Формирование основной базы ресурсов углеводородов Восточного Азербайджана связано преимущественно с глубокопогруженными очагами в интервале среднего эоцена – верхнего миоцена акватории Южно-Каспийского бассейна. Аналоги этих отложений широко распространены в пределах приподнятых структурных зон суши, где они выходят на поверхность или залегают на относительно малых глубинах. Геохимическое изучение образцов обнажений и обломков пород из выбросов грязевых вулканов позволило установить, что горючие сланцы среднего эоцена (среднекоунская свита) и среднего-верхнего миоцена (диатомовая свита) характеризуются исключительно высоким содержанием органического углерода. Отложения майкопской серии, традиционно считавшиеся основными нефтематеринскими породами региона, существенно уступают указанным толщам по степени обогащенности органическим веществом. Пиролиз Rock-Eval, термогравиметрический анализ и кинетическое моделирование подтверждают, что кероген эоценовых и диатомовых сланцев относится к нефтегенерирующему II типу с низкой энергией активации и характеризуется активной стадийной деструкцией. Майкопские сланцы являются материнскими породами с преобладанием керогена III типа, деструкция которого требует высоких энергий активации и обладает газогенерирующим потенциалом. Минеральный состав образцов, характеризующийся слабой степенью иллитизации, и данные ИК-Фурье спектроскопии, указывающие на присутствие длинноцепочечных алифатических соединений, свидетельствуют о низкой термической зрелости керогена, что подтверждают результаты петрографического анализа. Микроскопические исследования и данные пиролиза позволяют предположить, что сланцевая нефть может удерживаться в матрице керогена в адсорбированном или набухшем состоянии. Интеграция геолого-геохимических параметров, определяющих залегание незрелых высокоуглеродистых толщ эффективной мощностью до 40 м на глубинах до 4 км, подтверждает высокий потенциал их термической конверсии для получения синтетических углеводородов. Результаты исследования формируют научную базу для будущих проектов по освоению нетрадиционных углеводородов в сланцевых толщах.

Представлен метод автоматизированного расчета технологических параметров закачки неньютоновских жидкостей в скважину при подземном ремонте. На первом этапе алгоритм обрабатывает исходную кривую течения или вязкости с целью определения реологических параметров и коэффициентов, входящих в уравнения реологических моделей неньютоновских жидкостей. На втором этапе на основе данных предыдущего этапа программа рассчитывает конструкции скважины и режимы работы насоса, допустимые значения расхода и вязкости жидкости для предупреждения возможного гидравлического разрыва пласта. По результатам расчетов и построенных зависимостей принимается решение о необходимости изменения технологических параметров закачки неньютоновской жидкости и/или ее состава (содержания компонентов, химической основы) с целью предотвращения нарушения технологической операции. Например, непреднамеренного образования трещин вследствие гидроразрыва пласта. Автогидроразрыв пласта может приводить к катастрофическим поглощениям и, как следствие, к повышенному расходу технологических жидкостей, закачиваемых в скважину во время подземного ремонта. Кроме того, повышается риск неконтролируемого прорыва газа по высокопроводящим каналам.

Глушение добывающих скважин перед проведением ремонтных работ на нефтегазоконденсатных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, может осложняться аномально низким пластовым давлением, карбонатным типом пород-коллекторов и высоким газовым фактором. Эти осложнения приводят к интенсивным поглощениям технологических жидкостей пластом и газопроявлениям, что, в свою очередь, способствует увеличению продолжительности глушения скважин и сроков вывода их на режим эксплуатации, снижению продуктивности и дополнительным затратам. Вследствие этого актуальной является разработка блокирующего состава, позволяющего повысить эффективность глушения скважин в сложных геолого-физических и технологических условиях эксплуатации за счет надежного перекрытия интервала перфорации (или открытого ствола) для предотвращения поглощений и прорыва газа из пласта. С целью разработки блокирующих составов проведен комплекс лабораторных исследований, включающий физико-химические (определение плотности, вязкости, термостабильности, седиментационной стабильности и др.) и исследование блокирующих и фильтрационных свойств составов при моделировании трещинного коллектора. В процессе проведения лабораторных исследований был обоснован выбор типа фракционного состава и концентрации наполнителя в блокирующих эмульсионных и полимерных составах для повышения эффективности их применения в осложненных условиях глушения нефтяных скважин. В результате лабораторных исследований и промысловых испытаний разработаны блокирующие эмульсионные и полимерные составы с кольматантом (микрокальцитом), повышающие эффективность глушения нефтяных скважин за счет предотвращения поглощений технологических жидкостей пластом и, как следствие, сохраняющие его продуктивность.

На основе исследований по изучению термостабильности гидрофобно-эмульсионных составов, изучения их реологических свойств и моделирования фильтрации в слоистонеоднородном пласте, и фильтрации в условиях, максимально приближенных к пластовым, разработан оптимальный состав технологической жидкости, позволяющий регулировать фильтрационные свойства породы-коллектора призабойной зоны пласта.

В результате лабораторных исследований по изучению стабильности и реологических свойств гидрофобно-эмульсионных составов, а также моделирования процесса их фильтрации в условиях, максимально приближенных к пластовым, разработан оптимальный состав технологической жидкости, позволяющий регулировать фильтрационные свойства породы-коллектора призабойной зоны пласта.

Разработана методика расчета объемов закачки потокоотклоняющих композиций в нагнетательные скважины, основанная на сочетании теории фильтрации, лабораторных экспериментов и промыслового опыта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что в процессах глушения скважин, а также при их эксплуатации постепенно ухудшаются фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта. Причиной этого процесса является использование технологических жидкостей на водной основе, которые наиболее широко применяют на данном этапе развития нефтяной отрасли. В настоящее время значительное внимание уделяется вопросу увеличения зоны охвата пласта активной кислотой при интенсификации добычи нефти и газа. Альтернативными системами решения подобных проблем являются составы на углеводородной основе, а именно обратные эмульсии.

Проблема обеспечения герметичности межколонного пространства скважин для газовых и газоконденсатных месторождений особенно актуальна. Пластовый флюид таких месторождений часто содержит агрессивные компоненты – сероводород, углекислоту и некачественное разобщение пластов, их содержащих, что становится причиной осложнений в период эксплуатации скважин.