Engineers. – 1994. – January 1. DOI: 10.2118/28547-MS
12. Fredd C.N., Miller M.J. Validation of carbonate matrix stimulation models // Society of Petroleum Engineers. – 2000. – January 1. DOI:10.2118/58713-MS
13. Мищенков И.С., Трошков С.А. Влияние скорости движения соляной кислоты на скорость растворения карбонатной породы // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 5. – С. 48–49.
14. Подбор оптимальной кислотной ком­позиции для проведения кислотного воздействия на низкопроницаемых карбонатных коллекторах / Н.Н. Орлов, А.Р. Туриянов, Р.Р. Загиров, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан // Нефте­промысловое дело. – 2017. – № 3. – С. 37–42.
15. Глущенко В.Н., Хижняк Г.П. Соляно­кислый состав с использованием лигносульфонатов технических для обработки призабойной зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. – № 9. – С. 55–60.
16. Dong K., Zhu D., Hill A.D. Theoretical and experimental study on optimal injection rates in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. – 2016. – February 24. DOI: 10.2118/178961-MS
17. Bazin B. From matrix acidizing to acid fracturing: a laboratory evaluation of acid/rock interactions // Society of Petroleum Engineers. – 2001. – February 1. DOI: 10.2118/66566-PA
18. Fredd C.N., Fogler H.S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: influence of transport and reaction // Society of Petroleum Engineers. – 1999. – September 1. DOI: 10.2118/56995-PA
19. Gadiyar B.R., Civan F. Acidization-induced formation damage: experimental and modeling studies // Society of Petroleum Engineers. – 1994. – January 1. DOI: 10.2118/27400-MS
20. Cheng H., Zhu D., Hill A.D. The effect of evolved CO2 on wormhole propagation in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. – 2016. – February 24. DOI: 10.2118/178962-MS
21. Shukla S., Zhu D., Hill A.D. Gas assisted acidizing of carbonate formations // Society of Petroleum Engineers. – 2003. – January 1. DOI: 10.2118/82273-MS
22. Kumar R., He J., Nasr-El-Din H. New insights on the effect of oil saturation on the optimum acid injection rate in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. – 2014. – April 12. DOI: 10.2118/169134-MS
23. Wormhole propagation in tar during matrix acidizing of carbonate formations / S. Almutairi, M.A. Al-Obied, I. AlYami, A. Shebatalhamd, D.A. Al-Shehri // Society of Petroleum Engineers. – 2012. – January 1. DOI: 10.2118/151560-MS
24. Kumar R., He J., Nasr-El-Din H. Effect of oil saturation on acid propagation during matrix acidization of carbonate rocks // Society of Petroleum Engineers. – 2014. – May 21. DOI: 10.2118/169330-MS
25. A novel emulsified acid for deep wells stimulation: rheology, stability, and coreflood study / M. Ahmed, A. Sultan, X. Qiu, Z. Sidaoui, A.-A. Ali // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – August 16. DOI: 10.2118/192312-MS
26. Improving wormholing efficiency in carbonates with a novel system based on hydrochloric acid / C.S. Daeffler, J.F. del Valle, J. Kariampally, J.E. Elkhoury, N. Max, M. Panga // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – February 7. DOI: 10.2118/189540-MS
27. Fredd C.N., Tjia R., Fogler H.S. The existence of an optimum damkohler number for matrix stimulation of carbonate formations // Society of Petroleum Engineers. – 1997. – January 1. DOI: 10.2118/38167-MS
28. Исследование кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонат­ные коллекторы месторождения им. Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 112–116.
29. Исследование воздействия кислотоге­нерирующего состава на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких, В.А. Колесов, А.Г. Захарян, А.Е. Чикин, Р. Харрис // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 31–35.
30. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, П.Ю. Илюшин, В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 116–119.
31. Определение оптимальной скорости закачки кислотных составов по результатам исследований на кернах / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, В.Н. Глущенко // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 52–54.
32. Обоснование применения в карбонатных коллекторах потокоотклоняющих технологий на основе кислотных гелеобразующих составов / М.К. Рогачев, Н.С. Ленченков, Д.А. Петров, Л.Е. Ленченкова, Х.И. Акчурин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 129–131.
33. Гелеобразующие агенты, применяемые при кислотной обработке / К.А. Кинзябулатова, Г.И. Апкаримова, Е.А. Шафикова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 11. – С. 39–43.
34. Новые кислотные составы для селективной обработки порово-трещиноватых коллекторов / А.И. Шипилов, Е.В. Крутихин, Н.В. Кудреватых, А.И. Миков // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №2. – С. 80–83.
35. Разработка усовершенствованных кислот­ных стимулирующих композиций «КСК-Татнефть» / Р.М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов, Г.Н. Фархутдинов, А.И. Хисамутдинов, М.Х. Мусабиров, Э.М. Абусалимов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 74–77.
36. Мищенков И.С. Об особенностях воздействия солянокислотной пеной на карбонатную среду // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 1. – С. 63–64.
37. Подбор эффективных кислотных составов для обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах / Г.И. Васясин, И.М. Насибулин, Ю.А. Корнильцев, Б.А. Баймашев, Р.Р. Зарипов, М.П. Круглов, Р.К. Хайртдинов // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 4. – С. 17–21. 
38. Повышение эффективности обработок продуктивных пластов композициями на основе соляной кислоты / И.М. Насибулин, Г.И. Васясин, Б.А. Баймашев, Р.Р. Ахметзянов, Р.Р. Харитонов // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 8. – С. 25–27.
39. Гайнетдинов Р.Ф., Рахимов Р.Л., Насибулин И.М. Повышение эффективности кислотного воздействия на основании результатов исследования керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 11. – С. 46–52.
40. Насибулин И.М., Мисолина Н.А., Баймашев Б.А. Современные представления о влиянии геологических факторов, определяющих процесс взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 3. – С. 56–61.
41. Физическое моделирование технологии водоизоляции трещин для последующей кислотной стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, Г.Т. Булгакова, А.Р. Шарифуллин, А.К. Макатров, А.Г. Телин, А.В. Пестриков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 7. – С. 44–50.
42. Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтра­ционные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – C. 46–56.
43. Солодовников А.О., Андреев О.В., Киселев К.В. Влияние скорости закачки растворов кислотообразующих реагентов на структуру каналов фильтрации // Башкирский химический журнал. – 2013. – Т. 24, № 1. – С. 135–137.
44. Nino-Penaloza A., Gomaa A.M. New insights on chemical diversion in carbonate acidizing: experimental and simulation-based study // Society of Petroleum Engineers. – 2016. – September 26. DOI: 10.2118/181485-MS
45. Ameri A., Raoof A., Blonk C., Cnudde V. Detailed modeling of carbonate acidizing by coupling a multi-purpose pore-network simulator to the chemistry package PHREEQC – application to chelating Agents // Society of Petroleum Engineers. – 2017. – May 17. DOI: 10.2118/185532-MS
46. Li X., Chen Y., Yang Z., Chen F. Large-scale visual experiment and numerical simulation of acid fingering during carbonate acid fracturing // Society of Petroleum Engineers. – 2017. – October 17. DOI: 10.2118/187019-MS
47. Acid diversion in carbonates with nano­particles-based in situ gelled acid / E. Abdelfatah, S. Bang, M. Pournik, B.J. Shiau, J. Harwell, M. Haroun, M. Rahman // Society of Petroleum Engineers. – 2017. – November 13. DOI: 10.2118/188188-MS
48. Evaluation of the effectiveness of matrix stimulation recipes for high CO2 carbonate reservoirs for bypassing formation damage / Y. Sazali, S. Misra, W.L. Sazali, J.M. Ibrahim, G.M. Graham, S.L. Kidd, S. Gödeke // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – February 7. DOI: 10.2118/189567-MS
49. Huang J., Safari R., Fragachan F.E. Applications of self-degradable particulate diverters in wellbore stimulations: hydraulic fracturing and matrix acidizing case studies // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – October 16. DOI: 10.2118/191408-18IHFT-MS
50. HP/HT carbonate acidizing – recent discoveries and contradictions in wormhole phenomenon / C. Karale, A. Beuterbaugh, M. Pinto, G. Hipparge, A. Prakash // Offshore Technology Conference. – 2016. – March 22. DOI: 10.4043/26714-MS
51. Experimental investigation of radial and linear acid injection into carbonates for well stimulation Operations / X. Qiu, E. Edelman, G. Aidagulov, M. Ghommem, D. Brady, M. Abbad // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – August 16. DOI: 10.2118/192261-MS
52. Effects of pre-existing fractures on carbonate matrix stimulation studied by large-scale radial acidizing experiments / G. Aidagulov, D. Gwaba, R. Kayumov, A. Sultan, M. Aly, X. Qiu, M. Abbad // Society of Petroleum Engineers. – 2019. – March 15. DOI: 10.2118/195153-MS
53. Understanding wormholes in carbonates: unprecedented experimental scale and 3D visualization / D. McDuff, S. Jackson, C. Shuchart, D. Postl // Society of Petroleum Engineers. – 2010. – October 1. DOI: 10.2118/129329-JPT
54.  Постников А.В., Космынин В.А. Изменение коллекторских свойств в результате кислотной обработки // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2009. – № 1/254. – С. 7–13.
55. An integrated theoretical and experimental study on the effects of multiscale heterogeneities in matrix acidizing of carbonates / O. Izgec, R.S. Keys, D. Zhu, A.D. Hill // Society of Petroleum Engineers. – 2008. – January 1. DOI: 10.2118/115143-MS
56. Izgec O., Zhu D., Hill A.D. Models and methods for understanding of early acid breakthrough observed in acid core-floods of vuggy carbonates // Society of Petroleum Engineers. – 2009. – January 1. DOI: 10.2118/122357-MS
57. Characterization of rock pore-size distribution and its effects on wormhole propagation / D. Dubetz, H. Cheng, D. Zhu, A.D. Hill // Society of Petroleum Engineers. – 2016. – September 26. DOI: 10.2118/181725-MS
58. Etten J., Zhu D., Hill A.D. The combined effect of permeability and pore structure on carbonate matrix Acidizing // Society of Petroleum Engineers. – 2015. – June 1. DOI: 10.2118/174314-MS
59. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из карбонатных коллекторов / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, М.В. Чертенков, И.Б. Иванишин // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – С. 92–95.
60. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи в низкопроницаемых карбонатных коллекторах / М.В. Чертенков, А.А. Алероев, И.Б. Иванишин, И.В. Язынина, Е.В. Шеляго // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №10. – С. 90–92.
61. Influence of transport conditions on optimal injection rate for acid jetting in carbonate Reservoirs / D. Ridner, T. Frick, D. Zhu, A.D. Hill, R. Angeles, N. Vishnumolakala, C. Shuchart // Society of Petroleum Engineers. – 2018. – February 7. DOI: 10.2118/189546-MS
62. Effective matrix acidizing in carbonate reservoir – does perforating matter? / K.M. Bartko, F.F. Chang, L.A. Behrmann, I.C. Walton // Society of Petroleum Engineers. – 2007. – January 1. DOI: 10.2118/105022-MS
63. An evaluation of the impact of reactive perforating charges on acid wormholing in carbonates / N.J. Diaz, M.R. Bell, J.T. Hardesty, A.D. Hill, H.A. Nasr-El-Din // Society of Petroleum Engineers. – 2010. – January 1. DOI: 10.2118/138434-MS
64. Buijse M.A., Glasbergen G. A semi-empirical model to calculate wormhole growth in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. – 2005. – January 1. DOI: 10.2118/96892-MS
65. Revisiting reaction kinetics and wormholing phenomena during carbonate acidizing / X.W. Qiu, W. Zhao, S.J. Dyer, A. Al Dossary, S. Khan, A.S. Sultan // International Petroleum Technology Conference. – 2014. – January 19. DOI: 10.2523/IPTC-17285-MS
66. Khuzin R., Shevko N., Melnikov S. Improving well stimulation technology based on acid stimulation modeling, lab and field data integration // Society of Petroleum Engineers. – 2019. – October. – 196976-MS.

  Все большую актуальность приобретает проблема вовлечения в более активную разработку огромных ресурсов высоковязкой нефти, что требует от нефтегазодобывающих компаний внедрения современных технологий. Применение традиционных методов добычи высоковязкой нефти не позволяет достичь коэффициента извлечения выше 15–20 %. Таким образом, ключевым вопросом в решении данной проблемы является подбор и внедрение эффективных технологий для извлечения таких углеводородных ресурсов.
  В настоящее время существует ряд технологий, основанных на применении диоксида углерода в качестве агента воздействия, которые успешно применяются на месторождениях высоковязкой нефти по всему миру.
  Данная статья посвящена обзору и анализу эффективности проектов по закачке диоксида углерода на залежах высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах. Приводятся сведения о результатах реализации проектов по закачке диоксида углерода на отечественных и зарубежных месторождениях. 
Для анализа эффективности проектов были выбраны такие показатели, как отношение объема закачанного газа к объему извлеченной нефти, прирост коэффициента нефтеотдачи и темпа отбора нефти, приходящийся на одну скважину.
  Анализ показывает, что отношение объема закачанного диоксида углерода к объему извлеченной нефти может сильно варьироваться в зависимости от геолого-физических характеристик залежей. При этом при циклической закачке СО2 требуется меньшее его количество по сравнению с площадной закачкой. Прирост коэффициента извлечения нефти может достигать 9,14 % при росте темпов отбора высоковязкой нефти в среднем до 3,8 м3/сут/скв.
  Ключевые слова: высоковязкая нефть, карбонатный коллектор, повышение нефтеотдачи, диоксид углерода, пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, несмешивающееся вытеснение, технология воздействия.

Калинин Станислав Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Stanislav.Kalinin@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

Морозюк Олег Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Oleg.Morozyuk@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Морозюк О.А. Пути повышения эффек­тивности термошахтной разработки залежей аномально вязкой нефти: на примере Ярегского месторождения: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – Ухта, 2011. – 136 с.
2. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – Изд. 2-е, перераб. и доп. – М. – Ижевск.: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.
3. 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. DOI: 10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56
4. Лабораторные исследования влияния добавки щелочи к закачиваемому теплоносителю на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин, С.А. Калинин, А.С. Скворцов, П.Н. Рехачев, Н.Н. Барковский, О.И. Якимов // Нефтепро­мысловое дело. – 2017. – №5. – С. 14–19.
5. Лабораторные исследования влияния добавки растворителя к закачиваемому теплоно­сителю на процесс теплового воздействия / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин, С.А. Калинин, А.С. Скворцов, И.С. Путилов, П.Н. Рехачев, Н.Н. Барковский // Нефтепро­мысловое дело. – 2017. – № 9. – С. 28–34.
6. Обоснование оптимальных режимов закачки теплоносителя для повышения нефте­отдачи Ярегского месторождения на основе физического и математического моделирования / С.М. Дуркин, О.А. Морозюк, С.А. Калинин, Л.М. Рузин, И.Н. Меньшикова // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 58–61. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-1-58-61
7. Pilot tests of new EOR technologies for heavy oil reservoirs / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, I.V. Kuvshinov, M.V. Chertenkov, S.O. Ursegov // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26–28 October, Russia. – M.: Society of Petroleum Engineers, 2015. DOI: 10.2118/176703-MS
8. 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
9. 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.
10. 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
11. 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.
12. 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.
13. 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
14. Lashkarbolooki M., Riazi M., Ayatollahi S. Experimental investigation of dynamic swelling and Bond number of crude oil during carbonated water flooding; Effect of temperature and pressure // Fuel. – 2018. – № 214. – P. 135–143. DOI: 10.1016/j.fuel.2017.11.003
15. Zheng S., Li H., Yang D. Pressure maintenance and improving oil recovery with immiscible СО2 injection in thin heavy oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2013. – Vol. 112. – P. 139–152. DOI: 10.1016/j.petrol.2013.10.020
16. Seyyedsar S.M., Farzaneh S.A., Sohrabi M. Experimental investigation of tertiary СО2 injection for enhanced heavy oil recovery // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 34. – P. 1205–1214. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.08.020
17. Iraji B., Shadizadeh S.R., Riazi M. Experimental investigation of СО2 huff and puff in a matrix-fracture system // Fuel. – 2015. – Vol. 158, № 15. – P. 105–112. 10.1016/j.fuel.2015.04.069
18. Liu S.C., Sharma M.P., Harris H.G. Steam and СО2 combination flooding of fractured cores: experimental studies // 46th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of CIM in Banff, May 14-17. – Alberta, 1995.
19. Lake L.W., Johns R., Rossen B., Pope G. Fundamentals of enhanced oil recovery // Society of Petroleum Engineers, 2014. – 496 p.
20. Бабалян Г.А. Применение карбонизи­рованной воды для увеличения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1976. – 144 с.
21. Глазова В.М., Рыжик В.М. Применение двуокиси углерода для повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. – М.: ВНИИОЭНГ, 1986. – 45 с.
22. Miller J.S., Jones R.A. A laboratory study to determine physical characteristics of heavy oil after CO2 saturation // SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 5–8 April. – Tulsa: Oklahoma, 1981. – P. 259–268.
23. Orr Jr. 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. – № 4. – P. 480–492.
24. Orr Jr. F.M., Yu A.D., Lien C.L. Multiple-contact phase behavior measurement and application with mixtures of CO2 and highly asphaltic crude // SPE Reservoir Engineering. – 1988. – № 3. – P. 701–710. DOI: 10.2118/14438-PA
25. Khatib A.K., Earlougher R.C., Kantar K. СО2 Injection as an immiscible application for enhanced recovery in heavy oil reservoirs // SPE California Regional Meeting, 25–27 March. – Bakersfield, 1981. – P. 461–471. DOI: 10.2118/9928-MS
26. Zhang N., Wei M., Bai B. Statistical and analytical review of worldwide CO2 immiscible field applications // Fuel. – 2018. – Vol 220. – P. 89–100. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.01.140
27. Espie T. A new dawn for СО2 EOR // International Petroleum Technology Conference, 21–23 November. – Doha, 2005. DOI: 10.2523/IPTC-10935-MS
28. Koottungal L. Survey: miscible CO2 continues to eclipse steam in US EOR production // Oil & Gas Journal. – 2014. – Vol. 112, № 4. – P. 78–91.
29. Kuuskraa V., Wallace M. СО2-EOR set for growth as new СО2 supplies emerge // Oil & Gas Journal. – 2014. – Vol. 112, № 4. – P. 66–77.
30. Bender S., Yilmaz M. Full-field simulation and optimization study of mature IWAG injection in a heavy oil carbonate reservoir // SPE Improved Oil Recovery Symposium, 12–16 April. – Tulsa, 2014. DOI: 10.2118/169117-MS
31. Doleschall S., Szittar A., Udvardi G. Review of the 30 years' experience of the CO2 imported oil recovery projects in Hungary // SPE International Meeting on Petroleum Engineering held in Beijing, 24–27 March. – China, 1992. – P. 305–317. DOI: 10.2118/22362-MS
32. Development of heavy oil fractured carbonate Bati Raman field: evaluation of steam injection potential and improving ongoing СО2 Injection / T. Babadagli, S. Sahin, U. Kalfa, D. Celebioglu, U. Karabakal, N.N.S. Topguder // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21–24 September. – Denver, 2008. DOI: 10.2118/115400-MS
33. Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D. Bati Raman field immiscible СО2 application – status quo and future plans // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2008. – Vol. 11, № 4. – P.778–791. DOI: 10.2118/106575-PA
34. A quater century of progress in the application of immiscible EOR project in Bati Raman heavy oil field in Turkey / S. Sahin, U. Kalfa, D. Celebioglu, E. Duygu, H. Lahna // SPE Heavy Oil Conference Canada, 12–14 June. – Calgary, 2012. 
35.  Sahin S., Kalfa U., Celebioglu D. Unique СО2-injection expierence in the Bati Raman field may lead to a proposal of EOR/sequestration СО2 network in the Middle East // SPE Economics & Management. – 2012. – Vol. 4, № 1. – P. 42–50. DOI: 10.2118/139616-PA
36. Design, implementation and early operation results of steam injection pilot in already СО2flooded deep-heavy oil fractured carbonate reservoir of Bati Raman field, Turkey / S. Sahin, U. Kalfa, S. Uysal, H. Kilic, H. Lahna // SPE Improved Oil Recovery Symposium, 12–16 April. – Tulsa, 2014. DOI: 10.2118/169035-MS
37. A successful immiscible СО2 field pilot in a carbonate heavy oil reservoir in the Ikiztepe Field, Turkey / H. Ishii, H.K. Sarma, K. Ono, K. Issever // 9th European Symposium on Improved Oil Recovery, 20–22 October. – Hague, 1997. DOI: 10.3997/2214-4609.201406800
38. Gondiken S. Camurlu field immiscible CO2 huff and puff pilot project // Fifth SPE Middle East Oil Show held in Manama, March 7–10. – Bahrain. 1987. DOI: 10.2118/15749-MS
39. Cyclic CO2 injection for heavy-oil recovery in halfmoon field: laboratory evaluation and pilot performance / S. Olenick, F.A. Schroeder, H.K. Haines, T.G. Monger-McClure // 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington DC, October 4–7. – Washington, 1992. – P. 271–280. DOI: 10.2118/24645-MS
40. Дытнерский Ю.И., Брыков В.П., Каграманов Г.Г. Мембранное разделение газов. – М., 1991. – 344 с. 
41. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в России и за рубежом. Опыт и перспективы [Электронный ресурс] // Бурение и нефть. – 2011. – № 2. – URL: https://burneft.ru/archive/issues/2011-02/8 (дата обращения: 16.05.2019).
42. Череповицын А.Е., Маринина О.А. Методические подходы к экономической оценке проектов повышения нефтеотдачи на основе закачки СО2 // Записки Горного института. – 2011. – Т. 194. – С. 344–348.
43. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.
44. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205–209.
45. Сидорова К.И. Экономическая оценка использования технологии утилизации угле­кислого газа в нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи: дис. … канд. экон. наук: 08.00.05. – СПб., 2016. – 155 с.

  Освещены создание эффективного способа и технологии гидровихревой классификации в кипящем слое наночастиц техногенных минеральных образований (ТМО) и разработка математического аппарата для расчета его геометрических и энергетических характеристик. Многочисленные исследования показывают, что эффективность утилизации техногенных минеральных образований ограничена высокими требованиями к фракционному составу, медианным размерам и дисперсности их частиц. Сдерживающим фактором использования ТМО является недостаточное совершенство техники и технологии и их классификации. Жесткие требования классификации по дисперсии медианных размеров ТМО обусловливают необходимость поиска способов и технических средств их реализации, которые в условиях вероятностного распределения физико-механических, геометрических, кинематических параметров микрочастиц могут эффективно их реализовывать. С использованием гидродинамических уравнений Буссинеска и теории размерностей построена математическая модель гидровихревой классификации микро- и наночастиц ТМО. Получены уравнения движения дисперсной системы «капля жидкости – микрочастица ТМО» в условиях неустановившегося гидродинамического инерционного надстоксовского движения в процессе классификации в функции критериев Эйлера и Рейнольдса. Подтверждена зависимость диаметра полностью поглощаемых частиц компонентов сыпучих ТМО от угловой скорости вращения капель жидкости в процессе гидровихревой классификации. Установлено, что время релаксации капель жидкости с интегрированными в них микро- и наночастицами ТМО в процессе гидровихревой классификации зависит от их медианного размера. Получено уравнение для расчета геометрических параметров классификатора Вентури от потребной производительности и энергетических характеристик гидровихревого аэратора. Сертификационные испытания опытно-промышленного образца гидровихревого классификатора Вентури ГКВ-200 подтвердили возможность разделения микрочастиц ТМО в диапазоне (0,5–5,0)10^–6 с дисперсией не более 20 %.
  Ключевые слова: утилизация, классификация, гидровихревая гетерокоагуляция, труба Вентури, критерии Рейнольдса и Эйлера, надстоксовское движение.

Косарев Николай Петрович
Уральский государственный горный университет
ursmu@bk.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Макаров Владимир Николаевич
Уральский государственный горный университет
uk.intelnedra@gmail.com
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Угольников Александр Владимирович
Уральский государственный горный университет
ugolnikov@yandex.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Макаров Николай Владимирович
Уральский государственный горный университет
mnikolay84@mail.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Лифанов Александр Викторович
Научно-производственный комплекс «ОйлГазМаш»
info@oilgazmash.ru
142103, Россия, г. Подольск, ул. Железнодорожная, 2Д

1. Макаров В.Н., Давыдов С.Я. Теорети-ческие основы повышения эффективности вентиляции в технологических процессах на промышленных предприятиях // Новые огнеупоры. – 2015. – № 2. – C. 59–63. DOI: 10.17073/1683-4518-2015-2-59-63
2. Makarov V.N., Davydov S.Ya. Theoretical basis for increasing ventilation efficiency in technological processes at industrial enterprises // Refractories and Industrial Ceramics. – 2015. – Vol. 56, iss. 1. – P. 103–106. DOI: 10.1007/s11148-015-9791-7
3. Давыдов С.Я. Использование кипящего слоя для энергосберегающего пневмоподъема мелкодисперсной пыли // Новые огнеупоры. – 2012. – № 9. – С. 17–22.
4. Результаты обследования схемы пневмо­транспорта известковой пыли, содержащей нано­частицы, на ОАО «Серовский завод ферросплавов» / С.Я. Давыдов, Р.А. Апакашев, В.С. Кийко [и др.] // Новые огнеупоры. – 2015. – № 11. – С. 17‒22. DOI: 10.17073/1683-4518-2015-11-17-22
5. Устройство для пневмоподъема сыпучих материалов, содержащих наночастицы: пат. 2613980 Рос. Федерация / Давыдов С.Я., Зобнин Б.Б., Апакашев Р.А., Вожегов А.В., Валиев Н.Г. – № 2015144394; зявл. 15.10.2015; опубл. 22.03.2017. – Бюл. № 9.
6. Давыдов С.Я., Семин А.Н. Энерго­сберегающее оборудование пневматического транспорта: вчера, сегодня, завтра: теория, расчет, исследования, производство. – М.: Кадровый резерв, 2016. – 472 с.
7. Влияние добавок легирующих керами­ческих наночастиц на структурные параметры и свойства твердых сплавов / Ю.И. Гордеев, А.К. Абкарян, Г.М. Зеер [и др.] // Вестник Сибирского государственного аэрокосмического университета им. академика М.Ф. Решетнева. – 2013. – № 3. – С. 174–181.
8. Использование глиноземистой пыли печей кальцинации гидроксида алюминия / С.Я. Давыдов, Н.П. Косарев, Н.Г. Валиев [и др.] // Новые огнеупоры. – 2013. – № 4. – С. 52–58. DOI: 10.17073/1683-4518-2013-4-52-58
9. Davydov S.Ya., Apakashev R.A., Korukov V.N. Utilization of alumina calcining furnace dust containing nanoparticles // Refractories and Industrial Ceramics. – 2014. – Vol. 55, № 4. – Р. 291‒294. DOI: 10.1007/s11148-014-9711-2
10. Kovshov S.V., Kovshov V.P. Chemical technology of dust suppression on open-pit mines // International Journal of Ecology and Development. – 2015. – 30 (3). – P. 55–67.
11. Nikulin A., Kovshov S., Mráčková E. Recycling of liquid and solid waste into fuel pellets and briquettes // Production Management and Engineering Sciences – Scientific Publication of the International Conference on Engineering Science and Production Management, ESPM 2015. – 2016. – P. 223–228. DOI: 10.9774/GLEAF.9781315673790_41
12. Gendler S.G., Kovshov S.V. Estimation and reduction of mining-induced damage of the environment and work area air in mining and processing of mineral stuff for the building industry // Eurasian Mining. – 2016. – 3. – P. 3–12. DOI: 10.17580/em.2016.01.08
13. Kovshov S.V., Kovshov V.P. Aero­technogenic evaluation of the drilling rig operator workplace at the open-pit coal mine // Ecology, Environment and Conservation. – 2017. – 23 (2). – P. 897–902.
14. Cecala A.B., Andrew D. Dust control handbook for industrials minerals mining and processing / Office of Mine safety and Health Research. – 2012. – P. 159.
15. Давыдов С.Я., Апакашев Р.А., Корюков В.Н. Утилизация пыли печей кальцинации глинозема, содержащей наночастицы // Новые огнеупоры. – 2014. – № 8. – С. 10‒13. DOI: 10.17073/1683-4518-2014-8-10-13
16. A method of additive aerodynamic calculation of the friction gear classification block / V.N. Makarov, V.Ya. Potapov, S.Ya. Davydov, N.V. Makarov // Refractions and Industrial Ceramics. – 2017. – Vol. 38, № 3. – P. 288–292. DOI: 10.1007/s11148-017-0098-8
17. Davydov S.Ya., Apakashev R.A., Korukov V.N. Capturing nanoparticles in alumina production // Refractories and Industrial Ceramics. – 2016. – Vol. 57, № 1. – Р. 9–12. DOI: 10.1007/S11148-016-99-17-6
18. Justification of environmental technologies and means for dust control of tailing dumps surfaces of hydrometallurgical production and concentrating plants / V.I. Lyashenko, A. Gurin, F.F. Topolniy, N.A. Taran // Metallurgical and mining industry. – 2017. – № 4. – Р. 8–17.
19. Davydov S.Ya., Apakashev R.A., Korukov V.N. Utilization of alumina calcining furnace dust containing nanoparticles // Refractories and Industrial Ceramics. – 2014. – Vol. 55, № 4. – Р. 291‒294. DOI: 10.1007/s11148-014-9711-2
20. Давыдов С.Я., Апакашев Р.А., Корюков В.Н. Улавливание наноразмерной фракции частиц глиноземного производства // Новые огнеупоры. – 2016. – № 2. – С. 12–15. DOI: 10.17073/1683-4518-2016-2-12-15
21. Результаты обследования известковой пыли, содержащей наночастицы, на ОАО «Серовс­кий завод ферросплавов» / С.Я. Давыдов, Р.А. Апакашев, В.С. Кийко [и др.] // Новые огнеупоры. – 2015. – № 3. – С. 20‒21. DOI: 10.17073/1683-4518-2015-11-17-22
22. Novakovskiy N.S., Bautin S.P. Numerical simulation of shock-free strong compression of 1d gas layer // Journal of Physics: Conference Series. – 2017. – Vol. 894, № 1 – P. 12067 DOI: 10.1088/1742-6596/894/1/012067
23. Numerical modeling of heat and mass transfer during hot and cool air mixing in a supplyshaft in underground mine / N.I. Alymenko, А.А. Kamenskikh, A.V. Nikolaev, A.I. Petrov // Eurasian mining. – 2016. – № 2. – P. 45–47. DOI: 10.17580/em.2016.02.11
24. Korshunov G.I., Kovshov S.V., Safina A.M. Dust control methods in open-pit mining. Current state of physical & chemical research // Ecology, Environment and Conservation. – 2017. – Vol. 23, iss. 2. – P. 883–889.
25. Application of equipment for aerological researching of characteristics of wood dust / S. Kovshov, A. Nikulin, V. Kovshov, E. Mračková // Acta Facultatis Xylologiae. – 2015. – 57(1). – P. 111–118.
26. Фенченко В.Н., Кравченко О.В., Момот В.И. Движение заряженных диэлектрических мелко­дисперсных частиц в аппаратах электронно-ионной технологии // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. – 2012. – № 3/10. – С. 50‒53.
27. Program evaluation and information resources, standardized information system / Department of Labor, Mine Safety and Health Administration. – Arlington, 2009.
28. Ханамирова А.А., Апресян Л.П., Адимосян А.Р. Получение малощелочного высокодисперсного корунда из глиноземной пыли // Химический журнал Армении. – 2008. – № 1. – С. 37–44.
29. Перспективный способ повышения эф­фективности высоконапорного гидрообес­пыливания / В.Н. Макаров, Н.В. Макаров, В.В. Потапов, Э.М. Горшкова // Вестник Забайкальского государственного университета. – 2018. – Т. 24, № 5. – С. 13–20. DOI: 10.21209/2227-9245-2018-24-5-13-20
30. Эффективная локализация взрывов уголь­ной пыли с использованием гидровихревой коагуля­ции / В.Н. Макаров, Н.П. Косарев, Н.В. Макаров, А.В. Угольников, А.В. Лифанов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18, № 2. – С. 178–189. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.4.7
31. Фролов А.В., Телегин В.А., Сечкерев Ю.А. Основы гидрообеспыливания // Безопасность жизнедеятельности. – 2007. – № 10. – С. 1–24.
32. Reverse circulation drilling method based on a supersonic nozzle for dust control / D. Wu, K. Yin, Q. Yin, X. Zhang, J. Cheng, D. Ge, P. Zhang // Applied Sciences (Switzerland). – 2017. – Т. 7, № 1. – P. 5–20. DOI: 10.3390/APP7010005
33. Listak J.M., Reed W.R. Water separator shows potential for reducing respirable dust generated on small-diameter rotary blasthole drills // Int J Min Reclam Environ. – 2007. – № 3. – P. 160–172. DOI: 10.1080/17480930601176846
34. Математическое моделирование вихре­вого гидрообеспыливания на горно-обогати­тельных предприятиях / В.Н. Макаров, Н.В. Макаров, Н.С. Плотников, В.В. Потапов // Горный информационно-аналитический бюл­летень. – 2018. – № 4. – С. 210–217. DOI: 10.25018/0236-1493-2018-4-0-210-217
35. Bautin S.G., Krutova I.Y., Obukhov A.G. Twisting of a fire vortex subject to gravity and coriolis forces // High temperature. – 2015. – Vol. 53, № 6. – P. 928-930. DOI: 10.1134/S0018151X1505003X
36. Bautin S.P. Mathematical simulation of the vertical part of an upward swirling flow // High temperature. – 2014. – Vol. 52, № 2. – P. 259–263. DOI: 10.1134/S0018151X14020035
37. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа: учеб. для вузов. – 7-е изд., испр. – М.: Дрофа, 2003. – 840 с.
38. Фукс Н.А. Механика аэрозолей. – М.: Изд-во АН СССР, 1955. – 352 с.
39. Веников В.А. Теория подобия и моделирования применительно к задачам электроэнергетики: учеб. для вузов. – 4-е изд. – М.: Либроком, 2014. – 439 с.