Content uploaded by Nikolai Eremin
Author content
All content in this area was uploaded by Nikolai Eremin on Jul 28, 2022
Content may be subject to copyright.
ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР: А.А. НИКИТИН
ЗАМЕСТИТЕЛИ ГЛ. РЕДАКТОРА: Л.А. Золотая, А.В. Белоусов
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ: В.Ю. Абрамов, Ю.И. Блох, М.Л. Владов, Е.А. Давыдова,
М.С. Денисов, Г.М. Золоева, С.А. Кириллов, А.С. Лаврик, И.Н. Модин, И.А. Мушин, В.И. Петерсилье,
Е.Е. Поляков, С.Н. Птецов, В.И. Рыжков, Р.Б. Сержантов, В.П. Цирульников, Р.А. Шакиров, В.А. Шевнин
ТЕХНИЧЕСКИЙ РЕДАКТОР: А.В. Филиппович
РЕДАКЦИОННО-ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР ЕАГО:
109029, г. Москва, Михайловский проезд, д. 3, стр. 66
Тел. (495) 952-47-15, тел/факс (495) 952-44-79
E-mail: zolotaya@eago.ru
https://www.geophysics.su/
Свидетельство о регистрации журнала № 0110923 от 21.07.1993
ISSN 1681-4568
ООО «ПолиПРЕСС»:
Е.Н. Васильева – компьютерная верстка
И.Г. Чижикова – корректура
170041, г. Тверь, Комсомольский пр-т, д. 7, пом. II
Тел/факс (4822) 55-16-76
E-mail: polypress@yandex.ru; www.poly-press.ru
Отпечатано в ООО «ПолиПРЕСС»
Тираж 120 экз. Заказ № 8043
СОДЕРЖАНИЕ
И.О. Баюк
Роль учета внутреннего строения пород при построении
их петроупругих моделей ........................................................... 2
П.А. Алексеева, А.А. Калугин, Т.Н. Кирьянова
Выделение палеорусел в отложениях тюменской свиты
с использованием нейронной сети по данным
сейсморазведки 3D .................................................................... 9
К.Р. Овчинников, М.A. Рябинский, Д.Б. Фиников
Фазовая деконволюция 3D-данных сейсморазведки.
Технологические и методические аспекты применения
статистического алгоритма коррекции фазового спектра ... 16
К.Л. Емельянова, И.В. Арутюнянц,
Д.Н. Твердохлебов, П.Ю. Степанов
Особенности кинематической обработки сейсмических
данных в условиях Восточной Сибири ...................................23
И.В. Лыгин, Д.Д. Правдивец, М.В. Сурков, А.Э. Жаров,
О.В. Бакуев, А.Е. Фомин
Модель кровли палеогеновых отложений северной части
острова Сахалин по данным гравиразведки
и сейсморазведки ..................................................................... 32
Н.А. Еремин, А.С. Скворцов
О новой технологии разработки битуминозных
залежей ..................................................................................... 45
К.Р. Овчинников, Д.Б. Фиников, А.В. Шалашников
Оценка и коррекция формы сигнала с использованием
поля кратных волн .................................................................... 54
Е.Р. Ахиярова, Н.В. Шалаева
Применение AVO-анализа для выделения угольных пластов
нижнеюрских отложений Западной Сибири при изучении
коры выветривания доюрского комплекса............................. 62
Д.М. Фролов, Г.А. Ржаницын, С.А. Сократов,
А.В. Кошурников, В.Е. Гагарин, В.А. Черкасова
Геотехнический мониторинг снежных покровов
на ледниках Эльбруса (Кавказ) .............................................. 70
А.А. Галактионова, Г.В. Решетова
Реконструкция рассеивающих объектов путем
зеркального обращения времени ........................................... 76
CONTENTS
I.O. Bayuk
Role of internal structure of rocks in the construction
of their petroelastic models ........................................................... 2
P.A. Alekseeva, A.A. Kalugin, T.N. Kiryanova
Identification of Tyumen formation paleochannels
by using a neural network and 3D seismic data ........................... 9
K.R. Ovchinnikov, M.A. Ryabinskiy, D.B. Finikov
Phase deconvolution of 3D seismic data. Technological
and methodological aspects of statistical algorithm
for phase spectrum correction .................................................... 16
K.L. Emelyanova, I.V. Arutyunyants,
D.N. Tverdokhlebov, P.Y. Stepanov
Features of kinematic processing of seismic data
in Eastern Siberia ....................................................................... 23
I.V. Lygin, D.D. Pravdivets, M.V. Surkov, A.E. Zharov,
O.V. Bakuev, A.E. Fomin
Sakhalin Island northern part model of the paleogene
deposits top according to gravity and seismic data .................... 32
N.A. Eremin, A.S. Skvortsov
About the new technology for the development
of bituminous fields ..................................................................... 45
K.R. Ovchinnikov, D.B. Finikov, A.V. Shalashnikov
Evaluation and correction of the waveform using
a multiple wave field ................................................................... 54
E.R. Akhiyarova, N.V. Shalaeva
Application of AVO analysis for highlighting of coal layer
of early Jurassic deposits of Western Siberia in the study
of the weathering crust of the pre-Jurassic complex .................. 62
D.M. Frolov, G.A. Rzhanitsyn, S.A. Sokratov,
A.V. Koshurnikov, V.E. Gagarin, V.A. Cherkasova
Geotechnical monitoring of snow covers on the Elbrus
glaciers (Caucasus) .................................................................... 70
A.A. Galaktionova, G.V. Reshetova
Time reversal mirror (TRM) method for reconstruction
of scatterers ................................................................................ 76
Ответственность за подбор и изложение фактов в статьях несут авторы. Редколлегия может публиковать статьи, не разделяя точки зрения авторов.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ЕВРО-АЗИАТСКОЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЩЕСТВО
ГЕОФИЗИКА 3.2022
© Евро-Азиатское геофизическое общество (Московское отделение), 2022
ЖУРНАЛ ИЗДАЕТСЯ
С 1993 ГОДА
ДИСКУССИИ, ОБСУЖДЕНИЯ
3.2022 Геофизика
45
УДК 622.242
О НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ БИТУМИНОЗНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Н.А. Еремин1, 2, А.С. Скворцов2
1 ИПНГ РАН. 119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, д. 3; e-mail: ermn@mail.ru
2 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 119991, Россия, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, корп. 1;
e-mail: skw_andrew@mail.ru
Аннотация. В статье обсуждаются материалы инновационного метода разработки уникальных месторождений
с высоковязкой и битуминозной нефтью. Традиционно месторождения с высоковязкими флюидами разрабатываются при
помощи тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН), и на современном этапе их применяют несколько десятков.
Значительная часть мировых запасов нефти существует в виде высоковязкой и битуминозной нефти с плотностью менее
22 API и вязкостью, как правило, превышающей 1000 сП. Основные запасы битумов сосредоточены в Венесуэле (более
1,8 триллиона баррелей) и Альберте (1,7 триллиона баррелей). Тепловые методы увеличения нефтеотдачи основаны
на снижении вязкости пластового флюида за счет повышения температуры. В данной статье представлено новое
технологическое решение для разработки уникальных месторождений, разработка которых осложнена значительной
неоднородностью коллектора (с коэффициентом расчлененности более 7).
Ключевые слова. Инновационная технология разработки битуминозных месторождений, подкозырьковая нефтяная за-
лежь, соляной купол, битуминозная нефть, высоковязкая нефть, тепловые методы увеличения нефтеотдачи, высокотех-
нологичные скважины бионического профиля, создание гидродинамических неизотермических моделей, метод нагнета-
ния пара, SAGD, CSS, SF, внутрипластовое горение, матрица горизонтальных скважин.
ABOUT THE NEW TECHNOLOGY FOR THE DEVELOPMENT OF BITUMINOUS FIELDS
N.A. Eremin1, 2, A.S. Skvortsov2
1 OGRI RAS. 119333, Russia, Moscow, st. Gubkina, b. 3; e-mail: ermn@mail.ru
2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas. 119991, Russia, Moscow, Leninsky pr. 65; e-mail: skw_andrew@mail.ru
Abstract. The article discusses the materials of an innovative method for the development of unique fields with high-viscosity
and bituminous oil. Traditionally, deposits with high-viscosity fluids are developed using thermal methods to increase oil recov-
ery. Today there are several dozen thermal moons. A significant part of the world’s oil reserves exists in the form of high-viscosity
and bituminous oil, with a density of less than 22 API and a viscosity, as a rule, exceeding 1000 centipoise. The main bitumen
reserves are concentrated in Venezuela over 1,8 trillion barrels and Alberta – 1,7 trillion barrels. Thermal methods of increasing
oil recovery are based on reducing the viscosity of the reservoir fluid by increasing the temperature. This report presents a new
technological solution for the development of unique deposits, the development of which is complicated by a significant hetero-
geneity of the reservoir (with a dissection coefficient of more than 7).
Key words. Innovative technology for the development of bituminous fields, sub-peak oil reservoir, salt dome, bituminous oil,
high-viscosity oil, thermal methods for enhanced oil recovery, high-tech bionic wells, creation of hydrodynamic non-isothermal
models, steam injection method, SAGD, CSS, SF, in situ combustion, array of horizontal wells.
ВВЕДЕНИЕ. Цель исследования: анализ суще-
ствующих технологических решений, направлен-
ных на добычу битуминозной нефти, разработка
и моделирование инновационной технологии из-
влечения битуминозной нефти, позволяющей со-
кратить эксплуатационные и капитальные затра-
ты. В качестве объекта исследования было выбра-
но реальное битуминозное месторождение N, рас-
положенное в провинции Альберта (Канада).
Задачи исследования: анализ существующих
технологий и моделирование предложенной техно-
логии высокоэффективной разработки и эксплуата-
ции месторождений с высоковязкой и битуминоз-
ной нефтью с использованием высокотехнологич-
ных скважин сложного бионического профиля; про-
ведение системного анализа ее реализации в срав-
нении с традиционными технологиями разработки
битуминозных месторождений.
Проблематика исследования: низкая экономиче-
ская и технологическая эффективность разработ-
ки месторождений на естественных режимах или
с применением заводнения; значительные требо-
вания к компетенциям специалистов при реализа-
ции комплексных технологий и повышенные капи-
тальные и эксплуатационные затраты по сравнению
с разработкой традиционных запасов.
Запасы высоковязкой и битуминозной неф-
ти составляют более 60 процентов текущих миро-
вых запасов. Большая часть запасов высоковязкой
и битуминозной нефти сосредоточена в Венесуэ-
ле (Пояс Ориноко), Канаде (провинция Альберта),
Китае и Индии. Месторождения с тяжелой неф-
тью открыты в 155 различных геологических про-
винциях. Около трети запасов высоковязкой нефти
сосредоточено на 48 крупных и уникальных неф-
тяных месторождениях, разработка которых осу-
ществляется с помощью тепловых методов увели-
чения нефтеотдачи.
Разработкой технологических решений, которые
позволят рентабельно извлекать высоковязкие неф-
ти и битумы, занимаются более 17 стран, среди ко-
торых Канада, Венесуэла, Китай и Россия (рис. 1).
Геофизика 3.2022
46
В России нефтегазоносные области и районы
с месторождениями, содержащими высоковяз-
кую нефть и природные битумы, распространены
в основном на европейской территории, это Волго-
Уральский, Днепровско-Припятский, Прикас-
пийский и Тимано-Печорский. На севере и северо-
востоке Сибирской платформы известна Анабаро-
Оленекская зона скоплений природных битумов
(Рассохинское, Восточно-Анабарское, Силигир-
Мархинское, Центрально-Оленекское, Оленекское),
приуроченных к отложениям докембрия, нижнего
и верхнего палеозоя и мезозоя. Извлекаемые ресур-
сы Анабаро-Оленекской зоны скоплений битумов
превышают 5 млрд т (рис. 2). Одно из крупнейших
в мире Оленекское месторождение природных биту-
мов открыто в зоне вклинивания пермских отложений
на северном склоне Оленекского поднятия [2, 9].
Запасы месторождений России с высоковязкой
и битуминозной нефтью (Усинское и Ярегское, Ре-
спублика Коми; Гремихинское, Мишкинское и Ли-
ственское, Удмуртия; Южно-Карское, Зыбза – Глу-
бокий Яр и Северо-Крымское, Краснодарский край;
Ашальчинское и Мордово-Кармальское, Татария
и др.) оцениваются от 6–7 до 75 млрд т, в зависимо-
сти от особенностей методик подсчета запасов.
В период с 2016 по 2021 г. количество научных
работ, посвященных разработке битуминозных ме-
сторождений, увеличилось более чем в 2,3 раза по
сравнению с периодом 2010–2015 гг. В работе про-
анализированы доказавшие свою экономическую
эффективность технологии добычи высоковязкой
нефти [1–3, 4, 6, 7, 13, 14]. Изучены патенты различ-
ных компаний, на основании которых авторами пред-
ложена инновационная технология создания высо-
котехнологичных скважин сложного бионического
профиля для высокоэффективной разработки и экс-
плуатации месторождений с высоковязкой и битуми-
нозной нефтью [5, 8, 10, 11]. В работе был выполнен
сравнительный анализ существующих определений
и классификаций месторождений с высоковязкой
и битуминозной нефтью и собственно высоковязкой
и битуминозной нефти.
Природные нефтяные битумы – это полезные ис-
копаемые органического происхождения с первичной
углеводородной основой, генетически представля-
ют собой производные нефти, залегающей в недрах
в твердом, вязком и вязкопластическом состоянии.
По составу природные нефтяные битумы представ-
ляют собой многокомпонентные высоковязкие сме-
си высокомолекулярных углеводородов, содержащие
в значительном количестве асфальтово-смолистые
компоненты и металлы. К основным свойствам биту-
мов, на которых строятся классификации, можно от-
нести следующие: плотность, температуру вспышки,
вязкость, удельную теплоемкость, растворимость, по-
казатель пенетрации, температуру размягчения, тем-
пературу хрупкости (температура, при которой мо-
дуль упругости битума при длительности стандарт-
ного напряжения в 11 секунд имеет 1100 кг/см2, или
1,0787 ∙ 108 н/м2), растяжимость (пластичные свой-
ства битумов, их способность к деформационным из-
менениям при стандартных нагрузках и напряжени-
ях без разрушения структуры и потери сплошности
определяются значениями их растяжимости), адге-
зию (объясняется процессом образования двойного
электрического поля на поверхности раздела мине-
рального материала и пленки битума).
Математическая и численная модель процесса
внутрипластового горения для случая прямоли-
нейно-параллельного течения флюидов основана на
следующих допущениях: в пласте имеет место трех-
фазная (нефть, газ, вода) многокомпонентная филь-
трация; нефть и вода считаются несжимаемыми
и взаимно нерастворимыми жидкостями; в газо-
вой фазе присутствуют водяной пар, кислород
и инертные газы; продуктивный пласт постоянной
Рис. 1
Географическое местоположение основных регионов добычи битуминозной нефти
3.2022 Геофизика
47
Рис. 2
Анабаро-Оленекская зона скоплений природных битумов [2, 9]
Геофизика 3.2022
48
толщины является однородным по теплофизиче-
ским параметрам (свойства однородности свойств
и неизменности толщины пласта должны соблю-
даться только в пределах элемента выбранной си-
стемы расположения скважин и могут нарушаться
при переходе от одного элемента к другому); не учи-
тываются: теплопроводность пласта в горизонталь-
ном направлении, гравитационная сегрегация жид-
костей и газов в пласте, влияние адиабатических
и дроссельных эффектов на процесс передачи тепла
в пласте, влияние диффузионных эффектов на про-
цесс фильтрации. Помимо этого, математическая
модель существенно опирается на эксперименталь-
но и теоретически подтвержденный факт, что все
интенсивные реакции окисления нефти происходят
в узкой зоне, имеющей размеры порядка несколько
метров, что дает возможность ввести в рассмотре-
ние дельта-функцию для математического описания
источника тепловыделения (фронта горения), пере-
мещающегося по пласту. Математическая модель
описывается следующими уравнениями [3, 4, 7]:
divH + Qпот + ∂J/∂t = LнFн,
где – массовая доля i-го компонента в k-фазе;
F – функция, учитывающая массовую скорость фа-
зовых переходов; Gk – массовый расход в k-фазе; Sk –
насыщенность k-фазы; L – теплота сгорания кок-
са; J – теплосодержание пласта; k = {нефть, вода,
газ}; для газовой фазы i = {пар, кислород, инертные
газы}; Н – функция, определяющая конвективный
перенос тепла.
Начальные условия:
Sв(x, 0) = Sво; Sг(x, 0) = 0; T(x, 0) = T0.
Граничные условия:
Gг(0, t) = Gг0; Gв(0, t) = λGг0; Gн(0, t) = 0; T(0, t) = 0.
После ввода фиктивных насыщенностей нефти
(Sнф = S) водой (Sв) и объемной концентрации пара
уравнения неразрывности запишутся в виде:
mф∂/∂t(S(1 − C) + SCρг/ρв) + ∂/∂x(vF(1 − C) +
+ vFCρг/ρв) = 0.
С учетом того, что объемная концентрация пара
в начальный момент времени равна нулю, получим
следующее уравнение:
Со следующим граничным условием:
S(x, 0) = Sво/(1 − Sг).
Технологические показатели – дебит нефти,
воды, газа, обводненность добываемой продукции,
нефтеотдача и другие определяются по результатам
расчета водонасыщенности из конечно-разностной
аппроксимации уравнения [7].
Анализ существующих технологий
Существующие технологические решения, ис-
пользуемые при разработке месторождений с высо-
ковязкой и битуминозной нефтью, представлены на
рис. 3.
Каждое месторождение высоковязкой или биту-
минозной нефти уникально и требует комплексного
подхода к разработке. В качестве примера в работе
приведена реализация технологии SAGD и ES-SAGD
на месторождении Cold Lake и Orinoco. На рис. 4 по-
казано, как корректно выбранный растворитель по-
зволяет повысить технологическую эффективность
проекта, а недостаток лабораторных исследований
может привести к негативному эффекту.
За последние пять лет (в период с 2016 по 2021 г.)
количество работ, посвященных строительству вы-
сокотехнологичных скважин со сложными биони-
ческими профилями для разработки битуминозных
месторождений (рис. 5, а, б), увеличилось в 4,7 раза.
Причина кроется в том, что высокотехнологичные
скважины позволяют сократить капитальные затра-
ты (затраты на строительство скважин, так как одна
высокотехнологичная скважина заменяет несколько
горизонтальных скважин, в зависимости от длины
горизонтального ствола), повысить технологиче-
скую эффективность (увеличить коэффициент охва-
та за счет сложного профиля и увеличить зону, охва-
ченную тепловым воздействием).
В зарубежной научной литературе существу-
ет активно развивающееся направление – матрица
горизонтальных скважин (array of horizontal wells).
Однако широкого распространения на практике тех-
нология не получила, что вызвано сложностью ана-
литических моделей (из-за учета интерференции
скважин) и низкой эффективностью проведенных
испытаний технологического решения на место-
рождении Cold Lake (Канада).
Главным фактором неэффективности этой техно-
логии является высокая себестоимость добычи би-
туминозной нефти (свыше 29,7 доллара за баррель)
(рис. 5, б).
В настоящей работе была предложена и смо-
делирована технология разработки месторожде-
ний с высоковязкой и битуминозной нефтью с вы-
сокотехнологическими бионическими скважина-
ми. Идея технологии заключается в бурении двух
горизонтальных скважин – внешней и внутрен-
ней. Внешняя скважина является горизонтальной
с радиальным профилем. Разработка планирует-
ся по технологии HASD (Horizontal Alternating
Steam Drive).
Описание инновационной технологии
разработки месторождений с битуминозной
нефтью высокотехнологичными скважинами
с бионическим профилем (рис. 6)
Первая стадия: бурение двух горизонтальных
скважин и эксплуатация по технологии HASD;
внешняя скважина является добывающей, внутрен-
няя – нагнетающая. Вторая стадия: бурение четырех
пар горизонтальных скважин в вершинах квадрата
(скважины, пробуренные на первой стадии, являют-
ся центром квадрата) и эксплуатация по технологии
HASD (внешняя скважина является нагнетательной,
внутренняя добывающей), таким образом, осущест-
вляется добыча между несколькими скважинами
с кольцевым профилем. Третья стадия: разбури-
вание месторождения с битуминозной нефтью
3.2022 Геофизика
49
Рис. 3
Существующие технологические решения,
направленные на разработку месторождений
с высоковязкой и битуминозной нефтью
Геофизика 3.2022
50
Рис. 4
Результаты реализации существующих технологий извлечения битуминозной нефти SAGD и ES-SAGD
на месторождениях Cold Lake (Канада) и Orinoco (Венесуэла)
Рис. 6
Высокотехнологичная скважина с бионическим профилем:
а – основные стадии инновационной технологии разработки месторождения с битуминозной нефтью,
б – куб проницаемости (Sugar Box)
Рис. 5
Разработка месторождений с битуминозной нефтью высокотехнологичными скважинами [12]:
а – высокотехнологичная скважина [9],
б – матрица горизонтальных скважин месторождения Cold Lake (Канада)
SAGD и ES-SAGD на месторождении Cold Lake ES-SAGD на месторождении Orinoco
а
а
б
б
3.2022 Геофизика
51
Рис. 7
Результаты моделирования разработки месторождения с битуминозной нефтью с применением традиционной технологии (а)
и инновационной технологии (б) с использованием высокотехнологической бионической скважины
а – КИН CSS б – Сравнение накопленной закачки пара, т
по аналогичной схеме с чередованием видов сква-
жин (добывающая/нагнетательная).
Был проведен сравнительный анализ результа-
тов моделирования разработки месторождения с би-
туминозной нефтью с применением традиционных
технологий (SAGD и CSS) и инновационной тех-
нологии с использованием высокотехнологической
бионической скважины (рис. 7). Гравитационные
силы вносят существенный вклад в работу горизон-
тальных скважин. Основное влияние заключается
в снижении паронефтяного отношения за счет
уменьшения прорывов воды. Разработанная инно-
вационная технология с использованием высокотех-
нологической бионической скважины позволяет до-
стичь более высоких значений КИН при меньших
объемах закачки пара по сравнению с традиционны-
ми технологиями SAGD и CSS.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. В рамках исследований был вы-
полнен библиографический обзор более 50 научных
работ по эффективности реализации, достоинств
и недостатков существующих технологических
решений, направленных на разработку битуми-
нозных месторождений. Построены 3D геологи-
ческая и гидродинамическая модели участка ре-
ального битуминозного месторождения, на кото-
рых была воспроизведена история разработки пи-
лотных проектов. Выполнено 3D-моделирование
виртуальной реализации предложенной иннова-
ционной технологии с бионическими скважина-
ми сложного профиля на участке месторождения
с высоковязкой и битуминозной нефтью в сравне-
нии с традиционными технологиями. Все вычис-
ления проводились на термогидродинамическом
симуляторе CMG Stars. Для оценки эффективно-
сти скважины с радиальным профилем был по-
строен Sugar Box в гидродинамическом симулято-
ре CMG ( Stars), на котором рассчитаны основные
показатели разработки для SAGD, CSS и предло-
женной технологии. Были получены следующие
результаты: комбинация из скважины с радиаль-
ным профилем способна заменить три пары гори-
зонтальных скважин в случае реализации SAGD
и восемь горизонтальных скважин в случае ре-
ализации CSS. Создание PVT-модели битуми-
нозной нефти осуществлялось с использовани-
ем программного пакета WinProp. На основе си-
стемного и симуляционного анализа существую-
щих решений предложена новая технология из-
влечения битуминозной нефти, позволяющая со-
кратить капитальные и эксплуатационные затра-
ты при разработке битуминозных месторожде-
ний. Рекомендации по применению инновацион-
ной технологии извлечения битуминозной нефти:
наличие устройств ICD в скважине с кольцевым
профилем (для контроля закачки рабочего агента /
добычи битумов); разработка на низких депресси-
ях (минимизация прорыва рабочего агента); раз-
работка коллекторов с эффективной мощностью,
не превышающей 15–25 м (снижение коэффици-
ента охвата при толщинах более 25 м).
Описанный в работе профиль скважины может
быть эффективным не только для битуминозных ме-
сторождений, например, возможна разработка уни-
кальных «подкозырьковых» месторождений или ме-
сторождений с высоким коэффициентом расчленен-
ности. Благодарности
Статья подготовлена по результатам исследо-
ваний, выполненных по теме государственного зада-
ния «Фундаментальный базис энергоэффективных,
ресурсосберегающих и экологически безопасных, ин-
новационных и цифровых технологий поиска, развед-
ки и разработки нефтяных и газовых месторожде-
ний, исследование, добыча и освоение традиционных
и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа;
разработка рекомендаций по реализации продукции
нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода
и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фун-
даментальные, поисковые, прикладные, экономиче-
ские и междисциплинарные исследования)» (реги-
страционный номер в Минобрнауки России FMMЕ-
2022-0004, номер государственного учета НИОКТР
в РОСРИД 122022800270-0), и отражают мнение
авторов по тематике исследования.
Геофизика 3.2022
52
REFERENCES
1. Bourget J, Surio P, Kombarnu M. Thermal methods of
enhanced oil recovery. Trans. from French. Moscow: Nedra,
1989. 422 p. (in Russian).
2. Dmitrievsky AN. Arctic potential. Estimates of the oil
and gas potential of the Siberian platform shelf. Oil of Russia.
2018; (5): 9–13. EDN VKZJZE (in Russian).
3. Eremin NA. Creation of an automated design system for
the development of oil elds by the method of in-situ gorenje:
specialty 25.00.17 “Development and operation of oil and gas
elds”: dissertation for the degree of Candidate of Techni-
cal Sciences. Eremin Nikolay Alexandrovich. Moscow, 1986.
149 p. EDN WGSCVP (in Russian).
4. Eremin NA. Creation of an automated design system for
the development of oil elds by the method of in-situ gorenje:
specialty 25.00.17 “Development and operation of oil and gas
elds”: abstract of the dissertation for the degree of Candidate
of Technical Sciences. Eremin Nikolai Alexandrovich. Mos-
cow, 1987. 22 p. EDN RBJAXM (in Russian).
5. Eremin NA. Horizontal technologies. Quality man-
agement in the oil and gas complex. 2009; (3): 52–56. EDN
KYDBTR. List of literature (in Russian).
6. Zheltov YuP. Development of oil elds: Textbook for
universities. Moscow: Nedra, 1986. 332 p. (in Russian).
7. Zolotukhin AB, Eremin NA. Design of oil eld devel-
opment with the use of in-situ gorenje. Department of Op-
erational Polygraphy of I.M. Gubkin MING. Moscow, 1986.
73 p. (in Russian).
8. Oil and gas potential of the Anabar-Lena trough.
F. S. Ulmasvai, N.A. Eremin, N.A. Shabalin, S.A. Sidorenko.
Business Magazine Neftegaz.RU. 2017; 1(61): 48–54. EDN
XUVIHF (in Russian).
9. Patent № 2646902 C1 Russian Federation, IPC E21B
43/20, E21B 43/24, E21B 7/04. Method of developing
a high-viscosity oil deposit: No. 2017109942: application
24.03.2017: publ. 12.03.2018. A.I. Ponomarev, I.Z. Den-
islamov, R.R. Ishbayev. EDN ZEDOIH (in Russian).
10. Khamidullin RD. Comparison of technological per-
formance indicators of multi-hole wells of various con-
gurations. Oil economy. 1999; (1): 45–46. EDN YSZBEL
(in Russian).
11. Khamidullin RD. Analysis of stationary oil inow to
a multihole well in a homogeneous reservoir. Oileld busi-
ness. 1999; (2): 12–13. EDN VQPKVM (in Russian).
12. Steam Breakthrough Mitigation in Cyclic Steam
Stimulation Operations, A East Field, Sultanate of Oman.
A. Alwazeer [et al.]. Day 2 Tue, March 27, 2018 SPE EOR
Conference at Oil and Gas West Asia. Muscat, Oman: SPE,
2018. P. D022S007R002.
1. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические ме-
тоды повышения нефтеотдачи пластов / Пер. с франц.
М.: Недра, 1989. 422 с.
2. Дмитриевский А.Н. Арктический потенциал. Оцен-
ки нефтегазоносности шельфа Сибирской платформы //
Нефть России. 2018. № 5. С. 9–13. EDN VKZJZE.
3. Еремин Н.А. Создание системы автоматизирован-
ного проектирования разработки нефтяных месторожде-
ний методом внутрипластового горения: специальность
25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газо-
вых месторождений»: диссертация на соискание ученой
степени кандидата технических наук / Еремин Николай
Александрович. Москва, 1986. 149 с. EDN WGSCVP.
4. Еремин Н.А. Создание системы автоматизирован-
ного проектирования разработки нефтяных месторожде-
ний методом внутрипластового горения: специальность
25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газо-
вых месторождений»: автореферат диссертации на соис-
кание ученой степени кандидата технических наук / Ере-
мин Николай Александрович. Москва, 1987. 22 с. EDN
RBJAXM.
5. Еремин Н.А. Горизонтальные технологии // Управ-
ление качеством в нефтегазовом комплексе. 2009. № 3.
С. 52–56. EDN KYDBTR.
6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторожде-
ний: учебник для вузов. М.: Недра, 1986. 332 с.
7. Золотухин А.Б., Еремин Н.А. Проектирование раз-
работки нефтяных месторождений с применением вну-
трипластового горения // Отдел оперативной полиграфии
МИНГ имени И.М. Губкина. Москва, 1986. 73 с.
8. Нефтегазовый потенциал Анабаро-Ленского про-
гиба / Ф.С. Ульмасвай, Н.А. Еремин, Н.А. Шабалин,
С.А. Сидоренко // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2017.
№ 1(61). С. 48–54. EDN XUVIHF.
9. Патент № 2646902 C1 Российская Федерация, МПК
E21B 43/20, E21B 43/24, E21B 7/04. Способ разработ-
ки залежи высоковязкой нефти: № 2017109942: заявл.
24.03.2017, опубл. 12.03.2018 / А. И. Пономарев, И.З. Де-
нисламов, Р. Р. Ишбаев. EDN ZEDOIH.
10. Хамидуллин Р.Д. Сравнение технологических
показателей работы многозабойных скважин различ-
ной конфигурации // Нефтяное хозяйство. 1999. № 1.
С. 45–46. EDN YSZBEL.
11. Хамидуллин Р.Д. Анализ стационарного прито-
ка нефти к многозабойной скважине в однородном кол-
лекторе // Нефтепромысловое дело. 1999. № 2. С. 12–13.
EDN VQPKVM.
12. Steam Breakthrough Mitigation in Cyclic Steam
Stimulation Operations, A East Field, Sultanate of Oman /
A. Alwazeer [et al.] // Day 2 Tue, March 27, 2018 SPE EOR
Conference at Oil and Gas West Asia. Muscat, Oman: SPE,
2018. P. D022S007R002.
13. Multilateral-Horizontal Wells Increase Rate and
Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja, Venezuela /
J.L. Stalder [et al.]. P. 9.
14. The Application of Complex Displacement in Cyclic
Steam Stimulation CSS & Steam Flooding SF Develop-
ment in Liaohe Oileld: A Field Performance Study / J. Liu
[et al.] // Day 1 Wed, March 16, 2022 SPE Canadian Energy
Technology Conference. – Calgary, Alberta, Canada: SPE,
2022. The Application of Complex Displacement in Cyclic
Steam Stimulation CSS & Steam Flooding SF Development
in Liaohe Oileld. P. D012S004R002.
ЛИТЕРАТУРА
3.2022 Геофизика
53
ЕРЕМИН
Николай Александрович
Окончил МИНХиГП имени
И.М. Губкина в 1978 г. и МГУ
имени М.В. Ломоносова в 1986 г.
Доктор технических наук, заве-
дующий аналитическим центром
энергетической политики и без-
опасности ФГБУН «Институт
проблем нефти и газа РАН». Про-
фессор кафедры разработки и эксплуатации нефтя-
ных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени
И.М. Губкина. Член программного комитета Россий-
ского национального комитета Мирового нефтяного
совета, заместитель председателя Пятого форума
«Новые технологии в науке о Земле» на 24-м Всемир-
ном нефтяном конгрессе (Калгари, Канада, 17–21 сен-
тября 2023 г.). Специалист в области цифровизации
и интеллектуализации месторождений углеводо-
родов, разработки месторождений углеводородов
и повышения нефтеотдачи пластов. Автор свы-
ше 400 научных публикаций, включая 20 монографий
и учебников.
СКВОРЦОВ
Андрей Сергеевич
Окончил бакалавриат кафедры
разработки и эксплуатации неф-
тяных месторождений РГУ неф-
ти и газа (НИУ) имени И.М. Губ-
кина в 2020 г. Магистрант вто-
рого года обучения кафедры раз-
работки и эксплуатации нефтя-
ных месторождений Губкинского
университета.
ОБ АВТОРАХ
13. Multilateral-Horizontal Wells Increase Rate and
Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja, Venezuela.
J.L. Stalder [et al.]. P. 9.
14. The Application of Complex Displacement in Cyclic
Steam Stimulation CSS & Steam Flooding SF Development
in Liaohe Oileld: A Field Performance Study. J. Liu [et al.].
Day 1 Wed, March 16, 2022 SPE Canadian Energy Technol-
ogy Conference. Calgary, Alberta, Canada: SPE, 2022. The
Application of Complex Displacement in Cyclic Steam Stim-
ulation CSS & Steam Flooding SF Development in Liaohe
Oileld. P. D012S004R002.
Положительная рецензия 09.06.2022