Том 4, № 3 (2022)

В статье рассматриваются результаты части исследований, наработок, а также приобретенного опыта при выполнении проекта по изучению керна триасовых и татарского горизонтов месторождения Карачаганак. Данный проект включал в себя как непосредственную работу с керновым материалом, проведение на нём ряда лабораторных исследований с целью определения условий осадконакопления, понимания их распространения, определения возраста пород, их качественных и количественных характеристик, так и фациальное моделирование для получения фациальных карт, корреляционных схем и профилей. Одним из наиболее интересных и важных этапов выполнения проекта является биостратиграфический анализ и построение на его основе корреляционной схемы для проведения качественной корреляции разреза, являющейся базисом в определении условий осадконакопления и понимания их простирания в пространстве.

Интенсивная разработка открытых месторождений, связанных, в основном, со структурными ловушками в юрско-меловом комплексе, начатая в 90-х гг. прошлого века, к настоящему времени привела к сокращению разведанных запасов углеводородов в Южно-Торгайском осадочном бассейне. Перспективный потенциал для прироста ресурсной базы исследуемого региона может быть сфокусирован в пределах отложений домезозойского комплекса.

Исторически считалось, что Южно-Торгайский осадочный бассейн имеет двухъярусное строение – осадочный чехол мезозой-кайнозойского возраста и нижележащий кристаллически-складчатый фундамент палеозой-протерозойского комплекса. Нефтегазоносность палеозойского комплекса в регионе доказана получением прямых признаков нефти и газа в керне, нефтегазопроявлений вплоть до промышленных притоков на ограниченном числе площадей в пределах зон коры выветривания.

Аналитические исследования последних лет указывают на значительную неоднородность палеозой-протерозойского комплекса, где могут присутствовать перспективные структуры квазиплатформенного комплекса верхнепалеозойского возраста, представленные карбонатными породами. Данная статья сфокусирована на анализе нового, ранее не исследованного, потенциального нефтегазоносного комплекса более глубоко залегающих палеозойских отложений, представляющих интерес для постановки геологоразведочных работ.

По причине политики конфиденциальности названия скважин и месторождений координаты и прочая детальная информация скрыта. Cтатья сформирована для демонстрации концепции перспективности неоднородного палеозой-протерозойского комплекса.

Динамические нагрузки и внутренние напряжения, действующие на скважину в период её эксплуатации, постепенно приводят к износу цементного камня, обычно имеющегося за обсадными трубами.

При таком механическом и химическом воздействии в цементе образуются сильные трещины, что приводит к межпластовому перетоку за обсадными трубами и неконтролируемому перетоку между пластами, что влечет за собой образование нефтегазовой смеси и миграцию углеводородов в пресноводные водоносные горизонты, нанося непосредственный ущерб местным источникам воды [1], влияя на способность распределения на зоны самого цемента за обсадными трубами.

Эта проблема существовала в нефтегазовой отрасли на протяжении веков, что побудило нас исследовать возможность сохранения целостности цементного камня за обсадными трубами с помощью принципа «самовосстановления» материалов. При помощи этого принципа был разработан самовосстанавливающийся цемент с добавлением секретных добавок, которые смогут устранить трещины в цементном камне в особых условиях без вмешательства человека. Это может быть эффективной мерой профилактики разгерметизации скважины и поможет исключить остановки скважины на капитальный ремонт.

В данной статье проанализирована испаряемость ретроградного конденсата при воздействии на газоконденсатное месторождение «сухими» природными газами, содержащими углекислый газ (CO₂), что связано с некоторыми его преимуществами по сравнению с другими неуглеводородными газами. Исследованы показатели процесса воздействия на призабойную зону добывающей газоконденсатной скважины «сухим» газом, обогащённым диоксидом углерода, с учётом влияния физико-химических и термодинамических свойств газоконденсатной системы, а также термобарических условий самого процесса.

«Сухой» углеводородный газ, содержащий диоксид углерода, более активно испаряет ретроградный конденсат по сравнению с другими неуглеводородными газами. Однако для повышения эффективности этого процесса следует учитывать количество контактов нагнетаемого газа и температуру призабойной зоны.

В статье приведены результаты апробации методов определения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента (µ₀ ), предложенного В.Д. Лысенко на примере месторождения Каламкас. Определение данного параметра необходимо для проектирования и совершенствования разработки по прямым нефтепромысловым данным. Коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента (µ₀) был определен по нескольким методам, которые показали высокую сходимость, тем самым подтвердив теоретическую обоснованность на практике. Представленные методики впервые успешно применены на примере месторождения Каламкас.