ROGTEC Magazine Issue 55

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА 

55 

Отчет RPI: 

Рынок ЗБС 

RPI Reports: 

Sidetracking Market 

Газпром 

ВНИИГАЗ: 

Подсчет запасов 

Gazprom 

VNIIGAZ: 

Reservoir Estimation 

Роберт Муфазалов: 

Моделирование пластов 

Dr Robert Mufazalov: 

Reservoir Modelling 

Официальное издание RDCR 2019 

Official Publication to RDCR 2019 

Интеллектуальные 

месторождения 

Intelligent Fields

Надежные и быстрые 

соединения 

Для обеспечения быстрого, высокомоментного и надежного соединения труб нами созданы 

две модели ключей 9⅞ HS-40 и 9⅞ HS-55, которые в сочетании с малыми габаритами 

позволяют работать на небольших рабочих площадках установок малой грузоподъемности. 

Наша вертикально открывающаяся дверца SPACE SAVER с гидравлическим приводом 

позволяет работать с ключом в рабочих зонах значительно меньших размеров и заметно 

снижает трудоемкие операции. Встроенная система блокировки замка дверцы снижает 

случайные повреждения или ненадежное закрытие. 

Имея более чем 60-летний опыт в проектировании, испытании и производстве гидравлических 

ключей для нефтегазовой отрасли промышленности, мы прежде всего обращаем внимание на 

совершенствование трубных соединений. Убедитесь в том, что вы используете оборудование, 

обеспечивающее самое надежное соединение. 

Узнайте больше посетив сайт: eckel.com/SPACESAVER 

Вертикально 

открывающаяся дверца 

с гидроприводом SPACE 

SAVER 

Заявленная на патент 

вертикально открывающаяся 

дверца с гидроприводом 

срабатывает в течение 2-х 

секунд, позволяет работать 

с ключом в значительно 

ограниченном пространстве 

буровой площадки. 

CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU 

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Ключи серии 

9-7/8 HS 

Рабочий диапазон 

HS-40 (Новинка 2018 года) 

3½ - 9⅞ дюйма (88,9 - 250,8 мм) 

eckel.com/spacesaver 

HS-55 

Размеры [1] 38,5 x 59 дюймов (977,9 x 1498,6 мм) 42 x 61 дюймов (1066,8 x 1549,4 мм) 

Высота 35 дюймов (889 мм) 36 дюймов (914,4 мм) 

Вес [ 2] 2000 фунтов (907,2 кг) 2650 фунтов (1202 кг) 

Максимальный крутящий момент при 2500 фунт/кв. дюйм (172 бар): 

Максимальный 40000 футо-фунтов (54233 Нм) 55000 футо-фунтов (74570 Нм) 

крутящий момент 

Максимальная скорость вращения при 65 гал/мин (246 л/мин): 

Максимальная 

скорость 

вращения 

Тип головки 

захвата 

Высокая-высокая 110, Высокая-Низкая 55 

Низкая-Высокая 16, Низкая-Низкая 8 

Высокая-высокая 87, Высокая-Низкая 44 

Низкая-Высокая 13, Низкая-Низкая 7 

Шарнирная или скользящая головки (Согласно заказу) 

Тип стопора Клиновой привод стопора Tri-Grip ® 

Рабочий диапазон 

3½ - 11 дюйма (88,9 - 279,4 мм) 

Высота [3] 68 дюймов (1727,2 мм) 69 дюймов (1752,6 мм) 

Вес [1] [2] 3500 фунтов (1587,6 кг) 4400 фунтов (1995,8 кг) 

[1] 

С ручками корпуса, [2] Вес приблизительно, [3] Ключ со стопором 

Встроенная блокировка 

безопасности замка 

дверцы: 

Безотказная блокировка 

замка дверцы 

предотвращает от 

несчастных случаев при 

работе с ключом. Снижаются 

непредвиденные повреждения 

и действия в обход рабочих 

операций путем установки 

на корпусе ключа блокировки 

безопасности замка дверцы 

- гидрораспределителя с 

управлением от кулачка. 

Клиновой привод стопора 

Tri-Grip ® 

Клиновой привод стопора 

отличается исполнением с 

тремя головками, которые 

охватывают тело или 

соединение трубы с 

равномерно распределенным 

усилием захвата. Стопор 

предназначен для работы с 

размерами труб и трубных 

соединений от 3-1/2 до 11 

дюймов (88,9 – 279,4 мм). 

ECKEL.COM | SALES@ECKEL.COM 

HYDRAULIC POWER TONGS

Редакционная Коллегия Editorial: 

Шеф-редактор 

Editorial Director 

Nick Lucan 

nick.lucan@rogtecmagazine.com 

Условия подписки: 

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide 

Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. 

Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала 

ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG 

Worldwide Publishing S.L. 

Отдел рекламы Sales: 

Директор по продажам 

Sales Director 

Doug Robson 

doug.robson@rogtecmagazine.com 

Subscriptions: 

ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., 

Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. No part of 

ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from 

TMG Worldwide Publishing S.L. 

Изменение адреса. Пожалуйста, сообщите нам о любых изменениях 

адресов, написав: info@rogtecmagazine.com 

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: 

info@rogtecmagazine.com 

2019 

5-й KDR - Скважинный Инжиниринг 

Сентябрь 2019, Дворец Независимости, Астана 

Проводится совместно с генеральным партнером и 

платиновым спонсором - АО НК «КазМунайГаз» 

На форуме, который пройдет в форме круглого 

стола, будут затронуты такие важные вопросы по 

скважинному инжинирингу, как: 

• Бурение через зоны низкого давления • Буровые 

растворы • Устойчивость стенок скважины • 

Заканчивание скважин • Цементирование скважин • ГРП 

• Многостадийный ГРП • Перфорация • Охрана труда и 

техника безопасности на буровых установках 

Партнер мероприятия 

www.rogtecmagazine.com 

www.kazdr.kz 

doug.robson@rogtecmagazine.com 

ROGTEC

Снижает затраты 

на бурение! 

благодаря 

75% снижению 

общих затрат на 

противоизносную 

наплавку 

уменьшению к-ва СПО 

снижению простоев 

повышению 

эффективности 

бурения 

www.hardbandingsolutions.com 

eurasia@hardbandingsolutions.com

Содержание 

Contents 

Отчет RPI: Перспектива падения объема 

нефтедобычи поддержит рынок ЗБС 

Газпром ВНИИГАЗ: Прикладные и научные решения, 

примененные при подсчете запасов углеводородов 

в терригенных и карбонатных коллекторах базовых 

месторождений ПАО «Газпром» 

12 

24 

RPI Reports: The Predicted Oil Production Decline Will 

Boost the Sidetracking Market 

Gazprom VNIIGAZ: Scientific Solutions for Estimating 

Reserves in Terrigenous and Carbonate Reservoirs 

Фундаментальные основы подземной 

гидродинамики и квантомеханический взгляд на 

модель пласта 

42 

Fundamentals of Subsurface Hydrodynamics and a 

Quantum-Mechanical View of the Reservoir Model 

Газпром ВНИИГАЗ: Прогноз нефтегазоносности 

юрско-нижнемеловых отложений района Обской и 

Тазовской губ Карского моря 

58 

Gazprom VNIIGAZ: Predicating the O&G Bearing 

Capacities of the Ob and Taz Bays 

KDR 2018: В Астане состоялся Форум 4-й KDR - 

Скважинный Инжиниринг 

76 

KDR 2018: Astana Hosted the 4th KDR Well 

Engineering Forum 

Газпромнефть НТЦ: от цифрового к 

интеллектуальному месторождению 

84 

Gazpromneft NTC: From Digital to Intelligent Fields 

Газпромнефть НТЦ: Перспективы применения 

гибких насосно- компрессорных труб в России 

96 

Gazpromneft NTC: Coiled Tubing for the Future 

Программное решение для автоматической 

оптимизации логистики во время бурения и 

освоения скважин 

104 

A Software Solution for Automatic Optimization of 

Logistics During Well Drilling and Flowback Operations 

42 76 


Колонка шеф-редактора 

Перед вами заключительный выпуск журнала ROGTEC 

в этом году. И я тем временем хотел бы объявить о 

моем уходе из этой невероятно интересной отрасли и 

об окончании многих лет моего вклада в ROGTEC — 

ведущего журнала по разведке и добыче нефти в России и 

Каспийском регионе! 

На протяжении 15 лет выхода ROGTEC, отрасль пережила 

много взлетов и падений. Я имею в виду предшествовавшие 

всемирному спаду высочайшие цены по 150 долларов 

за баррель, обвал нефтяных цен, замедливший рост и 

инвестиции в сектор как в глобальном, так и в местном 

масштабе, дополнительные тревоги на российском рынке, 

которому выпало испытание в виде западных санкций. 

Но за годы, проведенные на нефтяном рынке, я понял 

главное — его силу. Нефтяной сектор выжил, и российский 

рынок не исключение, и это, как я уверен, доказало его 

устойчивость перед внешним давлением. Разработав 

основательную программу «импортозамещения» и 

переключив внимание на подрядные технологии и услуги 

за пределами Европы и Северной Америки, Россия 

перестроилась и будет идти вперед, несмотря на то, с чем 

она может столкнуться в будущем. 

Когда этот номер поступил в печать, цена барреля крупно 

просела, Катар объявил о своем выходе из ОПЕК накануне 

встречи этой организации через пару дней. Увидим ли мы 

ожидаемое сокращение производства, чтобы смягчить 

падение цен? Будущий путь сектора может быть ухабистым, 

но я прогнозирую, что сейчас, как и в прошлом, нефтяной 

сектор и дальше будет приспосабливаться, усвоив или не 

усвоив уроки прошлого! 

Возвращаясь к этому номеру ROGTEC, я хотел бы 

поблагодарить и приветствовать вклад Газпром 

ВНИИГАЗ, который изучает оценки нефтяного 

месторождения и геологии Обского залива, а также 

повышает производительность бурения. У нас есть 

несколько прекрасных статей от компании Газпром 

нефть, рассматривающих оцифровку месторождений и 

необходимость тяжелого оборудования для гибких труб, от 

RPI, присматривающегося к региональному рынку зарезки 

боковых стволов, и от Роберта Муфазалова, занимающегося 

оценками месторождений. 

Мы также даем обзор Форума «KDR — Скважинный 

инжиниринг», который проходил в Астане в сентябре этого 

года. Форум KDR был организован в непосредственном 

партнерстве с компаниями АО НК КазМунайГаз и НИИ ТДБ 

КМГ и представлял собой самое большое и самое важное 

собрание специалистов по бурению и добыче в Казахстане 

— встречу для обсуждения самых последних региональных 

разработок, инвестиций, историй успеха, а также для 

обмена знаниями, для продвижения новейших технологий 

и услуг. Форум предоставил прекрасную платформу 

для делового общения; более подробная информация о 

проведенном мероприятии сожержится на странице 76 

текущего выпуска. 

Я был рад служить этой отрасли, отрасли, по которой я 

буду скучать, но от которой никогда не уйду далеко. В этом 

последнем редакторском слове я хочу поблагодарить всех, 

с кем мне довелось встречаться и работать все эти годы. 

Желаю вам и вашим близким Веселого Нового Года и 

Счастливого Рождества! 

Надеюсь, вам понравится этот выпуск. 

Ник Лукан 

Шеф-редактор 


10 ROGTEC 

www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора 

Решение проблемы узкого 

диапазона окна бурения и 

минимизация поглощений 

С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОГО 

БУРОВОГО РАСТВОРА ЖИДКОСТЕЙ НА НЕВОДНОЙ 

ОСНОВЕ BaraECD ® 

Неконтролируемая эквивалентная плотность циркуляции 

может привести к гидроразрыву пласта при бурении и 

непроизводительному времени . Система бурового раствора 

BaraECD ® призвана обеспечивать низкую и контролируемую 

эквивалентную плотность циркуляции при строительстве 

скважин, характеризующихся узким окном давлений, 

сводя тем самым к минимуму риск гидроразрыва пласта. 

Уникальный химический состав системы обеспечивает 

низкую вязкость и высокую выносящую способность 

для эффективной очистки скважины и предотвращения 

осаждения твердой фазы, а также снижает риски прихвата 

колонны труб и сальникообразования. 

Свяжитесь с нами, чтобы получить информацию о 

возможностях оптимизации буровых операций и повышения 

ценности активов вашего предприятия. 

halliburton.com/baroid 

© 2018 Halliburton. All Rights Reserved. 


ROGTEC 

11

EDITORSNOTES 

Editors Notes 

Dear Readers, 

Welcome to the last issue of ROGTEC in 2018 and with it, 

I would also like to announce my retirement from this fantastic 

industry and my many great years contributing to ROGTEC - 

Russia and the Caspian´s leading upstream magazine! 

Throughout the last decade and a half of editing ROGTEC, the 

industry has been through highs and many lows. I refer to the 

pre-worldwide downturn highs of $150 dollars per barrel, to the 

oil price crash that slowed growth and investment in the sector 

globally, and closer to home, plus the additional pain the Russian 

market that has to endure from the Western imposed sanctions. 

But, the one thing I have learnt from the oil markets over the 

years, is its strength. The oil sector is a survivor and the Russian 

market is no different – a point which I believe has been proven 

with its resilience to the external pressures placed upon it. With 

a solid “import replacement” program and a shift to outsourced 

technologies and services from outside of Europe and North 

America, Russia has adjusted and will continue to, whatever the 

future may hold. 

At the time of going to print, the price of the barrel saw a big 

drop in price, Qatar announced its withdrawal from OPEC and 

with OPEC due to meet in a couple of days – will we see the 

expected production cut, to help ease the price drop? The future 

of the sector may be bumpy, but my prediction is that, as in the 

past, the oil sector will continue to adapt, with or without learning 

the lessons from the past! 

Back to this issue of ROGTEC and I would like to thank and 

welcome the contribution from VNIIGAZ. VNIIGAZ are looking at 

oilfield reservoir estimation and the geology of the Ob Bay and 

also on improving drilling efficiency. We have some excellent 

contributions from Gazprom Neft, looking at the Digitalization 

of the Oilfield and the need for heavy CT equipment with RPI 

looking at regional side-tracking market and Dr. Robert looking at 

reservoir estimations. 

We also review the KDR Well Engineering Forum that was held 

in Astana this September. The KDR hosted in direct partnership 

with KazMunayGas and the SRI PDT, sees the largest and 

most important gathering for the Kazakh drilling and production 

sphere – meeting to discuss the latest regional developments, 

investments, success stories and to knowledge share and learn 

about the latest technologies and services on offer. The KDR 

provided the perfect networking platform – read all about it on 

page 76. 

It has been a pleasure to serve this industry, an industry I will miss 

but never be far from, and with my last editorial words, I would 

like to thank everyone I have had the pleasure in meeting and 

working with over the years. 

I wish you all a very happy holiday period – may you all enjoy 

the New Year celebrations and all the best to your families and 

futures. 

I hope you enjoy this issue 

Nick Lucan 

Editorial Director 





13

БУРЕНИЕ 

Вадим Кравец 

Vadim Kravets 

Отчет RPI: Перспектива падения объема 

нефтедобычи поддержит рынок ЗБС 

RPI Reports: The Predicted Oil Production Decline 

Will Boost the Sidetracking Market 

Р 

ынок зарезки боковых стволов (ЗБС) является 

одним из важнейших сегментов российского 

нефтесервисного рынка (НСР), на его долю в 2017 

году приходилось 8,7% от общего объема НСР. 

В последние десять лет этот сегмент развивался, 

демонстрируя заметные темпы роста. Эта операция 

стала эффективным методом поддержания дебитов 

на старых скважинах в традиционных добывающих 

регионах, заняв достойное место в ряду других 

способов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и 

интенсификации добычи (ИД). В 2017 году тенденция 

увеличения объема рынка ЗБС продолжилась, и 

темпы его прироста были равны 10,5%. В дальнейшем 

этот рынок в денежном выражении продолжит расти, 

и к 2030 году его объем может достичь уровня 339 

млрд руб. Залогом такого тренда может стать все 

более реальная угроза падения объема добычи нефти 

в стране, заставляющая нефтяников использовать 

все доступные технологические способы для его 

предотвращения. 

T 

he sidetracking (ST) market is one of the most 

important segments of the Russian oilfield services 

market (OSM); in 2017, its share in the total OSM volume 

was 8.7%. In the past ten years, this segment has been 

on the rise, demonstrating a remarkable growth rate. This 

operation has become an effective method of maintaining 

production rates for old wells in traditional producing 

regions, taking its rightful place among other methods of 

enhanced oil recovery (EOR) and production stimulation 

(PS). In 2017, the uptrend in the ST market continued, 

showing a growth rate of 10.5%. In the future, this market 

will continue to grow in money terms and may reach 

RUB 339 billion by 2030. One factor that may reinforce 

this trend is the increasingly real threat of a decline in oil 

production in the country, forcing oil companies to use all 

available techniques to prevent it. 

Since 2007, the number of ST operations in Russia has 

been predominantly growing. Between 2007 and 2017, 

the total number of operations of this type increased by 

14 



DRILLING 

С 2007 года число операций ЗБС в России в 

основном росло. Всего за период 2007-2017 гг. 

количество операций такого рода увеличилось на 

137%, с 1,5 тыс. до 3,6 тыс. в год. Годовые темпы 

роста количества операций ЗБС в этот период 

выросли с -1,7% в 2009-м до максимума в 20,9% в 

2013 году (см. график 1). 

Значительный рост числа операций ЗБС в эти годы 

связан с первоначальным проникновением новой 

технологии на рынок. Дополнительным стимулом 

увеличения явилось Постановление Госгортехнадзора 

РФ от 06.06.2003 года N 71 «Об утверждении «Правил 

охраны недр». В нем затрагивался вопрос ограничения 

137%, from 1500 to 3600 per year. Over the same period, 

the annual rates of growth in the number of ST operations 

increased from -1.7% in 2009 to a maximum of 20.9% in 

2013 (see Figure 1). 

A significant increase in the number of ST operations 

during these years was due to the initial market 

penetration of the new technology. Yet another stimulus for 

this increase was Resolution No. 7 of the Federal Mining 

and Industrial Inspectorate of the Russian Federation 

(Gosgortekhnadzor) of June 6, 2003 entitled “On the 

Approval of the ‘Subsurface Resources Conservation 

Regulations.” It touched upon the issue of limiting the 

number of idle wells – according to this document, their 

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI 

Source: CDU TEK, RPI analysis 

3,045 

3,165 3,225 

3,563 

2,715 

темп роста, % 

growth rate, % 

2,130 

2,246 

1,503 

1,679 1,650 

1,826 

16.6% 

20.9% 

11.7% 

10.7% 

22.2% 

10.5% 

5.4% 

3.9% 

1.9% 

-1.7% 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

График. 1. Количество операций ЗБС и темпы их роста в России в 2007-2017 гг., операции, % годового роста 

Fig 1. The number of ST operations and the rates of their growth in Russia, 2007–2017, operations, growth rate % p/a 

количества бездействующих скважин – их доля в 

эксплуатационном фонде, согласно этому документу, 

не должна превышать 10%. В целях выполнения этой 

установки ВИНКи стали активно использовать ЗБС для 

вывода скважин из бездействия. 

В 2007-2017 гг. рост числа операций ЗБС 

наблюдался во всех регионах, в первую очередь 

в Западной Сибири и Волга-Урале. В этот период 

времени из всего прироста числа операций ЗБС в 

целом по России (+2060 операций) Западная Сибирь 

обеспечила увеличение на 1242 операции, а Волга- 

Урал — на 696 (см. график 2). 

К 2017 году на два крупнейших добывающих региона 

– Западную Сибирь и Волга-Урал – суммарно 

proportion in the producing well stock must not exceed 

10%. Seeking to comply with this prescription, VIOCs 

began to increasingly use ST operations to put their idle 

wells back to work. 

In 2007–2017, the number of ST operations was growing 

in all regions, primarily in Western Siberia and the Volga- 

Ural region. Out of the total Russia-wide increase in 

the number of ST operations during this period (+2060 

operations), Western Siberia contributed an increase of 

1242 operations, and the Volga-Urals contributed an 

increase of 696 operations (see Figure 2). 

By 2017, the two largest producing regions – Western 

Siberia and the Volga-Ural region – held a physical market 

share of 94.2% in aggregate, their individual shares being 



15


3,563 



3,045 

3,165 

3,225 

2,715 

2,130 

2,246 

1,503 

1,679 1,650 

1,826 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Западная Сибирь 

Western Siberia 

Волга-Урал 

Volga-Urals 

Тимано-Печора 

Timan-Pechora 

Восточная Сибирь 

Eastern Siberia 

Прочие регионы 

Other regions 

График 2. Динамика количества операций ЗБС в России в 2007-2017 годах в разрезе регионов нефтедобычи, операции 

Fig 2. Changes in the number of ST operations in Russia plotted against time, 2007–2017, broken down by oil production region, operations 

приходилось 94,2% рынка в физическом выражении, 

56,2% и 38,0% соответственно. Весомые доли двух 

упомянутых регионов в общем объеме операций ЗБС 

во многом обусловлены их значительными долями в 

суммарном фонде нефтяных скважин. 

В течение 2007-2017 гг. проявилась еще одна 

примечательная тенденция – с 2007 года доля 

боковых горизонтальных стволов (БГС) в общем 

объеме ЗБС увеличилась на 6% – с 50% до 56% (см. 

график 3). 

Истощение запасов обусловило увеличение средней 

длины бокового ствола – с 2007 года этот показатель 

вырос на 100% и достиг 400 м. В совокупности 

с общим ростом количества операций ЗБС это 

обеспечило увеличение проходки по вторым стволам 

в 9,5 раз с 2007 года. 

56.2% and 38.0%, respectively. By and large, such a 

significant weight held by the two regions in the total ST 

market can be explained by their weighty shares in the 

total oil well stock. 

During 2007–2017, another notable trend has emerged: 

since 2007, the share of horizontal sidetracking (HST) 

projects in the total ST market has increased 6% – from 

50% to 56% (see Figure 3). 

The depletion of reserves resulted in an increase in the 

average sidetrack length – since 2007, this figure has grown 

by 100% and reached 400 m. Combined with the overall 

growth in the number of ST operations, this brought about a 

9.5-fold increase in sidetrack drilling meterage since 2007. 

In 2007–2017, the ST market kept growing in money 

terms, reaching a level of RUB 111.6 billion in 2017. 

49.9% 49.4% 49.7% 49.8% 45.8% 50.3% 51.3% 50.8% 51.8% 55% 55.9% 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

График 3. Динамика количества операций ЗБС в России в 2007-2017 годах в разрезе регионов нефтедобычи, операции 

Fig 3. The proportion of HST projects in the total number of ST operations in Russia, 2007–2017, % 

16 


Источник: анализ RPI Source: RPI analysis 


DRILLING 

В 2007-2017 гг. рынок ЗБС рос и в денежном 

выражении, достигнув в 2017 году уровня в 

111,6 млрд руб. Причем только в одном 2017 



темп роста, % 

growth rate, % 

Notably, in 2017 alone, the ST market increased by RUB 

10.6 billion, demonstrating an annual growth rate of 

10.5% (see Figure 4). 

111.6 

78.8 

93.1 

96.7 

101.1 

31.7 

31.5 

18.2% 

36.3 

44.1 

21.4% 

52.7 

19.6% 

59 

12% 

33.5% 

18.1% 

10.5% 

3.9% 4.5% 

-3.1% 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

График 4. Объем рынка ЗБС в денежном выражении и темпы его роста в России в 2007-2017 гг., млрд руб., % 

Fig 4. The ST market value in money terms and the rates of its growth in Russia, 2007–2017, billion RUB, % 



17


3,563 

Источник: данные компаний, анализ RPI 

Source: company data, RPI analysis 

2,715 

3,045 

3,165 

3,225 

2,130 

2,246 

1,503 

1,679 

1,650 

1,826 

31.5 

44.1 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Роснефть 

Rosneft 

Славнефть 

Slavneft 

ТНК-BP 

TNK-BP 

Татнефть 

Tatneft 

Сургутнефтегаз 

Surgutneftegaz 

Башнефть 

Bashneft 

ЛУКОЙЛ 

LUKOIL 

РуссНефть 

RussNeft 

Газпром нефть 

Gazprom Neft 

Прочие 

Other 

График 5. Динамика количества операций ЗБС в России в 2007-2017 гг., операции 

Fig 5. Changes in the number of ST operations in Russia plotted against time, 2007–2017, operations 

году рынок ЗБС увеличился на 10,6 млрд руб., 

продемонстрировав годовой темп прироста в 10,5% 

(см. график 4). 

Средняя стоимость одной операции ЗБС в России в 

2017 году осталась на уровне предыдущих двух лет, 

что вызвано высоким давлением заказчиков операций 

ЗБС на подрядные организации в части расценок 

на работы. В 2018 эта ситуация пролонгировалась – 

отраслевые эксперты отмечают, что крупные ВИНК 

настаивают на стабилизации цены на уровне 2017 

года, а иногда и на сокращении стоимости операций 

на 10-15%. Этот расклад, судя по всему, сохранится и 

в 2019 году. 

Состав крупнейших заказчиков неизменен 

В 2017 году большинство крупных заказчиков 

увеличили число операций ЗБС: в 2017 году их 

количество в «Роснефти» выросло на +11%, в 

«ЛУКОЙЛе» – на +63%, в «Сургутнефтегазе» – на 

+4%. В итоге в 2017 году рынок ЗБС в физическом 

выражении вырос на 338 операций (+10,5% к 2016 

году) и в общей сложности составил около 3,5 тыс. 

операций (см. график 5). 

В общей структуре рынка ЗБС в 2017 году 

«Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» суммарно 

The average cost per ST operation in Russia remained 

at the same level in 2017 as it was in the previous two 

years, which was due to the intense pressure exerted by 

ST customers on ST on contractors in terms of job prices. 

This situation was prolonged through 2018 – according 

to industry experts, large VIOCs insist that prices be 

stabilized at the level of 2017, and sometimes also that the 

costs per operation be reduced by 10–15%. Apparently, 

this scenario will continue into 2019. 

The Lineup of the Largest Customers 

Remains Unchanged 

In 2017, the majority of large customers increased 

the number of ST operations: in 2017, their number in 

Rosneft increased by +11%, in LUKOIL – by +63%, and 

in Surgutneftegaz – by +4%. As a result, in 2017, the ST 

market grew in physical terms by 338 operations (+10.5% 

by 2016), reaching a total of some 3500 operations (see 

Figure 5). 

In 2017, the aggregate share held by Rosneft, 

Surgutneftegaz, and LUKOIL in the total ST market was 

70%, their individual shares being 36%, 25%, and 9%, 

respectively (see Figure 6). 

The contractor entities can be split into two categories: 

independent companies and VIOC subdivisions. Figure 7 

18 



DRILLING 

занимали 70% рынка ЗБС, с долями в 36%, 

25% и 9% соответственно (см. график 6). 

Среди компаний-подрядчиков можно 

выделить независимые компании и 

структурные подразделения ВИНК. На 

графике 7 представлены доли отдельных 

подрядчиков в общем объеме операций. 

Наибольшие рыночные доли на рынке ЗБС в 

2017 году имели: 

• «Сургутнефтегаз» – 25%; 

• «РН-Бурение» – 17%; 

• «УПНПиКРС» – 9%. 

В сумме доля перечисленных компаний 

достигала 51%. 

В 2017 году подрядные организации изменили 

объемы работ по бурению боковых стволов. 

Большая часть компаний увеличила количество 

ЗБС в соответствии со спросом на услуги, что и 

обеспечило в конечном итоге упомянутый выше 

общий рост рынка ЗБС на 10,5%. 

Помимо общего числа ЗБС, подрядные 

организации увеличивали количество бригад 

по зарезке вторых стволов, однако эта тенденция 

отстает от темпов роста количества операций, что 

позволяет сделать вывод об увеличении средней 

загрузки бригад ЗБС. 

В 2017 году удельная эффективность работ по 

зарезке боковых стволов существенно отличалась по 

подрядным организациям. Среди крупных компаний 

наибольшее количество операций на одну бригаду 

наблюдалось у «РН-Бурения». 

Башнефть 

Bashneft 

1% 

Татнефть 

Tatneft 

2% 

Славнефть 

Slavneft 

4% 

Прочие 

Others 

17% 


Gazprom Neft 

6% 

ЛУКОЙЛ 

LUKOIL 

9% 



Роснефть 

Rosneft 

36% 

Сургутнефтегаз 


25% 

График 6. Доли отдельных заказчиков в общем количестве операций 

ЗБС в России в 2017 году, % 

Fig 6. Shares held by individual customers in the total number of ST 

operations in Russia, 2017, % 

shows the shares held by individual contractors in the total 

number of operations. 

In 2017, the following companies had the biggest shares 

in the ST market: 

• Surgutneftegaz – 25%; 

• RN-Burenie – 17%; 

• EOR and Well WO Co. – 9%. 

In total, the share of the above-listed companies reached 51%. 

«Самотлорнефтепромхим» 

Samotlorneftepromkhim 

«РН-Бурение» 

RN-Burenie 

«Сургутнефтегаз» 

19% 

17% 


«УПНП и КРС» 

EOR and Well WO Co. 

1% 1%1% 

1% 

«КАТОБЬНЕФТЬ» 

2% 

CATOBNEFT 

2% 

Eurasia Drilling Company 

4% 

25% 

Eurasia Drilling Company 

ООО «АРГОС» 

5% 

ARGOS, LLC 

«ТаграС» 

6% 

TagraS 

6% 

9% 

«Таргин Бурение» 

Targin Bureniye 

IDS 

IDS 

«Белоруснефть-Сибирь» 

Belorusneft-Siberia 

«Интегра» 

Integra 

«ССК» 

SSC 

«НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ» 

NSH ASIA DRILLING 

Прочие 

Others 


Source: company data, RPI analysis 

График. 7. Доли подрядчиков в общем объеме операций ЗБС в 2017 году, % 

Fig 7. Shares held by contractors in the total number of ST operations, 2017, % 



19


Куда движется рынок 

Основными факторами, определявшими направления 

развития рынка ЗБС в 2006-2017 гг., являлись: 

• рост фонда нефтяных скважин, в том числе 

горизонтальных; 

• падение дебитов на старых скважинах; 

• рост числа мероприятий ПНП, включая ЗБС; 

• снижение эффективности методов ПНП, 

включая ЗБС; 

• увеличение в структуре операций ЗБС числа БГС 

и снижение числа боковых наклонно-направленных 

стволов (БННС). 

В 2006-2017 гг. фонд нефтяных добывающих скважин 

в России вырос до 151 тыс. единиц, увеличившись за 

11 лет на 23 тыс. скважин или на 18% по сравнению 

с показателем 2006 года. Этот показатель во 

многом определяет число операций ЗБС. При этом 

и максимальную долю от общего числа скважин, и 

максимальный прирост числа скважин обеспечили 

два региона – Западная Сибирь и Волга-Урал. К 

концу 2017 года в Западной Сибири находилось 

85 тыс. нефтяных добывающих скважин (56% от 

общероссийского фонда), а в Волга-Урале – 57 тыс. 

скважин (38%). 

Увеличение числа скважин в 2006-2017 гг. 

происходило главным образом за счет ввода 

наклонно-направленных скважин. Число скважин, 

законченных строительством в 2017 году, в 1,9 

раза превосходило аналогичный показатель 2007 

года. Однако если доля горизонтальных скважин 

среди всех законченных строительством в 2007 году 

составляла только 10%, то в 2017 году она возросла 

до 33%. 

В 2007-2016 гг. доля бездействующих скважин в 

эксплуатационном фонде сократилась с 12,7% до 

8,5%. В 2017 году эта доля возросла до 9,7% из-за 

введения ограничений на объемы добычи нефти. 

Увеличение числа скважин происходило на фоне 

снижения дебита на действующем фонде нефтяных 

скважин. Так, если в 2007 году среднесуточный дебит 

одной нефтяной скважины составлял 10,2 т, то к 2017 

году этот показатель снизился на 10%, до 9,3 т. При 

этом на новых скважинах дебит сократился с 43,5 

до 36,2 т (снижение на 7,3 т или на 17%), а на старых 

скважинах — с 9,8 до 8,8 т (снижение на 1,0 т или на 

10%). 

Рост среднесуточного дебита на новых скважинах 

в 2016 году был обусловлен эффективным 

строительством скважин на уже эксплуатируемых 

месторождениях, в частности, на Самотлорском 

In 2017, contractors changed their sidetracking 

workloads. Most companies increased the number of 

ST operations in the face of increased demand for these 

services, which ultimately resulted in the above-mentioned 

ST market growth by a total of 10.5%. 

In addition to the total number of ST operations, 

contracting entities have increased the number of their 

sidetracking crews; however, this trend is lagging behind 

that of the operations growth rate, from which we can 

infer that the average workload per sidetracking crew has 

increased. 

In 2017, the input-specific efficiency of sidetracking work 

differed significantly among contractors. Among large 

companies, RN-Burenie is the one that boasts the largest 

number of operations per crew. 

Where the Market is Going 

The main factors that determined the course of 

development of the ST market in 2006–2017 were: 

• the growing stock of oil wells, including horizontal ones; 

• the decline in production rates at old wells; 

• the increase in the number of EOR projects, including ST; 

• the declining efficiency of EOR methods used, including ST; 

• the increased proportion of HST operations and the 

reduced proportion of directional sidetracking (DST) 

operations in the total ST market structure. 

During the 11-year period between 2006 and 2017, 

the stock of producing oil wells in Russia increased by 

21,000, or by 18%, reaching a total of 151,000 wells. This 

indicator largely determines the number of ST operations. 

Notably, the two regions that boast both the biggest share 

in the total number of wells and the biggest increase in the 

number of wells are Western Siberia and the Volga-Ural 

region. By the end of 2017, there were 85,000 producing 

oil wells in Western Siberia (56% of the total stock Russiawide) 

and 57,000 wells (38%) in the Volga-Urals. 

The increase in the number of wells in 2006–2017 

occurred mainly due to the introduction of directional 

wells. The number of wells completed in 2017 was 1.9 

times higher than in 2007. However, if in 2007 horizontal 

wells accounted for only 10% of all completed wells, in 

2017 their share increased to 33%. 

Between 2007 and 2016, the percentage of idle wells in 

the producing stock decreased from 12.7% to 8.5%. In 

2017, this figure increased to 9.7% due to the introduction 

of restrictions on oil production. 

The increase in the number of wells occurred in the 

face of the decreasing production rates at the existing 

oil well stock. So, for example, if in 2007 the average 

20 



DRILLING 

(«Роснефть») и Новопортовском («Газпром нефть»), 

а также вводом в эксплуатацию новых залежей – 

например, месторождение им. В. Филановского 

обеспечило рост среднего дебита ООО «ЛУКОЙЛ- 

Нижневолжскнефть» в 5,7 раз до 3 тыс. т в сутки. 

Удельная эффективность операций ПНП за период 

2007-2017 гг. сократилась: нового бурения – на 

20,9%; ЗБС – на 35%; ГРП – на 100%; КРС – на 27,4%. 

В 2017 году дополнительная добыча от методов ПНП 

по крупнейшим ВИНК составила в среднем 14,4% 

от их суммарной добычи. Структура дополнительной 

добычи от методов ПНП выглядела следующим 

образом: 65% – новое бурение, 15% – КРС, 10% – 

ГРП, 10% – ЗБС. 

Технология не стоит на месте 

К одному из ключевых технологических трендов 

на рынке зарезки боковых стволов можно отнести 

увеличение доли бурения горизонтальных стволов. 

За последнее десятилетие эта цифра выросла на 

6% и составила в 2017 году 56%. Таким образом 

горизонтальные боковые стволы стали преобладать 

над наклонно-направленными. 

Другой важный технологический аспект при 

бурении вторых стволов – частое использование 

многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). 

Так, в «Славнефти» до 90% боковых стволов 

сопровождается МГРП. Ожидается, что в ближайшем 

будущем другие компании подтянутся к этой цифре. 

Следует отметить, что при зарезке боковых стволов 

практически отсутствует мониторинг ГРП. Сейчас 

на боковом стволе используются в среднем 3-4 

стадии МГРП, в долгосрочной перспективе их число 

увеличится до 6-7. Росту количества стадий МГРП 

будет способствовать увеличение средней длины 

бокового ствола. 

Длина вторых стволов существенно различается по 

компаниям и регионам нефтедобычи, однако во всех 

нефтегазоносных провинциях отмечается тренд на 

увеличение длины горизонтальных участков скважин 

и боковых стволов. 

Отраслевые эксперты отмечают, что при зарезке 

боковых стволов практически не используются 

управляемые компоновки, однако в среднесрочной 

перспективе ожидается увеличение частоты их 

применения. Кроме того, редко используются 

роторно-управляемые системы – ключевым 

ограничением в этом случае является высокая 

стоимость. Данные системы применяются при ЗБС, 

как правило, только в случаях, когда это по тем или 

иным причинам необходимо заказчику. Постепенное 

production rate per oil well per day was 10.2t, by 2017 

this figure decreased by 10%, to 9.3t. At the same time, 

the production rate at new wells went from 43.5 down to 

36.2t (a decrease by 7.3t, or 17%), while at old wells it 

went from 9.8 to 8.8t (a decrease by 1.0t, or 10%). 

The growth in the average daily production rate at new 

wells in 2016 was due to some effective well construction 

projects implemented at fields already in production, 

specifically at the Samotlorskoye Field (Rosneft) and the 

Novoportovskoye Field (Gazprom Neft), as well as due to 

the commissioning of new fields – so, for example, the V. 

Filanovsky Field allowed LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, LLC 

to boost their average production rate 5.7 times up to 

3,000 t per day. 

The input-specific efficiency of EOR operations 

decreased as follows between 2007 and 2017: new 

drilling – by 20.9%; ST – by 35%; HF – by 100%; WWO 

– by 27.4%. 

In 2017, incremental production due to EOR methods 

accounted for an average of 14.4% of the total production 

for the largest VIOCs. Here is how this incremental 

production figure breaks down by EOR method: 65% – 

new drilling, 15% – WWO, 10% – HF, 10% – ST. 

Technology Does Not Stand Still 

One of the key technological trends in the sidetracking 

market is the increase in the percentage of horizontal 

drilling operations. Over the past decade, this figure 

has grown by 6% and reached 56% in 2017. Thus, 

horizontal sidetracking projects began to prevail over 

directional ones. 

Another important technological aspect in sidetrack 

drilling is the frequent use of multi-stage hydraulic 

fracturing (MSHF). So, for example, Slavneft uses 

MSHF in up to 90% of its sidetracking operations. 

Expectations have it that other companies will catch 

up on this figure in the near future. It should be noted 

that sidetrack drilling is carried out with practically 

no HF monitoring. Currently, the average number of 

MSHF stages per sidetrack is 3–4; in the long run, their 

number will increase to 6–7. Such an increase in the 

number of MSHF stages will be driven by the increase 

in the average sidetrack length. 

Sidetrack lengths vary significantly by company and oil 

production region; however, all oil and gas provinces 

are witnessing an uptrend in the lengths of horizontal 

well sections and sidetracks drilled. 

Industry experts point out that the use of controlled 

bottom-hole assemblies in sidetrack projects is 

negligibly rare, but in the mid-term future, this practice 



21


внедрение данной технологии будет обуславливать 

сокращение ее удельной стоимости и повышение 

доступности для потребителей, что обеспечит рост 

доли использования роторно-управляемых систем 

при бурении боковых стволов. 

В настоящее время в бурении вторых стволов 

редко применяются винтовые забойные двигатели, 

однако отраслевые эксперты отмечают тенденцию 

на увеличение их доли при зарезке боковых 

горизонтальных стволов ввиду их совершенствования 

и модернизации. 

Что будет через 12 лет 

При построении прогноза числа операций ЗБС в 

2018-2030 гг. мы учли следующие факторы: 

• прогноз добычи нефти в России на период 

2018-2030 гг.; 

• прогноз динамики эксплуатационного 

фонда скважин; 

• прогноз доли бездействующего фонда 

эксплуатационных скважин; 

• прогноз динамики изменения дебита нефтяных 

скважин; 

• прогноз динамики эффективности методов ПНП, а 

именно изменения дополнительной добычи от ЗБС; 

• прогнозная динамика удельной доли бурения 

боковых горизонтальных стволов (БГС) и боковых 

наклонно-направленных стволов (БННС) в общем 

количестве операций ЗБС. 

В 2018-2030 гг. годовое количество операций 

ЗБС будет расти, но темпы роста рынка ЗБС 

значительно сократятся по сравнению с предыдущим 

десятилетием. В перспективе до 2030 года 

темпы роста числа ЗБС не превысят 11% в год, а 

среднегодовой рост составит 5,2%. К 2030 году 

количество операций ЗБС достигнет уровня в 6,5 

тыс. операций, что на 82% больше аналогичного 

показателя в 2017 году. 

Увеличение числа операций ЗБС на 2932 операции в 

2018-2030 гг. в наибольшей степени будет обеспечено 

за счет роста числа операций в Западной Сибири 

(+1258 операций) и Волга-Урале (+796 операций). 

В региональном разрезе наибольшее число операций 

ЗБС в 2030 году по-прежнему будет приходиться на 

Западную Сибирь (50,2% от всего числа операций в 

стране) и Волга-Урал (33,1%). 

В настоящее время доля БГС в общем количестве 

операций, как уже указывалось ранее, составляет 

56% в среднем по стране. Этот тип боковых стволов 

станет еще более распространенным, и его доля в 

is expected to become more common. Rotary steerable 

systems (RSS) are also used quite rarely – their high 

cost being a key restrictive factor in this case. As 

a general rule, these systems are only used in ST 

projects if the customer so requires for some reason or 

other. Step-by-step introduction of this technology will 

drive its unit cost down, making it more affordable for 

customers, which, in turn, will result in an increase in 

the proportion of sidetrack drilling projects using RSS. 

The use of downhole positive displacement motors 

(PDM) in sidetrack drilling is currently also quite 

uncommon, but industry experts point to a trend toward 

more sidetrack projects using them, which can be 

explained by their improvement and modernization. 

What will Happen in the Next 12 Years? 

When preparing our forecast for the number of ST 

operations in 2018–2030, we considered the following 

factors: 

• projected oil production in Russia for the period 

2018–2030; 

• projected changes in the size of the producing well 

stock over time; 

• projected proportion of the production well stock which 

is left idle; 

• projected changes in the oil well production rates 

over time; 

• projected changes in EOR efficiency over time, viz 

changes in incremental production due to EOR; 

• projected changes in the specific contributions of 

horizontal (HST) and directional (DST) sidetrack drilling 

projects to the total number of ST operations over time. 

Between 2018 and 2030, the number of ST operations 

per year will keep growing, but the ST market growth 

rate figures will significantly decrease compared with 

the previous decade. Our outlook until 2030 has it that 

the rate of growth in the number of ST operations will 

not exceed 11% p/a, and the average annual growth 

will be 5.2%. By 2030, the number of ST operations will 

reach a level of 6,500 operations, which is 82% more than 

in 2017. 

The increase in the number of ST operations by 2932 

in the years 2018–2030 will, to the greatest extent, be 

driven by the growth in the number of such operations 

in Western Siberia (+1258 operations) and the Volga- 

Ural region (+796 operations). 

The same two regions also occupy the top two lines of 

our breakdown of the number of ST operations in 2030, 

Western Siberia accounting for 50.2% and the Volga- 

Urals for 33.1% of the country’s total number of these 

operations. 

22 



DRILLING 

Источник: анализ RPI 

Source: RPI analysis 

3,563 

3,937 

4,313 

4,684 

5,042 

5,380 

5,690 

5,963 

6,192 

6,372 

6,496 6,561 6,561 6,495 

2017 

(факт) 

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 

Число операций БГС 

Number of HST operations 

Число операций БННС 

Number of DST operations 

График. 8. Прогноз количества операций ЗБС в России в 2018-2030 гг., операции 

Fig 8. Forecast of the number of sidetracking operations in Russia in 2018–2030 

строительстве ЗБС достигнет к 2030 году 65% (см. 

график 8). 

Ожидается, что к 2019 году средняя длина бокового 

ствола увеличится до 500 м и впоследствии останется 

на этом же уровне. В связи с ростом количества 

операций ЗБС, а также увеличением средней длины 

бокового ствола проходка по вторым стволам 

увеличится к 2030 году в 2,3 раза. 

Еще есть резервы 

В текущей ситуации с нефтедобычей в России 

наиболее вероятным является вариант, при котором 

ее уровень на зрелых месторождениях будет 

снижаться, а стабильные объемы производства будут 

обеспечиваться за счет ввода в эксплуатацию новых 

месторождений. При этом зарезка боковых стволов 

будет проводиться как на новых месторождениях, так 

и на зрелых – с целью поддержания нефтеотдачи. 

В ближайшие годы существует вероятность 

субсидирования нефтяных компаний, осуществляющих 

добычу на зрелых месторождениях. Меры по 

господдержке предполагают предоставление 

налоговых льгот компаниям, которые в ответ должны 

будут увеличить добычу на своих скважинах или, что 

вероятнее, поддерживать ее на текущем уровне. 

В частности, к зрелым месторождениям относятся 

залежи с наибольшим периодом эксплуатации 

и обводненностью выше 85% – такие как 

Самотлорское, Варьеганское, Мегионское 

Currently, the proportion of HST in the total number of 

operations, as we have already mentioned, averages 

56% country-wide. This sidetrack type will become 

even more widespread: by 2030, its share in the total 

ST workload will reach 65% (see Figure 8). 

It is expected that by 2019 the average sidetrack 

length will increase to 500m and subsequently remain 

at the same level. The growing number of ST operations, 

combined with the increased average sidetrack length, 

will result in 2.3-fold growth in sidetrack drilling meterage 

by 2030. 

There are More Reserves Left 

Given the current situation in Russia’s oil production 

market, the most likely scenario is one where 

oil production at mature fields will decline, and 

stable production volumes will be ensured by the 

commissioning of new fields. Notably, sidetracking 

operations will be carried out both at new fields and at 

mature fields – with a view to maintaining oil recovery. 

In the coming years, there is a possibility that oil 

companies involved in production at mature fields will 

be subsidized. There are government support measures 

that provide for tax reliefs to be made available to 

companies who, in return, are supposed to increase 

production at their wells or, more likely, to maintain it at 

the current level. 

In particular, mature fields include deposits with the 

longest production lifespan and a water cut above 



23


месторождения. Суммарный объем добычи на зрелых 

месторождениях в целом составляет 120 млн т. 

Для поддержания текущего уровня добычи 

на месторождениях такого типа потребуются 

дополнительные меры по извлечению нефти. К ним 

относятся: строительство новых скважин и боковых 

стволов, ряд прогрессивных методов ПНП и ИД. 

Поддержание добычи потребует прежде всего 

строительства все большего количества скважин. 

Такая же ситуация сложится и в отношении числа 

операций ЗБС. Причем более низкая стоимость 

проведения ЗБС по сравнению со строительством 

новой скважины обуславливает возможность 

замещения части нового строительства скважин 

бурением боковых стволов. В результате к 2030 году 

объем рынка ЗБС может оказаться в физическом 

выражении больше показанного на графике 8 

примерно на 1,5 тыс. операций в год. 

Аналитический отчёт «Российский рынок зарезки 

боковых стволов: текущее состояние и прогноз до 2030 

года» выпущен компанией RPI. По вопросам, связанным 

со статьёй и отчётом, обращайтесь по телефонам: 

+7(495) 5025433, +7 (495)7789332, 

e-mail: research@rpi-research.com 

www.rpi-consult.ru 

85% – such as the Samotlorskoye, Varyoganskoye, and 

Megionskoye Fields. The total production volume at 

mature fields is 120 Mt. 

To maintain the current level of production at fields 

of this type, additional oil recovery measures will be 

required. These include: construction of new wells and 

sidetracks as well as a number of advanced EOR and 

PS techniques. 

Maintaining production will, first of all, call for the 

construction of more and more wells. The same 

scenario will play out in respect of the number of 

ST operations. Moreover, the lower cost of ST work 

compared to new well construction allows us to infer 

that sidetrack drilling operations may become a way to 

replace some part of new well projects. As a result, by 

2030, the size of the ST market, in physical terms, may 

turn out to be bigger than that shown in Figure 8 by 

about 1,500 operations per year. 

The analytical report entitled “The Russian sidetracking 

market: current state and outlook until 2030” has been 

published by RPI. For questions related to this article and 

the said report, please call: 

+7 (495) 5025433, +7 (495) 7789332 

e-mail: research@rpi-research.com 

www.rpi-consult.ru 

24 



eckel.com | sales@eckel.com 

DRILLING 

HYDRAULIC POWER TONGS 

HSVS 

5½БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И ПРОВЕРЕННЫЙ 

Особенности гидравлического ключа 

5-1/2 HSVS Эккель: 

• Крутящий момент 22000 футо-фунтов 

(29828 Нм) 

• Гибкий выбор значений крутящего 

момента и скорости вращения при 

использовании гидравлического мотора 

с технологией Hydra-Shift в сочетании 

с механической двухскоростной 

передачей, четыре диапазона крутящего 

момента/скорости вращения. 

• Быстрая смена скользящих головок 

• Работает с бурильными трубами 

• Hydra-Shift (гидравлическое 

переключение частоты вращения) 

• Гидравлическое стопорное устройство 

Tri-Grip. 

• Радиальный замок дверки 

Гидравлические ключи Эккель защищают 

ваши трубные соединения от дорогостоящих 

повреждений. Проверено по всему миру. 

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером 

в поставке высокопроизводительных гидравлических 

ключей. Эккель предлагает разнообразные модели 

гидравлических ключей для работы с бурильными, 

обсадными и насосно-компрессорными трубами, 

гидравлические стопорные устройства и силовые 

гидравлические станции. Предложение ключей для работы 

с размерами труб от 2 1 /16 до 36 дюймов (52,4 до 914,4 mm) 

и крутящим моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) 

для самых востребованных условий на суше и на море. 

В чем ваша основная проблема с трубным соединением? 

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU 

Explorer II - Компьютеризированная 

система контроля и регистрации 

крутящего момента и скорости 

вращения 

Разнообразные типы 

вкладышей для 

каждого применения 

HYDRAULIC POWER TONGS 

Гидравлические станции дизельные и электрические 


eckel.com | sales@eckel.com 

Эксклюзивный региональный представитель: 

Коралайна Инжиниринг: 

Coralina Engineering: 

coralina.ru | oil-gas@coralina.ru 

ROGTEC 25

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА 

Прикладные и научные решения, примененные 

при подсчете запасов углеводородов в терригенных 

и карбонатных коллекторах базовых месторождений 

ПАО «Газпром» 

Applied and Scientific Solutions, Used for Calculation of 

Hydrocarbon Reserves in Terrigenous and Carbonate 

Reservoirs of Basic Gazprom PJSC Fields 

Е.Е. Поляков 1 , Е.А. Фёдорова 1 , В.В. Стрекозин 1 , И.В. Чурикова 1 , 

К.М. Семёнова 1 , Н.А. Никульникова 1 , С.Ю. Ромащенко 1 , А.Г. Ефимов 2 , 

С.М. Побережский 2 , А.С. Колубаев 2 , А.Ю. Комаров 3 , В.А. Захарчук 3 

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский 

р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 

2 ООО «Газпром добыча Оренбург», Российская Федерация, 460058, г. Оренбург, 

ул. Чкалова, д. 1/2 

3 ООО «Газпром добыча Астрахань», Российская Федерация, 414000, г. Астрахань, 

ул. Ленина, д. 30 

T 

езисы. В последнее десятилетие коллективом 

специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 

выполнены подсчеты запасов углеводородов 

(УВ) стратегически значимых для России и 

расположенных на ее территории уникальных 

месторождений со специфичными геологотехнологическими 

условиями: Астраханского 

газоконденсатного (карбонатные отложения, 

Прикаспийская нефтегазоносная провинция (НГП)); 

Оренбургского нефтегазоконденсатного (карбонатные 

отложения, Волго-Уральская НГП); Чаяндинского 

Ye.Ye. Polyakov 1 , Ye.A. Fedorova 1 , V.V. Strekozin 1 , I.V. Churikova 1 , K.M. Semenova 1 , 

N.A. Nikulnikova 1 , S.Yu. Romashchenko 1 , A.G. Yefimov 2 , S.M. Poberezhskiy 2 , 

A.S. Kolubayev 2 , A.Yu. Komarov 3 , V.A Zakharchuk 3 

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, 

Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation 

2 Gazprom Dobycha Orenburg LLC, Bld. 1/2, Chkalova street, Orenburg, 460058, 

Russian Federation 

3 Gazprom Dobycha Astrakhan LLC, Bld. 30, Lenina street, Astrakhan, 414000, Russian Federation 

O 

ver the last decade, a team of Gazprom VNIIGAS 

specialists carried out the estimation of hydrocarbon 

(HC) reserves, targeting its unique and strategically 

improtant fields with specific geological-and-technical 

conditions: the Astrakhan gas-condensate field 

(carbonate deposits, Petroleum province of the Caspian 

Sea; Orenburg oil-and-gas condensate field (carbonate 

deposits, Petroleum province of the Volga-Urals area); 

Chayandinskoye oil-and-gas condensate field (terrigenous 

deposits, Petroleum province of the Lena-Vilyui area). The 

previous estimation of the HC reserves of the Astrakhan 

26 



RESERVOIR ESTIMATION 

нефтегазоконденсатного (терригенные отложения, 

Лено-Вилюйская НГП). Предыдущие подсчеты запасов 

УВ Астраханского и Оренбургского месторождений, 

не считая оперативных, выполнялись большим 

коллективом авторов еще в восьмидесятые годы 

прошлого века. В 2000 г. защиту в ФБУ «ГКЗ» прошел 

подсчет запасов УВ Чаяндинского месторождения. 

За последние десятилетия на месторождениях 

выполнен значительный объем геологоразведочных 

работ, в ходе которых получена новая геологогеофизическая 

и промысловая информация о строении 

и газоносности объектов, послужившая основанием 

для пересчетов запасов УВ, в процессе выполнения 

которых специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 

2011-2018 гг. решен ряд научных и прикладных задач. 

Так, уточнена методика определения коэффициента 

нефтегазонасыщенности и положений га-зоводяного 

и водонефтяного контактов в карбонатных 

коллекторах Оренбургского и Астраханского 

месторождений. Впервые при выполнении подсчета 

запасов Чаяндинского месторождения коэффициент 

пористости определялся по акустическому импедансу; 

с учетом новых данных изучения керна и степени 

засолоненности пород проведено районирование 

территории и уточнены граничные величины 

коэффициентов пористости и проницаемости 

продуктивных горизонтов; выявлена зави-симость 

линейных запасов УВ, подсчитанных в интервалах 

испытанных объектов, от максимальных значений 

полученных дебитов газа с учетом скин-эффекта, 

что позволяет прогнозировать дебиты во вновь 

пробуренных скважинах. 

Выполненные исследования позволили обосновать 

беспрецедентно длительную стабильную работу 

Астраханского месторождения и, соответственно, 

Астраханского газохимического комплекса. В 

пределах Волго-Уральской НГП результаты подсчета 

запасов Оренбургского месторождения позволят 

оптимизировать проектные решения в части его 

разработки и обустройства в период падающей 

добычи. Ускоренно выполненный подсчет запасов УВ 

Чаяндинского месторождения позволил своевременно 

осуществить проектирование его разработки и 

обустройства, а также уверенно планировать объемы и 

состав экспортного газа страны. 

В последнее десятилетие коллектив специалистов 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» вы-полнил подсчеты 

запасов углеводородов (УВ) стратегически значимых 

для страны месторождений-гигантов, расположенных в 

различных регионах России со специфичными геологотехнологическими 

условиями. Были рассмотрены 

залежи в карбонатных отложениях Прикаспия и Волгоand 

Orenburg fields, not counting any operating stocks, 

was conducted by a large group of authors back in 

the 1980’s. The estimation of the HC reserves of the 

Chayandinskoye oil-and-gas condensate field was 

approved by the State Reserves Committee under the RF 

Ministry of Natural Resources in 2000. 

A considerable scope of geological exploration has been 

carried out in the last few decades, which enabled an 

updated geological and field data model regarding the 

structure and gas content of targets, which served as 

the basis for re-estimation of the HC reserves. During 

this revision the specialists of LLC «Gasprom VNIIGAS” 

managed to resolve a number of scientific and application 

problems in the period of 2011-2018. 

Thus, the technique for determination of oil and gas 

saturation index and location of gas-water and oil-water 

contacts zones in the carbonate reservoirs of the Orenburg 

and Astrakhan fields was refined. For the first time, while 

carrying out the estimation of the Chayandinskoye field 

reserves, the porosity factor was determined by acoustic 

impedance; classification of the area was carried out, 

with updated core analysis samples and the degree of 

salinization of the rocks, and the boundary values of the 

core factor and the permeability of the target horizons were 

updated; correlations of the contour reserves of HC were 

revealed, estimated in the intervals of tested targets, with 

the maximum values of gas flow rates achieved accounting 

for skin-factor, which makes it possible to predict the flow 

rates of the step-out wells. 

The research, thus carried out, made it possible to provide 

a rationale for the unprecedented long and stable yield of 

the Astrakhan field and, correspondingly, of the Astrakhan 

Gas Chemical Complex. The estimation of the reserves of 

the Orenburg field, within the boundaries of the Petroleum 

Province of the Volga-and-Urals area, would make it 

possible to optimize the design solutions related to its 

development and construction at the time of production 

decline. The expeditious estimation of the HC reserves 

of the Chayandinskoye field enabled the timely project 

management of its development and construction, as well 

as confident planning of the volumes and composition of 

the country’s export gas. 

Over the last decade, a team of Gazprom VNIIGAZ 

specialists carried out the estimation of hydrocarbon (HC) 

reserves of the country’s strategic giant oil fields, located in 

different regions of Russia, featured with specific geological 

and engineering data. The accumulations in the carbonate 

deposits of the Caspian Sea and the Volga-and-Urals basin 

were examined, and namely the Astrakhan gas condensate 

field and the Orenburg oil-gas condensate field, as well 

as the accumulations in the terrigenous suite venda of 

the Eastern Siberia, namely, the Chayandinskoye oil-gas 



27


Рис. 1. Расположение рассмотренных месторождений-гигантов в пределах нефтегазоносных провинций (НГП) и центров 

газодобычи России 

Уральского бассейна - Астраханское газоконденсатное 

месторождение (АГКМ) и Оренбургское 

нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), а 

также в терригенных отложениях венда Восточной 

Сибири - Чаяндинское нефтегазоконденсатное 

месторождение (ЧНГКМ) (рис. 1). Месторождения 

уникальны как по величине запасов УВ, так и с точки 

зрения геологических условий залегания. 

Для ЧНГКМ характерны аномально низкие пластовые 

давления и температуры, разлом-ная тектоника, 

наличие криолитозоны, а также галита в качестве 

цементирующего материала пород, высокая 

минерализация пластовых вод, большая площадь 

распространения нефтяных оторочек (при небольшой 

их толщине), особенный состав пластового газа 

(содержание азота в пластовом газе 7.. .10 % об., гелия 

-0,44...0,57 % об.). Кроме того, слабая развитость 

промышленно-энергетической и транспортной 

инфраструктуры Республики Саха (Якутия), дефицит 

производственных сил, резко-континентальный климат 

(очень низкие зимние температуры до минус 60 °С и 

высокие летние до +35 °С) осложняют производство 

работ на месторождении. 

АГКМ и ОНГКМ, напротив, находятся в 

районах с широко развитой производственной 


condensate field (Fig.1). The fields are unique by both the 

amount of their HC reserves, and from the point of view of 

their geological position. 

The Chayanovskoye oil-gas condensate field is featured 

with abnormally low formation pressure and temperature, 

fault tectonics, presence of a permafrost zone, as well 

as halite acting as a bonding material for the rocks, high 

mineralization of edge waters, extensive area of oil rims 

(with their moderate-size depths), a peculiar composition 

of formation gases (nitrogen concentration in the formation 

gas is 7…10% vol., that of helium is 0,44…0,57% vol.) 

Besides, the underdeveloped industrial, energy and the 

transport infrastructure of the Republic of Sakha (Yakutia), 

the shortage of production forces, deeply continental 

climate (extremely low winter temperatures up to minus 

60 °С, and high summer ones up to +35 °С) complicate 

the execution of works at the field. 

The Astrakhan gas condensate field and the Orenburg 

oil-gas condensate field, on the contrary, are located in 

the areas with widely spread and developed industrial 

infrastructure, they have been developed for significantly 

time period (24 and 44 years, correspondingly) and serve as 

a raw resource base for Gas Chemical Complexes created 

on their basis, which include facilities of oil production 

and treatment, as well as gas processing plants. The 





29


Oil and Gas Provinces 

Timano-Pecherskaya 

Volgo-Ural’skaya 

Prikaspiyskaya 

JV. Mezenskaya 

Severo-Kavkazskaya 

Zapadno-Sibirskaya 

Leno-Viluyskaya 

Morya Laptevykh and Novosibirsko-Chukotskaya 

Vostochno-Arkticheskaya 

Vostochno-Barentsevskaya 

Pritikhookeanskaya 

Okhotskaya 

Unique field 

Gas production centers: 

Existing New (after 2025) 

Yuzhny 

Astrakahansky 

Orenburgsky 

Severo-Zapadny 

Nadym-Pur-Tazovsky 

Yamalsky 

Tomsky 

Leno-Viluysky 

Prisakhalinsky 

Kamchatsky 

Gydansky+Ob/Taz Bay 

Irkytsky 

Krasnoyarsky 

Yakutsky 

Non-conventional 

Kuzbassky 

Perspective 

(after 2025) 

Severo-Kaspiysky 

Barentsevomorsky 

Yuzhno-Karsky 

Yuzhno-tungussky 

Perspective 

(after 2030) 

Severo-Tungussky 

Severo-Karsky 

More Laptevykh 

Vostochno-Sibirsky 

Fig. 1. Location of giant fields in the boundaries of oil-gas bearing provinces and gas production centers of Russia 

инфраструктурой, разрабатываются уже в течение 

достаточно длительного срока (24 и 44 года 

соответственно), служат сырьевой базой для 

созданных на их основе газохимических комплексов, 

включающих объекты добычи и подготовки сырья, 

а также газоперерабатывающие заводы. АГКМ 

характеризуется аномально высоким пластовым 

давлением и температурой, большой глубиной 

залегания продуктивных отложений, проявлением 

солянокупольной тектоники, неоднородными и 

низкопроницаемыми карбонатными коллекторами, 

специфическим составом газа. Содержание кислых 

ком-понентов в составе пластового газа около 

40 %. ОНГКМ находится в районе с широким 

распространением нефтегазоносности как по 

площади, так и по разрезу, представляет собой пластовый 

многозалежный массив от нижнепермских 

до девонско-среднекаменноугольных от-ложений 

включительно. Огромное по размерам месторождение 

делится на три крупные части (купола) в соответствии 

со структурно-тектоническим строением - Западную, 

Центральную, Восточную, причем последняя характеризуется 

сложной разломной тектоникой. 

Коллекторы представлены карбонатными 

породами, также как и на АГКМ, характеризуются 

неоднородностью и низкой проницаемостью. 

Компонентный состав газа достаточно широк и 

изменчив. 


Astrakhan gas condensate field is featured with abnormally 

high values of formation pressure and temperature, very 

deep position of the productive strata, occurrence of the 

salt-dome tectonics, heterogeneous and low permeable 

carbonate reservoir rock, specific composition of gas. The 

concentration of sour components of the formation gas 

amounts to 40%. The Orenburg oil-gas condensate field 

is in an the area with widely spread oil-and-gas bearing 

formations, both by the area and cross-section, and is 

by itself a multi-layer formation mass ranging from Lower 

Permian through Devonian-Mid-Carboniferous deposits. 

The field, great in its size, is divided by three solid sections 

(domes) in accordance with its geotectonic structure 

– the Western, the Central, and the Eastern parts, in 

what connection the latter is featured with complex fault 

tectonics. The reservoirs are represented with carbonate 

rocks, just like at the Astrakhan gas condensate field as 

well, and featured with heterogeneity and low permeability. 

The compositional analysis of gas is considerably extensive 

and unsteady. 

Previous the estimation of the hydrocarbon reserves at 

the Astrakhan and the Orenburg oil-gas condensate fields 

was carried out during the Soviet era yet, in the 80’s; the 

estimation of the reserves at the Chayanovskoye oil-gas 

condensate field was approved by the State Reserves 

Committee under the RF Ministry of Natural Resources 

in 2000. The estimation of reserves was carried out by a 





31


Предыдущие подсчеты запасов углеводородов АГКМ 

и ОНГКМ, не считая оперативных, проводились 

еще в советское время - в восьмидесятые годы 

прошлого века; в 2000 г. защиту в ФБУ «ГКЗ» 

прошел подсчет запасов ЧНГКМ. Подсчеты запасов 

выполнялись большим кол-лективом авторов, в 

состав которого вошли ведущие российские геологи: 

Г.А. Габриэлянц, Я.Н. Басин, В.И. Петерсилье, Г.Х. 

Шерман, В.И. Пороскун, Е.Е. Поляков, Ю.М. Кутеев, 

В. М. Рябов и др., а также известные специа-листы в 

области геологии Восточной Сибири: В.Д. Матвеев, 

Н.И. Коваль, М.М. Солощак, Г.В. Толмачева, Л.Д. 

Колотущенко, Л.А. Кондратьева и др. 

За последние десятилетия на месторождениях 

выполнен большой объем геологоразведочных работ 

(2D- и 3D-сейсморазведка, на ЧНГКМ пробурены 

49 новых разведочных скважин, на АГКМ и ОНГКМ 

активно велось эксплуатационное бурение), в ходе 

которых получена новая геолого-геофизическая и 

промысловая информация о строении и газоносности 

месторождений, послужившая основанием для 

пересчета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 20112018 

гг. запасов этих месторождений. Авторы данной 

работы решали научные проблемы непосредственно 

при выполнении подсчетов (пересчетов) запасов 

УВ названных месторождений. Построенные 

геологические модели и результаты подсчета по АГКМ 

и ЧНГКМ были успешно защищены в ФБУ «ГКЗ» (2014 

и 2015 гг.). Утверждение подсчитанных запасов ОНГКМ 

ожидается в 2019 г. 

Подсчет запасов в терригенных и карбонатных 

коллекторах, выполняемый в целом по общеизвестным 

методикам, имеет некоторые особенности в части 

состава работ, характерные для конкретных 

геологических условий района работ, особенно в части 

интерпретации данных геофизических исследований 

скважин (ГИС), которые требуют адаптации к керну, 

отобранному в специфических разрезах. 

Подходы, примененные для условий АГКМ 

Продуктивная толща АГКМ представлена 

карбонатными отложениями башкирского яруса 

среднего карбона в объеме верхнего подъяруса, 

прикамского, северокельтменского и краснополянского 

горизонтов нижнего подъяруса. 

Разрез слагается известняками серыми, буроватои 

коричневато-серыми крепкими пори-стыми 

массивными и неяснослоистыми с подчиненными 

прослоями плотных трещиноватых и плитчатых 

разностей. Среди известняков отмечаются тонкие 

прослои зеленовато-серых плитчатых аргиллитов. 

По данным исследований керна, значения открытой 

пористости карбонатных пород изменяются от 3.. .6 до 

15.. .18 %, составляя в среднем около 10 %. Значения 


large group of authors, composed of the leading Russian 

geologists G.A.Gabielyants, Ya.N.Basin, V.I. Petersils, 

G.Kh.Sherman, V.I.Poroskun, E.E.Polyakov, Yu.M.Kuteyev, 

V.M.Ryabov and others, as well as well-known specialists 

in the field of geology of the Eastern Siberia: V.D.Matveyev, 

N.I.Koval’, M.M.Soloshchak, G.V.Tolmacheva, 

L.D.Kolotushchenko, L.A.Kondratyeva and others. 

Over the last decades, a significant scope of exploration 

works has been carried out at the fields (2D and 3D seismic 

surveys, 49 new expendable wells drilled at Chayanovskoye 

oil-gas condensate field, active development drilling was 

performed at the Astrakhan gas condensate field and the 

Orenburg oil-gas condensate field), in the course of which 

new geological-geophysical and field data were obtained 

regarding the structure and gas content of the fields, which 

served as the basis for re-estimation of the reserves of 

the fields, performed by the team of Gasprom VNIIGAZ in 

the period of 2011-2018. The authors of the given piece 

of work were solving scientific problems directly in the 

course of the estimation (re-estimation) of the HC reserves 

at the above mentioned fields. The constructed geological 

models and the estimation data related to the Astrakhan 

gas condensate field and the Orenburg oil-gas condensate 

field were approved the State Reserves Committee under 

the RF Ministry of Natural Resources (2014 and 2015). The 

approval of the estimated reserves of the Orenburg oil-gas 

condensate field is expected in 2019. 

The estimation of reserves in terrigenous and carbonate 

reservoirs, carried out in accordance with commonly known 

methods, has some peculiarities in terms of the scope of 

works, especially in terms of the interpretation of the logging 

data, which need to be adapted to core selection in the 

specific cross-sections. 

The Approach, Applied for Conditions of the 

Astrakhan Gas Condensate Field 

The pay section of the Astrakhan gas condensate field is 

presented with the carbonate deposits of the Bashkirian 

stage of the Mid-Carboniferous period in the volume of 

the upper substage, Prikamsky, Severokeltmensky and 

Krasnopolyansky horizons of the lower substage. The 

cross-section is composed of limestones of grey, greybrown 

or brown-grey color, of solid, porous and massive 

formations, blind joint, with tributary interlayers of compact 

crumbling and tabulated variations. The limestones contain 

thin lamines of olive-grey flaglike argillites. 

According to the core analyses, the values of the effective 

porosity of the carbonate rocks vary from 3…6 to 15…18 

%, making the average of about 10 %. The values of the 

absolute permeability are not high: from 2 to 100 mD, 

hardly ever up to 1D. 

As is known, the data of electrical logging serve as 



абсолютной проницаемости пород невысокие: от 2 до 

100 мД, редко до 1 Д. 

Как известно, для количественной и качественной 

оценки нефтегазоносыщенности основными являются 

данные электрического каротажа. Комплекс методов, 

позволяющий принципиально решить задачу 

оценки удельного электрического сопротивления 

(УЭС) продуктивных пластов, включает боковое 

электрическое зондирование (БКЗ), боковой каротаж 

(БК) фокусированными зондами в модификациях 

БК-3 и БКС-2, индукционный каротаж (ИК). При 

этом изучаемые разрезы карбонатных отложений 

АГКМ характеризуются высокой степенью 

дифференцированности по электрическому 

сопротивлению, а толщина электрически однородных 

пластов, как правило, не превышает 2.3 м, 

следовательно, применение БКЗ для указанной цели 

становится практически невозможным. Учитывая 

ограничения ИК для оценки сопротивлений, 

превышающих 30...40 Ом-м, возможность применения 

метода при массовой оценке сопротивления также 

исключается. Таким образом, единственным 

пригодным для практического решения указанной 

задачи методом является БК в модификациях БК-3 и 

БКС-2 или более новых модификациях БК-7, БК-9. 

В связи с отмеченными недостатками методики 

определения УЭС пластов в скважинах по замерам, 

выполненным методом двухзондо-вого каротажа 

БКС-2 [1], использованной при предыдущем 

подсчете запасов на АГКМ, для определения УЭС 

предложено использовать хорошо апробированную 

на месторождениях Западной Сибири методику, 

основанную на получении корреляционных связей 

УЭС и условного сопротивления. В результате 

получен алгоритм определения УЭС и начальной 

газонасыщенности по всем пробуренным скважинам. 

Характерной особенностью структурного положения 

резервуара основной залежи Левобережной части 

АГКМ является резкое и неравномерное колебание 

положения поверхности газоводяного контакта (ГВК), 

которая в соответствии с критериями ФБУ «ГКЗ» 

условно отбивается на отметках, ниже которых 

газонасыщенность оценивается значением менее 50 

%. Как известно, при таких условиях не вызывает 

сомнения наличие так называемой переходной зоны, 

т.е. постепенного перехода от водонасыщенной к 

газонасыщенной части залежи [1]. Первоочередной 

задачей (перед обоснованием контактов, в том числе и 

ГВК) в этой ситуации является определение положения 

«свободной воды», а значение газонасыщенности в 

переходной зоне определяется равновесным состоянием 

капиллярных и гравитационных сил для контактируемых 

фаз над уровнем «свободной воды» [1]. 

the basis for quantitative and qualitative evaluation of 

hydrocarbon saturation. A set of methods, making it 

possible to solve the task of evaluation of electrical resistivity 

of pay zones includes lateral electrical sounding, borehole 

logging, carried out with the use of focused sondes in 

versions of БК-3 (BK-3) and БКС-2 (BKS-2), inductive 

electromagnetic logging. Theexamined cross-sections of 

the carbonate deposits of the Astrakhan gas condensate 

field are featured with high degree of differentiation on 

the electric resistivity, while the depth of the electrically 

homogenous strata does not exceed 2…3 m. therefore, the 

application of lateral electrical sounding for this purpose is 

becoming practically impossible. Considering the limitations 

of inductive electromagnetic logging to evaluate resistance 

exceeding 30…40 Om-m, the use of the method for 

large-scale measurements of resistivity is excluded as well. 

Therefore, the only usable method for the outlined task 

is lateral logging in versions of BK-3 and BKS-2, or more 

updated versions of BK-7, BK-9. 

Due to the above mentioned drawbacks of the methods 

to evaluate the electrical resistivity of reservoirs in wells 

based on measurements performed with dual logging 

BKS-2 [1], carried out in the process of previous estimation 

of reserves, to evaluate the electrical resistivity, it was 

suggested to apply the method based on obtaining 

correlations of electrical resistivity and conventional 

resistance. As a result of this, an algorithm of evaluation 

of electrical resistivity and an initial gas saturation was 

obtained on all of the drilled wells. 

A feature, peculiar to the structural position of the reservoir’s 

basic deposit of the Left Bank part of the Astrakhan gas 

condensate field is swinging and an unstable position 

of the gas-water contact surface, which, in accordance 

with the criteria of the State Reserves Committee under 

the RF Ministry of Natural Resources, bounces off at the 

values under 50%. As is known, under such conditions 

there is undoubtedly the so called “transition zone”, i.e. 

gradual transition from the water-saturated part of deposit 

to its gas-saturated one. [1] The primary task (before the 

contacts get explained, including the GWC) in this situation 

is to determine the position of the gravity water, while the 

value of gas saturation in the transition zone is determined 

by the equilibrium of the capillary and gravitational forces 

related to contacted stages above the level of the gravity 

water. [1]. 

The data of interpretation and re-interpretation of the well 

logging materials at the Left Bank part of the Astrakhan 

gas condensate field, obtained in the course of the latest 

research, made it possible to update the knowledge 

of the complex gas-water contact surface, as well as, 

by means of analysis of the “electrical model” (data of 

electrical logging) to determine its correlation by the area 

with the surface of gravity water [see fig.4]. As one of the 



33


В ходе выполнения 

последних исследований 

данные интерпретации 

и переинтерпретации 

материалов ГИС в 

Левобережной части 

АГКМ позволили уточнить 

сложную поверхность ГВК, 

а также путем анализа 

«электрической модели» 

(данных электрического 

каротажа) установить ее 

взаимосвязь по площади 

с «зеркалом свободной 

воды» [рис. 4]. В качестве 

одного из основных 

критериев установления 

положения ГВК 

служила оценка степени 

изменения коэффициента 

газонасыщенности с 

глубиной [1]. 

Карта поверхности 

ГВК, построенная по 

фактическим данным 

ГИС и опробования, не 

противоречащим данным 

пластовых давлений в 

газовой и водоносных 

частях залежи, в общем 

плане подтверждает ранее 

выявленную тенденцию 

снижения отметок в югозападном 

направлении, на 

фоне которой выделяются 

локальные зоны их 

повышенных и пониженных 

значений. 

Таким образом, авторами 

данной работы предложен 

ряд новаторских решений для обоснования подсчетных 

параметров и впервые построена трехмерная 

цифровая геологическая модель объединенной 

Левобережной части АГКМ с учетом новых данных 

(рис. 2), на основе которой выполнен пересчет запасов 

свободного газа, конденсата, серы и сопутствующих 

компонентов, что, несомненно, акту-ально для 

обеспечения развития минерально-сырьевой базы 

Астраханского газохимического комплекса на юге 

России. В результате выполненного пересчета получен 

прирост промышленных запасов свободного газа продуктивного 

пласта C2b Левобережной части АГКМ, 

превысивший 20 % за счет уточнения структурного 

плана по данным проведенных 3D-сейсморазведочных 

м 

м 

3500 

4000 

4500 

5000 

5500 

6000 

40000 

4000 

4500 

5000 

40000 

50000 

60000 

60000 

м 

70000 

м 

тектонические нарушения 

faulting 

1-TAB номер скважины 

well ID number 

неколлектор 

non-reservoir bed 

коллектор 

reservoir bed 

«плохой» коллектор 

(уплотненный известняк, 

плотные разности 

карбонатных пород) 

"poor” reservoir 

(consolidated limestone, 

compact variations of 

carbonate rocks) 

Рис. 2. Геологическая модель Левобережной части АГКМ: а – структурная модель; б – куб 

литологии в интервале глубин C 2 

b…С 1 

s 

Fig 2. Geological model of the Left Bank part of the Astrakhan gas-condensate field: а – structural 

model; б – lithology cube in the depth interval of C 2 

b…C 1 

S 

criteria, applied during the determination of the position of 

GWC, the evaluation of the degree of variation of the gas 

saturation coefficient along the depth [1]. 

The map of GWC surface, built on the actual well logging 

data, and run-ups not having contradictory data on the 

formation pressures in the gas- and water-saturated parts 

of the deposit, generally confirms the previously revealed 

trend of elevations decreasing in the south-westerly 

direction, against the background of which local zones of 

higher and lower values of theirs stand out. 

Therefore, the authors have suggested a number of 

innovation solutions to defend the variables used to 

estimate reserves and a 3D digital geological model of the 




работ и бурения новых скважин, уточнения 

поверхности ГВК, но в основном за счет увеличения 

значений средних эффективных пористости и 

газонасыщенности. 

Подходы, примененные для условий ОНГКМ 

Продуктивный разрез ОНГКМ относится к 

карбонатному типу и включает следующие 

литологические разности: известняки чистые; 

доломитизированные известняки с че-редованием 

прослоев, обладающих свойствами коллекторов и 

неколлекторов; аргиллиты и глины. Особенностью 

разреза является битуминозность пород. 

Коллекторами в изучаемом разрезе служат 

преимущественно известняки с трещинно-поровым 

типом пустотного пространства. 

Средние значения пористости по керну изменяются в 

пределах 8,82...17,57 %. Средневзвешенные значения 

пористости составляют 11,21.11,73 % (для разных 

залежей). Средняя проницаемость по залежам 

составила от 0,331 мД (Артинско-Сакмарская залежь) 

до 1,923 мД (Среднекаменноугольная залежь). 

В данных условиях добиться однозначного 

определения нефтегазонасыщенности по данным 

БК как основного метода практически невозможно. 

Сопоставление значений коэффициента 

нефтегазонасыщенности (Кнг), определенных 

стандартным способом по данным БК и по керну 

с использованием косвенных и прямых методов 

определения остаточной водонасыщенности, 

показало, что очевидной причиной максимальной 

дисперсии и смещения в сторону завышения К^, 

полученного по данным БК, являются битумизация 

и гидро-фобность всего разреза. Занижение 

Кнг, в меньшей степени, но тоже значительное, 

обусловлено трещиноватостью разреза во всем 

диапазоне пористости. Поиск геотехнологических 

условий улучшения информативности БК для оценки 

нефтегазонасыщенности фактически не привел к 

успеху. 

На рис. 3 показано распределение значений в районе 

отметок газонефтяного (ГНК) и во-донефтяного 

(ВНК) контактов, из которого следует однозначный 

вывод об отсутствии какого-либо изменения 

значения Кнг коллекторов, определенного по данным 

БК, при переходе от газонасыщенного разреза к 

нефтенасыщенному и водонасыщенному. Такие же 

результаты получаются и в отношении распределений 

сопротивлений УЭС, определенных по данным БК, 

в воде и в нефти, построенным по коллекторам 

Основной залежи ОНГКМ (рис. 4). 

В связи с тем что данные БК в разрезе скважин 

Left Bank part of the Astrakhan gas condensate field was 

built for the first time, with account of updated data (fig.2), 

on whose basis re-estimation of reserves was carried out 

for non-associated gas, condensate, sulfur and associated 

components, which, undoubtedly, is actual for secure 

development of the mineral resource base of the Astrakhan 

Gas Chemical Complex in the Southern Russia. As a result 

of the performed re-estimation, addition to commercial 

reserves of non-associated gas of the C2b pay zone at 

the Left Bank part of the Astrakhan gas condensate field 

was received, exceeding 20% due to updated data on 

the structure plan, based on the data obtained from the 

performed 3D seismic survey and drilling new wells, and 

due to updated data o the GWC surface, but largely at 

the expense of increased values of the average effective 

porosity and gas saturation. 

Approach, Applied for Conditions of the Orenburg 

Oil-and-Gas Condensate Field 

The pay zone of the Orenburg oil-and-gas condensate 

field is attributed to the carbonate type includes the 

following lithologic variations: straight limestones, dolomite 

limestones, with changing interlayers, having properties 

of reservoirs and non-reservoirs; argillites and clays. One 

of the features of the cross-section is bituminosity of 

rocks. Limestones with interstitial type of porosity serve as 

reservoirs in the examined cross-section. 

Абсолютная отметка, м 

1720 

1730 

1740 

1750 

1760 

1770 

1780 

1790 

1800 

ГНК = 1734 м 

ВНК = 1767 м 

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 

К нг 

, д. ед. 

Рис. 3. Распределение значений К нг 

(определенных по 

параметрам пористости и насыщения) по глубине в районе 

ВНК по скважинам Основной залежи ОНГКМ 

Fig 3. Spread of K o 

values (determined by the porosity and 

saturation parameters) at the depth of OWC by wells of the Base 

deposit of the Orenburg oil-and-gas condensate field 

The average values of the core porosity range within the 

values of 8,82...17,57%. Weighted mean values of porosity 



35


Частость 

Frequency 

К во 

, К во 

+ К но 

, д.ед. 

0,03 

0,02 

0,01 

0 

10 0 10 1 ER, Оmm 10 2 УЭС, Ом·м 10 3 

Рис. 4. Распределение УЭС по БК в нефтяной и водоносной частях Основной 

залежи ОНГКМ 

Fig 4. Spread of electrical resistivity (ER) by lateral logging in the oil- and water-bearing parts of 

the Base deposit of the Orenburg OGC field 

0,8 

0,7 

0,6 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

0 

0,06 

Рис. 5. Зависимость остаточной водонасыщенности и величины К во 

+ К но 

от открытой 

пористости (значения определены на керне по скважинам в водо- и газонасыщенной 

частях Основной залежи ОНГКМ): ВМС – высокомолекулярное сырье; РНО – буровой 

раствор на нефтяной основе 

Fig 5. Correlation of residual water saturation and the value К во 

+ К но 

(dewatering 

coefficient+ORF) of effective porosity (the values were determined on the samples of core from 

wells of the water- and gas-saturated parts of the Base deposit of the Orenburg OGC field): 

ВМС – high molecular substance; РНО – oil-based mud 

ОНГКМ не позволяют однозначно определить 

характер насыщения и нефтегазона-сыщенность, 

для альтернативного определе-ния последней была 

разработана методика, основанная на результатах 

исследования керна, данных ГИС (нейтронный гаммакаротаж) 

и статистических оценках результатов 

испытаний на основе петрофизической модели, 

выте-кающей из сопоставления остаточной водонасыщенности 

неэкстрагированноого керна (Кво) от 

открытой пористости (К) (рис. 5). Для определения 

нефтенасыщенности в предельной зоне нефтяной 

оторочки (Кно) проинтерполирова-на зависимость 

остаточной водонасыщенности от пористости, 

К во 

+ К но 

= –0,137 + 0,0248/К п 

скв. 1-ВМС 

К во 

= 1,05·exp(–24·К п 

) 

скв. 175 на РНО 

нефть 

oil 

вода 

water 

нефть 

oil 

газ 

gas 

0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,20 0,22 0,24 

К п 

, д.ед. 

make up 11,21…11,73% (for 

different deposit occurences). The 

average permeability across the 

occurencies made up from 0,331 

mD (Artinsk-Sakmarsky deposit) 

to 1,923 mD (Mid-Carboniferous 

deposit). 

Minding the given conditions, it is 

practically impossible to achieve 

an unambiguous determination 

of oil-gas saturation, using lateral 

log and core data as the base 

method. Comparison of the 

values of oil saturation factor (Ko), 

determined through the standard 

method, with the use of lateral log 

and core data, and with the use 

of indirect and direct methods of 

determination of the residual water 

saturation, shows that the actual 

cause of the maximum dispersion 

and offset towards elevated values 

of Ko, obtained from the lateral log 

data, is the factor of bituminosity 

and hydrophobic properties of the 

whole cross-section. Undervalues 

of Ko, to a lesser degree, but 

nevertheless significantly, are 

conditioned with the fractured 

type of the cross-section in the 

whole range of porosity. Search 

for geotechnical conditions to 

improve the informativeness of the 

lateral log, for the evaluation of the 

hydrocarbon saturation, actually 

did not have any success. 

Fig.3 has the spread of values 

in the area of elevations of the 

gas-oil (GOC) and oil-water 

(OWC) contacts, which lead to 

unambiguous conclusion that 

there is no variation of Ko values 

of reservoirs, determined on the basis of lateral log data, 

at the points of transition from gas saturated cross-section 

to water saturated and oil saturated ones. Similar data are 

obtained regarding the spread of the electrical resistivity 

values, which were determined based on the lateral log 

data, in water and oil, built for the reservoirs of the base 

deposit of the Orenburg oil-and-gas condensate field 

(Fig.4). 

Due to the fact that the lateral log data in the cross-section 

of wells at the Orenburg oil-and-gas condensate field do 

not make it possible to unambiguously determine the 




полученная на керне, отобранном из скважины, 

пробуренной на безводном растворе (раствор 

на нефтяной основе). Все значения остаточной 

нефтенасыщенности по керну, которые были 

проигнорированы в предыдущих подсчетах запасов 

(более 40 % в интервале 

К, = 6.. .10 %, более 30 % при К = 10.. .12 %, более 

20 % при Кп = 12.. .20 %), относятся к определениям, 

в которые, наряду с остаточной нефтью, вошли 

жидкие битумы. В процессе экстракции образцов 

по стандартной методике в спирто-бензольной 

смеси пустотное пространство породы полностью 

очищается от остаточной нефти, а также от наиболее 

легких и подвижных фракций битума, не затрагивая 

твердые битумы, составляющие как бы часть скелета 

породы. Об этом же свидетельствуют и результаты 

специальных петрофизических исследований на 

небольших кусочках породы, образовавшихся при 

формировании образцов стандартных размеров 

(исследования выполнены в отделе пет-рофизики НПЦ 

«Тверьгеофизика»). Таким об-разом, предположения 

по параметрам Кно и Кво подтвердились, что 

позволило сформулировать алгоритм определения 

газонасыщенности и нефтенасыщенности в 

предельной зоне насыщения (см. рис. 5). 

Для большинства залежей ОНГКМ данные 

опробования свидетельствуют о широком диапазоне 

получения продукта (нефти и воды) в интервале, 

включающем ВНК. Данные испытания и опробования 

в этом интервале противоречивы и не позволяют 

однозначно определить уровень ВНК. Таким образом, 

не остается сомнений в необходимости учета в модели 

наличия переходной зоны в нефте-и водонасыщенных 

частях залежей, как это было сделано и для условий 

АГКМ на границе «газ-вода». 

В связи с отсутствием возможности построения 

модели переходной зоны по результатам 

интерпретации данных ГИС для ее оценки был 

использован подход, отраженный в методических 

рекомендациях В.И. Петерсилье [2] и адап-тированный 

к условиям ОНГКМ. Суть методики сводится к 

следующему. Прежде всего необходимо оценить 

уровень зеркала свободной воды (англ. free water 

level - FWL), ниже которого находится чистая вода. 

Оценка положения FWL была произведена по 

данным пластовых давлений в пределах нефтяной 

и водонасыщенной частей залежи и подтверждена 

статистическими данными о результатах испытаний, по 

которым еще оценивалась и высота переходной зоны. 

Оценка высоты переходной зоны подтверждалась 

результатами определения относительных 

фазовых проницаемостей, по которым были также 

получены зависимости для оценки остаточных 

nature of saturation and oil-gas saturation, to alternatively 

determine the latter, a method was developed based on 

the data of core analysis, well logging (induced gamma-ray 

logging) and the statistical evaluation of the results of tests, 

based on the petrophysical model, resulting from correlation 

of residual water saturation of non-extractable core 

(Kво) and effective porosity (Kp) (Fig.5). To determine oil 

saturation in the acrozone of the oil rim (КORF) interpolation 

was applied to correlation of residual water saturation 

and porosity, which was obtained on the samples of core, 

selected from the well drilled by the waterless method (oilbased 

mud). All the values of the residual oil saturation on 

the core, which had been ignored in the previous estimation 

of reserves (over 40% in the interval 

К, = 6.. .10 %, over 30% under K=10…12%, over 20% 

under Кп =12…20%), are related to determination, where 

liquid bitumens, alongside with oil, were entered. The rock 

porosity, in the process of sample extraction, carried out by 

standard method, gets completely clean of residual oil, as 

well as of the most light and fluent fractions of bitumen, not 

touching solid bitumen, forming kind of skeleton of the rock. 

This is also confirmed by the data of special petrophysical 

research, carried out on small bits of rock, formed during 

development of standard-size samples (research was 

carried out in the Petrophysics Department of the Scientific 

and Production Center “Tvergeofizika”). 

Therefore, assumptions on parameters КORF and 

КWL were confirmed, which enabled us to formulate 

the algorythm of determination of gas saturation and oil 

saturation in the ultimate saturation zone (see Fig.5). 

The exploratory well test data, for the most of deposits of 

the Orenburg oil-and-gas condensate field, give evidence 

of a broad range of ways of production (oil and water) in the 

interval, including OWC. The test and well test data, related 

to this interval are contradictory and do not make it possible 

to unambiguously determine the OWC level. Thus, the 

presence of transition zone in the oil and water-saturated 

parts of deposits should be taken into account in the 

model, just like it was done for the context of the Astrakhan 

gas condensate field at the «gas-water» interface. 

Due to the lack of possibility to build a model of the 

transition zone, to evaluate it, an approach was applied, 

based on the results of well logging data interpretation, 

which was reflected in the methodic recommendations, 

provided by V.I. Petersils [2] and adapted to conditions of 

the Orenburg oil-and-gas condensate field. The essence 

of the method can be defined as the following. First, it is 

necessary to evaluate the level of the free water level – 

(FWL ) under which water alone is located. The evaluation 

of the FWL position was performed based on the data of 

formation pressures within the oil- and water-saturated 

parts of the deposit, and was confirmed through statistical 



37


нефте- и водонасыщенности. Высота положения 

ВНК в пределах переходной зоны оценивалась с 

использованием результатов измерения капиллярного 

давления на образцах с пересчетом его значений на 

пластовые условия для флюидов нефть/вода (рис. 6). 

Для подтверждения уровня ВНК на Основной и 

Среднекаменноугольной залежах ОНГКМ была 

использована также методика направленного 

суммирования параметра УЭС пласта, которая 

позволяет использовать данные опробования, 

выполненного в интервале ниже ВНК (рис. 7). 

В результате анализа и обобщения всей накопленной 

геолого-геофизической информации построена 

трехмерная цифровая геологическая модель всего 

ОНГКМ, включаю-щая необходимые кубы для 

подсчета запасов (рис. 8). Подсчитанные объемным 

методом запасы в целом практически совпадают с 

оцененными методом падения пластового давления 

(разница составляет не более 1 %), что говорит 

об оптимальности технологических решений, 

применяемых на ОНГКМ. 

Необходимо отметить, что подсчет запасов УВ ОНГКМ, 

выполненный ООО «Газпром ВНИИГАЗ», содержит 

не только вышеизложенные инновационные решения, 

но так-же во многом опирается на предшествующие 

работы по данному объекту, выполненные НПФ 

«Оренбурггазгеофизика» (Н.А. Иванова), ООО 

«ВолгоУралНИПИгаз» (С.В. Багманова, М.А. 

Политыкина и др.), ОАО «Центральная геофизическая 

экспедиция (С.И. Билибин). 

Подходы, примененные для условий 

Чаяндинского НГКМ 

Вскрываемый скважинами разрез ЧНГКМ представлен 

карбонатно-галогенными, глинисто-карбонатными, 

карбонатными и песчано-глинистыми отложениями 

кембрия-венда. Месторождение многопластовое, 

продуктивными являются терригенные отложения 

венда. 

Ботуобинский горизонт представлен мелко-и 

среднезернистыми кварцевыми песчаниками и 

алевролитами. Породы хамакинского горизонта 

представлены в основном песчаниками мелко-, 

средне-, крупнозернистыми с регенерацион-ным 

кварцевым цементом, а также неравномерно 

распределенным сгустковым или сгустково-поровым 

сульфатным (ангидритовым и гипсовым) и карбонатным 

цементом, смешанным карбонатно-глинистым и 

порово-пленочным глинистым (гидрослюдистым) 

цементом. Породы талахского горизонта представлены 

песчаниками средне-, мелко- и крупнозернистыми 

гравелити-стыми с различными типами цементации. 


J-функция 

1,0 

0,9 

0,8 

0,7 

0,6 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

0 

0,3 0,5 0,7 

К в 

, д. ед. 

y = 0,0075x – 1,359 

R 2 = 0,8983 

скв. 2-р, обр. 1 

well 2-р, sample 1 

скв. 2-р, обр. 1а 

well 2-р, sample 1а 

скв. 2-р, обр. 1б 

well 2-р, sample 16 

скв. 551-р, обр. 5 

well 551-р, sample 5 

скв. 551-р, обр. 5а 

well 551-р, sample 5а 

скв. 333, обр. 2 

well 333, sample 2 

скв. 333, обр. 2а 

well 333, sample 2а 

скв. 333, обр. 4 

well 333, sample 4 

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 

К в_норм 

, д. ед. 

Рис. 6. Пример расчета глубины зеркала свободной воды 

по результатам капиллярометрии по функции Баклея – 

Леверетта (J-функции) для Ассельской залежи ОНГКМ: 

R 2 – коэффициент детерминации; К в_норм 

– нормированный 

коэффициент водонасыщенности; К в 

– коэффициент 

водонасыщенности 

Fig 6. Example of calculation of the depth of gravity water based 

on the results of capillarometry in function of Buckley-Leverett 

(/-functions) for the Assel deposit of the Orengburg OGC field: 

R 2 – coefficient of determination; К в норм 

– standardized coefficient 

of water-saturation; К в 

– water saturation factor 

data of tests, based on which the depth of transition zone 

was also evaluated. The evaluation of the depth of transition 

zone was confirmed through the determination of the values 

of relative permeability ratio, based on which correlation 

data for evaluation of residual oil- and gas-saturation were 

obtained. The depth of OWC position within the area of 

transition zone was evaluated with the application of results 

of measurement of capillary pressure on samples, with 

recalculation of its values for conditions of formation, for 

fluids oil/water (Fig.6). 

To confirm the level of OWC at the base deposit and 

Mid-Carboniferous deposit of the Orenburg oil-and-gas 

condensate field, the method of directed summing of the 

relative electrical resistivity of reservoir was applied, which 

makes it possible to use data of the well test, carried out in 

the interval below the OWC (Fig.7). 

As a result of the analysis and summation of all the 

accumulated geological and geophysical information, a 

3D digital geological model of the whole Orenburg oil-andgas 

condensate field was built-up, including the necessary 

cubes for estimation of reserves (Fig.8). The reserves, 

practically estimated by volumetric method, in the whole 

Н, м 

~40 м 

~20 м 

~10 м 

~5 м 



Абсолютная отметка глубины, м 

УЭС, Ом·м 

–1730 

–1740 

–1750 

–1760 

–1770 

–1780 

–1790 

10 

10 4 

r вп 

= 295·exp(–34,01К п 

) 

R 2 = 0,77 

10 3 

10 2 

10 1 

Абсолютная отметка, м: Actual elevation, m: 

подошвы предельно насыщенной зоны 

или кровли переходной зоны 

Bottom of extremely saturated zone or 

roof of the transition zone 

FWL 

ВНК = –1768 м 

φ 

γ 

20 30 40 

50 60 

β, д. ед. 

practically agree with the ones 

evaluated by method of formation 

pressure decline (difference makes 

up not more than 1%), which 

speaks in favour of the optimality 

of the technological solutions, 

applied at the Orenburg oil-andgas 

condensate field. 

It should be noted that the 

estimation of HC reserves 

of the Orenburg oil-and-gas 

condensate field, carried out 

by Gazprom VNIIGAZ, contains 

not only the above mentioned 

innovative solutions, but alongside 

with that utilizes previously 

published works related to the 

given target, carried out by 

NPF “Orenburggasgeofizika” 

(N.A.Ivanova), LLC 

“VolgoUralNIPIgas” 

(S.V.Bagmanova, M.A.Politykina 

and others), JSC “Central 

Geophysical Expedition 

(S.I.Bilibin). 

φ γ 

10 0 вода water 

нефть oil 

смесь mix 

0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 

10 –1 К п 

, д. ед. 

Рис. 7. Выделение переходной зоны Основной и Среднекаменноугольной залежей 

ОНГКМ (а) с учетом распределения сопротивлений в интервалах опробования (б): 

β – угловой параметр, полученный путем фазовой обработки парного сопоставления 

параметров, которые отражают изменение нефтеводонасыщенности и пористости 

разреза; γ – угловой параметр, отмечающий уровень, выше которого может быть 

получена чистая нефть; φ – угловой параметр, отмечающий уровень, ниже которого 

отсутствует подвижная нефть, но могут быть получены притоки чистой воды, воды с 

пленкой нефти 

Fig 7. Delineation of transition zone of the Base deposit and Mid-Carboniferous deposits of the 

Orenburg OGC field (a) with account of spread of resistivity values in the tested intervals (б/b): 

в – angular parameter, determined by way of phase processing of dual comparison of 

parameters reflecting alteration of oil-and-gas saturation and porosity of the cross-section; 

γ – angular parameter, marking the level above which pure oil can be produced; ф – angular 

parameter, marking the level below which fluent oil is missing, but influx of pure water or filmed 

water can be received. 

Средние значения Кп по керну для коллекторов 

ботуобинского, хамакинского и талахско-го горизонтов 

соответственно составили 0,130; 0,092 и 0,113 д.ед., 

проницаемости - 356,7; 183,2 и 46,7 мД. 

Впервые при выполнении подсчета запасов УВ ЧНГКМ 

(в 2013 г. в пределах ботуобинско-го горизонта, 

в 2015 г. - для всех продуктивных горизонтов) 

б 

Approach, Applied 

for Conditions of the 

Chayandinskoye Oil-and- 

Gas Condensate Field 

The cross-section of the 

Chayandinskoye oil-and-gas 

condensate field, penetrated 

by its wells, is represented with 

carbonate-halogenous, carbonate 

and sandy-and-clay deposits 

of Cambrian-venda. The field 

is multi-layer one, pay zone is 

represented with terrigenous 

deposits of venda. 

Botuobin horizon is represented 

with fine- and medium-grained 

quartz sandstones and siltstones. 

The rocks of hamakin horizon are 

mainly represented with fine- and 

medium- and coarse-grained 

sandstones with regeneration quartz cement, as well as 

with unevenly spreaded clotted or clotted-porous sulphate 

(anhydrite and gypsum) and carbonaceous cement, mixed 

with carbonaceous-argillaceous and the pore- and film-type 

argillaceous (hydromica-type) cement. The rocks of talakh 

horizon are represented with medium-grained, fine-grained, 

coarse-grained, and very coarse-grained (gravelstone) 

sandstones with various types of cementation. 



39


Кп определялся по акустическому импедансу. 

Вследствие невозможности достаточно точного 

учета нефте- и газонасыщенности ближней зоны 

данные электрического каротажа не использовались 

для определения пористости. По этой же причине и 

из-за недостаточной стандартизованности метода 

не использовались и данные нейтронного каротажа. 

Так, определение пористости пород ботуобинского, 

хамакинского и талахского продуктивных горизонтов 

реализовано по данным акустического (АК) и 

гамма-гамма-плотностного (ГГКП) каротажа с 

использованием зависимостей типа «керн-керн» и 

«керн-ГИС». 

a 

The average values of Кp on the core analysis for 

reservoirs of botuobin, khamakin and talakh horizons 

made up 0,130, 0,092 and 0,113, correspondingly, and 

that of permeability –was 356,7, 183,2 and 46,7 mD 

For the first time, in the course of estimation of HC 

reserves of the Chayanovskoye oil-gas condensate field 

(in 2013, within the botuobin horizon, in 2015-for all the 

pay zones) Кp was determined by acoustic impedance. 

Due to impossibility of sufficiently accurate account of 

oil- and gas-saturation of the near-field zone the data 

of electrical logging were not used for determination of 

porosity. Due to the same reason, because of insufficient 

standardization of the method, 

the data of neutron logging 

were not used as well. Thus, the 

determination of porosity of the 

botuobin, khamakin and talakh 

pay zones was implemented 

with the use of data of acoustic 

logging and gamma-gammadensity 

logging, with application 

of correlations of the “core-tocore” 

type and “core-to-logging» 

type. 

б 

Рис. 8. Геологическая модель Оренбургского НГКМ. Куб флюидов (а) 

и разрез куба литологии (б) 

Fig 8. Geological model of the Orenburg OGC field. Cube of fluids (а) and cross-section of the 

lithology cube (б/b) 

Комплексирование методов АК и ГГКП основано 

на использовании зависимостей акустического 

импеданса (G), определяемого как произведение 

скорости распространения продольной волны 

по породе на объемную плотность этой породы, 

от пористости. Так, на основе вновь полученной 

информации по данным ГИС и исследованиям керна 

скорректирована зависимость G от Кп для ботуобинского 

горизонта и получены новые зависимости 

трещинный коллектор 

Fractured reservoir 

поровый коллектор 

Porous reservoir 


Non-reservoir 

Integration of the acoustic 

logging and gamma-gammadensity 

logging is based on the 

application of correlations 

of acoustic impedance (G), 

determined as multiplication 

of the longitudinal wave 

velocity in the rock and the 

bulk density of that rock, of 

porosity. Thus, based on the 

updated information according 

to well logging data and core 

analysis, correlation of G and 

Кp was corrected for botuobin 

horizon, and new correlations of 

“core-to-well logging data” for 

khamakin and talakh horizons 

were obtained [see Fig.3] . 

Correlations for botuobin 

horizon were differentiated for gas-saturated and oil- and 

water-saturated rocks, for khamakin and talakh horizons 

they were accepted as unified because of insignificant 

impact of residual gas-saturation in the penetration zone 

on readings of devices at acoustic logging and gammagamma-density 

logging. 

Relating to the wells drilled before 2000, the gammagamma-density 

logging was applied to only 10 of them. 




«керн-ГИС» для 

хамакинского и та-лахского 

горизонтов [рис. 3]. 

Зависимости для 

ботуобинского горизонта 

дифференцированы 

для газонасыщенных и 

нефте- и водонасыщенных 

пород, для хамакинского 

и талахского горизонтов 

приняты едиными 

из-за слабого влияния 

остаточной 

газонасыщенности в 

зоне проникновения на 

показания методов АК и 

ГГКП. 

a 

6660000 

1,95E+07 

6680000 

6700000 

6720000 

6760000 

6740000 

6720000 

6700000 

6680000 

Абсолютная отметка стратиграфической кровли 

хамакинского горизонта, м 

– 1170 

–1460 

Применительно к 

б 

скважинам, пробуренным 

до 2000 г., ГГКП выполнен 

только в 10 из них. В этих 

случаях определение 

Кп пород проводилось 

по данным АК с 

использованием петрофизических 

зависимостей 

интервального времени 

упругих волн (At) от Кп, 

полученных на керне при 

моделировании пластовых 

термобарических условий и 

подтвержденных данными 

«керн-ГИС» [рис. 4]. 

Зависимости ДДК) для 

ботуобинского горизонта 

дифференцированы 

для чистых (dJYK < 0,25) и глинистых (dJ^ > 0,25) 

коллекторов, где dJYK - двойной разностный 

параметр гамма-каротажа. 

Учет глинистости для коллекторов хама-кинского 

горизонта достигается введением в уравнение 

параметра dJYK. Для пропластков (гравелиты), чаще 

залегающих в верхней части хамакинского горизонта 

и характеризующихся аномально высокими 

показаниями гамма-каротажа (ГК), не связанными с 

глинистостью, определение пористости проводилось 

по зависимости «керн-керн», полученной при 

моделировании пластовых условий. В отложениях 

та-лахского горизонта показания ГК контролируются 

не только глинистостью, а в значительной степени 

минералогическим составом пород, поэтому учет 

глинистости при определении коэффициента 

пористости по АК не производился. 

Рис. 9. Геологическая модель ЧНГКМ (фрагмент). Стратиграфическая кровля (а) 

и разрез куба литологии (б) хамакинского горизонта 

Fig 9. Geological model of the Chayandinskoye oil-gas condensate field (fragment). 

Stratigraphic roof (a) and cross-section of lithology cube (б/b) of the Hamakin horizon 

-1200 

-1400 

коллектор 

reservoir 


non-reservoir 

In such cases, determination of the Кp value of the rocks 

was carried out based on the data of acoustic logging 

with the use of petrophysical correlations of the interval 

time of elastic waves (At) and Кp, obtained on the core 

during the modeling of the thermobaric conditions of 

formation and confirmed by the “core-to-logging” data 

[see Fig.4]. Correlations for botuobin horizon were 

differentiated for clean (dJYK < 0,25) and argillaceous 

(dJ^ > 0,25) reservoirs, where dJYK is double gammaray 

index of the gamma logging. 

The account of clay content for reservoirs of kahamin 

horizon is achieved through entering the dJYK parameter 

into the equation. For alternations (gravelites), more often 

deposited in the upper part of the khamakin horizon 

and featured with abnormally high values of gammalogging, 

not related to clay content, the determination 

of porosity was carried out based on correlation “coreto-core” 

obtained in the course of modeling of formation 



41


При комплексной обработке данных ГИС 

осуществлялось также определение значений 

Кп пород по данным ГГКП с использованием 

петрофизических зависимостей, соответствующих 

каждому продуктивному горизонту. Учитывая низкую 

тесноту связей Кп, обуслов-ленную вариациями 

минералогического состава, значения Кп по ГГКП 

применялись оценочно. В качестве результирующих 

при наличии в комплексе ГИС данных ГГКП были 

приняты значения Кп по G, в случае отсутствия 

ГГКП -значения К по АК. На основе обобщения всей 

геолого-геофизической информации построена 

цифровая трехмерная геологическая модель ЧНГКМ 

по всем трем продуктивным горизонтам (рис. 9), 

на базе которой коллективом геологов-ученых 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (под руководством Е.Е. 

Полякова) при участии специалистов филиала в 

г. Ухте (под руководством Н.П. Вишератиной), а 

также ООО «ЦНИП ГИС» (Л.А. Кондратьева, Л.Д. 

Колотущенко, В.Ю. Трухин, Т. А. Вотякова), ООО 

«Газпром геологоразведка» (А.А. Конторович, И.В. 

Корсу-нов), ООО «Ингеосервис» (под руководством 

О. А. Смирнова) выполнен подсчет запасов УВ. 

Продуктивность вышележащего осинского горизонта 

была оценена как непромышленная. 

Кроме того, по результатам исследований, 

выполненных на ЧНГКМ, сделаны следующие 

основные выводы: 

1) по итогам геологоразведочных работ существенно 

уточнена картина тектонического строения ЧНГКМ 

- обоснованно выделены 19 изолированных 

тектонических блоков (ранее были выделены четыре 

основных блока); 

2) с учетом новых данных керна и информации 

о степени засолоненности пород проведено 

районирование территории и уточнены граничные 

значения коэффициентов пористости и 

проницаемости продуктивных горизонтов ЧНГКМ; 

3) линейные запасы УВ, подсчитанные в интервалах 

испытанных объектов, хорошо согласуются с 

максимальными значениями полученных дебитов 

газа с учетом величины скин-эффекта, что позволяет 

прогнозировать дебиты во вновь пробуренных 

скважинах. 

Таким образом, детальное изучение геологического 

строения стратегически значимых га-зосодержащих 

объектов с последующим подсчетом запасов УВ 

позволяет прогнозировать перспективы развития 

минерально-сырьевой базы как ПАО «Газпром», так 

и в целом по России, а также экспортный потенциал 

страны. 


conditions. The readings of gamma-logging, in the 

deposits of the talakh horizon, are not only controlled 

by clay content, but largely by mineral composition of 

rocks, that is why the account of clay content, while 

determining the porosity ratio by acoustic logging, was 

not done. 

In the course of integrated logging data processing, 

determination of Кp values of rocks by the data of 

gamma-gamma-density logging was carried out as well, 

with the use of petrophysical functions, corresponding 

to each pay zone. Taking into account low linkage of 

Кp, determined by variations of the mineral composition, 

the values of Кp by gamma-gamma-density analysis 

were used in an estimative mode. The values of Кp 

by G, and in case of missing gamma-gamma-density 

logging, – the values of K by acoustic logging, were 

accepted as resulting data, provided the availability of 

the gamma-gamma-density logging data in the complex 

of well logging data. On the basis of integration of all the 

geological and geophysical information a 3D geological 

digital model was built-up for the Chayanovskoye oilgas 

condensate field for all the 3 pay zones (Fig.9), on 

the basis of which a team of geologists of Gazprom 

VNIIGAZ (under direction of E.E.Polyakov), with 

participation of specialists of the branch in Ukhta (under 

direction of N.P.Visheratina), as well as LLC «TsNIP GIS” 

(L.A.Kondratyeva, L.D.Kolotushchenko, V.Yu.Trukhin, 

T.A.Votyakova), LLC “Gasprom Geologorazvedka” 

(A.A.Kontorovich, I.V.Korsunov), LLC “Ingeoservis” (under 

direction of O.A.Smirnov) the estimation of HC reserves 

has been carried out. Formation productivity of the 

above positioned Osin horizon was estimated as noncommercial. 

Besides, the following major conclusions were made, 

based on the results of research, carried out at the 

Chayanovskoye oil-gas condensate field: 

1) Based on the results of exploration works, the picture 

of tectonic structure of the Chayanovskoye oil-gas 

condensate field was significantly updated – 19 isolated 

tectonic blocks were delineated with due justification. 

(before only four basic blocks were delineated); 

2) With account of updated core analysis data and the 

information about the degree of salinisation of rocks, 

zoning of the territory was carried out and boundary values 

of the porosity ratio and permeability of pay zones were 

updated for the Chayanovskoye oil-gas condensate field; 

3) The contour reserves of HC, estimated in the intervals 

of tested targets are well correlated with the maximum 

values of obtained gas rates, with account of skin-effect 

value, which makes it possible to predict the production 

rates at the step-out wells. 



Исследования, выполненные в Прикаспийской НГП, 

позволили обосновать беспрецедентно длительную 

стабильную работу АГКМ и, соответственно, 

Астраханского газохимического комплекса. 

В пределах Волго-Уральской НГП результаты 

подсчета запасов позволят оптимизировать 

проектные решения в части разработки и 

обустройства ОНГКМ в период падающей добычи. 

Подсчет запасов ЧНГКМ Лено-Тунгусской НГП 

(входит в зону первоочередного освоения в районе 

действующего нефтепровода Восточная Сибирь - 

Тихий океан и проекти-руемого газопровода «Сила 

Сибири»), выполненный в сжатые сроки, позволил 

своевременно осуществить проектирование 

разработки и обустройства месторождения, а также 

более обоснованно планировать объемы и состав 

экспортного газа страны. 

Список литературы 

1. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при 

подсчете запасов углеводородов Астраханского 

газоконденсатного месторождения / 

Е.Е. Поляков, Е.А. Фёдорова, В.В. Стрекозин и 

др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного 

обеспечения газодобывающих районов России. - М.: 

Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31). - С. 141-150. 

2. Методические рекомендации по подсчету 

геологических запасов нефти и газа объемным 

методом / под ред. В.И. Петерсилье. - 

М.: ВНИГНИ; Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», 

2003. 

3. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при 

подсчете запасов углеводородов Чаяндинского 

нефтегазоконденсатного месторождения / 

Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. 

// Вести газовой науки: Проблемы ресурсного 

обеспечения газодобывающих районов России. - М.: 

Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -№ 3 (31). - С. 172-186. 

Статья впервые опубликована в научно-техническом 

сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 3. 

Материал любезно предоставлен компанией 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 

The original article was first published in the 

«Vesti Gazovoy Nauki» scientific journal no. 3, 2018. 

Published with thanks to the Gazprom VNIIGAZ LLC. 

Therefore, the detailed investigations of the geological 

structure of the strategic and significant gas-containing 

targets, with consequent estimation of the HC reserves 

makes it possible to predict the development perspectives 

of the mineral resource base of both PJSC “Gasprom”, and 

of the whole Russia, as well as the export potential of the country. 

The research, carried out in the Petroleum province of 

the Caspian Sea, made it possible to provide rationale for 

the unprecedented long and stable yield of the Astrakhan 

gas-condensate field and, correspondingly, of the 

Astrakhan Gas Chemical Complex. 

The results of the reserves estimation, within the boundaries 

of the Petroleum province of the Volga-Urals area, will 

make it possible to optimize design solutions in terms of 

development and construction of the Orenburg oil-and-gas 

condensate field at the times of its declining production. 

The estimation of reserves of the Chayanovskoye oilgas 

condensate field of the Petroleum province of 

Lena-Tunguss area (is included in the zone of primary 

development in the area of the active crude pipeline 

“Eastern Siberia – the Pacific ocean” and projected 

pipeline “The Power of Siberia”) carried out under tight 

schedule, made it possible to timely implement project 

engineering of development and construction of the 

field, as well as substantially plan the volumes and 

composition of the country’s export gas. 

References 

1. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. FEDOROVA, V.V. STREKOZIN 

et al. Solving scientifi c tasks at calculation of hydrocarbon 

reserves in Astrakhan gascondensate fi eld [Resheniye 

nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov 

Astrakhanskogo gazokondensatnogo mestorozhdeniya]. 

Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. 

Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues 

for resource provision of gas-extractive regions of Russia, 

pp. 141–150. ISSN 2306-9849. (Russ.). 

2. Guidelines on calculation of geological reserves of oil 

and gas using a volumetric procedure [Metodicheskiye 

rekomendatsii po podschetu geologicheskikh zapasov 

nefti i gaza obyemnym metodom]. Moscow: All-Russian 

Research Geological Oil Institute (VNIGNI); Tver: NPTs 

“Tvergeofi zika”, 2003. (Russ.). 

3. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO 

et al. Scientifi c tasks solved at calculating hydrocarbon 

reserves of Chayanda oil-gascondensate field 

[Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov 

uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo 

mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi 

c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 

2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gasextractive 

regions of Russia, pp. 172–186. ISSN 2306- 

9849. (Russ.). 



43


Фундаментальные основы подземной 

гидродинамики и квантомеханический взгляд 

на модель пласта 

Fundamentals of Subsurface Hydrodynamics and a 

Quantum-Mechanical View of the Reservoir Model 

Р. Ш. Муфазалов: 

Научно-производственная фирма «Пакер», г. Октябрьский, РБ 

R. Sh. Mufazalov: Scientific and Production Firm “Paker”, Oktyabrsky, Republic of 

Bashkortostan, Russia 

1. Теорема Тима. Фундаментальные зависимости 

базовых гидродинамических параметров пласта 

и скважины, и их взаимосвязь – основа новой 

парадигмы подземной гидродинамики 

Система «Продуктивный пласт – скважина - насосное 

(лифтовое) оборудование» - единая, неразделимая 

гидродинамическая система, взаимосвязанная 

фундаментальными зависимостями, отражающими 

единство и взаимосвязь всех гидродинамических 

параметров этой системы [4]. Околоскважинное 

пространство продуктивного пласта – особая 

высокоактивная и энергодинамически нестабильная 

зона. В процессе первичного вскрытия 

продуктивного горизонта бурением, заканчивания 

скважины (вторичного вскрытия) и ее эксплуатации 

нарушаются природное энергомеханическое и 

электродинамическое равновесия продуктивного 

пласта. В околоскважинном пространстве 

происходят гидротермодинамические, физикомеханические 

изменения характеристики породы, 

свойства пластовой жидкости. Совершаются 

физико-химические, химико-биологические 

1. Tim’s Theorem. The fundamental dependences of the 

key hydrodynamic parameters of the reservoir and the 

well and their interrelationships as the basis for a new 

paradigm of subsurface hydrodynamics 

The “Producing Reservoir – Well – Pumping (Lift) 

Equipment” system is a uniform, inseparable hydrodynamic 

system interconnected by fundamental dependences 

reflecting on the uniformity and interconnectedness 

of all the hydrodynamic parameters of this system [4]. 

The near-wellbore region of the reservoir is a special 

zone characterized by high activity and unstable energy 

dynamics. Such processes as drilling the first well into the 

pay zone, well completion, and subsequent well operations 

upset both the mechanical energy equilibriums and the 

electrodynamic equilibrium in the formation. Both the hydrothermodynamic 

and physico-mechanical characteristics 

of the near-wellbore rock change, as do the reservoir fluid 

properties in this region. Physico-chemical and chemicobiological 

transformations take place. The reservoir’s 

electrodynamic equilibrium is upset, and, because of this, 

hydrogen bonds, acting as retention mechanisms for the 

hydrocarbon systems, begin to form in the capillaries and 

44 



RESERVOIR MODELING 

превращения. Происходит нарушение 

электромагнитодинамического равновесия 

пласта и в связи с этим в капиллярах и трещинах 

околоскважинного пространства образуются 

удерживающие водородные связи в углеводородных 

системах и происходит перераспределение 

энергии связи, определяемой силами Ван-дер- 

Ваальса и силовых полей взаимодействия двойного 

электрического слоя (ДЭС). Все эти технологические 

процессы и далеко не полностью указанные факторы 

существенно влияют на физико-реологические 

параметры пластовой жидкости, нарушают 

проницаемость и пористость околоскважинного 

пространства, образуя, так называемую, неоднородную 

по проницаемости и пористости скин-зону и приводят 

кратному снижению притока жидкости в скважину. 

Van Everdingen A. F. и Hurst N. (1949) предложили 

формулу (1) для расчета потери давления в 

околоскважинном пространстве при фильтрации 

жидкости в скважину [1]. 

где ΔРs - дополнительные потери пластового 

давления при фильтрации жидкости к забою 

скважины из-за ухудшения проницаемости пласта 

в скин-слое от k до ks; µ - динамическая взякость 

пластовой жидкости Q; S - значение скин-фактора. 

Параметр ΔРs имеет важное значение и входит при 

выводе формул всех базовых гидродинамических 

параметров зонально-неоднородного пласта. 

Следует отметить, что аналитический вывод 

выражения (1) не существует, кроме 

того, допущены следующие грубые ошибки: 

• во-первых, по законам гидродинамики нефтяного 

пласта при фильтрации жидкости, значение ΔРs 

имеет логарифмическую природу, т.е. ΔРs 

изменяется по логарифмической кривой, а в 

формуле (1) это не учтено. Эта серьезная ошибка 

внесла в значение S неопределенность и ± ∞; 

• во-вторых, потери давления ΔРs зависит от 

величины радиуса (толщины) скин-слоя Rs, а в 

формуле (1) не учтена толщина скин-слоя Rs. Это 

противоречит законам гидродинамики пласта и 

существенно искажает реальное значение S; 

• в-третьих, при определении ΔРs не учтен 

коэффициент проницаемости ks скин-слоя, т.к. ΔРs 

- дополнительные фильтрационные потери в скинзоне 

с коэффициентом проницаемости ks, поэтому 

значение коэффициента ks должно быть учтено. 

Эта грубая ошибка привела к полному искажению 

значения S. 

fractures of the near-wellbore region, and the bond energy, 

as determined by the van der Waals forces and electrical 

double-layer (EDL) interaction force fields, are redistributed. 

All these production-related processes and other factors, 

the list of which above is nowhere near complete, 

significantly affect the physico-rheological parameters of 

the reservoir fluid and impair the permeability and porosity 

of the near-wellbore area, forming a layer with non-uniform 

permeability and porosity distribution called the skin zone 

and produces a several-fold reduction in the rate of fluid 

flow into the wellbore. 

A. F. van Everdingen and N. Hurst (1949) proposed formula 

(1) for calculating the pressure drop occurring in the nearwellbore 

area as the fluid flows into the wellbore [1]. 

where ΔРs is the incremental reservoir pressure drop that 

occurs during the filtration of fluid into the bottom-hole 

region due to the impairment of reservoir permeability in 

the skin layer from k to ks; µ is the dynamic viscosity of the 

reservoir fluid Q; S is the skin factor value. The parameter 

ΔРs is important and is included in the derivation of the 

formulas for all the key hydrodynamic parameters of a multizone 

heterogenous reservoir. 

It should be noted that an analytical derivation of expression 

(1) does not exist, and on top of that, the following gross 

errors have been made: 

• firstly, according to the laws of oil reservoir 

hydrodynamics governing the process of fluid filtration, 

the value of ΔРs has a logarithmic nature, i. e. ΔРs 

changes along a logarithmic curve, and formula (1) fails 

to take this into account. This serious error introduced 

uncertainty and ± ∞ into the S value; 

• secondly, the pressure drop ΔРs depends on the 

value of the skin layer radius (thickness) Rs, and formula 

(1) fails to take the skin layer thickness Rs into account. 

This contradicts the laws of reservoir hydrodynamics and 

significantly distorts the actual value of S; 

• thirdly, the skin layer permeability factor ks is not 

accounted for in the determination of ΔРs, since ΔРs is 

the incremental filtration-related pressure loss in the skin 

zone with permeability factor ks, which means that the 

value of the coefficient ks should be considered. 

This gross error led to a complete distortion of the value of S. 

Thus, formula (1) proposed by A. F. van Everdingen and 

N. Hurst (1949) for determining ΔРs fails to observe the 

physical laws governing the reservoir hydrodynamics, 

violates mathematical logic, and contains the serious errors 

set forth above. M. F. Hawkins (1956), using (1), proposed 

the following formula for calculating S: (2), which has been 



45


Таким образом, в формуле (1), предложенной 

V.Everdingen A.F.и Hurst N.(1949) для определения ΔРs 

не соблюдены физические законы гидродинамики 

пласта, нарушена математическая логика и допущены 

указанные серьезные ошибки. Hawkin M.F.(1956), 

используя (1), предложил для расчета S формулу: 

(2), вошедшую в учебную и научную литературу, как 

Hawkins’ formula [2]. 

Согласно этой формуле, S может принимать значения 

от минус бесконечности до нуля и от нуля до плюс 

бесконечности т.е., 

без принадлежности области определения, 

существования и практического использования. 

Известно, если функция стремится к бесконечности, 

она практического применения не имеет. 

Подземная гидродинамика как самостоятельная 

нефтяная наука, основанная и сформированная 

отечественными учеными Н.Е. Жуковским, 

Н.Н. Павловским, Л.С. Лейбензоным, С.А. 

Христиановичем, В.Н. Щелкачевым и др., а также 

зарубежными учеными M. Muskat, Van Everdingen A.F.& 

Hurst N. и Hawkins M.F. к 50 годам ХХ века, казалось, 

полностью завершена, и проведены последние 

завершающие штрихи этой фундаментальной науки. 

Завершена в том смысле, что выявлены основные 

законы гидродинамики фильтрации пластовой 

жидкости, которым подчиняются глубинные 

процессы, происходящие в нефтегазовом пласте, 

написаны соответствующие уравнения и их решения. 

Сомневаться в надежности известных нам принципов 

этой науки не было оснований. Всякая динамично 

развивающаяся наука формулирует и определяет не 

только основные принципы, на которых она строится, 

но и должны быть определены основные направления 

и границы применимости этих принципов. 

Каких бы теоретических и технологических успехов не 

достигла современная наука в области гидродинамики 

пласта, она далека от совершенства и к концу 50-х 

годов практически полностью исчерпала свой 

потенциал и не создала ни одной фундаментальной 

теории, более того, сформировалась ошибочная 

концепция по базовым направлениям. 

Горечь удивления вызывает та реальность, что 

более полувека, начиная со второй половины ХХ 

го столетия, патриархи Российской и зарубежной 

нефтяной науки были уверены в непогрешимости 

формулы (Van Everdingen & Hurst, 1949) для 

определения ΔРs, скин-фактора S (Hawkins, 1956), а 


introduced into educational and scientific literature as 

Hawkins’ formula [2]. 

According to this formula, S can take values from minus 

infinity to zero and from zero to plus infinity, i. e. 

, without belonging to a 

particular domain of definition, existence, or practical use. 

It is known that if a function tends to infinity, it has no 

practical application. 

Subsurface hydrodynamics as an independent branch of 

petroleum science, founded and organized by Russian 

scientists N. Ye. Zhukovsky, N. N. Pavlovsky, L. S. 

Leybenzon, S. A. Khristianovich, V. N. Shchelkachev, et al., 

as well as by foreign scientists M. Muskat, Van A. F. van 

Everdingen, N. Hurst, and M. F. Hawkins, seemed to have 

taken its final shape by 1950s with even the last finishing 

touches having been put to the fundamental whole of this 

science. Here, “final” means that the key laws of reservoir 

fluid filtration hydrodynamics that govern the subsurface 

processes occurring in an oil and gas formation have been 

discovered, relevant equations and solutions to them have 

been written. There was no reason to doubt the reliability of 

the principles of this science that we all knew. Any branch 

of science that is rapidly developing should do more than 

just formulate and establish the basic principles on which 

it is built: the main focus areas and limits of applicability of 

these principles should also be established. 

No matter what theoretical and technological successes 

modern science may have attained in terms of reservoir 

hydrodynamics, it is far from perfect and, by the end of the 

1950’s, it had almost completely exhausted its potential. 

Since that time, no fundamental theories have been 

created, and the conceptual developments that took shape 

along the main avenues of application have indeed gone 

the wrong way. 

What comes as a bitter surprise is the fact that, for more 

than five decades at the beginning in the second half of 

the 20th century, the patriarchs of Russian and foreign 

petroleum sciences were convinced of the infallibility of the 

formula in (Van Everdingen & Hurst, 1949) for determining 

ΔРs, the formula in (Hawkins, 1956) for determining the 

skin factor S, as well as the formula used for determining 

the influx rate Qs to the bottom-hole region of a real-world 

well, despite the obvious errors in, and controversies 

around, these formulas, which were all made up with gross 

violations of the laws of subsurface hydrodynamics. 

The negative consequences of these errors and delusions 

have been reflected in the theory and practice of the 

fundamentals of hydrodynamic well testing (GDIS), 





47


также формулы для определения притока Qs к забою 

реальной скважины, несмотря на явные ошибки и 

спорные вопросы вокруг этих формул, составленных 

с грубыми нарушениями законов подземной 

гидродинамики. 

Негативные последствия этих ошибок и заблуждений 

нашли отражения в теории и практике основных 

положений ГДИС, ТИС и ГИС, но главные губительные 

последствия в том, что со второй половины прошлого 

столетия эти формулы без выводов и доказательств 

были включены во все учебники, учебные пособия 

и методические руководства соответствующего 

профиля вузов и курсов повышения квалификации. 

Современная подземная гидродинамика больна 

изнутри. Основные причины болезни, ее живучести 

и устойчивости – глубокий застой научных 

идей в сочетании с догматическим подходом к 

формированию и решению фундаментальных научных 

проблем, и консерватизмом научного мышления. 

Исследовательские работы в области подземной 

гидродинамики с тех времен и по настоящее время 

свелись к разработке полуэмпирических подгоночных 

теорий, имеющих предварительный характер 

ошибочных концепций. Пример тому, что по сей день 

оставались открытыми и дискуссионными наиболее 

принципиальные вопросы: область существования 

значений скин-фактора S и его принадлежность, 

неопределенность положительного и отрицательного 

знака его значений. Отсутствие строгой теории 

вывода его формулы. В связи с этим не были решены 

проблемы качества вскрытия пласта, прогнозирования 

его энергетического состояния, фильтрационных 

свойств, определения продуктивности, текущего и 

потенциального дебита и коэффициента нефтеотдачи 

пласта в целом. Это было время глубокого кризиса в 

области подземной гидродинамики. 

Допущенные ошибки в формулах (1 и 2), а также в 

формулах для расчета базовых гидродинамических 

параметров пласта и несоответствие расчетов, 

выполненных по указанным формулам промысловоэкспериментальным 

данным послужили толчком 

к созданию новой парадигмы подземной 

гидродинамики – реальной гидродинамической 

модели пласта [3,4,7]. 

В работах [3;4] приводится подробный вывод 

формулы для определения ΔРs с учетом зональной 

неоднородности пласта: 

Указываются исторические ошибки и заблуждения, 

допущенные в формулах для определения скин- 


geophysical well logging (GIS), and mud logging (TIS), but 

something we can really describe as a disastrous effect is 

the fact that, since the second half of the last century, these 

formulas have been included in all textbooks, teaching aids, 

and study guides of universities, colleges, and postgraduate 

training courses specializing in the subject-matter without 

any derivations or proofs whatsoever. 

Modern subsurface hydrodynamics is ailing from the inside 

out. The main causes of that ailment, as well as its tenacity 

and persistence, are a profound stagnation in scientific 

ideas combined with a dogmatic approach to formulating 

and solving fundamental scientific problems aggravated 

by the conservatism of scientific thought. Whatever 

research work was conducted in the field of subsurface 

hydrodynamics since that time up until the present day can 

be reduced to the development of semi-empirical theories 

whose sole purpose was to tweak the mathematical 

apparatus to reality and which, as all erroneous concepts, 

had but preparatory value if any. One example of this is 

the fact that, to this day, the most fundamental questions 

have remained open and debatable: what is the domain in 

which skin factor values S exist, and to which it belongs, 

and what to do with the uncertainty about the positive and 

negative signs of its values? Another such issue is the lack 

of a rigorous theory behind the derivation of its formula. 

Because of this, numerous issues with the quality of drilling 

and completion work performed on a reservoir, predicting 

its energy state and filtration properties, determining its 

productivity, current and potential flow rates, and assessing 

the oil recovery factor of the reservoir as a whole have not 

been resolved. It was a time of deep crisis in the field of 

subsurface hydrodynamics. 

The errors in (1) and (2), as well as errors in the formulas 

used for calculating the key hydrodynamic parameters 

of the reservoir, and the discrepancies between the 

calculations made using the said formulas and the data 

obtained from field practice and experiments served as 

an impetus to create a new paradigm for subsurface 

hydrodynamics – a realistic hydrodynamic reservoir model 

[3, 4, 7]. 

[3, 4] contain a detailed derivation of the following formula 

for determining ΔРs, taking into account the multi-zone 

heterogeneity of the reservoir: 

There are also indicated are historical errors and 

misconceptions incorporated into the conventional formulas 

for determining the skin factor, pressure drop, and influx 

rate in the skin layer during fluid filtration. In this connection, 

a detailed and consistent analytical derivation of its formula 

is given. 1 – The analytical derivation of the skin factor 

formula is confirmed using five alternative methods, viz 





49


фактора, потери давления и притока в скин-слое 

при фильтрации жидкости. В связи с этим дается 

подробный и последовательный аналитический вывод 

его формулы. 1-Аналитический вывод формулы скинфактора 

подтверждается в пяти вариантах выводами: 

2- через индикаторные линии «дебит – давление», 3 - 

«дебит – уровень», 4 - по значениям забойного давления 

и 5 - потенциального дебита, 6 - приводится вывод 

формулы скин-фактора для зонально-неоднородного 

пласта [3,4,5]. Выведена зависимость для оценки 

влияния радиуса скин-слоя и коэффициента 

проницаемости на величину притока жидкости в 

скважину. 

Базовыми параметрами для составления 

гидродинамической модели пласта являются 

реальное значение потери давления ΔРs при 

фильтрации скважинной жидкости в околоскважинном 

пространстве, значение скин-фактора S, коэффициенты 

продуктивности К и проницаемости пласта k; пластовое 

Рпл и забойное Рз давления, динамический уровень 

скважинной жидкости hд, текущий приток Qж, 

потенциальный дебит Qпот и математические формулы 

для их определения. 

На основе теоретических и прикладных исследований, 

выполненных в области подземной гидродинамики 

и совместной работы пласта, скважины и 

подъемного (лифтового) оборудования определены 

и установлены фундаментальные зависимости всех 

базовых гидродинамических параметров пласта, 

скважины и насосного (лифтного) оборудования для 

оценки состояния околоскважинного пространства 

продуктивного горизонта и для оценки состояния 

зонально-неоднородного пласта [3…9] 

Фундаментальные зависимости (формула Тима) для 

оценки состояния околоскважинного пространства 

продуктивного пласта [4…7]: 

deriving through: 2 – “flow rate – pressure” and 3 – “flow 

rate – level” indicator lines, 4 – bottom-hole pressure and 5 

– potential flow rate values; 6 – a formula for the skin factor 

for a multi-zone heterogenous reservoir is given [3, 4, 5]. A 

dependence for estimating the influence of the skin layer 

radius and the permeability factor on the amount of fluid 

flowing into the wellbore is derived. 

The key parameters based on which a hydrodynamic 

reservoir model can be constructed are the actual value 

of the pressure drop ΔРs that occurs during the wellbore 

fluid filtration in the near-wellbore region, the value of the 

skin factor S, the productivity factor К and the permeability 

factor k; the reservoir pressure Рпл and the bottom-hole 

pressure Рз, the dynamic borehole fluid level hд, the current 

influx rate Qж, the potential flow rate Qпот, and the 

mathematical formulas for their determination. 

Based on theoretical and applied research performed in 

the field of subsurface hydrodynamics and co-functioning 

of the reservoir, well, and lift equipment, fundamental 

dependences have been established and determined for 

all key hydrodynamic parameters of the reservoir, well, and 

pumping (lifting) equipment that are required for assessing 

the state of the near-wellbore region of a reservoir pay zone 

and for assessing the state of a multi-zone heterogenous 

reservoir [3...9] 

The fundamental dependences (Tim’s formula) for 

assessing the state of the near-wellbore region of a 

producing reservoir [4...7] are as follows: 

The fundamental dependences (Tim’s formula) for 

assessing the state of a multi-zone heterogenous reservoir 

are as follows: 

Фундаментальные зависимости (формула Тима) для 

оценки состояния зонально - неоднородного пласта: 

where α is the reservoir heterogeneity coefficient, which 

is, in fact, a proportionality factor that accounts for how 

non-homogeneously permeability is distributed within the 

reservoir. 

The words “The ‘Reservoir – Well – Pumping Equipment’ 

system as a uniform, inseparable hydrodynamic system 




где α - коэффициент неоднородности пласта, как 

коэффициент пропорциональности, учитывающий 

неоднородность пласта по проницаемости. 

Система «Пласт-скважина-насосное оборудование» 

- как единая, неразделимая гидродинамическая 

система, взаимосвязанная фундаментальными 

зависимостями, отражающими единство и 

взаимосвязь всех гидродинамических параметров 

этой системы» подтверждаются математическими 

доказательствами и выводами всех базовых 

гидродинамических параметров пласта и их 

взаимосвязь фундаментальными зависимостями 

[3…9]. В этих работах приводятся подробные и 

последовательные доказательства всех положений 

«Теоремы Тима». «Теорема Тима» гласит, что «Любые 

изменения проницаемости продуктивного пласта 

приводят к пропорциональному изменению его 

продуктивности, гидропроводности, забойного 

давления, динамического уровня жидкости, текущего 

притока и потенциального дебита, а безразмерные 

относительные их величины равны между собой». 

interconnected by fundamental dependences reflecting 

the uniformity and interconnectedness of all hydrodynamic 

parameters of this system” are confirmed by mathematical 

proofs and derivations for all key hydrodynamic parameters 

of the reservoir and for their interrelationships via 

fundamental dependences [3...9]. The latter papers provide 

detailed and consistent evidence for all the provisions of 

Tim’s Theorem. Tim’s Theorem states that “Any changes 

in the reservoir permeability lead to proportional 

changes in its productivity, hydraulic conductivity, 

bottom-hole pressure, dynamic fluid level, current influx 

rate, and potential flow rate, and their dimensionless 

relative values are equal to each other.” 

Рис. 1. Полная геометрическая интерпретация 

фундаментальных зависимостей и взаимосвязь 

гидродинамических параметров пласта и скважины, 

подтверждающая Теорему Тима: 1 - индикаторная линия 

Рз=f(Qж(к)); 2 - индикаторная линия Рз=f(Qж(кs)); 3 - 

индикаторная линия hд=f(Qж(к)); 

4 - индикаторная линия hд=f(Qж(кs)); К – коэффициент 

продуктивности при естественной проницаемости 

пласта k; Кs - коэффициент продуктивности при 

ухудшенной проницаемости пласта ks; Qж(к) – приток 

жидкости при продуктивности пласта К; ΔК – 

Fig. 1. A complete geometric interpretation of the 

fundamental dependences and the interrelationship 

between the hydrodynamic parameters of the reservoir 

and the wellbore, confirming Tim’s Theorem, is shown 

above; 1 is the indicator line Рз=f(Qж(к)); 2 is the indicator 

line Рз=f(Qж(кs)); 3 is the indicator line hд=f(Qж(к)); 4 

is the indicator line hд=f(Qж(кs)); К is the productivity 

factor at the native permeability of the reservoir, k; Кs is 

the productivity factor at the impaired permeability of the 

reservoir, ks; Qж(кs) is the fluid influx rate at reservoir 

productivity k; Кs is the decrease in productivity resulting 

from the impairment of reservoir permeability from К to 

Ks; Qж(кs) is the fluid influx rate at formation productivity 

Ks; Qж is the decrease in influx rate resulting from the 

impairment of reservoir productivity from К to Кs; hст is 

the static fluid level in the wellbore; hд(к) is the dynamic 

fluid level in the wellbore at reservoir productivity К; 

hд(кs) is the dynamic fluid level in the wellbore at reservoir 

productivity Кs; Δhд is the decrease in dynamic fluid 

level in the wellbore resulting from the impairment of 



51


снижение продуктивности в результате ухудшения 

проницаемости пласта от k до ks; Qж(кs) – приток 

жидкости при продуктивности пласта Кs; ΔQж 

– снижение притока в результате ухудшения 

продуктивности пласта от К до Кs; hст – статический 

уровень жидкости в скважине; hд(к) – динамический 

уровень жидкости в скважине при продуктивности 

пласта К; hд(кs) – динамический уровень жидкости 

в скважине при продуктивности пласта Кs; Δhд 

– снижение динамического уровня жидкости в 

скважине в результате ухудшения продуктивности 

пласта от К до Кs; L – глубина скважины до верхних 

перфорационных отверстий; Lд(к) –динамическая 

глубина при продуктивности пласта К; Lд(кs) – 

динамическая глубина при продуктивности пласта Кs; 

ΔРз – снижение забойного давления в результате 

ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; Qпот(к) 

– потенциальный дебит при продуктивности пласта К; 

Qпот(кs) – потенциальный дебит при продуктивности 

пласта Кs; ΔQпот – снижение потенциального дебита в 

результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs. 

В работах [4-9] дается критический анализ 

общепринятой формулы для определения притока 

жидкости к забою реальной скважины, конкретно 

указываются допущенные ошибки и в четырех вариантах 

приводится вывод формулы для определения притока 

жидкости к забою реальной скважины: 

Фундаментальные зависимости (формулы Тима) 

полностью описывают, а теорема Тима доказывает 

реальную гидродинамическую модель продуктивного 

пласта. 

Фундаментальные зависимости гидродинамических 

параметров системы «Пласт-скважина - насосное 

оборудование» должны быть использованы для 

проведения количественной оценки и полного 

анализа состояния пласта, геофизических, 

гидродинамических и технологических исследований 

(ГИС, ГДИС и ТИC), и всестороннего обоснования 

технологических и гидродинамических параметров 

при разработке программного обеспечения для 

инновационного проектирования процессов 

разработки нефтегазовых месторождений. 

2. Квантованные поля продуктивного пласта 

– реальный материальный мир, физический 

природный объект 

В большинстве технических системах и 

технологических процессах приходится 


reservoir productivity from К to Кs; L is the well depth 

up to its top perforations; Lд(к) is the dynamic depth at 

reservoir productivity К; Lд(кs) is the dynamic depth at 

reservoir productivity Кs; ΔРз is the decrease in bottomhole 

pressure resulting from the impairment of reservoir 

productivity from К to Кs; Qпот(к) is the potential flow rate 

at reservoir productivity К; Qпот(кs) is the potential flow 

rate at reservoir productivity Кs; ΔQпот is the decrease in 

potential flow rate resulting from the impairment of reservoir 

productivity from К to Кs. 

[4–9] provide a critical analysis of the generally accepted 

formula used for determining the rate of fluid influx to the 

bottom-hole region of a real-world well, clearly specifying 

the errors it contains and presenting four alternative 

derivations of the following formula to be used for 

determining the rate of fluid influx to the bottom-hole region 

of a real-world well: 

The fundamental dependences (Tim’s formulas) completely 

describe a realistic hydrodynamic model of a reservoir, and 

Tim’s Theorem proves its validity. 

The fundamental dependences between the hydrodynamic 

parameters of the “Reservoir – Well – Pumping equipment” 

system should be used to quantify and fully analyze 

the state of the reservoir, as well as for purposes of 

hydrodynamic well testing (GDIS), geophysical well logging 

(GIS), mud logging (TIS), and comprehensive technological 

and hydrodynamic feasibility assessments for software 

development projects to support innovative process design 

solutions for oil and gas field development. 

2. Quantized fields of the producing reservoir as a 

physical (natural) object in a real, material world 

When studying most engineering systems and technological 

processes, must simultaneously consider the joint effect 

of mechanical, thermal, electric, magnetic, optical, and 

gravitational fields, as well as any interrelationships among 

them. An important factor for establishing the relationships 

between various physical fields is their conventional dimension 

taken under a uniform system of units of measurement. 

A producing reservoir is exposed to a multitude of changing 

geophysical fields (multi-fields): geomechanical, hydrodynamic, 

geomagnetic, electrodynamic, geothermodynamic, 

gravitational, undulatory, optical, as well as their derivatives. 

The values of the parameters of these geophysical fields 

are completely interrelated and depend on the spatial 

heterogeneity and temporal variability of the state of the 

entire system. 



рассматривать одновременно совместное действие 

механических, тепловых, электрических, магнитных, 

оптических и гравитационных полей и их взаимосвязь. 

Для установления взаимосвязи между различными 

физическими полями важное значение имеет их 

размерность, принятая в единой системе единиц 

измерения. 

Продуктивный пласт находится под динамическим 

воздействием множеств геофизических (мульти) 

полей: геомеханического, гидродинамического, 

геомагнитного, электродинамического, 

геотермодинамического, гравитационного, 

волнового, оптического и их производных. Значения 

параметров этих геофизических полей находятся в 

полной взаимосвязи и зависят от пространственной 

неоднородности и временной изменчивости 

состояния всей системы. 

Эти поля можно разделить на две группы: 

1. Геомеханическое и гидродинамическое поля. 

Под термином этих «полей» следует понимать 

часть пространственного объема горной породы 

пласта, находящегося под всесторонним сжатием 

горного давления, характеризующее его 

напряженное состояние, прочность, упругость, 

устойчивость, проницаемость, пористость, 

пластовое давление, реологические параметры 

пластовой среды и т.д. Для геомеханических и 

гидродинамических задач понятие поля 

принимается чисто условно для составления 

математической модели действующей системы. 

2. Электромагнитное и гравитационное поля. Эти 

поля, в отличие от первый группы, представляют 

реальные материальные объекты элементарных 

частиц. За электромагнитное поле отвечают 

элементарные частицы – электроны, протоны, 

нейтроны, кварки и их распад. Взаимосвязь 

этих частиц составляет три фундаментальные 

взаимодействия: притяжение электрона к ядру 

– электромагнитное взаимодействие. Взаимное 

притяжение кварков (внутриядерное 

взаимодействие) – пример сильного 

взаимодействия. Распад кварка и свободного 

нейтрона – бета распад пример слабого 

взаимодействия. Кроме трех фундаментальных 

взаимодействий огромную роль в природе имеет 

четвертое фундаментальное взаимодействие, 

это взаимное притяжение всех частиц друг к другу 

в гравитационном поле. За гравитационное поле 

отвечают элементарные частицы – гравитоны. 

Этих полей назовем «квантованными полями 

продуктивного пласта». Квантованное поле 

представляет собой природную реальность, 

материальный объект, который обладает энергией, 

These fields can be divided into two groups: 

1. Geomechanical and hydrodynamic fields. In this 

case, the term “fields” should be understood to 

refer to a portion of reservoir rock, which occupies 

a certain volume in space and is exposed to lithostatic 

pressure acting on all sides of it and characterizing its 

stress state, strength, elasticity, stability, permeability, 

porosity, reservoir pressure, rheological parameters 

of the reservoir fluid, etc. For geomechanical and 

hydrodynamic problems, the concept of a field is used 

purely as a convention for the purpose of constructing 

a mathematical model of the working system. 

2. Electromagnetic and gravitational fields. These fields, 

unlike the former group of fields, represent real material 

objects, viz. elementary particles. The electromagnetic 

field is governed by elementary particles – electrons, 

protons, neutrons, quarks – and their decay. There 

are three fundamental interactions that describe how 

these particles influence each other. An example of 

electromagnetic interaction is an electron’s attraction 

to the nucleus. An example of strong interaction is the 

mutual attraction of quarks (intra-nuclear interaction). 

An example of weak interaction is the decay of a quark 

and a free neutron (beta-decay). In addition to the 

three fundamental interactions described above, there 

exists the fourth fundamental interaction playing 

a huge role in nature: it is the mutual attraction 

of all particles to each other in a gravitational field. 

Responsible for this field are elementary particles 

called gravitons. 

Let us call these fields the “quantized fields of the 

reservoir”. A quantized field is a natural reality, a material 

object that possesses energy, inertia, and gravity. The 

totality of lines of force of quantized fields at a given 

point in space forms the so-called potential field. For a 

potential field, two important properties hold. The first 

one is the principle of superposition, according to which 

the net effect of the group of sources generating the 

potential field can be found by successively summing up 

the vector values characterizing the field generated by 

each source taken separately. 

The second important property that holds for a potential 

field is the maximum principle. The potential function can 

only reach its maximum or minimum value on the surface of 

the field source or at infinity. 

Quantum electrodynamics (QED) is the quantum theory 

of electromagnetic interactions, the best-elaborated part 

of quantum field theory. Classical electrodynamics only 

considers the continuous properties of electromagnetic 

fields. Quantum electrodynamics is based on the fact that 

an electromagnetic field also possesses discontinuous 

(discrete) properties, whose carriers are the field quanta 

named photons. The interactions of electromagnetic 



53


инерцией и тяготением. Совокупность силовых линий 

квантованных полей в данной точке пространства 

образует так называемое потенциальное поле. 

Для потенциального поля справедливы два 

важных свойства. Первое – принцип суперпозиции, 

состоящий в том, что действие группы источников, 

создающих потенциальное поле может быть найдено 

последовательным векторным суммированием 

величин, создаваемых отдельно каждым из 

источников поля. 

Второе важное свойство – принцип максимума для 

потенциального поля. Значение максимума или 

минимума потенциала может достигаться только на 

поверхности источников поля или в бесконечности. 

Ква́нтовая электродина́мика (КЭД) — квантовая 

теория электромагнитных взаимодействий наиболее 

разработанная часть квантовой теории поля. В 

классической электродинамике рассматривают 

только непрерывные свойства электромагнитного 

поля. Квантовая электродинамика основана 

на том, что электромагнитное поле обладает 

также и прерывными (дискретными) свойствами, 

носителями которых являются кванты поля —фотоны. 

Взаимодействие электромагнитного излучения 

с заряженными частицами рассматривается в 

квантовой электродинамике как поглощение 

и испускание частицами фотонов. Квантовая 

электродинамика, как фундаментальная квантовая 

теория поля была создана в 1940-х годах в работах 

Р. Фейнмана [10]. Это была первая теория поля 

взаимодействия заряженных элементарных частиц 

в магнитном поле. Квантовая электродинамика 

количественно объясняет эффекты взаимодействия 

полей с веществом, а также последовательно 

описывает электромагнитные взаимодействия 

между заряженными частицами. Электромагнитное 

поле (и его изменение со временем) описывается 

в электродинамики посредством системы четырех 

легендарных векторных уравнений Максвелла, где 

электрическое и магнитное поле рассматривается 

как проявления единого электромагнитного поля. В 

квантовой механике полная энергия взаимодействия 

электрически заряженных частиц определяют 

оператором Гамильтона: Так, оператор Гамильтона 

атома с зарядом ядра Z имеет вид [11]: 

Здесь m — масса электрона, е — его заряд, 

rj — абсолютная величина радиус-вектора j-го 

электрона, ħ – постоянная Планка. Первое слагаемое 

выражает кинетическую энергию электронов, второе 

слагаемое — потенциальную энергию кулоновского 


radiation with charged particles are viewed in quantum 

electrodynamics as instances of absorption and emission 

of photons by the particles. Quantum electrodynamics 

as a fundamental quantum field theory was created in 

the 1940s in the works of R. Feynman [10]. This was the 

first interaction field theory describing the behavior of 

charged elementary particles in a magnetic field. Quantum 

electrodynamics provides a quantitative explanation for 

the effects of field-to-matter interactions as well as a 

consistent description of electromagnetic interactions 

between charged particles. The electromagnetic field 

(and its change over time) is described in electrodynamics 

using a system of four legendary vector equations known 

as Maxwell’s, where the electric and magnetic fields are 

regarded as manifestations of just one field referred to as 

electromagnetic. In quantum mechanics, the total energy 

of interaction between electrically charged particles is 

determined by the Hamiltonian operator: for example, the 

Hamiltonian of an atom with nuclear charge Z has the 

following form [11]: 

Here, m is the mass of the electron, е is its charge, rj is 

the absolute value of the radius vector of jth electron, ħ 

is Planck’s constant. The first term represents the kinetic 

energy of the electrons, the second term represents the 

potential energy of the Coulomb interaction between the 

electrons and the nucleus, and the third term represents 

Coulomb’s potential energy due to the mutual repulsion 

between the electrons. The summation in the first and 

second term is over all Z electrons. In the third term, 

the summation runs over all pairs of electrons, with 

each pair occurring only once [12]. Planck’s constant ħ, 

whose value is fixed and equal to 6.626 x 10-34 J·s, is 

the portion of electromagnetic energy corresponding to 

one quantum. Planck’s constant ħ defines the boundary 

between the macrocosm, where the laws of Newton’s 

mechanics apply, and the microcosm, where the laws of 

quantum mechanics apply. 

Planck’s constant ħ indicates the lower limit of spatial 

quantities, below which the effects of quantum mechanics 

should be taken into account. 

2.1. Quantum electrodynamics of the reservoir as the 

basic framework for calculating the structured 

oil reserves. 

The present study is the first-ever attempt to make use of 

the information value of the electrical double layer (EDL) 

that forms in the capillaries and fractures of the reservoir 

rock. The electrical double layer occurs when two 

phases, one of which is liquid, come into contact. The 



взаимодействия электронов с ядром и третье 

слагаемое — потенциальную кулоновскую энергию 

взаимного отталкивания электронов. Суммирование 

в первом и втором слагаемом ведется по всем Z 

электронам. В третьем слагаемом суммирование 

идёт по всем парам электронов, причём каждая 

пара встречается однократно [12]. Константа Планка 

ħ, значение которой фиксирована и равна 6,626 x 

10–34 Дж·с - это порция электромагнитной энергии, 

соответствующая одному кванту. Постоянная Планка 

ħ определяет границу между макромиром, где 

действуют законы механики Ньютона, и микромиром, 

где действуют законы квантовой механики. 

Постоянная Планка ħ указывает нам нижний предел 

пространственных величин, после которого нужно 

учитывать эффекты квантовой механики. 

2.1. Квантовая электродинамика продуктивного 

пласта – базовая основа подсчета структурных 

запасов нефти. 

В этой работе впервые сделана попытка 

использовать информативность двойного 

электрического слоя (ДЭС), возникающего в 

капиллярах и трещинах породы пласта. Двойной 

электрический слой возникает при контакте двух 

фаз, из которых одна является жидкой. Стремление 

системы понизить поверхностную энергию приводит 

к тому, что частицы на поверхности раздела фаз 

ориентируются особым образом. Вследствие 

этого контактирующие фазы приобретают заряды 

противоположного знака, но равной величины, что 

приводит к образованию двойного электрического 

слоя (рис.2). 

Образующийся двойной слой можно подразделить 

на плотную часть δ (слой Гельмгольца), образуемый 

ионами, прилегающими непосредственно к 

поверхности стенки капилляров породы, и 

диффузную часть (слой Гуи) D. В результате 

электростатического притяжения ионов заряженной 

поверхностью, с одной стороны, и хаотического 

теплового движения молекул, под влиянием которого 

ионы стремятся равномерно распределиться в нефти, 

– с другой, ионная часть приобретает диффузное 

строение. Концентрация ионов, несущих заряд, 

противоположный заряду поверхности породы, 

уменьшается по мере удаления от поверхности, а 

концентрация ионов, имеющих заряд, одинаковый 

по знаку с зарядом породы, возрастает по мере 

удаления от поверхности (рис.2). Слой Гельмгольца 

или адсорбционный слой, примыкающий 

непосредственно к межфазной поверхности имеет 

толщину δ, равную радиусу потенциалопределяющих 

ионов [13]. 

system’s tendency toward lower surface energy causes 

the particles at the interface to orient themselves in a 

particular way. As a result, the contacting phases acquire 

charges of opposite sign but equal magnitude, which 

causes an electrical double layer to form (Fig. 2). 

The resulting double layer can be divided into the 

compact portion δ (Helmholtz layer) formed by ions 

directly adjoining the surface of the rock capillary wall 

and the diffuse portion (Gouy layer) D. As a result of 

electrostatic attraction between the ions and the charged 

surface, on the one hand, and the chaotic thermal 

movement of molecules prompting the ions to evenly 

distribute in the oil, on the other, the ionic portion of the 

solution acquires a diffuse structure. The concentration 

of ions carrying a charge opposite to that of the rock 

surface decreases with distance from the surface, and 

the concentration of ions having a charge of the same 

sign as the rock charge increases with distance from the 

surface (Fig. 2). The Helmholtz layer, also known as the 

adsorption layer, directly adjoining the interfacial surface 

has thickness δ equal to the radius of the potentialdetermining 

ions [13]. 

Рис. 2. - Fig 2. 

The total thickness of the diffuse layer D depends on a 

number of fundamental constants: 

where ε is the absolute dielectric constant of the fluid, R 

is Boltzmann’s constant, Т is the absolute temperature, е 

is the electron charge, N A 

is Avogadro’s number, C i 

is the 

concentration of cations of different nature, Z i 

is the valence 

of the cations. In this formula, Boltzmann’s constant R is 

extremely important. 

If Planck’s constant ħ defines the boundary between 

the macrocosm, where the laws of Newton’s mechanics 

apply, and the microcosm, where the laws of quantum 

mechanics apply, the constant R establishes a direct 

(3) 



55


Общая толщина диффузного слоя D, зависит от 

целого ряда фундаментальных констант: 

(3) 

где ε – абсолютная диэлектрическая проницаемость 

жидкости, R – постоянная Больцмана, Т – абсолютная 

температура, е – заряд электрона, N A 

– число 

Авогадро, C i 

- концентрация катионов различной 

природы, Z i 

– валентность катионов. В этой формуле 

чрезвычайно важной является константа Больцмана R. 

Если постоянная Планка ħ определяет границу 

между макромиром, где действуют законы 

механики Ньютона, и микромиром, где действуют 

законы квантовой механики, то константа R 

напрямую связывает характеристики микромира 

с характеристиками макромира. Эту связь 

обеспечивает постоянная Больцмана R, равная 1,38 

x 10 –23 Дж/К. Общую толщину D диффузного слоя 

определить сложно. Для практических расчетов 

принимают, так называемую эффективную толщину 

λ диффузионной части ДЭС. Эффективная толщина 

диффузного слоя λ – это расстояние, где потенциал 

на границе плотного и диффузного слоев падает в е 

(основание натурального логарифма) раз. Диффузный 

слой или слой Гуи, в котором находятся противоионы 

имеет толщину λ, которая зависит от свойств системы 

и может достигать больших значений. Величина λ 

определяется при математическом описании ДЭС 

выражением 

(4) 

relationship between the characteristics of the microcosm 

and the characteristics of the macrocosm. In charge of this 

relationship is Boltzmann’s constant R, which is equal to 

1.38 x 10-23 J/K. The total thickness D of the diffuse layer 

is difficult to determine. The value that is used for practical 

calculations is the so-called effective thickness λ of the 

diffuse portion of the EDL. The effective thickness of the 

diffuse layer, λ, is the distance at which the potential existing 

at the boundary between the compact and the diffuse 

layers drops е (the base of natural logarithms) times.The 

diffuse layer, or the Gouy layer, in which the counterions are 

located, has thickness λ, which depends on the properties 

of the system and can become quite large. The value of λ is 

determined for purposes of mathematical description of the 

EDL using the following expression: 

(4) 

where ε is the dielectric constant; R is the gas constant, 

8.3 J/(mol·K); Т is the absolute temperature; Z is the ion 

charge; F is the Faraday constant, 96400 C/mol; С is the 

concentration of ions, mol-ion/l; ε 0 

is the electric constant, 

8.85 x 10-12 F/m. 

The thickness of the compact layer δ (the Helmholtz layer) is 

determined based on the value of the potential-determining 

ions. The effective thickness of the diffuse layer, λ, is 

determined using formula (4). The total thickness of the EDL 

ranges between 1.5 and 8.5 μm [13]. The average values 

of δ and λ are used to construct a capillary oil-flow velocity 

profile covering the entire influx rate value range (Fig. 3 & 4). 

The preliminary values of oil content have been determined 

based on structural parameters. 

где ε — диэлектрическая постоянная; 

R — газовая постоянная, 8,3 

Дж\(моль*Кл); Т — абсолютная 

температура; Z — заряд иона; F — 

число Фарадея, 96400 Кл \ моль; С — 

концентрация ионов, моль – ион \ литр; 

ε 0 

— электрическая константа, 8,85 

*10 -12 Ф/м. 

Толщину плотного слоя δ – слоя 

Гельмгольца определяют по значению 

потенциалопределяющих ионов. 

Эффективную толщину диффузного 

слоя λ – по формуле (4). Общая 

толщина ДЭС составляет 1,5… 8.5 

мкм [13]. По средним значениям δ 

и λ построен профиль скоростей 

Рис. 3. - Fig 3. 

течения нефти по капиллярам для 

различных значений притока (рис.3,4). Определены 

предварительные значения содержания нефти по 

структурным параметрам. 


Fig. 3 Changes in the flow profile and thickness profile of 

the diffuse layer at different capillary oil-flow velocities for a 

capillary diameter of 5 μm. 



Двойной электрический слой 

Electrical double layer 

Рис. 4. - Fig 4. 

Диффузный слой 

Diffuse layer 

Рис. 3. Изменение профиля течения и толщины 

диффузного слоя при различных скоростях течения 

нефти по капиллярам, диаметром 5 мкм. 

На рис. 4 схематично показан двойной электрический 

слой в капиллярах породы, содержащий слой 

Гельмгольца и диффузный слой. 

Слою Гельмгольца δ соответствует неподвижный 

пристенный (твердый) слой – абсолютно не 

извлекаемая часть нефти. По объему этот 

слой составляет 6…8% от геологических 

запасов и полностью входит в объем 

балансовых запасов. 

Высоковязкая малоподвижная прослойка 

нефти, переходящая к диффузному слою D 

составляет 20…25% от геологических 

запасов. Этот объем можно отнести 

практически к не извлекаемой части 

нефти при современном уровне развития 

техники и технологии добычи. Кроме того 

на эту прослойку все еще сильное влияние 

оказывает притяжение заряженных частиц 

плотного двойного электрического слоя 

Гельмгольца. 

Переходной слой – трудноизвлекаемая 

часть, относится к начальной области 

диффузного слоя D, где силы взаимного 

притяжения заряженных частиц начинают 

снижаться по экспоненте. Объем 

трудноизвлекаемой части составляет 25…32% 

от геологических запасов. 

Fig. 4 shows a schematic diagram 

of an electrical double layer in the 

capillaries of the rock, comprising a 

Helmholtz layer and a diffuse layer. 

The Helmholtz layer δ is the 

immobile (solid) wall-boundary 

layer containing oil that absolutely 

cannot be extracted. In terms of 

volume, this layer accounts for 6–8 

% of Oil Initially in Place (OIIP) and 

is fully included in Commercial Oil in 

Place (COIP) volumes. 

The high-viscosity, low-mobility intermediate oil layer that forms 

the transition boundary between the Helmholtz layer and the 

diffuse layer D comprises some 20–25 % of OIIP. This volume 

can be classified as a practically non-recoverable portion of oil 

reserves given the current state of development of production 

equipment and technology. Moreover, this layer is still strongly 

influenced by the attraction of charged particles from the 

compact double Helmholtz layer. 

Профиль скоростей течения нефти по капиллярам 

Capillary oil-flow velocity profile 

Рис. 5. - Fig 5. 

Подвижная – извлекаемая часть нефти. При 

этом концентрация ионов, несущих заряд, 

противоположный заряду поверхности породы, 

уменьшается по мере удаления от стенки капилляра, 

а концентрация ионов, имеющих заряд, одинаковый 

по знаку с зарядом породы, возрастает. Сила 

притяжения и отталкивания заряженных ионов 

нейтрализуется. 

Объем подвижной - извлекаемой части составляет 

The transition layer, which should be classified as hardto-recover, 

is located at the ‘take-off’ region of the diffuse 

layer D, starting from which the forces of mutual attraction 

between charged particles begin to decrease exponentially. 

The size of the hard-to-recover portion is 25–32 % of OIIP. 

The mobile layer of oil constitutes the readily recoverable 

portion. Here, the concentration of ions carrying a charge 

opposite to that of the rock surface decreases with distance 

from the capillary wall, and the concentration of ions having 



57


25…35% от геологических запасов, без учета слоя 

Гельмгольца –35…45%. 

В структурных запасах (рис.6) объемы нефти 

высоковязкой малоподвижной прослойки и 

переходного слоя объединены и процентные 

соотношения указаны от доли балансовых запасов. 

Балансовые 

запасы (75…80 %) 

Структура запасов нефти 

(Р. Ш. Муфазалов) 

Геологические запасы нефти 

(100 %) 

Забалансовые 

запасы (15…25 %) 

a charge of the same sign as the rock charge increases. 

The forces of attraction and repulsion generated by charged 

ions are neutralized. 

The size of the mobile, readily recoverable portion is 25–32 

% of OIIP, or 35–45 % excluding the Helmholtz layer. 

The oil reserves structure shown below (Fig. 6) combines 

the oil volumes pertaining to the highly viscous lowmobility 

layer and the transition layer; the values given are 

percentages of COIP. 

Structure of Oil Reserves 

(R. Sh. Mufazalov) 

OIIP (100%) 

Извлекаемые 

запасы (28…32 %) 

Неизвлекаемые 

запасы (6…8 %) 

Некондиционные 

запасы 

Восполняемые 

запасы 

Commercial OIP 

(70–80 %) 

Non-commercial 

OIP (15–25 %) 

Трудноизвлекаемые 

запасы (43…47 %) 

Техногенно-изменяемые 

запасы 

Recoverable 

reserves (28–32 %) 

Non-recoverable 

reserves (6–8 %) 

Substandard 

reserves 

Renewable 

reserves 

Рис. 6. 

Hard-to-recover 

Reserves (43–47 %) 

Reserves 

transformable via 

technology 

Краткое сведения об авторе : 

Роберт Муфазалов 

• 270 научных работ, из них: 

• 117 изобретений; 

• 13 монографий (научные книги); 

• 4 учебников для вузов (с грифом минвуза); 

• Заслуженный изобретатель Респ. Башкортостан; 

• Изобретатель СССР; 

• Отличник Министерства нефтяной 

промышленности СССР; 

• Включен в энциклопедию «Инженеры Урала»; 

• Член-корреспондент РАЕН; 

• Участник более 30 международных конференций, 

конгрессов и всемирных выставок по новейшим 

и наукоемким технологиям. 

Научные интересы: 

квантовая геомеханика, подземная гидродинамика, 

гидравлика, нелинейная гидроакустика, техника и 

технология бурения, гидромеханика добычи нефти, 

нефтехимия, медицина - ( 8 патентов на изобретения), 

разработка и создание высоких технологий для 

нефтегазохимического комплекса. 

Литература - Bibliography 

1. A. F. van Everdingen and W. Hurst. The Application of the 

Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs. – 

Trans. AIME, Vol. 186, 1949. – pp. 305–24. 


Fig 6. 

Brief information about the author: 

Robert Mufazalov 

• 270 academic papers, of which: 

• 117 inventions; 

• 13 monographs (scientific books); 

• 4 university textbooks (endorsed by the Ministry of 

Higher Education); 

• Honored Inventor of the Republic of Bashkortostan; 

• Inventor of the USSR; 

• Excellence Award from the Ministry of Oil Industry of 

the USSR; 

• Included in the encyclopedia «Ural Engineers»; 

• Corresponding Member of the Academy of Natural Sciences; 

• Participant of more than 30 international conferences, 

congresses, and international exhibitions on the latest 

and research-intensive technology. 

Academic interests: 

Quantum geomechanics, subsurface hydrodynamics, 

hydraulics, nonlinear hydroacoustics, drilling equipment and 

technology, oil production hydromechanics, petrochemistry, 

development and creation of high technology for the 

petrochemical complex. 



2. M. F. Hawkins, Jr. A note on the skin effect. – Trans. 

AIME, Vol. 207, 1956. – pp. 356–57. 

3. Муфазалов Р. Ш. Исторические ошибки и 

заблуждения, допущенные в теории гидродинамики 

нефтяного пласта и их последствия. Часть 

1, 2, 3. // Труды 12 – Международного 

симпозиума «Энергоресурсоэффективность и 

энергосбережение». – Казань: «Центр Оперативной 

Печати». – 2011. – С. 409–464. [R. Sh. Mufazalov. 

Historical errors and misconceptions at work in the oil 

reservoir hydrodynamics theory, and their consequences. 

Part 1, 2, 3. // Proceedings # 12 of the International 

Symposium titled “Power resource efficiency and power 

savings.” – Kazan: Tsentr Operativnoy Pechati. – 2011. – 

pp. 409–464.] 

4. Муфазалов Р. Ш. Скин-фактор. Исторические 

ошибки и заблуждения, допущенные в теории 

гидродинамики нефтяного пласта. – Георесурсы. № 

5. – 2013. – С. 34–48. [R. Sh. Mufazalov. Skin factor. 

Historical errors and misconceptions at work in the oil 

reservoir hydrodynamics theory. – Georesources. Issue # 5. 

– 2013. – pp. 34–48.] 

5. R. Sh. Mufazalov. Skin factor and its importance 

for evaluating borehole environmental conditions for a 

productive formation. // «ROGTEC», Oil & Gas Magazine. 

Issue # 19. – pp. 18–36. 

6. Муфазалов Р. Ш. Скин-фактор. Фундаментальные 

зависимости параметров пласта, скважины, 

оборудования и фундаментальное заключение. 

// Материалы научно-практической конференции 

«Актуальные вопросы разработки нефтяных 

месторождений на поздних стадиях». Уфа: Изд-во 

УГНТУ. – 2010. – с. 80–93. [R. S. Mufazalov. Skin factor. 

Fundamental relationships between the reservoir, well, and 

equipment parameters and a fundamental conclusion. 

// Materials of the International Research & Practice 

Conference titled “Topical issues of mature oil and gas fields 

development.” Ufa: UGNTU Publishing House. – 2010. – 

pp. 80–93.] 

7. Муфазалов Р. Ш. Исторические ошибки и 

заблуждения, допущенные в теории подземной 

гидродинамики, и ее новая парадигма. // Материалы 

международной научно-практической конференции 

«Инновации в разведке и разработке нефтяных и 

газовых месторождений». – Казань: Изд-во НПО 

«Ихлас». – 2016. Т. 2. – с. 58–63. [R. Sh. Mufazalov. 

Historical errors and misconceptions at work in the theory 

of subsurface hydrodynamics and a new paradigm for 

it. // Materials of the International Research & Practice 

Conference titled “Innovation in the exploration and 

development of oil and gas fields.” – Kazan. Ikhlas 

Publishing House. – 2016. Vol. 2. – pp. 58–63] 

8. R. Sh. Mufazalov. Skin factor. Relationships, conclusions, 

and the formula for the key hydrodynamic parameters. // 

ROGTEC, Oil & Gas Magazine. Issue # 41. – pp. 74–88. 

9. Муфазалов Р. Ш. Теорема Тима. Фундаментальные 

зависимости гидродинамических параметров пласта и 

скважины, и их взаимосвязь – основа инновационного 

проектирования процессов разработки нефтегазовых 

месторождений. // Материалы Международной 

научно-практической конференции «Моделирование 

геологического строения и процессов разработки 

– основа успешного освоения нефтегазовых 

месторождений». – Казань: Изд-во «Слово». – 2018. – 

с. 67–69. [R. Sh. Mufazalov. Tim’s Theorem. Fundamental 

dependences among the hydrodnamic parameters of the 

reservoir and the well and their interrlationships as a basis 

for innovative process design solutions for oil and gas field 

development. // Materials of the International Research 

& Practice Conference titled “Modeling the geological 

structure and development processes as a basis for 

successful exploitation of oil and gas fields. – Kazan. Slovo 

Publishing House. – 2018. – pp. 67–69.] 

10. Фейнман Р. Квантовая электродинамика. 3-е 

изд. – М.: Наука. – 2004. – 255 с. [R. Feynman. Quantum 

electrodynamics. 3rd ed. – Moscow: Nauka. – 2004. – 255 pp.] 

11. Грибов В. Н. Квантовая электродинамика. – 

Ижевск: РХД. – 2001. – 288 с. [V. N. Gribov. Quantum 

electrodynamics. – Izhevsk: RKhD. – 2001. – 288 pp.] 

12. Берестецкий В. Б., Лифшиц Е. М., Питаевский Л. П. 

Квантовая электродинамика. – М.: Физматлит. – 2002. 

– 720 с. [V. B. Berestetsky, Ye. M. Lifshits, L. P. Pitayevskiy. 

Quantum electrodynamics. – Moscow: Fizmatlit. – 2002. – 

720 pp.] 

13. Дамаскин Б. Б., Петрий О. А. Введение в 

электрохимическую кинетику. 2-е изд. – М.: Наука. 

– 1983. [B. B. Damaskin, O. A. Petriy. Introduction to 

electrochemical kinetics. 2nd ed. – Moscow: Nauka. – 

1983.] 

14. Муфазалов Р. Ш. Квантовая электродинамика 

пласта – фундаментальная основа подсчета 

структурных запасов нефти. // Материалы 

Международной научно-практической конференции 

«Моделирование геологического строения и 

процессов разработки – основа успешного освоения 

нефтегазовых месторождений». – Казань: Изд-во 

«Слово». – 2018. – с. 296–300. [R. Sh. Mufazalov. 

Quantum electrodynamics of the reservoir as a basis for 

successful exploitation of oil and gas fields. // Materials 

of the International Research & Practice Conference titled 

“Modeling the geological structure and development 

processes as a basis for successful exploitation of oil and 

gas fields. – Kazan. Slovo Publishing House. – 2018. 

– pp. 296–300.] 



59

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 

Прогноз нефтегазоносности юрско-нижнемеловых 

отложений района Обской и Тазовской губ 

Карского моря 

Prediction of Oil and Gas Presence in Jurassic-Cretaceous 

Sediments within the Area of Ob and Taz Gulfs at Kara Sea 

Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, М.А. Калита, Л.А. Наумова, М.Ю. Кабалин 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, 

с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 

П 

осле успешной разведки газовых залежей в 

сеноманских отложениях на месторождениях 

Обской и Тазовской губ актуальной задачей является 

доразведка открытых нижерасположенных залежей 

и выявление новых залежей углеводородов (УВ) 

в нижнемеловых и юрских отложениях. Анализ 

геолого-геофизической информации, полученной 

в результате бурения скважин на всех открытых 

морских месторождениях данного района и многих 

месторождениях прилегающей суши, подтверждает 

такую возможность. Имеющиеся по основным 

отражающим горизонтам осадочного чехла (Г, М1 и 

Б) достоверные структурные построения по данным 

детальной сейсморазведки раз-ных лет и бурения 

позволили уточнить структурно-тектоническую 

Astafyev, D.A., A.V. Tolstikov, M.A. Kalita, L.A. Naumova, M.Yu. Kabalin 

Gazprom VNIIGAZ LLC, Russian Federation, 142717, Moscow region, Leninsky district, Vilkovskoye 

rural settlement, Razvilka housing complex, Proektiruyemy passage # 5537, Estate 15, Bldg. 1 

A 

fter the successful exploration of the gas 

accumulations in the Cenomanian stage at the fields 

of the Ob and Taz Bays, the real task now is to further 

explore the subadjacent deposits and discover any new 

hydrocarbon accumulations in the Lower Cretaceous 

and Jurassic deposits. The analysis of the geologic and 

geophysical information, obtained as a result of the well’s 

drilled at all the discovered fields in the area and the many 

adjacent onshore wells, provides this possibility. The 

available reliable structural imaging of the major reflecting 

interfaces of the sedimentary cover (Г, М1 and Б) made 

it possible to update the structural and tectonic picture of 

the whole Ob Bay and Taz Bay area. As it proved to be, all 

the structures discovered here, and the HC fields related 

to them are associated with a well-defined structural low. 

60 



FIELD DEVELOPMENT 

картину в целом района Обской и Тазовской губ. 

Оказалось, что все выявленные здесь структуры и 

связанные с ними месторождения УВ приурочены 

к хорошо выраженной седловине. Анализ условий 

нефтегазоносности юрско-нижнемеловых 

отложений на открытых газовых месторождениях 

Каменномысском, Семаковском и Обском, а 

также газоконденсатных месторождениях Северо- 

Каменномысском и Чугорьяхинском с учетом 

тектонического строения и нефтегазоносности 

Карско-Ямало-Гыданской и Надым-Пур-Тазовской 

синеклиз позволяет сделать вывод о высоких 

перспективах открытия здесь новых залежей УВ. 

Предпосылки такого прогноза: благоприятные 

структурно-тектонические условия (зона сочленения 

крупных Нурминского и Нижне-Мессояхского 

мегавалов, окруженных частями грабен-рифтовых 

прогибов - на севере Сояхинского, на юге 

Парусового); наличие в разрезе осадочного чехла 

природных резервуаров регионального, зонального 

и локального распространения, совмещенных с 

мощными очагами генерации УВ, а также вероятной 

водородной дегазации недр, способствующей 

гидрированию органического вещества и синтезу 

УВ. Высокая перспективность нефтегазоносности 

юрско-нижнемеловых отложений определена также 

с учетом установленных особенностей строения 

открытых месторождений и выявленных структур, 

а именно увеличения с глубиной их размеров и 

амплитуд, а также возможного смещения сводов 

относительно разведанных залежей УВ в сеноманских 

и апт-альбских отложениях. Новые крупные залежи 

УВ в юрско-нижнемеловых отложениях ожидаются 

на месторождениях Каменномысское-море, Северо- 

Каменномысское, Чугорьяхинское и Семаковское. 

Более крупные по сравнению с сеноманской залежи 

УВ прогнозируются в отложениях юрского возраста на 

Обском месторождении. 

После успешной разведки газовых залежей в 

сеноманских отложениях Обской и Тазовской 

губ на месторождениях Каменномысское-море, 

Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское, Обское, 

Семаковское, Тота-Яхинское и Антипаютинское 

актуальна задача доразведки открытых ниже 

газоконденсатных залежей и выявления новых 

залежей углеводородов (УВ) - газоконденсатных, 

нефтегазоконденсатных и, возможно, нефтяных 

- в нижнемеловых и юрских отложениях. Анализ 

геолого-геофизической информации, полученной 

в результате бурения скважин на всех открытых 

морских месторождениях данного района и многих 

месторождениях прилегающей суши, подтверждает 

такую возможность. Месторождения с залежами 

указанного фазового состава, однозначно 

подтверждающими промышленную продуктивность 

The analysis of the conditions for oil-and-gas bearing 

capacity of the Jurassic-Lower Cretaceous deposits 

at the discovered gas fields of Kamennomysskoye, 

Semakovskoye and Obskoy, as well as the gascondensate 

fields of Severo-Kamennomysskoye and 

Tchugoryakhinskoye, taking into account the tectonic 

structure and oil-and-gas bearing capacity of the Karsko- 

Yamalo-Gydanskaya and Nadym-Pur-Tazovskaya 

syneclise make it possible to conclude a high probability of 

discovering new HC accumulations here. Prerequisites for 

such predictions are the following: favorable structural and 

tectonic conditions (conjunction zone of solid Nurminsky 

and Nizhne-Messoyakhsky megaswells, surrounded 

by parts of rift-valley downfolds- Soyakhinskoye in the 

North, and Parusovoye – in the South); presence, in 

the cross-section of the sedimentary cover, of natural 

reservoirs of regional, zonal and local spread, combined 

with powerful cauldrons of HC generation, As well as 

probable degasation of hydrogene from the subsoil, 

which contributes to hydrogenation of organic matter and 

synthesis of HC. The high probability of oil-and-gas bearing 

capacity of the Jurassic and Lower-Cretaceous deposits 

has been also determined in the context of the identified 

specific structure features of the discovered fields and their 

discovered structures, and namely, their dimensions and 

magnitude increasing with the depth, as well as probable 

offset of domes relative to explored HC deposits in the 

Cenomanian and Apt-Albian deposits. Some new solid 

HC occurences of the Jurassic and Lower-Cretaceous 

deposits are expected at the fields of Kamennomysskoye 

Sea, Severo-Kamennomysskoye, Tchugoryanskoye and 

Semakovskoye. More solid occurences of HC, compared 

with the Cenomanian occurrence of HC, are predicted in the 

deposits of Jurrasic period at the Obskoye field. 

After the successful exploration of gas accumulations 

in the Cenomanian deposits of the Ob Bay and Taz 

Bay at the fields of Kamennomysskoye Sea, Severo- 

Kamennomysskoye, Tchugoryakhinskoye, Obskoye, 

Semakovskoye, Tota-Yakhinskoye and Antipayutinskoye, 

the main task is to additionally explore the gascondensate 

occurencies, discovered lower, and discover 

new hydrocarbon (HC) occurrences – gas-condensate-, 

oil and gas-codensate- and probably oil fields in the 

Lower Cretaceous and Jurassic deposits. The analysis of 

geologic and geophysical information, obtained as a result 

of the wells drilled at all of the discovered fields within the 

area and many adjacent onshore fields, provides such 

a possibility. The fields with deposits of the mentioned 

fluid content, unambiguously confirming the commercial 

productivity of the Jurassic and Lower Cretaceous 

deposits in the area of the Ob Bay and Taz Bay of the 

Kara Sea, are listed in Table 1. 

The HC occurences have been discovered in the deposit 

of Jurassic period at 15 out of 37 fields having HC 



61


Field 

Antipayutinskoye 

Vostochno-Bugornoye 

Vostochno-Minkhovskoye 

Vostochno-Tazovskoye 

Vostochno-Yubileinoye 

Geofizicheskoye 

Gydanskoye 

Yen-Yakhinskoye 

Zapolyarnoye 

Zapadno-Pesnovoye 

Kamennomysskoye-more 

Maloyamal’skoye 

Medvezh’e 

Minkhovskoye 

Novoporovkoye 

Nurminskoye 

Obskoye 

Parusovoye 

Pestsovoye 

Rostovtsevskoye 

Russkoye 

Salekaptskoye 

Salmanovskoye 

Sandibinskoye 

Severo-Kamennomysskoye 

Semakovskoye 

Soletsko-Khanaveyskoye 

Severo-Parusovoye 

Severo-Urengoyskoye 

Tazovskoye 

Tota-Yahinskoye 

Tryokhbugornoye 

Oil 

- 

- 

- 

K i 

v 

- 

K 1 

br 

- 

K i 

g, K i 

v 

K 1 

br, K 1 

v 

K 1 

ach 

- 

- 

K 1 

v, K 1 

b 

- 

K 1 

a, K 1 

b, J 2 

K 1 

br 

- 

K 1 

g, K 1 

a, K 1 

br 

K 1 

v, K 1 

ach 

K i 

v 

K 2 

s, K 1 

v 

K i 

g, K i 

v 

K 1 

br 

K i 

g 

- 

- 

- 

K i 

a, K i 

br 

K i 

v 

K 2 

s, K i 

ach 

- 

- 

Reservoir formations 

Gas 

K 2 

s 

K i 

a 

K i 

a 

K i 

g,K i 

v 

K i 

v 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

br, J 2 

K 2 

s, K i 

a, K i 

br 

K i 

g, K i 

v 

K 2 

t, K 2 

s, K i 

br, K i 

v 

K i 

ach, J 2 

K 2 

s 

K 2 

s, J 2 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

g, K i 

v, K i 

b 

K 2 

s,K i 

al,K i 

a 

K 2 

s, K i 

a, K i 

al, K i 

b, K i 

v, J 2 

, J i 

, Pz 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

br 

K 2 

s 

K 2 

s, K i 

a 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach 

K 2 

s, K i 

a, K i 

br, K i 

v 

K 2 

s, K i 

a 

K i 

g, K i 

v, K i 

br 

K 2 

s, K i 

a, K i 

al 

- 

K 2 

s, K i 

br 

K 2 

s 

K i 

al, K i 

a, K i 

br 

K 2 

s, K i 

a, J 2 

K i 

a, K i 

g, K i 

v, K 2 

s 

K 2 

s, K i 

ach, J 2 

K 2 

s 

K i 

br 

Condensate 

- 

- 

- 

K i 

g,K i 

v 

K i 

v 

K i 

a, K i 

br, J 2 

- 

K i 

g, K i 

v 

K i 

br, K i 

v, J 2 

- 

- 

- 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

br, K i 

g, K i 

v, K i 

b 

- 

K i 

b, J 2 

, J i 

, Pz 

K i 

br 

- 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 3 

, J 2 

K i 

br, K i 

v 

- 

K i 

v 

K i 

br, K i 

v 

- 

K i 

br 

- 

K i 

br 

J 2 

K i 

a, K i 

g, K i 

v, K i 

br 

- 

- 

Urengoyskoye 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

K 2 

s, K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

Khambateyskoye 

- 

K i 

br, K i 

v 

K i 

br, K i 

v 

Shtormovoye 

- 

K i 

a 

- 

Yubileynoye 

Yuzhno-Parusovoye 

Yuzhno-Pestsovoye 

K i 

g, J 2 

K i 

ach 

- 

K 2 

s, K i 

al, K i 

g, K i 

b, J 2 

K i 

v 

J 

K i 

al, K i 

g, K i 

b 

K i 

v 

J 

Yuzhno-Russkoye 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

g, J 3 

, J 2 

K 2 

t, K 2 

s, K i 

al-v, J 3 

, J 2 

K i 

al, K i 

a, K i 

g, K i 

b, J 3 

Yurharovskoye 

K i 

g 

K 2 

s, K i 

a, K i 

g, K i 

v, J 2 

K i 

a, K i 

g, K i 

v, J 2 

Yuzhno-Tambeyskoye 

Yamburgskoye 

- 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach 

K 2 

s, K i 

a, K i 

al, K i 

br, J 3 

, J 2 

K 2 

s, K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

K i 

al, K i 

a, K i 

br, J 3 

, J 2 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

, K i 

v 

Yamsoveyskoye 

K i 

g, K i 

ach 

K i 

ach, K i 

al, K i 

g 

K i 

ach 

Note. Yellow-highlighted are the fields with HC deposits in the Upper-and Lower Cretaceous period, blue-highlighted are the fields with deposits of 

Lower Cretaceous and Jurassic periods. 

Table 1. Oil-and-gas bearing capacity of Yamal, Gydan and Nadym-Pur-Tazovskaya syneclise in the area of the Ob Bay and Taz Bay 




Месторождение 

Антипаютинско е 

Восточно-Бугорное 

Восточно-Минховское 

Восточно-Тазовское 

Восточно-Юбилейное 

Геофизическое 

Гыданское 

Ен-Яхинское 

Заполярное 

Западно-Песцовое 

Каменномысское-море 

Малоямальское 

Медвежье 

Минховское 

Новопортовское 

Нурминское 

Обское 

Парусовое 

Песцовое 

Ростовцевское 

Русское 

Салекаптское 

Салмановское 

Сандибинское 

Северо-Каменномысское 

Семаковское 

Солетско-Ханавейское 

Северо-Парусовое 

Северо-Уренгойское 

Тазовское 

Тота-Яхинское 

Трехбугорное 

нефть 

- 

- 

- 

K i 

v 

- 

K 1 

br 

- 

K i 

g, K i 

v 

K 1 

br, K 1 

v 

K 1 

ach 

- 

- 

K 1 

v, K 1 

b 

- 

K 1 

a, K 1 

b, J 2 

K 1 

br 

- 

K 1 

g, K 1 

a, K 1 

br 

K 1 

v, K 1 

ach 

K i 

v 

K 2 

s, K 1 

v 

K i 

g, K i 

v 

K 1 

br 

K i 

g 

- 

- 

- 

K i 

a, K i 

br 

K i 

v 

K 2 

s, K i 

ach 

- 

- 

Пласты-коллекторы 

газ 

K 2 

s 

K i 

a 

K i 

a 

K i 

g,K i 

v 

K i 

v 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

br, J 2 

K 2 

s, K i 

a, K i 

br 

K i 

g, K i 

v 

K 2 

t, K 2 

s, K i 

br, K i 

v 

K i 

ach, J 2 

K 2 

s 

K 2 

s, J 2 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

g, K i 

v, K i 

b 

K 2 

s,K i 

al,K i 

a 

K 2 

s, K i 

a, K i 

al, K i 

b, K i 

v, J 2 

, J i 

, Pz 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

br 

K 2 

s 

K 2 

s, K i 

a 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach 

K 2 

s, K i 

a, K i 

br, K i 

v 

K 2 

s, K i 

a 

K i 

g, K i 

v, K i 

br 

K 2 

s, K i 

a, K i 

al 

- 

K 2 

s, K i 

br 

K 2 

s 

K i 

al, K i 

a, K i 

br 

K 2 

s, K i 

a, J 2 

K i 

a, K i 

g, K i 

v, K 2 

s 

K 2 

s, K i 

ach, J 2 

K 2 

s 

K i 

br 

конденсат 

- 

- 

- 

K i 

g,K i 

v 

K i 

v 

K i 

a, K i 

br, J 2 

- 

K i 

g, K i 

v 

K i 

br, K i 

v, J 2 

- 

- 

- 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

br, K i 

g, K i 

v, K i 

b 

- 

K i 

b, J 2 

, J i 

, Pz 

K i 

br 

- 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 3 

, J 2 

K i 

br, K i 

v 

- 

K i 

v 

K i 

br, K i 

v 

- 

K i 

br 

- 

K i 

br 

J 2 

K i 

a, K i 

g, K i 

v, K i 

br 

- 

- 

Уренгойское 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

K 2 

s, K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

Хамбатейское 

- 

K i 

br, K i 

v 

K i 

br, K i 

v 

Штормовое 

- 

K i 

a 

- 

Юбилейное 

Южно-Парусовое 

K i 

g, J 2 

K i 

ach 

K 2 

s, K i 

al, K i 

g, K i 

b, J 2 

K i 

v 

K i 

al, K i 

g, K i 

b 

K i 

v 

Южно-Песцовое 

- 

J 

J 

Южно-Русское 

K 2 

s, K i 

al, K i 

a, K i 

g, J 3 

, J 2 

K 2 

t, K 2 

s, K i 

al-v, J 3 

, J 2 

K i 

al, K i 

a, K i 

g, K i 

b, J 3 

Юрхаровское 

K i 

g 

K 2 

s, K i 

a, K i 

g, K i 

v, J 2 

K i 

a, K i 

g, K i 

v, J 2 

Южно-Тамбейское 

Ямбургское 

- 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach 

K 2 

s, K i 

a, K i 

al, K i 

br, J 3 

, J 2 

K 2 

s, K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

K i 

al, K i 

a, K i 

br, J 3 

, J 2 

K i 

g, K i 

v, K i 

ach, J 2 

, K i 

v 

Ямсовейское 

K i 

g, K i 

ach 

K i 

ach, K i 

al, K i 

g 

K i 

ach 

Примечание. Желтым цветом выделены месторождения с залежами УВ в отложениях верхне- и нижнемелового возраста, голубым - в 

отложениях нижнего мела и юры. 

Таблица 1. Нефтегазоносность Ямала, Гыдана и Надым-Пур-Тазовской синеклизы в окрестностях Обской и Тазовской губ 



63


юрско-нижнемеловых 

отложений района 

Обской и Тазовской 

губ Карского моря, 

перечислены в табл. 1. 

На 15 из 37 

месторождений с 

залежами УВ не 

только в сеноманском 

комплексе 

верхнемеловых 

отложений, но и в 

нижележащих пластахколлекторах 

отложений 

нижнемелового и 

юрского возраста 

залежи УВ открыты в 

отложениях юрского 

возраста. На Ямале 

залежи УВ в юрсконижнемеловых 

отложениях открыты 

на структурах 

Новопортовской, 

Бованенковской, 

Харасавэйской, 

Малышевской, 

Северо-Тамбейской; 

в Карском море -на 

Университетской; 

на Гыданском п-ове 

-на Геофизической, 

Утренней, Минховской, 

Гыданской; к югу 

от Тазовской губы 

-на Ямбургской, 

Уренгойской, Северо- 

Уренгойс-кой, 

Медвежьей и др. 

При этом следует 

учесть, что отложения 

юрского комплекса 

бурением вскрыты 

менее чем на половине 

месторождений и 

введенных в бурение 

структур. 

Наличие по основным 

отражающим горизонтам 

осадочного 

чехла достоверных структурных построений по данным 

детальной сейсморазведки разных лет и бурения 

позволило уточнить структурно-тектоническую картину 

Foot of monoclines (УЮ – Ust’-Uribeyskaya), marginal protrusions (ЩЧ - Shchuchinskoye) and fore deeps (КР - Karskoye) 

Rift-valley downfolds (БД - Baydaratskoye, ЯМ - Yamalskoye, СО - Soyakhinskoye, ЯТ - Yarotinskoye, ПР- Parusovoye; АН-Antipayutinskoye, СЯБ- 

Severo-Yamburgskoye, БХ-Bol’shehetskoye, НП – Nizhne-Purskoye, НТ-Nerutinskoye); dividing inter- and intro-rift-valley blocks (ГД - Gydansky, НМ- 

Nurminsky, ЗТН - Zapadno-Tansmsky; АП-Aderpayutinsky, НМС-Nizhnemessoyakhsky, ЯРД - Yarudeysky, ЯМБ-Yamburgsky, СУ-Severo-Urengoysky, 

ТЗ-Tazovsky) 

HC Fields (selectively: 12-Geofizicheskoye, 13-Severo-Kamennomysskoye, 14-Kamenomysskoye, 15-Tchugoryakhinskoye; 16-Obskoye, 

17-Antipayutinskoye, 18-Tota-Yakhinskoye, 19 - Minkhovskoye, 20 - Semakovskoye, 21 – Severo-Parusovoye, 22 - Parusovoye; 23 – Yuzhno- 

Parusovoye, 24 - Arkticheskoye, 25 – Maloyamal’skoye, 26 – Novo-Portovskoye, 27 – Zapadno-Messoyakhskoye, 28 - Yamburgskoye, 29 - 

Urengoyskoye, 30 – Severo-Urengoyskoye, 31 - Tazovskoye, 32 - Zapolyarnoye, 33 - Russkoye, 34 - Sandibinskoye, 35 - Lenzitskoye): 

gas 

oil 

gas-condensate 

the local and oil-gas perspective structures 

predicted zones of probable discovery of new HC fields 

Рис. 1. Область сочленения Обской и Тазовской губ (по материалам ЗапСибНИИГНИ, СНИИГГиМС, 

ВНИГНИ, ВНИИГАЗ) 

Fig 1. The conjunction area of the Ob Bay and Taz Bay (based on the materials of ZapSibNIIGNI, SNIIGGiMS, 

VNIGNI, VNIIGAS) 

deposits, not only in the Cenomanian complex of the 

Upper-Cretaceous deposits, but in the lower reservoirs 

of the Lower Cretaceous and Jurassic period. HC 

accumulations were discovered in the Jurassic and 

64 




в целом района Обской и Тазовской губ. Область 

сочленения названных заливов представляет 

собой седловинную зону на участке сочленения 

Нурминского и Нижне-мессояхского мегавалов. 

Оказалось, что все выявленные здесь структуры и 

связанные с ними месторождения УВ приурочены к 

хорошо выраженной седловине (ее можно назвать 

Каменномысско-Чугорьяхинской по названиям 

расположенных на ней одноименных структур) 

между юго-восточной пери-клиналью Нурминского 

мегавала, пересекающего южную часть Ямальского 

п-ова, и западной периклиналью такого же крупного 

Нижнемессояхского мегавала (Мессояхского порога) 

в северном обрамлении Надым-Пур-Тазовской 

синеклизы [1-3]. В свою очередь, Нижнемессояхский 

мегавал северными склонами граничит с Сояхинским 

и Антипаютинским грабен-рифтовыми прогибами, 

отделяющими Гыданский свод и Западно-Танамский 

ме-гавал (рис. 1). Южное крыло седловины, судя по 

всем отражающим горизонтам осадочного чехла, 

сочленяется с обширным Парусовым прогибом, а к 

востоку - с Северо-Ямбурским прогибом. 

Сояхинский и Парусовый прогибы имеют грабенрифтогенную 

природу и являются элементами 

единой грабен-рифтовой системы Западно- 

Сибирского нефтегазоносного бассейна. В таких 

прогибах накопились мощные нефтегазоматеринские 

толщи, содержащие ор-ганическое вещество 

сапропелевого, гумусового или смешанного типа, а 

также многочисленные угольные пласты [4, 5]. Такая 

смесь органики генерировала как газообразные, так 

и жидкие УВ [2, 6]. При погружении на оптимальные 

глубины с определенными температурами и 

давлениями в таких толщах образуются мощные очаги 

генерации УВ - главные зоны генерации газа, нефти и 

газа, а также глубинного газа. Положительную роль 

в этом процессе играют увеличенный тепловой поток 

и по-ступление глубинного водорода через разломы 

грабен-рифтовых систем. Глубинный водород, 

гидрируя кероген, ускорял синтез УВ и способствовал 

охрупчиванию горных пород, создавая дополнительное 

емкостное пространство для латеральной и 

вертикальной миграции УВ и формирования залежей 

разного фазового состава. Наиболее благоприятные 

условия для формирования залежей создавались 

в пределах межграбеновых, меж- и приразломных 

гипсометрически приподнятых блоков конседиментационной 

природы, а также в инверсионных 

блоках, в осадочном чехле которых, так же как и 

в породах переходных комплексов и фундамента, 

формировались наиболее крупные ловушки и залежи 

УВ [1, 2]. Так происходило формирование залежей УВ 

на крупном Новопортовском валу и других структурах 

Нурминского мегавала, а также подобных структурах 

всего севера Западной Сибири. 

Lower-Cretaceous HC deposits, in the structures of 

Novoportovskaya, Bovanenkovskaya, Kharasaveiskaya, 

Malyshevskaya, 

Severo-Tambeyskaya; In the Kara Sea - at 

Universitetskaya; the Gydansky Peninsula – at 

Geofizicheskaya, Utrennyaya, Minkhovskaya, Gydanskaya; 

Southward of the Taz Bay- at Yamburgskaya, 

Urengoyskaya, Severo-Urengoyskaya, Medvezhya and 

others. Also, one should take into account that the 

deposits of the Jurassic complex were discovered by 

drilling at less than half of the fields and structures that 

were actually drilled. 

The available reliable structural imaging based on the 

detailed seismic survey data of various periods, as 

well as of drilling, related to the reflecting horizons of 

the sedimentary cover, made it possible to update the 

structural and tectonic picture of the Ob Bay and Taz Bay 

as a whole. The conjunction zone of the bays is in such 

an anticline zone in the area of the Nurminsky and Nizhnemessoyakhsky 

megaswell conjuction. As it proved to 

be, all the structures, and the HC fields related to them, 

are associated with a well-defined anticline (it could be 

named Kamennomysskaya-Tchugoryakhinskaya, by 

the names of the structures located there) between 

the south-eastern periclinal of Nurminsky megaswell, 

which crosses the southern part of the Yamal 

peninsula, and the western pericline of a similar 

solid Nizhnemessoyakhsky megaswell (Messoyakhsky 

threshold) in the northward conjunction with the Nadym- 

Pur-Tazovskaya syneclise.[1-3] 

The Nizhnemessoyakhsky megaswell with its northern 

slopes, in its turn, is bordering with Soyakhinsky and 

Antipayutinsky the northen rift-valley downfolds, which 

separate Gydansky dome and Tanamsky megaswell. 

(Fig.1) The southern wing of the anticline, judging by all the 

reflecting horizons of the sedimentary cover, links with the 

vast Parusovy downfold, and to the east – with Severo- 

Yambugsky downfold. 

Soyakinsky and Parusovy downfolds have the type of 

rift-valley downfolds and are elements of the unified 

rift-valley downfold system of the West-Siberian 

petroleum basin. Thick source rock intervals have 

been accumulated at such downfolds, containing 

organic matter of sapropelic, humic, and mixed type, 

as well as multiple coal layers [4, 5]. Such mix of 

organic matter generated bath gaseous and liquid HC 

[2, 6]. Being sunken at optimal depths with certain 

temperatures and pressures, such thicknesses form 

powerful sources of HC generation – major zones of 

generation of gas, oil and gas, as well as deep-earth 

gas. A further positive role in this process is played 

by increased thermal flux and ingress of deep-earth 



65

-500 

-1050 


-1000 

II 

I 

III 

-1050 

-1000 

-1100 


Нулмуяхинская 

-950 

-900 

-800 

-700 

-600 

V 

-400 

-2300 

-900 

-1100 

-1050 

-1100 

-1150 

-1200 

-1250 

-1300 

-1150 

-1200 


II 

ГВК -442 м м 

210 

Сорюнтойская 

-1150 

II 

-1100 

-1060 

ГВК -1052,8 м 

Каменномысское 

1 

-1000 

-950 

-1000 

-1100 

-1050 

-1200 

-1250 

-1050 

IV 

Северо- 


8 

-939 

-1050 

2 

-953 

3 

-946 5 

-930 

4 

-940 

2 

-1003,5 

7 

-977,1 

1 

-998 

1 

-951,8 

4 

-978,4 6 

5 -990,3 

-964 

3 

-1017,7 

0 5 10 15 км 

разрывное нарушение 

Faulting 

изогипса отражающего горизонта, м 

Isohypse of reflecting horizon, m 

береговая линия 

Coast line 

линия геологического профиля 

Cross-section line 

Обское 

ГВК ГВК -1027 -1027 м 

I 

Чугорьяхинское 

6 

-996 

ГВК -1041,2 м 

-1150 

ГВК -1056,8 м 

VI 

а 

1 

1 

-1024,1 

2 

-1024,9 

3 

-1040,2 

-1150 

б 

IV 

-1100 

-1100 

ГВК -968 м 

1 

-1042,4 

-1200 

-1150 

-1250 

-1050 

ГВК -954 м 


-1150 

-1100 

-1050 

-1000 

ГВК -910 м 

Северо- 


Южно- 


ГВК -1167м 

VI 

II 


-950 


-850 

-900 

-1000 


-1000 

ГВК -974 м 

100 

54 

-1050 

-1100 

III 

51 

-1100 

V 

скважина, пробуренная на вышележащие горизонты 

Well drilled for overlying beds 

залежь: а – газовая, б – нефтяная 

Occurence: а - gas, б - oil 

прогнозируемая залежь 

Predicted occurrences 

участок критических седловин ловушки 

Sector of critical traprock anticlines 

Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту Г в кровле сеноманского яруса и 

размещение сеноманских залежей газа в районе Обской и Тазовской губ: 

ГВК - газоводяной контакт 

Fig 2. Contour map of reflecting horizon Г at the roof of Cemanian stage and allocation of 

Cenomanian deposits of gas in the area of the Ob Bay and Taz Bay: ГВК – OWC (gas-water contact) 

hydrogene through the faults of 

the rift-valley downfold system. 

The deep-earth hydrogene, 

while hydrating petrologen, 

accelerated the synthesis 

of HC and contributed to 

embrittlement of the earth 

material, creating additional 

volumetric space for lateral and 

vertical migration of HC and 

formation of various fluid content 

[1, 2] The most favourable 

conditions for shaping of 

deposits were created within 

the inter-rift-valley-downfold, 

inter-fault, and near-fault 

hypsymethrically upstanding 

blocks of syndepositional type, 

as well as inversion blocks, in 

sedimentary cover of which, as 

well as in the rocks of transient 

formations and basal complex, 

the most solid traprocks 

were formed up. This way 

the shaping of HC deposits at 

the solid Novoportovsky swell 

was taking place, as well as at 

other structures of Nurminsky 

megaswell, and also similar 

structures of the whole north of 

the West Siberia. 

Additional structural imaging, 

based on the integrated data 

of seismic survey and drilling, 

made it possible to update the 

structural plans of reflecting 

horizons, Г – at the roof of 

the rocks of Cenomanian 

stage, M1 - at the roof of the 

rocks of Aptian stage, and 

Б – at the roof of the rocks 

of the Upper Jurassic period 

(Bezhenov Suite). According to 

the data of updated imaging, 

the known gas occurencies in 

the terrigenous reservoirs of 

the Cenomanian deposits are 

associated with the structures, 

grouping into two isolated 

swells: 1) Kamennosmyssko- 

Tchugoryakhinsky swell, 

with en echelon-like 

position of the structures 

of Kamennomysskaya, 

Severo-Kamenomysskaya 

66 



3781 

1 

ПК 1 

2 

3 

ПК1 

4 

ПК1 

1 

ПК 1 

3 

ПК1 

1 

3 

ПК1 

2 

1 

3 

ПК1 

2 

1 

3 

ПК1 

ТП13-15 

. 


Novoportovkoye Kamennnomysskoye Severo-Kamennomysskoye Tchugoryakhinskoye 


Каменномысское-море Северо-Каменномысское Чугорьяхинское 

ЮЗ 

0 I 

210 

4 5 2 1 6 3 1 2 

5 4 

3 2 1 

Q 

СВ 

I 

0 

500 

Г(К2s) 

ХМ 1 

-1000 

/ 

M (К1а) 

M(К br) 

1 

-1500 

B0(К1nc) 

K 

Б(J 3 ) 

K 

-2000 

K 

-2500 

Т 4(J 1) 

-3000 

K 

K 

ПК 1 

ГВК -442 м 

ХМ 1-3 

ТП 

ГВК -853 - -912 м 

0 

ГВК -932 м 

ТП 1-4 

ГНК -942 м 

ВНК -951 м 

БЯ 23 

} 

ГНК -1816 - -1937 м 

ВНК -1852 - -1987 м 

НП 1-8 

Ю 2-6 

1-3 

Ю 11 

ГНК -1986 м 

ВНК -2025 м 

ГВК -2437 -2466 м 

. 

. 

K2bz1 

K2kz 

2235 

K2bz1 

K2kz 

K2bz1 

K2kz 

ПК 

ПК 1 

1 ПК1 4 

Березовская 

свита 

Кузнецовская 

ПК ПК 2 

1 

1 

2 

ПК1 4 

2 

2 

ПК 2-9 

ПК 2-9 ПК 2-9 

1101 

ПК 2-9 

K2bz1 

K kz 

ПК 1 

ПК 1 ПК1 4 

K2bz1 

1 

K kz 

ПК ПК 1 

1 ПК1 4 

ПК 2-9 

ГВК -1027 м 

ГВК -1052,8 м 

. 

1171 

1200 

1250 

ХМ 1 

ХМ 2 

ХМ 3 

ТП 0 

ТП 1 

ТП 2-3 

ТП 4-5 

ТП 6 

ТП 7-8 

ТП 9-11 

ТП 12 

ТП 17-18 

ТП 21 

ТП 22 

ТП 23-25 

ТП 26 

БЯ 10 

K 

2565 

БЯ 11 

БЯ12-13 

{ 

ПК 1 ПК ПК 1 

1200 

свита 

К 2 

t 

-1000 

1 

ГВК -1041 м 

1170 

Г(К . 

Марресалинская 

2 

К s 

s) 

1250 

свита 

2 

-1500 

Яронгская 

свита 

К1al 

ХМ 1 

К 1 a 

/ 

M (К1а) 

-2000 

Танопчинская 

свита 

Ахская свита 

2840 

БЯ 14-16 

K 

ТП 26 

ГВК -2575,6 м 

2655 

P 3 

P 2 

1 

P 2 

P 1 

2-3 

К2k-st-km 

ТП 20 

ГВК -2442,7 м 

ТП 22 

ГВК -2528,2 м 

ТП 23 

ГВК -2616,4 м 

К1br 

500 

M(К1br) 

-2500 

-3000 

B0(К1nc) 

-3500 

-4000 

K 

PZ 

. 

Абалакская 

свита 

баженовская свита 

Малышевская 

свита 

Леонтьевская 

свита 

Вымская свита 

Лайдинская свита 

Надояхинская 

свита 

3800 

К1nc 

J 3 

-3500 

-4000 

Б(J 3 ) 

-4500 

4400 

J 2 

-4500 

-5000 

-5000 

J 1 

Т 

4(J 1) 

м 

-4000 

-8000 

Каротаж: 

ПС ГК 

стратиграфические границы 

Stratigraphic boundaries 

отражающий горизонт 

Reflecting horizon 

ГВК 

GWC 

вода 

Water 

разлом 

Fault 

Залежи УВ: HC Deposits: 

а б в 

K 

а – газовая; б – газоконденсатная; 

в – нефтяная 

прогнозируемая 

predicted 

Скважины: 

а б в а – пробуренные; б – снесенные; 

в – проектируемые 

ПС – потенциалов самопроизвольной поляризации ПС – (SF) Self-potential 

ГК – гамма-каротаж ГК- (GR) Gamma-ray 

а - gas; 

б - gas-ondensate: 

в - oil 

а - drilled; 

б - killed; 

в - projected 

0 5 10 15 км 

Отложения: Deposits 

переслаивание песчаников, алевролитов и глин 

Interlaying sandstones, siltstones and clays 

преимущественно алевро-глинистые 

Predominance of siltstone clays 

глинистые 

Clays 

глинистые опоки и опоковидные глины 

Clay gaize and gaizy clays 

глинистые клиноформенного комплекса ахской свиты 

Clay of clinoform complex of Ahskaya Suite 

глинисто-битуминозные 

Claye-bitumen 

T 

-7800 

-8000 

м 

Рис. 3. Геологический профиль через месторождения Новопортовское, Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, 

Чугорьяхинское с известными и прогнозируемыми залежами УВ. Контакты: ГНК - газонефтяной; ВНК - водонефтяной 

Fig 3. Geologic cross-section across the fields of Novoportovskoye, Kamennomysskoye Sea, Severo-Kamennomysskoye, Tchugoryakhinskoye 

with known and predicted HC occurrences. Contacts: ГНК – GOC (gas-oil contact); ВНК – OWC (oil water contact) 

Дополнительно выполненные структурные 

построения по совокупным данным сейс-моразведки 

и бурения позволили уточнить структурные 

планы по отражающим горизонтам Г в кровле 

пород сеноманского яруса, М1 в кровле пород 

аптского яруса и Б в кровле пород верхнеюрского 

возраста (баженовская свита). По данным 

уточненных построений, разведанные газовые 

залежи в терригенных пластах-коллекторах 

отложений сеноманского возраста приурочены к 

and Tchugoryanskaya - in the western part of the 

anticline; 2) Obsko-Semakovsky swell, assembling the 

structures of Obskaya, Parusovaya, Severo-Parusovaya 

and Semakovsksya (Fig.2). Thus, there exist favorable 

structural and tectonic conditions for formation of 

sufficiently solid zone of oil and gas accumulation, 

surrounded from the north and south with hypocenters 

of HC generation cauldrons, provided some subjacent 

structural closures are available there, contributing to local 

accumulation of HC. 



67

ТП26 

4 

3 

ТП13-15 

-1040 

-1030 

-1020 

-990 

4 

-978.4 

-1040 

-1050 

1 

-951.8 

3 

-1017.7 

2 

-1008.5 

-980 

-990 

-1000 

-1050 

- 10 

I 

-1060 

-1040 

-1060 

-1080 

-1060 

-1020 

-1040 

- 1 0 

-1020 

3 

-1040,2 

1 

-1024,1 

2 

-1029,4 

- 120 

-1030 

- 140 

-1060 

-1080 

I 

- 140 

- 160 

- 160 

- 1 0 

- 160 

- 140 

- 120 


Рис. 4. Геологические разрезы вкрест 

простирания месторождений района 

Обской и Тазовской губ: здесь и далее 

на рис. 7, 8 см. экспликацию к рис. 3 

Fig 4. Geologic cross-sections across the 

fields in the area of the Ob Bay and Taz Bay: 

here and further in Fig.7, 8 see legend to 

Fig.3 

структурам, группирующимся 

в два обособленных вала: 1) 

Каменномысско-Чугорьяхинский с 

кулисообразным расположением 

структур Каменномысской, 

Северо-Каменномысской и 

Чугорьяхинской в западной части 

седловины; 2) Обско-Семаковский, 

объединяющий структуры 

Обскую, Парусовую, Северо- 

Парусовую и Семаковскую (рис. 

2). Таким образом, благоприятные 

структурно-тектонические 

условия формирования 

достаточно крупной зоны 

нефтегазонакопления, окруженной 

с севера и юга гипоцентрами 

очагов генерации УВ при наличии 

сквозных гипсометрически 

замкнутых локальных структур, 

обеспечивающих локальную 

аккумуляцию УВ, здесь имеются. 

Главный аргумент, заставляющий 

продолжить анализ и обобщение 

геолого-геофизических данных 

по неоком-аптскому и юрскому 

комплексам отложений осадочного 

чехла, - неоптимальность 

расположения и/или недостаточная 

глубина пробуренных единичных 

скважин на подсеноманские 

отложения, не позволяющие 

однозначно судить о промышленной 

нефтегазоносности этих 

отложений. Так, на месторождении 

Каменномысское-море глубокая 

скв. 6, пробуренная на северной 

периклинали структуры, хоть и 

вскрыла газоконденсатную залежь 

в ахской свите в пластах БЯ14-16, 

но следующая скв. 8, пробуренная 

практически в своде главной 

части структуры, остановлена в 

той же ахской свите и не вскрыла 

оптимальной части клино-форм, 

а также нижерасположенной 

сводовой части юрского 


-500 

-1000 

-1500 

-2000 

-2500 

-3000 

-3500 

-4000 

-7500 

Н,м 

II 

I 

Kamennomysskoe-more Severo-Kamennomysskoye Tchugoryakhinskoe 


Северо-Каменномысское Чугорьяхинское 

СЗ 

З 

В 

8 

ЮВ 

1 

З 2 

В 

II II 0III III IV IV0 

Q 

Q 

Q 

0 

-4500 

-5000 

м 

-8000 

-9000 

II 

II 

K2bz1 

K2kz 

1 

ПК 1 2 

ПК1 

ПК 1 ПК 1 

ПК 2-9 

ХМ 1 

ХМ 2 

ХМ 3 

ТП 

ТП 0 

1 

ТП2-3 

ТП 4-5 

ТП 6 

ТП 7-8 

ТП 9-11 

ТП 12 

ТП 17-18 

ТП 19-20 

ТП 21 

ТП 22 

ТП 23-25 

БЯ 10 

БЯ 11 

БЯ 12-13 

2658 

II 

P 3 

2-3 

P 2 

1 

P 2 

-500 

P 1 


свита 

К2k-st-km 


свита К 2 t 

ПК 1 

-1000 

ГВК -1027 м Г(К2s) 

К 2 s 


свита 


свита 


свита 



свита 

К1al 

К 1 a 

Баженовская свита 

J 

Малышевская 3 

свита 

. 


свита 


Лайдинская свитаJ 2 


свита 

-1027 

К1br 

К1nc 

J 1 

P 2?-T 

A 

(PZ?) 

PZ? 

ХМ 1 

-1500 

/ 

M (К1а) 

-2000 

M 

(К1br) 

-2500 

B0 

(К1nc) 

-3000 

-3500 

Б(J 3 

) 

Т 4(J 1) 

-4000 

-4500 

-5000 

-5500 

линия геологического профиля (см. -9500 рис. 2) 

Geoloical cross-section line (see H,мFig.2) 

м 

III 

II 

-1052.8 

-1050 

ПК 1 

ГВК -1052,8 м 

1200 

ТП 26 

P 3 

2-3 

P 2 

1 

P 2 

P 1 

К2k-st-km 

К 2 t 

К 2 s 

К1al 

К 1 

a 

К1br 

ГВК -2575,6 м 

К1nc 

J 3 

J 2 

J 1 

-1010 -1020 

P 

2?-T 

0 3 5 10 15 км 

-1050 

-1010 

-1052.8 

-1020 

-1040 

-1052,8 

-1030 

-1000 

-980 

-1000 

-970 

-1010 

-1030 

-960 

-960 

-980 

PZ? 

-970 

-1000 

-1020 

I 

-1030 

-1010 

-1040 

-1020 

-1030 

-1052.8 

-1040 

-1050 

III 

II 

-1052.8 

Г(К2s) 

ХМ 1 

/ 

M (К1а) 

M 

(К1br) 

B0 

(К1nc) 

Б(J 3 

) 

Т 

4(J 1) 

A 

(PZ?) 

IV 

P 3 

2-3 

P 2 

1 

P 2 

P 1 

К2k-st-km 

К 2 t 

ПК 1 

-1000 

Г(К2 

s) 

ГВК -1041 м 

К 2 

s 

К1al 

К 1 a 

M 

(К1br) 

ТП 20 

ГВК -2442,7 м 

ТП 22 

-2500 

ГВК -2528,2 м 

ТП 23 

2565 

ГВК -2616,4 м 

К1br 

К1nc 

J 3 

J 2 

J 1 

Т 

4 

(J 

1 

) 


P 2?-T 

-500 

-1500 

ХМ 1 

/ 

M (К1а) 

-2000 

B0 

(К1nc) 

-3000 

-3500 

Б(J 3 

) 

-4000 

-4500 

-6000 


- 1 0 

-1080 

-1060 

-1040 

-1041,2 

-1060 

-1080 

- 100 

IV 

- 120 

- 180 

-5000 

м

-1750 



-1800 

Нулмуяхинская 

-1100 

-1400 

-1300 

-1200 

ВНК - 954 м 

ГНК -950 м 

ТП20 

-1700 

-1600 

-1500 

-1800 

-1750 

-1900 

-1850 

102 


99 

V 

I 

-1000 

122 

III 

88 

129 

-1950 

-2000 

-1900 

Северо- 


ГВК - 2575,6 м 

(ТП26) 



II 

-1800 

-1750 

8 

-1636 

4 

-1850 

3 

-1632 

5 

-1900 

-1950 

ГВК -2442,7 м 

(ТП20) 

Рис. 5. Структурная карта по отражающему горизонту М1. В отложениях нижней части 

барремского и неокомского ярусов залежи газоконденсата прогнозируются 

на Обском месторождении: здесь и далее на рис. 6 см. экспликацию к рис. 2 

Fig 5. Contour map of reflecting horizon M1. Occurences of gas-condensate are predicted in 

deposits of lower part of Barremian and Neokomian stages at the Obskoye field: 

Here and further on in Fig 6 see legend to Fig.2 

комплекса, где прогнозируются газоконденсатные, 

а возможно, и нефтегазо-конденсатные залежи 

(рис. 3, см. рис. 2), как на Новопортовском и 

других соседних месторождениях. Глубина скв. 8 

должна была бы достичь как минимум 4200 м до 

вскрытия на всю толщину отложений средней (в этой 

толще прогнозируются пласты-коллекторы ЮТ2... 

ЮТ5 малышевской и ЮТ7...ЮТ9 вым-ской свит, 

ограниченные глинистыми флюидо-упорами) и нижней 

юры (пласты-коллекторы ЮТ10...ЮТ17 надояхинской 

2 

-2000 

4 

-1698 

-1700 

-1850 

-1850 

-1900 


7 

3 

5 

1 

1 

2 

6 

-1950 

-1800 

6 

-1693 

IV 

-1900 

VI 

-1850 

ГВК - 1944 м 

-1800 

ГВК -1780 м 

Обское 

1 

-1800 

-2000 

Трехбугорное 

-1950 

I 

1 

2 

-1729,7 

3 

-1760,7 

-2000 

IV 

Северо- 


ГВК -1820,5 м 

(ТП2-3) 


-2050 

ГВК - 2525 м 

(ТП21) 

-1700 

-1800 

-1800 

-1900 

-1750 

-1700 

-1800 

Восточно- 

Бугорное 

Восточно- 


ГВК - 1902 м 

-1650 

-1600 

Южно- 


усл.ГВК - 3400 м 

(БУ8) 

ГВК -2616 м 

(БУ ) 

5 

1 

VI 

-1900 

-1800 

-1700 

-1750 


II 

ГВК -1727 м 


54 

III 


7 

V 

0 5 10 15 км 

The general submission, it is 

compelling to continue the 

analysis and generalization of 

geologic and geophysical data 

on Neokom-Aptian and Jurassic 

complexes of the sedimentary 

cover is non-optimality of position 

and/or insufficient in depth of the 

single drilled wells to the Sub- 

Cenomanian deposits, not letting 

an unambiguous conclusion 

regarding the commercial oil-andgas 

bearing capacity of these 

deposits. Thus, deep well #6 of 

Kamennomysskoye Sea field, 

drilled at the northern pericline 

of the structure, seemed to have 

opened the gas-condensate 

occurence in the Achian Suite, 

in formations БЯ14-16 Такs, but 

the following well #8, practically 

drilled in the dome of the major 

part of the structure, was stopped 

in the same Achian Suite, and 

did not open optimal part of the 

wedgeouts, as well as the below 

positioned dome which is part 

of the Jurassic complex, where 

the gas-condensate and possibly 

oil-and-gas condensate deposits 

have been predicted. (Fig.3, see 

Fig.2), Like Novoportovskoye and 

the other neighbouring fields. The 

depth of Well 8 must have reached 

at least 4200 m before opening, 

all the way through the thickness, 

of deposits of the Middle Jurassic 

(reservoirs ЮТ2...ЮТ5 of Malyshev 

Suite and ЮТ7...ЮТ9 of Vymskaya 

Suite, are predicted here, bounded 

with argillous impermeable seams) 

and Lower Jurassic (reservoirs 

ЮТ10...ЮТ17 of Nadoyakhin 

(Dzhangodi formation) Suite, as 

well as ЮТ18.. .ЮТ23 of Zimnyaya 

Suite). Besides, Ahskaya Suite, 

with the clinoform geology within 

the structure, needs additional exploration of its wing 

parts, where gas-condensate deposits may be present, 

like the cross-section of well 6 at the northern pericline of 

the structure (Fig.4-6). 

The gas-condensate deposit was discovered by wells 

5-7 of Severo-Kamennomysskoye field, practically 

drilled at the dome of the structure in the deposits of the 

Hauterivian stage (in the lower part of Tanopchinskaya 



69

-3800 


(джангодской) свиты, а также 

ЮТ18.. .ЮТ23, зимней свиты). 

Кроме того, ахская свита с 

клиноформным строением в 

пределах структуры требует 

доизучения крыльевых частей, 

где могут быть газоконденсатные 

залежи по аналогии с 

разрезом скв. 6 на северной 

периклинали структуры (рис.4-6). 

На Северо-Каменномысском 

месторождении скважинами 

5-7, пробуренными практически 

в сводовой части структуры в 

отложениях готеривского яруса 

(в нижней части таноп-чинской 

свиты - пласт ТП26), открыта 

газоконденсатная залежь. 

Однако нижезалегающие 

толщи неокома и юры 

бурением не изучены (см. 

рис. 3, 4). По результатам 

исследований, структурные и 

литолого-фациальные условия 

формирования залежей УВ 

в не вскрытых бурением 

неокомских и юрских отложениях 

здесь аналогичны или даже 

лучше, чем на месторождении 

Каменномысское-море, 

поэтому и приуроченность 

прогнозируемых залежей УВ 

в интервале неокомского и 

юрского комплексов может быть 

аналогичной месторождению 

Каменномысское-море. 

Не вскрытые бурением залежи 

УВ в юрско-неокомских 

отложениях возможны в морской 

части площади Семаковского 

месторождения. На этом 

месторождении пробуренные 

скважины, вскрывшие отложения 

неокомского и среднеюрского 

возраста, размещены в 

сухопутной (южной) части структуры и, возможно, 

для структурных условий нижней части разреза 

оказались в неоптимальном месте (рис. 7). Кроме 

того, они вскрыли лишь верхнюю, меньшую, часть 

среднеюрской толщи. Здесь пласты группы БУ имеют 

толщины от 8 до 52 м, эффективные - от 2 до 12 м. По 

данным интерпретации геофизических исследований, 

в скв. 54 выделены пласты БУ6 и БУ8 с неясным 

характером насыщения на глубинах от 2843 до 2920 

м. В скв. 5i при испытании интервала от минус 2071 

ВНК -2060 м 

(J2) 

-2000 

(J2) 

-3600 

-3550 

210 

-3500 

-3450 

-3750 

-3650 

-3650 

-3400 

-3350 

-3300 


V 

I 

III 

ГНК -1990 м 

-2200 

-2400 


-3900 

-3850 

-3800 

-3700 

-3750 

3 

1 

-3650 

-3850 

6 

-3600 

0 5 10 15 км 

Рис. 6. Структурная карта по отражающему горизонту Б (кровля верхнеюрских 

отложений) с прогнозируемыми залежами УВ в отложениях средней и нижней юры 

Fig 6. Contour map of reflecting horizon Б (the roof of Upper Jurassic deposits) with predicted 

occurrences of HC in deposits of Mid- and Lower Jurassic stage 

-2700 

-2700 

-2800 

-3000 

-3200 

-3150 

-3200 

-2800 

-2700 

-3400 

-2900 

-3500 

-3300 

-3600 

-3000 

-3100 

-3450 

-3850 

-3200 

-3100 

-3400 

-3700 

-3800 

-3400 


II 

-3500 

-3050 

-3600 

-3100 

-3650 

-3400 

-3450 

-3500 

-3550 

-3600 

-3800 

-3750 

-3800 

-3900 

-3850 

-3950 

-4000 

-4050 

-4100 

IV 

-3850 

-3850 

1 

3 2 

-3900 

-4000 

-4000 

-4050 

-4000 

1 

-3850 

-3900 

-3950 

-4050 


-3800 

Обское 

-3650 

VI 

I 

-3900 

-3700 

-3750 

-3650 

-3700 

-3750 

-3900 

-4000 


-3800 

IV 

-3950 

-4100 

-4000 

-4050 

Северо- 2 


1 

4 

Каменномысскоеморе 

3 5 

2 

8 

4 

Южно- 



Suite – formation ТП26). However, the lower deposited 

formations of Neokomian and Jurassic stages were 

not explored by drilling (see Fig.3). Based on the drilling 

results, the structural and lithologic-and-facies conditions 

for accumulation of HC deposits in the Neokomian and 

Jurassic deposits, not opened by drilling are similar, or 

even better than they are at the Kamennomysskoye 

Sea field, therefore the association of the predicted HC 

deposits in the interval of Neokomian and Jurassic Suites 

could be similar to the Kamenomysskoe Sea field. 

HC occurrences in the Jurassic-Neokomian deposits, 

-4000 

-3700 

-4050 

-3650 

-4150 

-4000 

-3900 

-3800 

-3700 

-3600 

-3500 

VI 

-3600 

-3400 

-3300 

Северо- 


II 

-3200 

-3150 

-3400 

-3500 

-3650 

-3750 

54 

-3300 

-3400 

51 

Анерьяхская 


Хосырейская 


-3600 

-4200 

-4000 

-4100 

-4100 

-4000 

-3900 

-3700 

-3800 

-3700 

III 

-3800 

-3900 

V 

-3800 

-3900 



K2bz1 

K2kz 

1 

ПК 1 2 

ТП26 

ПК1 

4 3 

3098 

2230 

3411 

/ 

3 

1 

1200 

1019 

3390 

3676 

2565 

1 

2 

4 1 



Обское 

Южно-Парусовое 

Северо-Каменномысское 

СЗ 

ЮВ 



З 

8 

II 

Kamennomysskoe-more Obskoe 1 Yuzhno-Parusovoye 12 53 

II III Khambateyskoe 1Sev.-Kamennomysskoye 

Semakovskoe 100 54 

0 

0 

Q 

Q 

P 3 

2-3 

P 2 

P 1 

3 

P 2 

2-3 

P 2 

-500 

P 

-500 

1 

1 

P 2 

P 1 

К2k-st-km 

К2k-st-km 


свита 

К 2 t 

ПК 1 

-1000 

-1000 

ПК 1 

ПК 1 

ПК ГВК -910 м 

ПК 1 

2-9 

ПК 1 

ГВК -1027 м К 2 t 

ГВК -1056,8 м 


ГВК -1052,8 м 

свита 

Г(К2s) 

-1500 

-2000 

-2500 

-3000 

-3500 

ПК 1 

ХМ 1 

ХМ 2 

ХМ 3 

ТП 

ТП 0 

1 

ТП2-3 

ТП 4-5 

ТП 6 

ТП 7-8 

ТП 9-11 

ТП 12 

ТП13-15 

ТП 17-18 

ТП 19-20 

ТП 21 

ТП 22 

ТП 23-25 

БЯ 10 

БЯ 11 

БЯ 12-13 

. 

баженовская свита 

К 2 s 

К1al 

К 1 a 

К1br 

К1nc 


свита 


свита 


свита 

K 

Усл. ГВК -3400 м 


БУ 8-0 

K1ach 

ХМ 1 

-1500 

M (К а) 

-2000 

M 

(К1br) 

-2500 

B0 

(К1nc) 

-3000 

-3500 

K 

K 

K 

ТП 20 

БЯ 10 

БЯ 18 

K 

К 2 s 

К1al 

К 1 a 

К1br 

ГВК -2575,6 м ТП 26 

К1nc 

J 3 

51 

В 

III 

Г(К2s) 

ХМ 1 

/ 

M (К а) 1 

M 

(К1br) 

B0 

(К1nc) 

Б(J 3 ) 


4 

З 2 В 

IV IV 0 

Q 

P 3 

2-3 

P 2 

1 

P 2 

P 1 

К2k-st-km 

К 2 t 

ПК 1 

-1000 

Г(К s) 

ГВК -1041 м 

K{ 

К 2 s 

К1al 

К 1 a 

M 

ТП 20, 22, 23 (К br) 

ГВК -2442,7 

-2500 

ГВК -2528,2 м 

ГВК -2616,4 м 

К1br 

К1nc 

-500 

-1500 

ХМ 1 

/ 

M (К а) 1 

-2000 

B0 

(К1nc) 

-3000 

-3500 

J 3 

3800 

-4000 

-4500 

J 2 

J 1 


свита 


свита 


свита 



Б(J ) 

-4000 

. 

-4500 

J 2 

J 1 

J 3 

J 2 

Б(J 3 ) 

-4000 

-4500 

-5000 


свита 

-5000 

Т 4(J 1) 

-5000 


Т 4(J 1) 

J 1 

Т (J ) 



P 2?-T 

0 5 10 15 

км 

м 

P 2?-T 

м 

-7000 

Рис. 7. Геологические разрезы по линиям месторождений Каменномысское-море - Обское - Южно-Парусовое и Хамбатейское - 

Северо-Каменномысское - Семаковское в сопоставлении с разрезом по Чугорьяхинскому месторождению 

Fig 7. Geologic cross-section of the contours of fields of Kamennomysskoye-more, Obskoye-Yuzhno-Parusovoye and Khambateyskoye – 

Severo-Kamennomysskoye –Semakovkoye in comparison with cross-section at Tchugoryakhinskoye 

A 

(PZ?) 

P 2?-T 

-6000 

м 

до минус 3088 м получен непромышленный приток 

газа дебитом 3,6 тыс. м 3 /сут и конденсата дебитом 

0,01 м 3 /сут. Неоткрытые залежи УВ на Семаковском 

месторождении прогнозируются как в неокомском, так 

и в юрском, включая нижнеюрскую часть, комплексах 

отложений (см. рис. 5-7). 

Такой прогноз подкрепляется фактами от-крытия 

залежей УВ в пластах неокома и юры на значительно 

меньших по размерам ме-сторождениях, чем 

Семаковское - Северо-Парусовом, Парусовом и 

Южно-Парусовом, приуроченных к Адерпаютинскому 

валу и об-разующих с Семаковским месторождением 

единую зону газонефтенакопления. Отметим, что 

на Южно-Парусовом и Парусовом месторождениях 

отложения юрского комплекса бурением в 

оптимальных структурных условиях не изучены. 

На Чугорьяхинском месторождении также остаются 

неизученными отложения берриасс-готеривского 

(ахская свита) и юрского возраста. В северной 

части газоконденсатной залежи в пласте ТП23 

запасы оценены по категории С2. Ниже разрез 

осадочного чехла месторождения бурением 

не изучен. По данным сейсморазведки 2D, в 

are not opened by drilling, are probable at the seaside of 

Semakovskoye field. The wells drilled at this field, which 

opened the deposits of Neokomian and Mid-Jurassic 

period, have been located in the land (southern) part 

of this structure, and quite possible, for the structural 

conditions of the lower part of the cross-section they 

proved to be in the wrong place (Fig.7). Besides, they 

opened just the upper, smaller, part of the Mid-Jurassic 

formation. Here, the formations of БУ group have 

thickness of 8 to 52m, where net thickness range from 2 

to 12m. According to the interpreted data of geophysical 

survey, formations БУ6 and БУ8 were substracted at well 

54, with unclear type of saturation in the depths of 2843 

to 2920m. Non-commercial influx of gas with flow rate of 

3,6 thous.m 3 /d and condensate with that of 0,01 m 3 /d 

was received during the formation testing at well 51, at the 

depths of 2071 to 3088m. Undiscovered HC occurrences 

have been predicted at Semakovskoye field, both in the 

Neokomian, and in Jurassic, including Lower Jurassic 

part, complexes of deposits. (see Fig 5-7). 

Such prediction is confirmed with the facts of HC deposits 

discovered in the formation of Neokom and Jurassic at the 

fields considerably smaller than Semakovskoye,–namely, 

Severo-Parusovoye, Parusovoye and Yuzhno-Parusovoye, 



71


контуре замкнутой изогипсы минус 2940 м кровли 

неокомского комплекса (отражающий горизонт В0) 

площадь структуры составляет 92,7 км 2 , что заметно 

больше площадей ловушек по вышезалегающим 

пластам барремских, апт-альбских и сеноманских 

отложений. Кроме того, амплитуда структуры для 

неокомского комплекса возрастает до ii0 м при 

почти идеальном совпадении сводовых частей 

ловушек УВ в направлении к поверхности. Однако 

по отражающему горизонту Б в кровле баженовской 

свиты верхней юры Чугорьяхинская единая структура 

распадается на две структуры, расположенные в 

южной и северной приконтурных частях вышележащих 

ловушек в перекрывающих отложениях мелового 

возраста (см. рис. 6), что существенно осложняет 

структурное строение нижней части осадочного 

чехла Чугорьяхинского месторождения. Замкнутые 

контуры южной ловушки имеют отметку минус 3840 

м, а северной - минус 3910 м, их амплитуды равны 

25 и 35 м соответственно. Площади этих структур 

в контурах нижних замкнутых изогипс составляют 

13,60 и 28,65 км 2 соответственно. Просматривается 

также сложное соотношение структурных планов 

отложений юрского возраста с подстилающими 

породами, вероятно, триаса и палеозоя. Вместе с 

тем ловушки УВ в пластах-коллекторах неокомского 

и юрского комплексов могут быть промыш-ленно 

нефтегазоносными и содержать значительные запасы 

газа, конденсата и нефти промышленных категорий. 

Поскольку Чугорьяхинская, Северо-Каменномысская, 

Каменномысская-море, Обская и другие 

структуры рассматриваемого района располагались 

в берриас-готеривское время вблизи юго-западзападных 

источников сноса терригенного материала, 

то возможно наличие хороших коллекторов во 

всем стратиграфическом диапазоне развития 

песчано-глинистой пачки ахской свиты. По итогам 

региональных сейсморазведочных работ на акватории 

Обской губы на сейсмотомографиче-ском скоростном 

разрезе по профилю ii хорошо выявляются аномальные 

зоны пониженной на 10...20 % скорости на пикетах 

50...75 км между горизонтами M1 и Б в интервале 

глубин 2000.2800 м (Н.М. Иванова, Ю.В. Рослов и др., 

ФГУ НПП «Севморгео», 2008 г.), что, вероятно, связано 

с присутствием в разрезе пород, характеризующихся 

хорошими коллектор-скими свойствами, и возможным 

наличием залежей УВ. По этим же материалам зоны 

развития клиноформенных отложений неокома хорошо 

выделяются на разрезах сейсмического атрибута 

«мгновенная фаза». 

Анализ данных о нефтегазоносности уже открытых 

залежей месторождений Обской и Тазовской 

губ позволяет прогнозировать на Чугорьяхинском 

газоконденсатном месторождении открытие залежей 


associated with the Aderpatinsky swell and constituting, 

together with Semakovskoye field, integrated zone of 

gas-oil accumulation. We should note that the deposits of 

Jurassic complex, at Yuzhno-Parusovoye and Parusovoye 

fields, were not explored by drilling under optimal 

structural conditions. 

Not explored deposits of Berriass-Hauterivian (Ahskaya 

Suite) and Jurassic period of Tchugoryahinskoye field. 

In the northern part of the gas-condensate occurrence 

in formation ТП23 reserves have been calculated by 

category C2 The lower part of the cross-section of 

sedimentary cover of the field was not explored by 

drilling. According to the data of 2D seismic survey, in the 

closed contour of minus 2940m of the roof of Neokomian 

complex (reflecting horizon B0 ) the area of the structure 

makes up 92,7km 2 , which is considerably higher than the 

areas of traprocks along the above deposited formations 

of Barremian, Apt-albian and Cenomanian occurencies. 

Besides, the magnitude of the structure increases for 

the Neokomian complex up to 110m, with almost ideal 

coincidence of the crests of the reservoir traprocks. . 

However, the integrated Tchugoryakhinskaya structure, 

across the reflecting horizon Б at the roof of Bezhenov 

Suite of the Upper Jurassic, falls into two structures, 

located in the southern and northern marginal reservoir 

areas of the above positioned traprocks in the overlying 

sediments of Cretaceous period (see Fig.6), which 

considerably complicates the structure of the lower part 

of the sedimentary cover of the Tchugoryakhinskoye 

field. The closed contours of the southern traprock 

have elevation of minus 3840m, those of the northern 

one –re minus 3910m, their magnitudes are 25m and 

35m, correspondingly. The areas of these structures 

within the boundaries of lower closed contours make up 

13,60km 2 and 28,65km 2 , correspondingly. Some complex 

relationship can be also seen between the structure 

plans of the Jurassic deposits, with underlying bedrocks, 

apparently, trias and primary rock. Alongside with that, the 

HC traprocks in the reservoirs of Neokomian and Jurassic 

complexes can be commercially oil-and-gas bearing and 

contain considerable reserves of gas, condensate and oil 

of industrial grade. 

Due to the fact that the Tchugoryakhinskaya, Severo- 

Kamennomysskaya, KamennomysskayaSea, Obskaya 

and other structures of the examined region were 

positioned at the Berrias-Hauterivian times near the 

south-western source areas of terrigenous material, the 

presence is quite possible of good reservoirs within the 

whole stratigraphic range of development of sandy and 

clayrock member in the Ahskaya Suite. Based on the 

results of the regional seismic surveys run in the offshore 

area of the Ob Bay, in the seismic tomography velocity 

cross-section 11, one can see anomalous zones of the 

velocity drops, by 10 to 20%, at the survey marks of of 



газа и газоконденсата, помимо сеноманских, 

барремских (пласты ТП 20 

, ТП 22 

) и готерив-валанжинских 

(пласт ТП 23 

) отложений, также возможную 

нефтегазо-носность пластов ТП 24-25 

, ТП 26 

, БЯ 10 

, БЯ 11- 

, продуктивных на соседних месторождениях и 

12 

расположенных в сходных литолого-фациальных 

условиях, соответствующих Ямальскому типу разреза 

неокома. По результатам корреляционного анализа 

площадей с продуктивностью барремских и готеривваланжинских 

отложений, все указанные пласты 

уверенно прослеживаются до Чугорьяхинского 

месторождения. Они, как правило, перекрыты 

слабопроницаемыми пачками глинистых отложений, 

являющимися надежными флюидоупорами. 

Количественная оценка прогнозируемых извлекаемых 

запасов газа, конденсата и нефти в неокомском и 

юрском комплексах осадочного чехла Чугорьяхинского 

месторождения выполнена с учетом усредненной 

удельной плотности извлекаемых запасов УВ в 

указанных комплексах на ближайших более изученных 

бурением месторождениях. Расчеты показывают, что 

при 100%-ном заполнении ловушек УВ неокомский 

комплекс отложений может содержать 76,93 млн 

т условного топлива (у.т.), в том числе газа 35,20 

млрд м 3 , конденсата 3,07 млн т и нефти 38,66 млн 

т (табл. 2). В отложениях юрского комплекса в двух 

закартированных куполах прогнозируются 65,43 млн 

т у.т. извлекаемых, в том числе газа 46,55 млрд м3, 

конденсата и нефти 4,21 и 14,67 млн т соответственно. 

В южном куполе запасы газа могут составить 14,98 

млрд м 3 , конденсата 1,37 млн т, нефти 4,72 млн т, 

всего 21,06 млн т у.т. Для северного купола величины 

извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти могут 

составить соответственно 31,57 млрд м 3 , 2,86 и 9,95 

50…75 km between horizons M1 and Б, in the interval 

of depths 2000…2800 m (N.M.Ivanova, Yu.V.Roslov 

and others, FGU NPP “Sevmorgeo”, 2008), which is 

apparently related to existence in the cross-section of 

some rocks featured with good reservoir properties, and 

probable existence of HC deposits there. According to 

the same materials, the areas of development of clinoform 

deposits of Neokomian period are well delineated in 

the cross-sections of the seismic characteristic “the 

instantaneous phase”. 

The data analysis of oil-and-gas bearing capacity of 

the already discovered deposits of the fields of the 

Ob Bay and the Taz Bay make it possible to predict 

discovery of gas and gas-condensate occurrences at 

the Tchugoryakhinskoye gas-condensate field, beside 

the Cenomanian, Barremian (formations ТП 20 

, ТП 22 

) 

and Hauterive-Valanzhian (formation ТП 23 

) deposits, 

as well as probable oil-and-gas bearing capacity 

of formations ТП 24-25 

, ТП 26 

, БЯ 10 

, БЯ 11-12 

, which are 

productive at the neighboring fields and located in 

similar lithologic-and-facies conditions, matching the 

Yamal type of the Neokomian cross-section. According 

to the correlation analysis of areas with productivity of 

Barremian and Hauterivian-Valanzhian deposits, all the 

mentioned formations are steadily tracked up to the 

Tchugoryakhinskoye field. As a rule, they are crossed 

with members of argillaceous deposits which can be firm 

impermeable seams. are reliable. 

The quantitative evaluation of predicted recoverable 

reserves of gas, condensate and oil in the Neokomian 

and Jurassic complexes of sedimental cover of the 

Tchugoryakhinskoye field was carried out with account of 

average mean specific density of recoverable HC reserves 

in the mentioned complexes at the nearest fields, more 

Площадь 

структуры, км 2 

Area of structure, 

km 2 

газ, 

млрд м 3 /км 2 

gas, bcm/km 2 

Плотность запасов 

Density of reserves 

конденсат извл., 

млн т/км 2 

Condensate, recov., 

MMt/km 2 

нефть извл., 

млн т/км 2 

Oil recov., 

MMt/km 2 

газ, 

млрд м 3 

gas, bcm 3 

Прогнозируемые запасы 

Predicted reserves 

конденсат 

извл., млн т 

condensate 

Recov., MMt 

нефть извл., 

млн т 

Oil recov., 

MMt 

Всего, 

млн т у.т. 

Total, MMt of 

reference fuel 

Неокомский комплекс - Neokomian Complex 

92.7 

0.380 

0.033 

0.417 35.195 3.072 

Юрский комплекс - Jurassic Complex 

13.6 

28.65 

1.102 

0.100 

0.347 14.985 

31.569 

1.356 

2.856 

Всего по юре - Total for Jurassic 

Всего по структурам - Total for structures 

46.554 4.212 

38.658 

4.722 

9.947 

14.669 

76.926 

21.063 

44.372 

65.435 

42.361 

Таблица 2. Расчет прогнозируемых извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти для неокомского и юрского комплексов 

осадочного чехла Чугорьяхинского газоконденсатного месторождения 

Table 2. Calculation of predicted recoverable reserves of gas, condensate and oil for Neokomian and Jurassic complexes of sedimentary 

cover of Tchugoryakhinskoye gas-condensate field 



73


млн т -в сумме 44,37 млн т у.т. Всего в неокомском и 

юрском нефтегазоносных комплексах прогнозируются 

запасы УВ в размере приблизительно 142,36 млн т у.т., 

что в районе с действующими и вновь создаваемыми 

газонефтепромыслами может представлять 

коммерческий интерес для газонефтедобычи. По 

отложениям готерива-валанжина коэффициент 

заполнения ловушек в перспективных пластах можно 

принять равным 0,81 по аналогии с залежью пласта 

ТП 26 

Северо-Каменномысского месторождения. 

Дальнейшая доразведка месторож-дения может быть 

связана с проверкой прогноза нефтегазоносности 

юрского комплекса отложений на южном куполе, 

а в случае подтверждения промышленной 

нефтегазоносности юрского комплекса отложений на 

южном куполе возможно бурение поисково-оценочной 

скважины на северном куполе. Глубина поисковооценочной 

скважины на южном куполе структуры 

должна составлять 4400 м, а на северном - 4500 м. 

При этом скважина на южном куполе позволит попутно 

получить информацию о строении, петрофизических 

свойствах и нефтегазоносности южных частей 

залежей в отложениях неокомского возраста, что даст 

возможность уточнить их запасы и оптимизировать 

положение эксплуатационных скважин на неоком. 

На Обском месторождении с небольшой га-зовой 

залежью в пласте ПК1 сеноманских отло-жений, 

которая была открыта скв. 1, вскрывшей отложения 

барремского яруса, также не исклю-чаются 

газоконденсатные и, возможно, нефтяные залежи в 

нижней части танопчинской свиты барремского яруса, 

в ахской свите неокома, а также в отложениях юрского 

комплекса (рис. 8, см. рис. 6, 7). В отложениях юрского 

комплекса Обская структура имеет более крупные 

размеры и амплитуду, в отличие от сено-манской, 

что с учетом наличия промышлен-но значимых 

залежей УВ в отложениях нижнего мела и юры на 

ближайших Парусовом, Северо-Парусовом и других 

месторождениях Тазовского, Ямальского и Гыданского 

п-овов делает ее привлекательной с точки зрения 

продолжения поисковых работ на прогнозируемые 

залежи УВ в отложениях нижнемелового и юрского 

возраста. 

Наличие взаимоувязанных профильных разрезов через 

месторождения Обской и Тазовской губ и сравнение 

их с месторождениями прилегающих районов суши, 

на которых открыты многочисленные залежи УВ 

не только в нижнемеловых, но также в средне-и 

нижнеюрских отложениях, позволяет убедиться, 

что новые залежи УВ в нижнемеловом и юрском 

нефтегазоносных комплексах возможны практически 

на всех выявленных здесь место-рождениях. Уточнение 

структурного плана от-ложений юрского комплекса с 

использованием материалов 2D- и 3D-сейсморазведки 


explored by drilling. Calculations show it that, in case of 

100% filled HC traprocks, the Neokomian complex of 

deposits may contain 76,93MM tons of reference fuel, 

including 35,20bcm of gas, 3,07MM tons of condensate 

and 38,66MMt of oil (see Table 2). It is predicted that 

65,43MMt of reference fuel of recoverable reserves, 

including 46,55bcm of gas, 4,21MMt of condensate 

and 14,67MMt of oil can be contained in the deposits of 

Jurassic complex in the two mapped domes. 

Gas reserves contained in the southern dome may 

make up 14,98bcm of gas, 1,37MMt of condensate, 

4,72 MMt of oil, and 21,06MMt of reference fuel. For 

the northern dome, the values of recoverable reserves 

of gas, condensate and oil, may amount to 31,57bcm, 

2,86 и 9,95 млн т могут составить соот¬ветственно 

31,57 млрд м 3 , 2,86 and 9,95MMt, correspondingly, 

in the total amount of 44,37MMt of reference fuel. As a 

whole, one predicts the HC reserves in the Neokomian 

and Jurassic oil-and-gas bearing complexes in amount 

of ca. 142,36MMt of reference fuel, which can present a 

commercial interest in the area with the existing and newly 

created gas-and-oil fields. Judging by the Hauterivian- 

Valanzhinian deposits the spacing factor for traprocks 

in the zones of interest could be accepted equal to 

0,81, similar to the occurrence of formation ТП 26 

of the 

Severo-Kamennomysskoye field. Further supplementary 

exploration of the field can be related to verification of 

predicted oil-and-gas bearing capacity of the Jurassic 

complex of deposits in the southern dome, and in case 

of confirmed commercial oil-and-gas bearing capacity of 

the Jurassic complex of deposits at the southern dome, 

drilling of prospect-evaluation well is possible at the 

northern dome. The depth of the prospect-evaluation well 

at the southern dome of the structure should be 4400m, 

and that one at the northern dome – 4500 m. At that, the 

well at thee southern dome would make it possible to 

obtain data about the structure, petrophysical properties 

and oil-and-gas bearing capacity of the southern parts of 

the occurences in the depoits of the Neokomian period, 

which would make it possible to update the knowledge of 

their reserves and optimize the position of development 

wells at the Neokomian deposits. At the Obskoye field, 

with a small occurrence of gas in formation ПК1 of 

Cenomanian deposits, where the deposits of Barremian 

stage were discovered by well 1, one should not exclude 

the gas-condensate, and possibly, oil occurrences in the 

lower part of the Tanopchinskaya Suite of the Barremian 

stage, in the Ahskaya Suite of the Neokomian stage, as 

well as in the deposits of the Jurassic complex (Fig.8, 

see Fig.6,7). The Obskays structure, in the deposits 

of Jurassic complex, has more solid dimensions and 

magnitude, in difference from the Cenomanian one, 

which, taking into account the availability of commercially 

significant deposits of hydrocarbons in the deposits 

of the Lower Cretaceous and Jurassic period at the 



ЮЗ 

0 

VI 

Обское Obskoe 

1 

Q 


1001 Parusovoye 

Северо-Парусовое 

Sev.Parusovoye 

СВ 

VI 

0 

-500 

P 3 

2-3 

P 2 

1 

P 2 

P 1 

500 

-1000 


свита 


свита 

ГВК -1056,8 

м 

К2k-st-km 

К t 2 

К s 

2 

ГВК -968 м 

ГВК -954 м 

Г(К s) 

2 

-1000 

-1500 

-2000 

-2500 


свита 


свита 

НП 1-8 


свита 

2230 

К al 

1 

К a 

1 

К br 

1 

ПК 1 

ТП 5 

ПК 1 

ПК 1 

TП 20 

ГВК -1780 м 

ГВК -1820,5 м 

ТП 10 

БУ 3 

ТП 2-3 

ТП 5 

ХМ 1 

-1500 

/ 

M (К1а) 

M(К br) 

1 

-2000 

B0(К nc) 

1 

-2500 

-3000 


НП 1-8 

Ю 2-1 

2862 

К nc 

1 

-3000 

Б(J ) 3 

-3500 

-3500 

-4000 

-4500 

Баженовская свита 


свита 


свита 


свита 



J 3 

J 2 

K 

-4000 

-4500 

-5000 


свита 

J 1 

Т (J ) 

4 1 

-5000 

м 

P ?-T 

2 

0 5 10 15 км 

Рис. 8. Геологические разрезы по линии месторождений Обское - Парусовое - Северо - Парусовое 

Fig 8. Geologic cross-sections of the contours of the fields of Obskoye - Parusovoye - Severo - Parusovoye 

в совокуп-ности с данными бурения позволяет 

наметить увеличение размеров и продолжение 

восточной части Хамбатейской структуры в акваторию 

Обской губы. В связи с этим на Хамбатейском 

месторождении прогнозируются неоткрытые еще 

залежи УВ как в нижней части неокома, так и в 

известных пластах-коллекторах средней и нижней 

юры (см. рис. 6, 7). Здесь целесообразно выполнить 

детальные сейсморазведоч-ные работы с целью 

уточнения размеров и морфологии неокомских и 

nearest fields of Parusovoye, Severo-Parusovoye and 

other fields of the Tazovsky, Yamalsky and Gydansky 

peninsulas, makes it more attractive in terms of continued 

prospecting works, targeting the predicted occurences of 

hydrocarbons in the deposits of Lower Cretaceous and 

Jurassic periods. 

The availability of mutually agreed longitudinal sections 

across the fields of the Ob Bay and Taz Bay and their 

comparison with the fields of adjacent dry land, where 



75


юрских ловушек, ожидаемого фазового состава 

и ресурсов прогнозируемых залежей УВ с 

последующим определением целесообразности 

буровых работ. 

Таким образом, анализ структурно-текто-нических 

условий нефтегазоносности юрско-нижнемеловых 

отложений и распределения в осадочном чехле 

известных промышлен-но газонефтенасыщенных 

и прогнозируемых пластов на открытых газовых 

месторождениях Каменномысском, Семаковском 

и Обском и газоконденсатных Северо- 

Каменномысском и Чугорьяхинском с учетом 

тектонического строения и нефтегазоносности 

Карско-Ямало-Гыданской и Надым-Пур-Тазовской 

синеклиз позволяет сделать вывод о высоких 

перспективах открытия здесь новых залежей 

УВ. Предпосылками такого прогно-за являются: 

благоприятные структурно-тектонические условия 

(установленная сед-ловинообразная и названная 

Каменномысско-Чугорьяхинской зона сочленения 

крупных Нурминского и Нижне-Мессояхского 

мегавалов, окруженных частями грабен-рифтовых 

прогибов - Сояхинского на севере, Парусового 

на юге); наличие в разрезе осадочного чехла 

природных резервуаров регионального, зонального 

и локального распространения, совмещенных с 

мощными очагами генерации УВ, а также вероятная 

водородная дегазация недр, способствующая 

гидрированию органического вещества и синтезу УВ. 

Высокая перспективность нефтегазонос-ности 

юрско-нижнемеловых отложений определена 

также с учетом установленных особенностей 

строения открытых месторождений и выявленных 

структур на севере Западной Сибири, а именно 

увеличения с глубиной их размеров и амплитуд, а 

также возможного смещения сводов относительно 

разведанных залежей УВ в сеноманских и аптальбских 

отложениях. Учет этих особенностей 

строения позволяет оптимально распределить 

объемы 3D-сейсморазведочных работ и разместить 

поисковые и разведочные скважины при разбуривании 

нижнемеловых и юрских ловушек как на 

открытых месторождениях, так и на новых участках, 

например на морском продолжении структуры 

Хамбатейской. 

Новые крупные залежи УВ в юрско-нижнемеловых 

отложениях могут быть открыты на месторождениях 

Каменномысское-море, Северо-Каменномысском, 

Чугорьяхинском и Семаковском. Более крупные 

залежи по сравнению с открытой сеноманской 

газовой прогнозируются в отложениях юрского 

возраста на Обском месторождении. При этом 

необходимо учитывать весьма сложное строение 


multiple occurrences of hydrocarbons were discovered 

not only in the Low Cretaceous but in the Mid- and 

Lower Jurassic deposits, makes it possible to verify that 

new occurrences of HC in the Lower Cretaceous and 

Jurassic oil-and-gas bearing complexes are probable at 

practically all the fields discovered in this area. Changes 

made to the structure plan of deposits of the Jurassic 

complex, with the use of 2D and 3D materials of seismic 

survey, combined with drilling data, make it possible to 

project the increment in dimentions and extension of the 

eastern part of the Khambateyskaya structure towards 

the offshore area of the Ob Bay. Due to this, one predicts 

undiscovered HC occurrences both at the lower part of 

the Neokomian, and in the known reservoirs of the Midand 

Lower Jurassic stage (see Fig.6,7) Here it is expidient 

to carry out detailed seismic survey activities with the 

purpose to specify the dimensions and morphology of the 

Neokomian and Jurassic traprocks, expected fluid content 

and resources of predicted HC occurences, with further 

decisions regarding the advisability of drilling works. 

Therefore, the analysis of structural and tectonic conditions 

of the oil-and-gas bearing capacities of the Jurassic- 

Lower Cretaceous deposits and the spread of the 

known commercially gas-and-oil saturated formations 

in the sedimentary cover, and predicted formations at 

discovered gas fields of Kamennomysskoye, Semakovskoye 

and Obskoye, and gas-condensate fields of Severo- 

Kamennomysskoye and Tchugoryakhinskoye, with account 

of tectonic structure and oil-and-gas bearing capacity of 

Karsko-Yamalo-Gydanskaya and Nadym-Pur-Tazovskaya 

syneclises, makes it possible to draw a conclusion about 

the high probability of discovering new occurences of HC 

deposits. Prerequisites for such prediction are: favorable 

structural and tectonic conditions (determined anticline-type 

zone, named Kamennomyssko-Tchugoryakhinskaya zone, 

of conjunction of solid Nurminsky and Nizhne-Messoyakhsky 

megaswells, surrounded by parts of rift-valley downfolds- 

Soyakhinskoye in the North, and Parusovoye – in the South); 

presence, in the cross-section of the sedimentary cover, 

of natural reservoirs of regional, zonal and local spread, 

combined with powerful cauldrons of HC generation, As 

well as probable hydrogene degasation of subsoil, which 

contributes to hydrogenation of organic matter and synthesis 

of HC. 

The high prospectivity of oil-and-gas bearing capacity 

of the Jurassic and Lower-Cretaceous deposits has 

been also determined in the context of identified specific 

structure features of the discovered fields and their 

discovered structures, and namely, their dimensions and 

magnitude increasing with the depth, as well as probable 

offset of domes relative to explored HC deposits in the 

Cenomanian and Apt-Albian accumulations. The account 

of these peculiarities of the structure makes it possible 

to spread the scopes of 3D seismic survey works and 



залежей в юрском комплексе [7], которые могут 

характеризоваться наличием литологических, 

стратиграфических, тектонических экранов и быть 

приуроченными к отдельным элементам структур - 

крыльям, периклиналям, а также межструктурным 

ложбинам, структурным носам и террасам. 


1. Астафьев Д.А. Структурно-геодинамические 

особенности строения и размещения зон 

нефтегазонакопления на cевере Западной Сибири / 

Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А. М. Радчикова 

// Тез. докл. VII Международн. конференции «Новые 

идеи в науках о Земле». -М.: МГРИ-МГГРУ, 

2005. - С. 168. 

2. Астафьев Д.А. Грабен-рифтовая система и 

размещение зон нефтегазонакопления на севере 

Западной Сибири / Д. А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, 

А.М. Радчикова // Геология 

нефти и газа. - 2008. - № 4. - С. 2-9. 

3. Харахинов В. В. Мессояхский порог -уникальный 

нефтегазогеологический объект на севере Сибири 

/ В.В. Харахинов, Н.М. Кулишкин, С.И. Шленкин // 

Геология нефти и газа. - 2013. - № 5. - С. 34-48. 

4. Ермаков В.И. О соотношении газа 

и нефти в юрских и меловых отложениях на севере 

Западной Сибири / В.И. Ермаков, В. А. Скоробогатов // 

Сб. науч. трудов 

ИГИРГИ. - М., 1982. - С. 18-29. 

5. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и 

нефтегазоносность Ямала / В. А. Скоробогатов, Л.В. 

Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра, 2003. - 352 с. 

6. Плотников А.А. Юрский комплекс - новое 

перспективное направление поиска нефтяных 

подгазовых залежей в арктических районах 

Западной Сибири / А. А. Плотников, В. Е. Киченко 

// Матер. Международн. науч.-практ. конференции 

«Нефть и газ Арктики» / под ред. В.П. Гаврилова. - М.: 

Интерконтакт Наука, 2007. - С. 117-125. 

7. Астафьев Д.А. Юрский продуктивный комплекс 

- важнейший объект поисков и разведки скоплений 

углеводородов в Надым-Пур-Тазовском регионе 

до 2030 года / Д.А. Астафьев, Г.Р. Пятницкая, А.М. 

Радчикова и др. // Матер. I Международн. науч.-практ. 

конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и 

перспективные технологии их освоения» (WGRR-2007). 

- М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2007. - С. 79-80. 

Статья впервые опубликована в научно-техническом 

сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 3. 

Материал любезно предоставлен компанией 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 

The original article was first published in the 

«Vesti Gazovoy Nauki» scientific journal no. 3, 2018. 

Published with thanks to the Gazprom VNIIGAZ LLC. 

allot the prospecting and exploration wells when drilling 

the Lower Cretaceous and Jurassic traprocks both at 

discovered fields and at new sites, for example, at an 

extension of the Khambateyskaya structure. 

New solid occurrences of hydrocarbons in the 

Jurassic-Lower Cretaceous deposits may be 

discovered at the fields of Kamennomysskoye Sea, 

Severo-Kamennomysskoye, Tchugoryakhinskoye and 

Semakovskoye. More solid occurrences, compared to 

discovered Cenomanian gas occurrence, are predicted 

in the deposits of the Jurassic period at the Obskoye 

field. At that, it is necessary to take into account rather 

complicated structure of deposits of the Jurassic complex 

[7], which may be featured with lithologic, stratigraphic, 

tectonic screens and can be associated with separate 

members of structures – the wings, periclines, as well as 

inter-structural shallows, structural noses and terraces. 

References 

1. ASTAFYEV, D.A., V.F. SKOROBOGATOV, A.M. RADCHIKOVA. 

Structural-geodynamical features of constitution and location 

of oil-gas-accumulation zones at north of Western Siberia 

[Strukturnogeodinamicheskiye osobennosti stroyeniya i razmeshcheniya 

zon neftegazonakopleniya na severe Zapadnoy Sibiri]. Proc. of the VII 

International sci.-practical conference “New ideas in Earth sciences”. 

Moscow: Russian State Geological Prospecting University n.a. Sergo 

Ordzhonikidzе, 2005, pp. 168. (Russ.). 

2. ASTAFYEV, D.A., V.F. SKOROBOGATOV, A.M. RADCHIKOVA. A 

graben-rift system and location of oil-gas-accumulation zones at north 

of Western Siberia [Graben-riftovaya sistema i razmeshcheniya zon 

neftegazonakopleniya na severe Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 

2008, no. 4, pp. 2–9. ISSN 0016-7894.(Russ.). 

3. KHARAKHINOV, V.V., N.M. KULISHKIN, S.I. SHLENKIN. Mesoyakha 

rise as a unique oil-gas-geological object at the north of Siberia 

[Messoyakhskiy porog – unikalnyy neftegazogeologicheskiy obyekt na 

severe Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 2013, no. 5, pp. 34–48. ISSN 0016- 

7894. (Russ.). 

4. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. On proportions of gas and oil 

in the Jurassic and Cretaceous sediments at the north of Western Siberia 

[O sootnoshenii gaza i nefti v yurskikh i melovykh otlozheniyakh na severe 

Zapadnoy Sibiri]. In: Collected papers of IGiRGI. Moscow: Institute for 

Geology and Mining of Fossil Fuels, 1982, pp. 18–29. (Russ.). 

5. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV, V.D. KOPEYEV. Geological 

structure and oil-gas-bearing capacity of Yamal [Geologicheskoye 

stroyeniye i neftegazonosnost Yamala]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 

2003. (Russ.). 

6. PLOTNIKOV, A.A., V.Ye. KICHENKO. Jurassic series as a new promising 

course in search of oil deposits under gas cap in Arctic regions of Western 

Siberia [Jurskiy kompleks – novoye perspektivnoye napravleniye poiska 

neftyanykh podgazovykh zalezhey v arkticheskikh rayonakh Zapadnoy 

Sibiri]. Proc. of the 1st Int. conf. “Arctic Region Oil & Gas (AGOR 2007). 

Moscow: Interkontakt Nauka, 2007, pp. 117–125. (Russ.). 

7. ASTAFYEV, D.A., G.R. PYATNITSKAYA, A.M. RADCHIKOVA et al. 

Jurassic productive series as the most important object for search and 

prospecting of hydrocarbon agglomerations in Nadym-Pur-Taz region 

till 2030 [Yurskiy produktivnyy kompleks – vazhneyshiy obyekt poiskov 

i razvedki skopleniy uglevodorodov v Nadym-Pur_Tazovskom regione 

do 2030 goda]. International Conference «World Gas Resources and 

Reserves and Advanced Development Technologies» (WGRR-2007): 

abstract of papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2007, pp. 79–80. (Russ.). 



77

KDR 2018 

В Астане состоялся Форум 4-й KDR - 

Скважинный Инжиниринг (KDR-2018) 

Astana Hosted the 4th KDR Well Engineering Forum 

(KDR 2018) 

Ч 

етвертый форум «KDR – Скважинный инжиниринг», 

www.kazdr.kz, состоялся 13 сентября в Астане во 

Дворце Независимости. 

S 

eptember 13th, saw the 4th edition of the KDR Well 

Engineering Forum, www.kazdr.kz, take place at the 

Palace of Independence in Astana. 

KDR – это крупнейшее ежегодное событие в области 

бурения и добычи в Казахстане, в котором участвует 

более 200 отраслевых экспертов из более чем 110 

компаний. В течение дня проводятся всесторонние 

обсуждения, участники делятся опытом и знаниями, 

устанавливают полезные связи в неформальной 

обстановке. 

Как и во время предыдущих мероприятий на данном 

форуме обсуждались возможности повышения 

эффективности на стадии проектирования скважин 

The KDR, the highest level yearly gathering for the Kazakh 

drilling and production sector, brought together over 200 

industry experts, from over 110 companies for one day of 

in-depth discussions, knowledge sharing, best practices 

and networking. 

As with previous events, the KDR focussed on increasing 

efficiency during the well engineering cycle in Kazakhstan 

and the event was split into 3 different discussion Halls. 

Hall 1 focused on “Drilling”, Hall 2 “Drilling Equipment” 

and Hall 3 on “Production Optimization and Stimulation”. 

78 



KDR 2018 

в Казахстане. Работа велась в трех тематических 

залах: в Зале 1 рассматривались вопросы, связанные 

с бурением, в Зале 2 – с буровым оборудованием, 

а в Зале 3 – с оптимизацией добычи и повышением 

нефтеотдачи пластов. 

В каждом зале в рамках круглого стола во главе с 

модератором сессий осуждались рыночные тенденции, 

новые технологии и услуги, проводились презентации, 

в ходе которых рассматривались конкретные примеры 

и отмечались наиболее эффективные современные 

методы нефтесервисных работ. Простые участники, 

которым организаторы предоставили возможность 

полноценной работы на форуме KDR, также смогли 

пообщаться с участниками круглого стола – жаркие 

дискуссии и активные дебаты длились в течение всего 

мероприятия. 

Благодаря перерывам 

на кофе-брейки и 

обед, после которого 

проводилась 

развлекательная 

программа, 

участники форума 

смогли не только 

узнать последние 

региональные новости, 

но и наладить новые 

связи в неформальной 

обстановке. 

Генеральным 

партнером 

мероприятия стал 

Платиновый спонсор форума, АО НК «КазМунайГаз». 

Еще одним Платиновым спонсором стала компания 

KazPetroDrilling, Золотыми спонсорами – MTU, 

Halliburton и Hardbanding Solutions. Компании ТМК, 

Baker Hughes a GE Company, Caterpillar, Grant Prideco 

и TGT выступили в роли Серебряных спонсоров, а 

компания Drilling Systems стала Бронзовым спонсором. 

В число ассоциированных спонсоров мероприятия 

вошли компании Borusan Makina, Downhole Products, 

Modu Resources и Интера. Официальное издание KDR 

осуществляет журнал ROGTEC. 

TMG Worldwide – ведущий организатор 

мероприятий для добывающего сектора 

нефтегазовой отрасли в странах СНГ 

Форум KDR является уникальным событием, 

организуемым компанией TMG Worldwide в 

непосредственном партнерстве с АО НК «КазМунайГаз» 

и Научно-исследовательским институтом технологий 

добычи и бурения «КазМунайГаз». 

Within each hall, an expert roundtable panel hosted 

by an expert session moderator –discussed market 

developments, new technologies and services mixed 

with case-study style presentations highlighting recent 

best practices. With full participation encouraged by 

the organizers, the KDR also gave standard delegates 

the opportunity to interact with the roundtable panel – 

promoting excellent discussion and debate throughout the 

event. 

With the day split by “Networking Coffee Breaks” a 

“Networking Lunch” followed by post-show entertainment 

– KDR not only provided participants with up-to date 

regional insight - it also allowed for excellent networking 

opportunities. 

The General Event Partners and Platinum Sponsors 

of the KDR were KazMunayGas and SRI PDT, with 

KazPetroDrilling as the 

Platinum Sponsor. 

The event gold 

sponsors were MTU, 

Halliburton and 

Hardbanding Solutions. 

TMK, Baker Hughes 

a GE Company, 

Caterpillar, Grant 

Prideco and TGT were 

the Silver Sponsors, 

and Drilling Systems 

was the Bronze 

Sponsor of the event. 

Associate Sponsors 

of the event included 

Borusan Makina, 

Downhole Products, Modu Resources and Intera. 

ROGTEC magazine was the KDR’s official publication. 

TMG Worldwide – The Leading Event Organiser 

for Upstream Oil and Gas in the CIS 

The KDR is a unique forum, in that it is organised by TMG 

Worldwide in direct partnership with the National Company 

KazMunayGas, and the SRI PDT, the Scientific Research 

Institute for Production and Drilling Technology at KMG. 

Through this partnership, and as part of the official “KPI” 

strategy for the SRI PDT - KDR is the most well attended 

event of its type in Kazakhstan and follows the RDCR, 

www.rdcr.ru, Well Engineering Forum, now in its 7th year 

and also organized by TMG Worldwide and the largest 

event of its kind in Russia. 

With both forums established with very strong 

foundations, the organisers have identified the clear 

synergy between both platforms and from 2019, 



79

KDR 2018 

Благодаря такому сотрудничеству и являясь 

частью официальной КДП-стратегии Научноисследовательского 

института технологий добычи 

и бурения, форум KDR – это самое популярное 

мероприятие подобного формата в Казахстане. 

Оно продолжает форум по проектированию скважин 

в рамках Россиского форума RDCR, www.rdcr.ru, 

крупнейшего мероприятия подобного формата в 

России, которое состоялось уже в седьмой раз и 

также было организовано компанией TMG Worldwide. 

Основа обоих форумов очень прочная, и организаторы 

установили четкую взаимосвязь между данными 

мероприятиями, которую делегаты однозначно 

почувствуют уже в 2019 г.: в Российском форуме 

RDCR примут участие высокопоставленные делегаты 

из Казахстана и наоборот. 

delegates will see clear integration with high level 

delegations attending the RDCR from Kazakhstan as well 

as vice versa. 

Drilling and Production in Kazakhstan 

– A Market with Great Potential 

In terms of the overall market in Kazakhstan, we have 

seen oil production reach a record 86.2 million tonnes in 

2017, which is an all-time high and exceeds 2016 levels 

by 10.5%. 

Бурение и добыча в Казахстане 

– рынок с огромным потенциалом 

Рассматривая весь рынок в Казахстане, мы наблюдаем 

повышение уровня добычи нефти до 86,2 млн т в 2017 

г., что стало историческим рекордом и превысило 

уровень 2016 г. на 10,5 %. 

Как отметил Пол Сид, Директор компанииорганизатора 

TMG Worldwide, в своей вступительной 

речи, в основном данный показатель получен за счет 

месторождений, операторами которых выступают 

крупнейшие совместные предприятия: ТШО, КПО и 

НКОК. Они являются основным звеном для будущего 

развития Казахстана, при этом большая часть 

добычи по-прежнему осуществляется остальными 

отраслевыми компаниями. Пол также рассказал о 

необходимости обеспечить устойчивое развитие в 

области нефтедобычи силами остальных отраслевых 

Пол Сид, Директор, TMG Worldwide 

Paul Seed, Director, TMG Worldwide 

As was noted by Paul Seed, Director of the Spain based 

organizing company TMG Worldwide, in his opening 

speech however, most of this production growth has 

come the fields operated by the major joint ventures – 

TCO, KPO and NCOC. These JVs are of course key to 

the future growth of Kazakhstan, however most of the 

production still comes from the wider industry. Paul went 

on to talk about the need for sustainable development 

of oil production in the rest of the Industry as a whole 

and that to achieve this the industry must increase the 

overall efficiency of well construction, backed up by the 

application of the latest technology in drilling, workover, 

and completion of wells, as well as further efforts in 

optimizing production. 

JSC NC KazMunayGas 

– A Company Looking to the Future 

Нургалиев Куанышбай Жаумитбаевич, Директор по добыче нефти 

и газа, АО «НК «КазМунайГаз» 

Kuanyshbay Nurgaliyev, Managing Director of Oil & Gas Production, 

JSC «NC «KazMunayGas» 


With the recent merger between JSC NC KazMunayGas 

and KMG EP, the London listed major subsidiary of the 

national company, much has changed in the organisation, 

not least the management structure. The long awaited IPO 

is being prepared for, with an initial date of 2020. 

The KDR is a shop window for the national company to lay 

out it plans for the future and the new Managing Director 

of Oil and Gas Production at JSC NC KazMunayGas 


KDR 2018 

Международная конференция 

SAP для предприятий 

нефтегазового комплекса 

2–4 апреля 2019 г., Милан, 

Италия 

Это – ваш шанс стать 

ближе к избранному 

кругу предприятий 

интеллектуальной энергетики. 

Вы узнаете, как улучшить 

качество обслуживания 

клиентов, привлечь 

и удержать лучших 

специалистов, повысить 

эффективность своей работы 

и превзойти конкурентов на 

рынке 

Приглашаем 

принять участие 

в крупнейшем 

форуме SAP для 

нефтегазовой 

отрасли. 


За более подробной информацией, а также по вопросам 

регистрации участников* – обращайтесь на сайт www.tacevents. 

com/sapoilgas или свяжитесь с Керри Ленихэн (Kerry Lenihan): 

+44(0)121 200 3810 | info@tacook.com 

*Подайте заявку на участие до 8-го февраля и получите скидку 

за раннюю регистрацию! 

ROGTEC 81

KDR 2018 

компаний в целом, отметив, что для этого требуется 

повысить общую эффективность при строительстве 

скважин за счет применения новейших технологий 

для бурения, ремонта и закачивания скважин, а также 

продолжить работу над оптимизацией производства. 

АО НК «КазМунайГаз» 

– компания, которая смотрит в будущее 

В связи с недавним слиянием АО НК «КазМунайГаз» 

и АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз», которую 

в Лондоне назвали самой крупной дочерней 

организацией национальной компании, произошли 

существенные изменения как в самой организации, 

так и в ее структуре управления. В настоящее время 

проходит подготовка к долгожданному первому IPO, 

которое начнется в 2020 г. 

(KMG), Kuanyshbay Nurgaliyev made the KDR`s keynote 

opening speech. 

He emphasized the rapid technological, economic and 

social changes which are taking place within KMG, and 

that these are dictating an urgent need to change working 

practices with the national company and other regional 

operators. Specifically, he highlighted digitalisation and the 

implementation of “smart” oilfields – topics which were to 

be touched on during the course of the day and that will 

be key focus areas for the 5th KDR in 2019. 

Национальная компания использует форум KDR как 

«витрину», чтобы рассказать о своих планах на будущее. 

Куанышбай Нургалиев, новый Управляющий директор по 

добыче нефти и газа АО НК «КазМунайГаз», представил 

основной открывающий доклад на форуме KDR. 

Особое внимание он обратил на резкие 

технологические, экономические и социальные 

изменения, которые происходят в КМГ, и подчеркнул, 

что данные изменения обуславливают острую 

необходимость изменить методы работы национальной 

компании и прочих региональных операторов. 

В частности, Куанышбай Нургалиев указал на 

распространение цифровых технологий и запуск 

«интеллектуальных» нефтяных месторождений. Эти 

вопросы еще неоднократно затрагивались в течение 

дня и станут темой 5-го KDR в 2019 г. 

Научно-исследовательский институт 

технологий добычи и бурения «КазМунайГаз» 

Так как форум KDR является частью официальной 

КПД-стратегии института, одним из ярких моментов 


Роб Тинкхоф, Заместитель генерального директора, НИИ ТДБ КМГ 

Rob Tinkhof, Deputy General Director, SRI PDT KMG» 

SRI PDT – The KMG Scientific Research Institute 

for Production and Drilling Technology 

As the KDR is part of the official “KPI” Strategy at the 

SRI PDT, one of the highlights of the forum was the key 

note given by Rob Tinkhof, Deputy General Director at 

the SRI PDT KMG. Rob first highlighted the importance 

of the KDR as a platform for communication and open 

discussion, and then addressed the different challenges 

facing the industry despite the current price per barrel. 

He talked about the importance of “working smart” 

and remembering to “go back to the basics of well 

engineering“ and emphasized the importance of investing 


KDR 2018 

форума стало вступительное слово Роба Тинкхофа, 

Заместителя генерального директора НИИ ТДБ 

КМГ. Вначале Роб отметил значение форума KDR 

как информационной платформы и площадки для 

открытых обсуждений, а затем рассказал о различных 

сложностях, которые стоят перед отраслью, несмотря 

на текущую стоимость барреля. По его мнению, важно 

применять «интеллектуальный» подход при выполнении 

работ, не забывая при этом основы проектирования 

скважин. Роб указал, насколько важно инвестировать 

в человека, ставить общие цели и организовывать 

эффективное взаимодействие. Подняв вопрос о 

новейших технологиях, Роб посоветовал отраслевым 

предприятиям помнить о целевых технологиях и 

сосредоточиться на них. 

KazPetro Drilling – крупнейшая буровая 

компания в Казахстане и ключевой партнер 

форума KDR 

Выступая в роли Платинового спонсора мероприятия, 

компания KazPetro Drilling стала неотъемлемой 

частью всего проекта по организации круглых 

столов по бурению в Казахстане. Площадка KDR 

– это единственное место, где буровые компании 

и операторы могут принять участие в открытых 

и честных беседах, рассматривая такие вопросы 

как контракты, предполагающих поденную оплату 

подрядчикам, в сравнении с контрактами «под ключ», 

взаимоотношения между нефтяными компаниями и их 

подрядчиками. Асхат Дуйсалиев, Президент компании 

KPD подчеркнул в своем выступлении насколько 

важны и полезны долгосрочные деловые отношения 

для отрасли в целом. 

KazService — важный партнер и ведущая 

профессиональная организация 

Представляя союз нефтегазовых сервисных компаний 

в Казахстане, KazService играет важную роль в 

продвижении местных ресурсов и компаний. Нурлан 

Жумагулов, Генеральный директор организации, 

in people, setting common objectives and building 

effective communication. Bringing up the topic of new 

technology, Rob encouraged the industry to be mindful 

and focus on “fit-for-purpose technology”. 

Дуйсалиев Асхат Мубинович, Президент, KazPetro Drilling 

Askhat Duysaliyev, President, KazPetro Drilling 

KazPetro Drilling – The Largest Drilling Company 

in Kazakhstan and a Key Partner to the KDR 

As the Platinum Event Sponsor, KazPetro Drilling are an 

integral part to the overall KDR Project. As a platform, the 

KDR is only place where drilling companies and operators 

can partake in open and frank discussions, looking at 

issues such as day rate v turnkey drilling contacts and 

the overall relationship between oil companies and their 

contractors. Askhat Duysaliyev, President of KPD, noted 

this during his speech and looked at the importance of 

building long term business relationships for the future 

benefit of the industry as a whole. 

KazService – An important Partner and Key 

Industry Association 

As the association for Oil and Gas Service Companies 

in Kazakhstan, KazService plays an important role in 

promoting local content and local Kazakh companies. 



83

KDR 2018 

является влиятельной фигурой в нефтегазовом 

секторе в Казахстане и помогает с расчетом основных 

показателей и подготовкой статистических данных. В 

ходе форума KDR Нурлан рассказал о результатах, 

полученных на рынке бурения в Казахстане в 2017 

г., и не только отчитался по основным показателям 

за последний год, но и объяснил, что изменилось в 

Кодексе РК о недрах и недропользовании. 

Жумагулов Нурлан Атымбекович, Генеральный директор, Союз 

нефтесервисных компаний Казахстана 

Nurlan Zhumagulov, General Director, Association of Oil Service 

Companies of Kazakhstan 

Форум 5-й KDR - Скважинный инжиниринг, 

KDR-2019, состоится 12 Сентября 2019 г. в 

Астане 

Согласно оптимистичному прогнозу данный форум 

станет самым масштабным из всех ранее проводимых 

и привлечет к участию наибольшее количество 

делегатов. Мы согласовали некоторые изменения в 

формате подготовки мероприятия с консультативным 

комитетом, помимо прочего дополнив форум 

рабочими группами по технологиям, и с нетерпением 

ожидаем, когда участники смогут обсудить технологии, 

поделиться опытом и определить ориентиры на 

будущее. 

Чтобы получить дополнительную информацию по 

предстоящему мероприятию, пожалуйста, перейдите 

на сайт www.kazdr.kz или напишите по адресу 

paul.seed@rogtecmagazine.com 

Nurlan Zhumagulov, General Director of the organisation, 

is an influential figure in the oil and gas sector in 

Kazakhstan and helps compile key figures and statistics. 

Nurlan shared the Kazakh drilling market results for 2017 

at KDR and not only reported the key indicators of the 

drilling market over the past year, but also explained the 

innovations in the Code on Subsoil Use in Kazakhstan 

5th KDR Well Engineering Forum, 12th 

September 2019, Astana 

The organisers have already announced the 5th KDR, 

which will be returning to the Palace of Independence on 

September 12th, 2019. With a positive outlook for the 

future, the organisers are expecting the 5th instalment to 

be the largest and best attended to date. With changes 

to format agreed with the advisory board, including the 

additions of technology working groups, we are looking 

forward to welcoming the industry to discuss technology, 

share knowledge and benchmark for the future! 

For further information, please visit www.kazdr.kz or 

contact paul.seed@rogtecmagazine.com 



W O R L D W I D E 

KDR 2018 

Платиновые Спонсоры / Platinum Sponsors: 

Спонсоры Sponsors 2018 

Золотые Спонсоры / Gold Sponsors 

Серебряные Спонсоры / Silver Sponsors 

Бронзовые спонсоры 

Bronze Sponsors 

Партнеры 

Event Partners 

Ассоциированные спонсоры 

Associate Sponsors 

Официальный журнал / Official Publication 

Информационная поддержка / Media Partners 



85

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ 

А. И. Власов, А. Ф. Можчиль 

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

A. I. Vlasov, A. F. Mozhchil 

Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

Газпромнефть НТЦ: от цифрового к 

интеллектуальному месторождению 

Gazpromneft NTC: From Digital to Intelligent Fields 

ВВЕДЕНИЕ 

Растущие затраты на освоение новых нефтегазовых 

месторождений в условиях колебания спроса на 

углеводороды заставляет недропользователя 

разрабатывать и внедрять новые эффективные 

технологии, снижающие себестоимость добычи. 

Удаленность новых месторождений от существующей 

инфраструктуры, ввод в эксплуатацию новых 

объектов разработки, их подключение к 

существующей системе обустройства месторождений, 

а также суровые климатические условия осложняют 

управление нефтегазовыми активами. Необходимо 

принятие оптимальных технологических решений, 

INTRODUCTION 

Rising costs associated with the development of new 

oil and gas fields in the face of fluctuating demand for 

hydrocarbons are forcing subsoil users to develop and 

implement new efficient technologies that reduce the 

cost of production. The remoteness of new fields from 

the existing infrastructure, the commissioning of new 

production targets and their connection to the existing 

field facilities system, as well as the harsh climatic 

conditions at play make the management of oil and 

gas assets more and more complicated. This requires 

optimal technological decisions aimed at eliminating 

risks that influence the effectiveness of management 

86 



DIGITAL OILFIELD 

направленных на устранение рисков, влияющих 

на эффективность управленческих решений. 

Вычислительные информационные технологии в 

нефтегазодобывающей отрасли развивались с 

начала 1980 г. [1]. К концу 2000 г. они превратились 

в комплекс отдельных программ по моделированию 

пласта, трубопроводной сети, пунктов подготовки 

нефти и газа, расчета финансово-экономической 

модели актива. Эволюция промысловых цифровых 

технологий происходила от простого к сложному: 

от измерений, учета, анализа и агрегирования 

промысловых данных до аналитических систем, 

решающих задачи в масштабе месторождений, 

объединенных единой сетью сбора. 

С начала XX века и по настоящее время главным 

фактором обеспечения прорыва с точки зрения 

поиска оптимальных решений в области разработки и 

эксплуатации месторождений становится ускорение 

обработки данных и устойчивое обоснование 

решенийпутем применения интеллектуальных 

технологий [2]. Такие компьютерные информационные 

системы позволяют обеспечить автоматизацию 

сбора, фильтрации, хранения и обработки данных, 

описать физические процессы, прогнозировать 

добычу углеводородов и визуализировать ключевые 

параметры для управленческих решений. Основными 

задачами при создании таких систем являются 

контроль большого массива нефтепромысловой 

информации, качественная ее обработка и 

отображение в доступной для восприятия форме. 

В период с 2003г.ведущие нефтегазовые компании 

и их научно-исследовательские центры начали 

разрабатывать широкий спектр новых методов 

информационного управления месторождениями [3]. 

decisions. Computer-based information technologies 

supporting the oil and gas industry have been on the 

rise since the beginning of 1980 [1]. By the end of 2000, 

they had evolved into an array of individual software tools 

used for modeling reservoirs, piping networks, and oil 

and gas treatment facilities, as well as for financial and 

economic modeling of assets. The evolution of digital field 

technologies proceeded from simple to complex: from 

measurements, recording, analysis, and aggregation of 

field data to analytical systems that solve problems across 

the entire field, being linked together by a unified data 

gathering network. 

From the early 20th century to the present time, the 

two factors that have gained principal importance for 

ensuring breakthrough advances in finding optimal field 

development and operation solutions are the acceleration 

of data processing and the evaluation of sustainable 

feasibility of solutions through intelligent technologies [2]. 

Such computer information systems make it possible to 

automate the collection, filtering, storage, and processing 

of data, to describe the physical processes at work, to 

Shell 

Chevron 

BP 

Petoro 

Компания 

Company 

Statoil Hydro 

Halliburton 

Умное месторождение 

Smart Field 

Интеллектуальное месторождение 

i – field 

Месторождение будущего 

Field of the future 

Умные операции 

Smart Operations 

Технология 

Technology 

Интегрированные операции – 

Integrated Operations 

Управление в режиме реального 

времени – Real Time Operations 

Технология нового поколения, основанная на 

внедрении комплекса аппаратных, технических и 

программных средств в производственные процессы 

нефтегазодобывающих предприятий, получила 

различные названия и конфигурацию элементов, 

входящих в ее систему (табл. 1). 

Каждая компания дает собственное определение 

технологии исходя из понимания необходимых в 

данный момент методов решения производственных 

задач. В литературных источниках приводится 

множество определений, в их числе: 

• интеллектуальное месторождение – это динамическая 

система взаимосвязанных технологий и бизнеспроцессов, 

обеспечивающих повышение 

экономической эффективности всех элементов 

производства и управления нефтегазовым 

активом [4, 5]; 

Schlumberger 

OD 

DOFF (CERA.) 

Cap Gemini 

IAQM, ADCO 


Gazprom Neft 

ЛУКОЙЛ 

LUKOIL 

Таблица 1. - Table 1. 

Умные скважины 

Smart Wells 

Правильный дрифт или правильное 

направление – eDrift 

Цифровое нефтяное месторождение 

будущего – Digital oil field of the future 

Оптимизация интеллектуального 

месторождения и удаленное управление 

Intelligent Field Optimisation 

and Remote Management/INFORM 

Интегрированная модель управления 

активами 

Integrated Asset Operation Model 

Цифровое месторождение 

Digital Field 

Интеллектуальное месторождение 

Intelligent Field 



87


• цифровое месторождение – это программное 

обеспечение, включающее набор приложений, 

которые позволяют описывать поведение 

месторождения на компьютере [6]; 

• интеллектуальное месторождение – это 

формирование дополнительной ценности 

нефтегазового актива путем создания цикла сбора 

данных, моделирования, принятия решений и их 

исполнения [7]; 

• интеллектуальное месторождение – это система 

оперативного управления нефтегазовым 

промыслом, включающая набор бизнес-процессов, 

направленных на оптимизацию добычи 

и сокращение финансовых потерь путем 

своевременного выявления проблем и быстрого 

принятия решений многопрофильными группами 

на основе данных, полученных в режиме реального 

времени [8]. 

Тем не менее точного определения, отражающего 

суть технологии, еще не существует, так как 

его идеальная архитектура должна обеспечить 

появление искусственных интеллектуальных систем, 

что пока не представляется возможным. Однако 

современное развитие информационных технологий и 

высокотехнологичного оборудования создает условия 

для кибернетического управления отдельными 

элементами месторождения. В настоящее время 

распространение получили такие системы, как 

интеллектуальная скважина, интеллектуальный 

нефтепромысел, интегрированное моделирование 

и интегрированное планирование работ. 

Интеллектуальное месторождение должно быть 

оснащено программным обеспечением, отвечающим 

новейшим разработкам в сфере информационных 

технологий. 

Эффективность цифрового месторождения 

как совокупности интеллектуальных систем 

обусловливается тесной интеграцией 

в производственные бизнес-процессы 

интеллектуального оборудования и аналитических 

информационных продуктов, которые при выявлении 

отклонений от нормы дают рекомендации по 

исключению возможного риска. Качество таких 

решений обеспечивается совмещением оперативных 

данных по всем системам месторождения с 

интегрированной моделью актива, дополненной 

расчетными библиотеками, позволяющими проводить 

анализ технологической системы и выдавать 

специалистам предложения по оптимизации и 

потенциально возможным потерям в будущем 

(проактивная защита). В условиях отсутствия 

цифровых систем управления месторождением 

информация собирается и используется после 

возникновения события, но в этом случае проблема 


predict hydrocarbon production, and to visualize the 

key parameters for management decisions. The main 

challenges that come in the way of those designing such 

systems are how to control large pools of oil-field data 

and to ensure high-quality processing and intelligible 

visualization of the same. 

From 2003, leading oil and gas companies and their 

research centers got busy developing a wide range of new 

methods for field information management [3]. 

The new-gen technology based on integrating a 

combination of hardware and software tools into the 

production processes of oil and gas companies has been 

given various names and has had its elements configured 

in a variety of ways (see Table 1). 

Each company comes up with its own definition of this 

technology based on an understanding of its current 

needs for methods of solving production problems. The 

literature offers many definitions of this concept, including 

the following: 

• an intelligent field is a dynamic system of interconnected 

technologies and business processes that ensure an 

increase in the economic efficiency of all the elements of 

production and management of oil and gas assets [4, 5]; 

• a digital field is a software package that comprises a 

suite of applications making it possible to describe the 

field behavior on a computer [6]; 

• an intelligent field is a process of generating added 

value in oil and gas assets by creating a cycle of 

data collection, modeling, decision-making and related 

performance [7]; 

• an intelligent field is a system of oil and gas field 

operations management, which includes a set of 

business processes aimed at optimizing production 

and reducing financial losses by timely identification of 

problems and rapid decision-making by multidisciplinary 

teams based on data obtained in real time [8]. 

Nevertheless, a precise definition that would highlight 

the essence of this technology does not yet exist, since 

its ideal architecture must provide for the emergence of 

artificial intelligent systems, which is not yet possible. 

However, some modern developments in information 

technology and high-tech equipment create the conditions 

for exercising cybernetic control over individual elements 

of the field. One recent trend is the widespread use of 

systems known as the Smart Well, the Smart Oil Field, 

Integrated Modeling, Integrated Activity Planning, etc. 

The intelligent field should be equipped with software that 

conforms to cutting-edge developments in information 

technology. 

The effectiveness of the digital field, as a combination 



Стратегия 

Strategy 

Тактика 

Tactics 

Операции 

Operations 

Решение принято с опозданием 

The decision was made too late 

Зона покрытия цифровых информационных 

технологий управления месторождением 

Area covered by the digital information technologies 

used for field management 

Возможности 

улучшены 

The opportunities 

have been missed 

Годы 

Years 

Месяцы 

Months 

Недели 

Weeks 

Дни 

Days 

Часы 

Hours 

Минуты 

Minutes 

Рис. 1. Срок жизни упреждающих действий по предотвращению появления осложнений 

Fig 1. Lifespans of proactive measures taken to prevent complications 

уже существует, а следовательно, появляется риск 

осложнения в работе месторождения (рис. 1) [9]. 

ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ 

МЕСТОРОЖДЕНИЯ 

Технология «цифрового месторождения» связывает 

воедино все этапы промышленного освоения актива. 

Ядром технологии является интегрированная модель 

месторождения (ИММ), в идеальном варианте 

имеющая алгоритмы получения и обработки 

данных удаленных систем контроля разработки 

месторождения. ИММ включает математические 

модели пласта, флюидов, скважин, наземной 

инфраструктуры месторождения, построенные на 

основе всех имеющихся данных по месторождению. 

ИММ позволяет интегрировать модели скважин и 

системы сбора с более крупными моделями пласта и 

объектов, а также проводить актуализацию модели в 

режиме реального времени. На основе ИММ можно 

провести автоматизацию процессов контроля/ 

мониторинга, прогнозирования работы каждой из 

составляющих систем месторождения с устранением 

трудоемких выполняемых вручную процессов. 

Целью построения ИММ является повышение 

эффективности не только каждой отдельно взятой 

системы, но и всего актива в целом с учетом 

взаимовлияния систем. ИММ дает возможность 

адекватно оценить текущее состояние работы систем, 

заранее увидеть возможные проблемы и предложить 

мероприятия по их предотвращению. 

ИММ неразрывно связана с понятием 

интегрированного проектирования, которое 

появилось в 60-е годы ХХ века и предназначалось 

главным образом для комплексной оптимизации 

процессов эксплуатации скважин и работы наземных 

установок, насосно го оборудования и других 

объектов при моделировании разработки нефтяных 

of intelligent systems, is due to the close integration 

of intelligent equipment and analytical information 

products into production business processes, such that, 

whenever an abnormality is detected, those integrated 

solutions will provide recommendations for eliminating 

possible risk. The quality of such solutions is ensured by 

combining operational data for all the field’s systems with 

an integrated asset model supplemented by analytical 

libraries, which will enable experts to analyze a particular 

process system and will issue suggestions on how they 

can optimize it and what losses it can sustain in the 

future (proactive protection). In the absence of digital 

field management systems, information is collected 

and used after an event has occurred, i. e. when the 

problem already exists, which means that trouble-free field 

operations may be at risk, and complications may arise 

(see Fig. 1) [9]. 

INTEGRATED FIELD MODEL 

The Digital Field technology binds together all the stages 

of commercial exploitation of an asset. At the core of this 

technology is an Integrated Field Model (IFM), ideally one 

possessing algorithms for receiving and processing data 

from remote field development control systems. An IFM 

will include mathematical models of the reservoir, fluids, 

wells, and surface facilities of the field, all constructed 

based on the totality of field data available. An IFM 

makes it possible to integrate models of the well and its 

gathering system with larger models of the reservoir and 

field facilities, as well as to update the model in real time. 

Based on an IFM, you can automate your surveillance/ 

monitoring processes and predict the operation situation 

for each component of the field’s systems while avoiding 

laborious, manually-intensive processes. An IFM is 

constructed with a view to increasing the effectiveness of 

each individual system as well as of the asset as a whole, 

considering the way its systems affect each other. An IFM 

provides an opportunity to reasonably assess the current 



89


Компания 

Company 

Месторождение 

Field 

Программное 

обеспечение 

Software 

Управленческие решения 

Management decisions 

Примечание 

Notes 

ПАО «НК 

«Роснефть» 

Rosneft Oil Company 

PJSC 

Северо- 

Комсомольское, 

объект ПК 1 

Severo- 

Komsomolskoye Field, 

PK 1 

layer 

Набор макросов в 

среде MS Excel 

A set of macros in 

MS Excel 

Бурение горизонтальных скважин с 

большой длиной горизонтального 

ствола; использование современных 

технологий заканчивания скважин 

для ограничения выноса песка. 

Оптимизация и снижение стоимости 

инфраструктуры. Совместная 

добыча и реализация нефти и газа 

Drilling horizontal wells with long 

horizontal sections; using modern 

completion technologies to limit sand 

production. Optimizing the infrastructure 

and reducing its cost. Combining 

production and sale of oil and gas 

Оптимизация общих 

капитальных вложений, 

увеличение прибыли более 

чем на 20% 

Optimizing total capital 

investments, increasing profits by 

more than 20% 

ПАО «НК 

«Роснефть» 

Rosneft Oil Company 

PJSC 

Уренгойское 

газоконденсатное, 

ачимовские газовые 

пласты Ач 3-4 

, Ач5 

Urengoiskoye Gas 

and Condensate 

Field, Achimov gas 

formations: Ach 3-4 

, 

Ach5 

Petroleum Experts 

(Prosper, GAP, 

Resolve), HYSYS, 

ECLIPSE 

Оптимизация графика бурения по 

пластам и стабилизация профиля 

добычи путем бурения большого 

числа скважин в ранний период. 

Выявление мест скопления 

газоконденсата в трубопроводах 

Optimizing the drilling schedule by 

reservoir and stabilizing the production 

profile by drilling a large number of 

wells in the early period. Identifying the 

locations of gas condensate pockets in 

the pipelines 

Достигнут плановый профиль 

добычи. Скорректированы 

даты ввода компрессорной 

станции. Выявлены 

проблемные участки 

трубопроводов 

Achieved the planned 

production profile. Adjusted 

the commissioning date for the 

compressor station. Identified 

problem areas in the pipelines 

Уменьшение металлоёмкости 

системы сбора на 40% по 

сравнению традиционным 

подходом к проектированию 

(при сохранении пропускной 

способности сети). 

Экономия CAPEX около 260 

млн. долл. США 

Reducing the metal consumption 

of the gathering system by 40% 

compared to the traditional 

design approach (while 

maintaining the network’s flow 

capacity). CAPEX savings of 

about US$ 260 million 

ПАО «НОВАТЭК» 

NOVATEK PJSC 

Южно-Тамбейское 

газоконденсатное 

Yuzhno-Tambeyskoye 

Gas and Condensate 

Field 

INTERSECT, 

PIPESIM, ECLIPSE 

Уменьшение диаметров труб 

сетей сбора и их общего числа 

за счет создания параллельных 

транспортных линий с 

возможностью переключения 

каналов потока для обеспечения 

полноты загрузки сети 

Reducing the diameters and the 

total number of pipes comprising the 

gathering network by creating parallel 

transport lines that support switching 

across flow channels to ensure the 

network is fully loaded 


месторождений [10]. Сегодня оно эффективно 

дополняется инструментами ИММ – программами, 

объединяющими все ключевые дисциплины актива 

(геология, разработка, бурение и заканчивание 

скважин, нефтедобыча, обустройство, экономика, 

экология, анализ рисков), для эффективного бизнеспланирования 

освоения месторождения [11]. ИММ 

уже доказала свою эффективность применения 

для поддержки-принятия решений в российских 

компаниях (табл. 2). 

Тем не менее в настоящее время широко 

применяются только отдельные инструменты 

геолого-гидродинамического, нефтепромыслового, 

экономического моделирования месторождения. 

Они стали неотъемлемым элементом планирования 

мероприятий по разработке или оптимизации 

работы нефтяных и газовых месторождений и 


operational state of the systems, to foresee possible 

issues, and to suggest measures to prevent them. 

The concept of IFM is inextricably linked with that of 

integrated design, which first emerged in the 1960s, and 

whose primary purpose was to ensure comprehensive 

optimization of well operation processes while streamlining 

the performance of surface installations, pumping 

equipment, and other facilities during the modeling 

of oil field development [10]. Today, it is effectively 

complemented by IFM tools—programs that integrate all 

the core disciplines of the asset (geology, development, 

drilling and completion, oil production, facilities 

construction, economics, environmental concerns, risk 

analysis) for effective field exploitation planning from the 

business point of view [11]. The IFM has already proven 

its effectiveness in supporting decision-making in Russian 

companies (see Table 2). 



инструментами для расчета технологических 

показателей проектно-технологической 

документации на разработку месторождений. 

Основным недостатком остается отсутствие единой 

модели месторождения, которая бы включала все 

элементы интегрированного планирования. 

Программы по геолого-гидродинамическому 

моделированию (ГГДМ) хорошо описывают объекты 

разработки пласта, но при попытке комплексного 

применения этих программ для анализа всего 

месторождения возникают сложности. Известно, 

например, что в проектах разработки отдельно 

взятых месторождений отсутствует баланс между 

объемом жидкости, необходимой для работы 

системы поддержания пластового давления (ППД), 

и излишками вод, накапливающимися в узлах 

системы сбора, что затрудняет проектирование 

объектов наземного обустройства [12]. Это связано 

с несогласованностью проектов разработки и 

обустройства месторождения. Обмен данными 

между проектируемыми компонентами системы 

если и есть, то осуществляется в виде электронных 

таблиц, не учитывающих взаимовлияния элементов 

месторождения и неопределенности их параметров. 

При изменении технологических решений или 

режимов закачки объемы в одной системе меняются, 

но это никак не отражается на другой, так как 

электронные таблицы не связаны с системой. 

Существенным недостатком такого процесса является 

моделирование элементов в один единственный 

момент времени, которое неприемлемо для анализа 

системы в другой момент и требует адаптации к 

истории разработки. Таким образом, традиционный 

метод ГГДМ не может учитывать динамику 

разработки месторождения (изменение дебита 

существующей скважины в результате бурения 

новых скважин, увеличение добычи нефти после 

проведения геолого-технических мероприятий 

(ГТМ) и др.). Отсутствие взаимосвязи ГГДМ с 

системой сбора в масштабе месторождения может 

привести к значительным осложнениям, таким как 

неправильное бурение или завышенная/заниженная 

производительность оборудования. 

ИНСТРУМЕНТЫ ИНТЕГРИРОВАННОЙ 

МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 

Для того чтобы исключить или свести к минимуму 

осложнения в работе месторождения, повысить 

устойчивость проектного решения к параметрам 

неопределенности необходимо синхронизировать 

процессы развития объектов разработки 

месторождений и их инфраструктуры. Данный подход 

может быть реализован с использованием ИММ и 

требует формирования следующих компонентов ИММ 

цифрового месторождения: 

Today, however, field modeling practice is limited to 

individual geo-hydrodynamic, oilfield engineering, and 

economic modeling tools, which are used far and wide. 

They have become an integral part of planning for oil and 

gas field development and performance optimization 

activities as well as a toolkit used for the calculation 

of process parameters when drafting design and 

engineering documents for field development projects. 

One major disadvantage here is the lack of a unified 

field model, which would include all the elements of 

integrated planning. 

Geo-hydrodynamic modeling (GHDM) tools are good 

at describing a reservoir’s development targets, but an 

attempt to use them comprehensively to analyze the 

entire field will cause difficulties. It is known, for example, 

that field-specific development projects demonstrate 

an imbalance between the fluid volume required for the 

operation of the reservoir pressure maintenance (RPM) 

system and the excess water accumulated at the nodes 

of the gathering system, which makes the design of 

surface facilities more complicated [12]. This is due to the 

lack of coordination between the development projects 

and the facilities construction projects. If ever there is any 

data exchange between the system components being 

designed, it is maintained in the form of spreadsheets that 

do not take into account how individual field elements 

affect each other, and how uncertain their parameters are. 

When technology solutions or injection modes change, 

this will affect the performance figures for one system 

but will leave the other one unchanged, because the 

spreadsheets are not connected to the system. A material 

deficiency of such a process is that the elements are 

modeled at one single point in time, which is unacceptable 

for analyzing the system at another point and calls for 

an adjustment of the inputs for the development history. 

Thus, the traditional GHDM method cannot take into 

account the dynamics of field development (how the 

flow rate changes in an existing well and as a result 

of drilling new wells, how oil production increases 

after specific well-work activities (“GTM”), etc.). The 

lack of interconnection between the GHDM tool and 

a field-wide gathering system can lead to significant 

complications, such as irregular drilling or overestimated 

/ underestimated equipment performance. 

INTEGRATED FIELD MODEL TOOLS 

In order to eliminate or minimize complications that may 

aggravate the field performance and to increase the 

sustainability of a design decision against the uncertainties 

at work, we must synchronize the processes used 

to elaborate the field’s development targets and their 

infrastructure. This approach can be implemented using 

IFM and requires that the following IFM components be 

set up for a digital field: 

1) algorithms for collecting, storing, structuring, validating, 



91


Рис. 2. Управление разработкой и эксплуатацией цифрового месторождения на основе ИММ и модели технико-экономических 

показателей ограничения [13] 

1) алгоритмы сбора, хранения, структурирования, 

проверки достоверности и фильтрации данных 

о месторождении, поступающих из различных 

источников; 

2) инструменты моделирования всех элементов 

интегрированной системы месторождения (ГГДМ, 

скважины, система сбора, система подготовки, 

экономика); 

3) интеграция методов инженерного анализа данных 

на основе их обработки в моделях с алгоритмами 

поддержки принятия решения. 

Под разработкой алгоритмов обработки данных 

подразумевается создание каналов связи с 

телеметрическими нефтепромысловыми системами, 

химико-аналитическими лабораториями, буровыми 

установками и другими источниками информации 

на месторождении в режиме реального времени. 

Инструмент моделирования интегрированной системы 

месторождения это специализированное программное 

обеспечение, которое используется специалистамиэкспертами 

в области геологии, бурения, разработки, 

обустройства и добычи в Научно-Техническом 

Центре компании. На основе онлайн-данных и 

специализированного программного обеспечения 

специалисты создают ИММ и адаптируют ее к истории 

разработки. Далее обновленные элементы ИММ 

дополняются библиотеками алгоритмов обработки 


and filtering field data from various sources; 

2) tools for modeling all elements of the integrated field 

system (GHDM, wells, gathering system, treatment 

system, economics); 

3) integration of engineering data analysis methods based 

on their processing in models with decision support 

algorithms. 

The development of data processing algorithms means 

setting up communication channels to and from oil-field 

telemetry systems, chemical analysis laboratories, drilling 

rigs, and other information sources present in the field, 

and maintaining real-time communications in them. An 

integrated field system modeling tool means a specialized 

software package that is used by experts specializing in 

geology, drilling, development, facilities, and production at the 

company’s Research and Engineering Center. Those experts 

use the online data and specialized software available to 

them to create an IFM and adjust it for the development 

history. Next, the updated IFM elements, enhanced with 

libraries of information processing algorithms, are used to 

help experts in the oil field by following their work in real time 

and making suggestions on how to optimize the operating 

process parameters of the field systems based on technical 

and economic constraint indicators. 

IFM tools make it possible to evaluate an asset’s growth 

prospects and RoI potential at different points in time. 



Fig 2. Managing the development and operation of a digital field based on an IFM and a technical and economic constraint indicators model [13] 

информации и в режиме реального времени выдают 

специалистам на нефтепромысле предложения по 

оптимизации технологического режима работы систем 

месторождения на основе технико-экономических 

показателей ограничения. 

Инструменты ИММ дают возможность оценивать 

перспективы развития актива и «возврата инвестиций» 

в разные моменты времени. Данная функция ИММ 

становится особенно востребована в условиях высокой 

волатильности цены на нефть. Таким образом, 

результатом вложений в построение ИММ в случае 

ее реализации как ядра цифрового месторождения 

становится обеспечение прозрачности и скорости 

принятия решений в ходе процессов добычи нефти. 

Для того чтобы ядро ИММ цифрового месторождения 

заработало необходимо провести технологическую 

трансформацию существующих методов работы 

сотрудников: от технических специалистов, 

работающих непосредственно на промысле, до 

экспертованалитиков в научно-техническом центре 

компании. Кроме модернизации рабочих процессов, 

необходимо уделить особое внимание мотивации 

сотрудников на основе ключевых показателей 

эффективности работы месторождения. Интеграция 

ключевых показателей эффективности с моделью 

технико-экономических ограничений режима и 

аналитическими инструментами ИММ подготовки 

This IFM function is becoming especially popular in the 

face of high volatility in oil prices. An investment in 

IFM construction (if the IFM is correctly implemented 

as the core of a digital field) will, thus, help secure 

transparency and faster decision-making during oil 

production processes. 

If we want the IFM core of the digital field to work, we 

should transform the technique of how our employees, 

from technical specialists working directly in the 

field to analysts at the company’s Research and 

Engineering Center, do their work. In addition to 

modernizing workflows, special attention must be 

paid to employee motivation based on the field’s 

key performance indicators. By integrating those 

key performance indicators with a technical and 

economic constraints model to control our operation 

modes and with analytical IFM tools to help prepare 

management decisions, we will be able to reduce the 

risks of financial losses. If an employee takes a personal 

interest in achieving the digital field’s key performance 

indicators, this will speed up their proactive responses 

that will prevent complications from occurring. With 

such a system, the IFM becomes a tool for reducing 

the geological and technological uncertainty of the 

field parameters, and the constraints model with 

key performance indicators motivates employees to 

thoroughly study the field and search for methods to 

increase oil production at the lowest cost (see Fig. 2). 



93


управленческих решений будет снижать риски 

финансовых потерь. Личная заинтересованность 

сотрудника в достижении ключевых показателей 

эффективности цифрового месторождения приведет 

к ускорению подготовки упреждающего действия 

по недопущению появления осложнения. При такой 

системе ИММ становится инструментом снижения 

геолого-технологической неопределенности 

параметров месторождения, а модель ограничений 

с ключевыми показателями эффективности работы 

мотивирует сотрудников к доскональному изучению 

месторождения и поиску методов увеличения добычи 

нефти с наименьшими затратами (рис. 2). 

МОДЕЛЬ ОГРАНИЧЕНИЙ 

Модель ограничений, или технико-экономическая 

модель показателей ограничений, соединенная по 

точкам ограничения с ИММ, позволяет реализовать 

малый, средний и длинный циклы управления активом 

(табл. 3). 

CONSTRAINTS MODEL 

A constraints model, also known as a technical and 

economic constraint indicators model, linked to the IFM at 

its constraint points, makes it possible to implement the 

short, medium, and long-term asset management cycles 

(see Table 3). 

Short-term cycle— that configures the IFM, is carried 

out daily / weekly at the constraint points attributable 

to the wells and the oil gathering and treatment system 

by monitoring the flow rate and the process mode 

configurations of the production equipment. Mediumterm 

cycle—manages losses and is carried out weekly / 

monthly / quarterly at the constraint points attributable 

to the reservoir, the wells, and the oil gathering 

and treatment system by planning and conducting 

well-work activities (GTO), pilot tests, commercial 

production activities, RPI optimizations, and reducing 

well downtimes. Long-term cycle—manages the 

untapped potential of the asset and is carried out 

Цикл / Cycle 

Параметры 

Parameters малый / short-term средний / medium-term 

длинный / long-term 

Наименование 

действия цикла 

модели ограничений 

Activity specific to the 

respective constraints 

model cycle 

Конфигурация 

Configuration 

Управления потерями 

Loss management 

Управление нераскрытым потенциалом 

Untapped potential management 

Временные рамки 

Time frame 

Ежедневно/еженедельно 

Daily / weekly 

Еженедельно/ежемесячно/ 

ежеквартально 

Weekly / monthly / quarterly 

Ежеквартально/ежегодно/1 раз в 3 года 

Quarterly / annually / once in 3 years 

Направления 

сокращения 

ограничений 

Focus areas for 

reduction of 

constraints 

Увеличение использования 

Increasing utilization 

Увеличение использования 

и доступности. Снижение 

неопределенности 

Increasing utilization and availability. 

Reducing uncertainty 

Повышение доступности. 

Снижение неопределенности 

Increasing availability. Reducing uncertainty 

Точка ограничения 

коллектора 

Reservoir constraint 

point 

Не применимо 

Not applicable 

ГТМ, ОПИ, ПЭ, оптимизация ППД 

Well-work activities (GTM), pilot tests, 

commercial production, RPM optimizations 

Проектирование новой/ 

совершенствование старой системы 

разработки, бурение новых скважин, 

бурение боковых стволов, применение 

методов увеличения нефтеотдачи 

Designing a new development system or 

improving the old one, drilling new wells, 

drilling sidetracks, applying enhanced oil 

recovery techniques 

Точка ограничения 

на скважинах и в 

системе сбора 

Constraint point at 

the wells and in the 

gathering system 

Настройка технологического 

режима, контроль дебита 

Process mode setup, flow rate 

monitoring 

Сокращение простоев скважин, 

оптимизация механизированной добычи 

Reducing well downtime, optimizing artificial 

lift performance 

Повторное бурение, перевод скважин 

на механизированную добычу, 

повторное заканчивание 

Re-drilling, conversion of wells to artificial 

lift applications, re-completion 

Точка ограничения в 

системе подготовки 

Constraint point in the 

treatment system 

Контроль рабочего состояния 

оборудования 

Monitoring the working condition 

of the equipment 

Сокращение ненужных простоев 

техническое обслуживание 

Reducing unnecessary downtime, 

performing maintenance 

Строительство новых сооружений 

модернизация старых 

Constructing new facilities, 

upgrading old ones 





Малый цикл – конфигурирует ИММ, проводится 

ежедневно/еженедельно по точкам ограничения 

на скважинах, в системе сбора и подготовки 

нефти путем контроля дебита и конфигурации 

технологического режима работы эксплуатационного 

оборудования. Средний цикл – управляет 

потерями и проводится еженедельно/ежемесячно/ 

ежеквартально по точкам ограничения на коллекторе, 

скважинах, в системе сбора и подготовки нефти 

путем планирования и проведения ГТМ, опытнопромысловых 

испытаний (ОПИ), промышленной 

эксплуатации (ПЭ), оптимизации ППД и сокращения 

времени простоя скважин. Длинный цикл – управляет 

нераскрытым потенциалом актива и проводится 

ежеквартально/еже год но один раз в 3 года по 

точкам ограничения на коллекторе, скважинах, 

в системе сбора и подготовки нефти путем 

проектирования новой системы разработки, бурения 

новых скважин, повторного бурения, перевода 

скважин на механизированную добычу, повторного 

заканчивания, строительства новых сооружений и 

реконструкции/модернизации старых. 

Часть среднего и полный длинный цикл принятия 

решений по управлению активом в ПАО 

«Газпром нефть» реализуется концептуальным 

проектированием геологии и разработки 

месторождений на этапах «Оценка» и «Выбор» 

[14]. Ключевым элементом данной системы 

является интегратор, который объединяет модули: 

проектирования бурения скважин (WellPlanning); 

решения оптимизационных задач по пласту, 

скважинам, наземному обустройству (ECLIPSE, 

PIPESIM, HYSYS); кост-инжиниринга (Merak PEEP). 

Интегратор позволяет оптимизировать поиск решений 

в области разработки и обустройства месторождений 

на стратегическом и тактическом уровнях принятия 

решений по управлению активом. 

Устойчивость и результативность применения 

ИММ появляется в случае сходимости результатов 

моделирования и промысловых данных. В 

условиях, когда исходной информации для 

расчетов на стадиях проекта «Оценка» и «Выбор» 

недостаточно, необходимо ускорить итерационный 

цикл концептуального проектирования геологии 

и разработки месторождений. Однако ускорение 

процесса приведет к потере информации по точкам 

ограничения ИММ. В этом случае, если подключить 

quarterly / annually / once in 3 years at the constraint 

points attributable to the reservoir, the wells, and 

the oil gathering and treatment system my designing 

a new development system, drilling new wells, redrilling, 

converting wells to artificial lift applications, 

re-completion, building new facilities and redeveloping/ 

upgrading new ones. 

In Gazprom Neft PJSC, parts of the medium-term cycle 

and the entire long-term cycle for asset management 

decision-making are implemented via conceptual 

field-geology and field-development design at the 

Assessment and Selection stages [14]. A key element 

of this system is the integrator, which integrates 

modules with the following functions: well planning 

(WellPlanning); solving optimization problems for 

the reservoir, wells, and surface facilities (ECLIPSE, 

PIPESIM, HYSYS); cost engineering (Merak PEEP). The 

integrator makes it possible to optimize the search for 

solutions in field development and facilities construction 

at the strategic and tactical levels of asset management 

decision-making. 

The sustainability and effectiveness of IFM application 

are made visible if the simulation results and the field 

data converge. Where the source information available 

for calculations at the Assessment and Selection stages 

of the project is not sufficient, the iteration cycle of the 

conceptual field-geology and field-development design 

process must be accelerated. However, the acceleration 

of the process will result in information losses at IFM 

constraint points. In this case, if you link the constraints 

model to the conceptual design process, the process 

management methodology will remain unchanged 

(see Fig. 3), but such an approach will enable you to 

make constraint point-specific adjustments to the IFM 

integrator settings at any stages of the Assessment 

and Selection stages. Here, the integrator will not only 

act as integration software linking together individual 

conceptual design tool modules but will also become a 

tool for managing constraints in an asset. 

Each stage of constraint points management will be 

implemented with a cycle frequency aimed at boosting oil 

production, increasing oil recovery rates, improving NPV 

and PI, reducing operating costs and uncertainties, and 

minimizing risks. Shorter cycle times will speed up the 

decision-making process. 

Сбор данных 

Data collection 

Модель и 

анализ 

Model and 

analysis 

Оптимизация 

Optimization 

Управление 

потерями 

Loss management 

Управление 

потенциалом 

Potential 

management 

Отчет по KPI 

KPI report 

Рис. 3. Цикл проектирования геологии и разработки месторождений (управления точкой ограничения по коллектору) 

в модели ограничений 

Fig 3. Field geology and field development design cycle (reservoir-specific constraint point control cycle) in the constraints model 



95


модель ограничения к процессу концептуального 

проектирования, методология управления процессом 

останется неизменной (рис. 3), но такой подход 

позволит на любых этапах стадий «Оценка» и «Выбор» 

вносить корректировки по точкамограничения 

интеграторатора ИММ. В таком случае интегратор 

– это не только программное обеспечение, для 

объединения модулей инструментов концептуального 

проектирования, но и инструмент управления 

ограничениями в активе. 

Каждый этап управления точками ограничения будет 

реализовываться с частотой цикла, направленной на 

повышение добычи нефти, увеличение коэффициента 

извлечения нефти, повышение NPV и PI, сокращение 

операционных затрат и неопределенностей, 

минимизацию рисков. Сокращение времени цикла 

приведет к ускорению процесса подготовки решений. 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

Взаимосвязь ИММ и цикла управлений точками 

ограничений в модели ограничений является 

методологией поиска устойчивого решения по 

управлению активом в непрерывном режиме. 

Данная методология синхронизирует процессы 

получения, обработки и анализа информации по 

объектам разработки и развития инфраструктуры 

месторождений, и базируется на ускорении циклов 

получения исходных данных по точкам ограничений 

за счет применения программно-аппаратных средств 

и алгоритмов в производственных процессах 

ПАО «Газпром нефть». В результате применения 

ускоренного и структурированного по точкам 

ограничений ИММ процесса поддержки принятия 

решений в виде модели ограничений повышается 

экономическая ценность актива. 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 

1. By Ian J.Hardy, Gordon P. Wetzel. Automated 

Production Systems //SPE 10005. – MS. – 1982. 

2. Оптимизация добычи: от продуктивного пласта до 

пункта подготовки нефти и газа // Э. Барбер, М.Е. 

Шиппен, С. Баруа [и др.] / Нефтегазовое обо- зрение. 

– 2008. – Т. 19. – № 4. – С. 22–37. 

3. Маргелов Д.В. Месторождение на ладони 

– инновационный взгляд на перспективу 

интеллектуальных месторождений // Инженерная 

практика. – 2010. – №9. – С.43–46. 

4. Власов А.И., Андреев К.В., Поплыгин 

В.В. Потенциальные возможности создания 

интеллектуальных месторождений в Группе компаний 

«ЛУКОЙЛ»// Газовая промышленность. – 2014. – № 

7. – С. 43–45. 

5. Гульдемонд Э., Акда Л., Андронов М. Организация 

и управления ИТ для «Умных месторождений» // SPE 

160557. – RU. – 2012. 


CONCLUSION 

The relationship between the IFM and the constraint 

points management cycle in the constraints model is a 

continuous-action methodology for finding sustainable asset 

management solutions. This methodology synchronizes 

the processes of obtaining, processing, and analyzing 

information on field-development and infrastructurebuilding 

targets and is based on an acceleration of cycles 

of constraint point-specific input data acquisition through 

the use of software and hardware tools and algorithms in 

Gazprom Neft’s production processes. Applying such an 

accelerated decision-making process, structured using the 

IFM constraint points, in the form of a constraints model 

results in increased economic value of the asset. 

BIBLIOGRAPHY 

1. By Ian J. Hardy, Gordon P. Wetzel. Automated Production 

Systems //SPE 10005. – MS. – 1982. 

2. Оптимизация добычи: от продуктивного пласта до 

пункта подготовки нефти и газа // Э. Барбер, М.Е. 

Шиппен, С. Баруа [и др.] / Нефтегазовое обозрение. 

– 2008. – Т. 19. – № 4. – С. 22–37. 3. Маргелов Д.В. 

Месторождение на ладони – инновационный взгляд 

на перспективу интеллектуальных месторождений // 

Инженерная практика. – 2010. – №9. – С.43–46. 

4. Власов А.И., Андреев К.В., Поплыгин 

В.В. Потенциальные возможности создания 

интеллектуальных месторождений в Группе компаний 

«ЛУКОЙЛ»// Газовая промышленность. – 2014. – № 

7. – С. 43–45. 5. Гульдемонд Э., Акда Л., Андронов 

М. Организация и управления ИТ для «Умных 

месторождений» // SPE 160557. – RU. – 2012. 

6. Инженерное программное обеспечение // Материалы 

презентации компании Petroleum Experts. – http://itps. 

com/uploads/files/Petex/20IPM/20Brochure/20RUS. 

pdf. 7. Оптимизация процессов управления добычей 

нефти при внедрении технологий «интеллектуального 

месторождения» на Самотлорском месторождении / 

С.Д. Шевченко, В.А. Навозов, Д.В. Миронов [и др.] // 

SPE 161978. – 2012. 

8. Березина А.А., Череповицын А.Е. Экономическая 

концепция нефтегазового «интеллектуального» 

месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – 

№ 14. – С.14–15. 9. Еремени Н.А. Управление 

разработкой интеллектуальных месторождений нефти 

и газа: в 2 кн. Кн. 1. – М.: РГУ нефти и газа имени 

И.М. Губкина, 2011. 10. Гричлоу Г.Б. Современная 

разработка нефтяных месторождений – проблемы 

моделирования. – М.: Недра, 1979. – 303 с. 

publications, devoted to PVT-modeling, grows with every 

year, the complexity of models increases. On the one hand, 

this helps to increase the accuracy of the forecast and 

to adopt an optisolution in the design and development 

of deposits, on the other - often slows the process of 

preparation of PVT of data 11. Integrated modeling of the 

El Furrial field Asset Applying Risk and uncertainty analysis 



6. Инженерное программное обеспечение // 

Материалы презентации компании Petroleum 

Experts. – http://itps.com/uploads/files/ 

Petex/20IPM/20Brochure/20RUS.pdf. 

7. Оптимизация процессов управления добычей 

нефти при внедрении технологий «интеллектуального 

месторождения» на Самотлорском месторож- дении 

/ С.Д. Шевченко, В.А. Навозов, Д.В. Миронов [и др.] // 

SPE 161978. – 2012. 

8. Березина А.А., Череповицын А.Е. Экономическая 

концепция нефтегазового «интеллектуального» 

месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – 

№ 14. – С.14–15. 

9. Еремени Н.А. Управление разработкой 

интеллектуальных месторождений нефти и газа: в 2 

кн. Кн. 1. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 

2011. 

10. Гричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных 

месторождений – проблемы моделирования. – М.: 

Недра, 1979. – 303 с. 

publications, devoted to PVT-modeling, grows with 

every year, the complexity of models increases. On the 

one hand, this helps to increase the accuracy of the 

forecast and to adopt an optisolution in the design and 

development of deposits, on the other - often slows the 

process of preparation of PVT of data 

11. Integrated modeling of the El Furrial field Asset 

Applying Risk and uncertainty analysis for the decision 

making // L.M. Acosta, J. Jimenez, A. Guedez [et al.] // 

SPE 94093. – 2005. 

12. Гришагин А.В. О проблемах интеграции системы 

пласт – скважина - обустройство – экономика на 

примере проекта разработки Западно-Коммунарского 

нефтяного месторождения // Научнотехнический 

вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». – 2009. 

– № 1. – С. 30–35. 

13. Власов А.И. Умное месторождение для 

оптимального промысла // Материалы журнала 

медиапортала сообщества ТЭК. – 2014. – № 5. – С. 

38–43. 

14. Интегрированная модель для комплексного 

управления разработкой и обустройством 

месторождений» / Р.Р. Исмагилов, М.М. Хасанов, 

Ю.В. Максимов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2014. 

– № 12. – С. 74–76. 

Авторы статьи: А.И. Власов, А.Ф. Можчиль 

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО 

«Газпромнефть НТЦ») 

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром 

нефть» и журналом «PROнефть» 

Article authors: A. I. Vlasov, A. F. Mozhchil 

Gazpromneft Science and Technology Centre (Gazpromneft 

NTC LLC) 

Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine 

for the decision making // L.M. Acosta, J. Jimenez, A. 

Guedez [et al.] // SPE 94093. – 2005. 12. Гришагин А.В. 

О проблемах интеграции системы пласт – скважина 

– обустройство – экономика на примере проекта 

разработки Западно-Коммунарского нефтяного 

месторождения // Научно-технический вестник ОАО 

«НК «РОСНЕФТЬ». – 2009. – № 1. – С. 30–35. 13. Власов 

А.И. Умное месторождение для оптимального промысла 

// Материалы журнала медиапортала сообщества 

ТЭК. – 2014. – № 5. – С. 38–43. 14. Интегрированная 

модель для комплексного управления разработкой и 

обустройством месторождений» / Р.Р. Исмагилов, М.М. 

Хасанов, Ю.В. Максимов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 

2014. – № 12. – С. 74–76. 

REFERENCE 

1. Hardy I.T., Wetzel G.P., Automated production 

systems, SPE 10005-MS, 1982. 2. Barber E., Shippe M., 

Neftegazovoe obozrenie, 2007–2008, URL: https://www.slb. 

com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors07/win07/ 

optimizing.pdf 3. Margelov D.V., The deposit on the palm 

- an innovative perspective on the prospects of intellectual 

deposits (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2010, no. 9, pp. 

43-46. 4. Vlasov A.I., Andreev K.V., Poplygin V.V., Potential 

opportunities for the creation of intellectual deposits in the 

LUKOIL Group (In Russ.), Gazovaya promyshlennost’, 2014, 

no. 7, pp. 43-45. 

5. Gul’demond E., Akda L., Andronov M., IT Governance and 

Organization in Smart Oil Fields (In Russ.), SPE 160557-RU, 

2012. 6. http://itps.com/uploads/filesPetex/20IPM/20Broch 

ure/20RUS.pdf. 7. Shevchenko S.D., Navozov V.A., Mironov 

D.V. et al., Oil production process optimization resultant from 

intelligent field technologies implementation in Samotlorskoe 

field (In Russ.), SPE 161978, 2012. 8. Berezina A.A., 

Cherepovitsyn A.E., Economical conception of oil&gas smart 

fields (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, 

no. 4, pp. 14-15 9. Eremin N.A., Eremin Al.N., Eremin An.N., 

Upravlenie razrabotkoy intellektual’nykh mestorozhdeniy 

(Management of the development of intellectual deposits), 

Moscow: Publ. of Gubkin Oil and Gas State University, 

2011, Part 1, p. 9. 10. Crichlow H.B., Modern reservoir 

engineering: a simulation approach, Prentice-Hall Inc., New 

Jersey, 1977. 11. Acosta L.M., Jimenez J., Guedez A. et al., 

Integrated modeling of the Furrial Field Asset applying risk 

and uncertainty analysis for the decision taking, SPE 94093, 

2005. 12. Grishagin A.V., On the problems of integration of 

the reservoir—well system—arrangement—the economy 

by the example of the West-Kommunarskoye oil field 

development project (In Russ.), Nauchno-tekhnicheskiy 

vestnik OAO “NK “Rosneft’”, 2009, no. 1, pp. 30-35. 13. 

Vlasov A.I., Smart field for optimal oil field (In Russ.), Zhurnaldaydzhest 

EnergyLand.info, 2014, no. 5, pp. 38-43. 14. 

Ismagilov R.R., Khasanov M.M., Maksimov Yu.V. et al., 

Prospects of energy optimization on Gazprom Neft JSC 

objects with use of hydrocarbons (In Russ.), Neftyanoe 

khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 12, pp. 74-7. 



97

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ 

Газпромнефть НТЦ: Перспективы применения 

гибких насосно- компрессорных труб в России 

Gazpromneft NTC: Coiled Tubing For the Future 

С. М. Симаков 

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

S. M. Simakov 

Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

ВВЕДЕНИЕ 

Гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) или 

колтюбинг (Coiled Tubing – колонна гибких труб) были 

изобретены во время Второй мировой войны для 

прокладки бензопровода под водой (проект PLUTO), 

но широкое применение получили только в конце 80-х 

годов ХХ века. Промывка скважин, освоение азотом, 

растепление гидрато-парафиновых пробок и многие 

операции, проводимые с использованием ГНКТ, 

перешли в разряд стандартных. Колтюбинговые 

установки в настоящее время позволяют выполнять 

практически все виды работ в ходе капитального 

ремонта скважин (КРС), при этом они полностью 

автоматизированы и, по сути, являются прототипами 

буровых установок и КРС-станков будущего. 

Западная Сибирь, являясь основной российской 

нефтегазоносной провинцией, может по праву 

считаться главным полигоном, где испытываются и 

внедряются новые технологии, и где на сегодняшний 

INTRODUCTION 

Coiled tubing (CT) is a technology first invented during 

World War II for laying a fuel pipeline under water 

(Operation Pluto), but it was not until the late 1980’s 

that it came into common use. Well cleanout, nitrogen 

lifting, dissolving of hydrate and paraffin plugs and 

many other operations involving CT have now become 

standard fare. Today, coiled tubing units conduct nearly 

all types of well workover (WWO) operations; they are 

fully automated and are, in fact, nothing short of pilot 

models for drilling and workover rigs of the future. 

Western Siberia, is Russia’s number one oil and gas 

province, can rightfully be considered its main proving 

ground where new technologies are being tested and 

implemented, and it also beats all other regions in 

terms of concentration of CT systems per unit area. 

It is in this region that numerous CT technologies, 

such as geophysical well logging, sand-jet perforation, 

milling of multistage hydraulic fracturing (MSHF) ports 

98 



COILED TUBING 

день сконцентрировано максимальное число 

установок ГНКТ в России. В этом регионе нашли 

применение такие технологии с использованием 

ГНКТ, как геофизические исследования скважин, 

гидропескоструйная перфорация, фрезерование 

портов многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), 

активация портов МГРП специализированными 

компоновками низа колонны и др. 

С каждым годом увеличивается доля 

трудноизвлекаемых запасов, что обусловлено 

усложнением их структуры, глубиной залегания, 

доступностью, и рядовые скважинные операции 

уже не решают тех задач, которые стоят сегодня 

перед нефтедобытчиками. Строительство более 

сложных скважин требует разработки и применения 

нестандартного оборудования. Это касается систем 

заканчивания 

скважин с 

МГРП, ГНКТ 

как основного 

инструмента, 

отвечающего 

современным 

требованиям. 

В ПАО «Газпром 

нефть» с 2010 

по 2015 г. 

применялись 

ГНКТ длиной 

4000 м, в 2016 г. 

– 4500 м, в 2017 

г. – 5000 м, в 

настоящее время 

наблюдается 

тенденция 

увеличения 

ихдлины и диаметра. Вместе с длиной изменилась 

и толщина стенки применяемых труб, стали 

использоваться разностенные оптимизированные под 

конкретные скважинные условия (темпированные) ГНКТ. 

Изменение длины и диаметра труб вызвало ряд 

изменений технических особенностей оборудования, 

таких как тяговое усилие инжектора силовой установки, 

диаметр узла намотки и его габаритные размеры. 

ПРИМЕНЕНИЕ ГНКТ ДЛЯ РЕШЕНИЯ 

АКТУАЛЬНЫХ ЗАДАЧ 

Использование ГНКТ позволяет решать 

технологические задачи, которые до сегодняшнего 

дня считались трудновыполнимыми. Еще 

несколько лет назад длина горизонтального 

участка скважины составляла 500–700 м, в 

настоящее время – 2000–3000 м, измеренная 

and activating them using specialized bottom-hole 

assemblies, etc., have found their application. 

Рис. 1. Общий вид центра управления установкой ГНКТ повышенной 

грузоподъемности (NOV) 2 3/8″ 

Fig 1. General view of the control center of a heavy-duty CT unit (NOV) 2 3/8″ 

Each year, more and more reserves are classified as 

hard to recover due to structure complexity, depth of 

occurrence, or accessibility, so standard well operations 

are no longer fit to address the challenges that oil 

producers must face today. The problem of drilling more 

complex wells, however, spells the need for development 

and use of non-standard equipment. Here, we are talking 

about MSHF completion systems with CT as being the 

main tool that meets modern requirements. 

Statistics for CT use in Gazprom Neft PJSC show the 

following CT lengths used: 4000 m in 2010–2015, 4500 

m in 2016, 5000 m in 2017, the current trend being 

towards greater lengths and greater diameters. Along 

with the length, the 

CT wall thickness 

has also changed 

as tapered CT 

strings (i. e. those 

with non-uniform 

wall thickness 

optimized for 

specific downhole 

conditions) came 

into use. 

Such changes 

in length and 

diameter have 

triggered a number 

of changes in 

the technical 

characteristics of 

the equipment, 

such as the pull 

capacity of the power pack injector, the diameter of the 

reel assembly and its overall dimensions. 

USING CT TO ADDRESS CURRENT CHALLENGES 

The use of CT makes it possible to address technological 

challenges that until today were considered difficult to 

manage. A few years ago, horizontal well section lengths 

stood at around 500–700m, while now they reach 2000– 

3000m, the measured depth (MD) being 6100–6500m 

and upward. One specific set of challenges, that deserves 

a separate mention, are problems that arise in connection 

with the development of territories and fields beyond the 

Arctic Circle. Here, the key factors are low temperatures 

and limited hydraulic characteristics of most manufacturer’s 

CT systems. At -35°C, the existing equipment fails to meet 

the requirements imposed on it from both technical and 

technological points of view. In such conditions, a solution is 

found with heavy-duty CT units (see Fig. 1). 



99


глубина (MD) – 6100–6500 м и более. Отдельно 

следует отметить проблемы, возникающие в 

связи с освоением территорий, находящихся за 

Полярным кругом. Здесь ключевыми факторами 

являются низкие температуры и ограничения 

гидравлических характеристик установок ГНКТ 

большинства производителей. При температуре 

–35 °С существующее оборудование не отвечает 

предъявляемым требованиям как с технической, 

так и с технологической точек зрения. В подобных 

условиях находят применение установки ГНКТ 

повышенной грузоподъемности (рис. 1). 

Установка ГНКТ с емкостью узла намотки 6500 м 

и диаметром гибкой трубы 2 3/8″ (60,3 мм) может 

использоваться: 

• для управления равнопроходными муфтами МГРП 

на горизонтальных интервалах длиной 2000 м и 

более, где требуется приложить дополнительную 

нагрузку более 10 кН; 

• при управляемом бурении, когда в телесистему 

входит электрический ориентирующий прибор 

повышенной мощности, способный на забое 

разворачивать винтовой забойный двигатель (ВЗД) 

вокруг своей оси, при этом за счет угла перекоса 

профиль коридора проводки скважины может 

составлять 1 м; 

• на скважине сложной конструкции, где необходимо 

использование технологии темпирования. 

Очевидно, что работа с трубами диаметром 60 мм 

на глубине более 6000 м невозможна без силовой 

установки с гарантированным запасом прочности по 

грузоподъемности инжекторной головки. Существуют 

западные компании, выпускающие инжекторные 

головки с электроприводом, что позволяет: 

• повысить грузоподъемность установки; 

• исключить зависимость от температурных условий; 

• кратно увеличить скорость спускоподъемных 

операций (СПО); 

• повысить управляемость. 

Установка ГНКТ с длиной барабана 6500 м 

и диаметром 2 7/8″ (73,0 мм) (рис. 2) может 

использоваться для выполнения МГРП через гибкую 

трубу, что обеспечивает явное преимущество в 

скорости перехода между стадиями, в объеме 

прокачиваемой жидкости из-за отсутствия 

необходимости заполнения объема НКТ до начала 

ГРП и на стадии «продавки», т.е. в режиме Flush. 

Следует также отметить уникальную возможность 

проведения повторных МГРП через гибкую трубу 

в скважине с открытыми портами, когда жидкость 

ГРП точечно, так же как и в случае с выборочным 

A heavy-duty CT unit with a reel capacity of 6500 m and 

CT diameter of 2 3/8″ (60.3 mm) can be used: 

• to control full-bore MSHF sleeves on horizontal sections 

of 2000 m and more, where an additional load of more 

than 10 kN is required; 

• in controlled drilling, where the telemetry system 

includes a high-power electric orienting tool capable of 

rotating the downhole positive displacement motor ( 

PDM) around its axis, and where the resulting steering 

angle can create a drilling window of 1 m; 

• in complex wells that require the use of tapering 

technology. 

It is obvious that operations involving CT strings with 

a diameter of 60 mm at depths greater than 6000 m 

cannot be accomplished without a power pack with 

a guaranteed safety margin on top of the injector 

head’s design pull capacity. There are some western 

companies that manufacture injector heads with electric 

drives, which make it possibe to: 

• increase the pull capacity of the system; 

• provide independence from temperature conditions; 

• provide a manifold increase in RIH/POOH speeds; 

• improve steerability. 

A CT unit with a reel capacity of 6500 m and a CT 

diameter of 2 7/8″ (73.0 mm) (see Fig. 2) can be 

used to accomplish MSHF through a CT string, which 

provides a clear advantage in terms of the speed of 

interstage transitioning and the volume of injected fluid. 

There is no need to fill the CT string before the start of 

the HF operation and during the flush stage. We would 

also like to highlight the unique opportunity of using 

a CT string for multi-stage re-fracturing operations in 

wells with open ports, where the HF fluid is targeted 

through a specific port just the same way as it would be 

in the case of selective opening/closing of ports. 

In this case, the distance between the MSHF ports 

may constitute a limiting factor, but in Western Siberia, 

where that distance varies from 50 to 100 m, this is 

not critical. It is fair to assume that, in the case of 

uncemented ports, each subsequent MSHF stage 

may bring about fluid leaks through fractures that have 

formed earlier. It should be noted that, when selecting a 

candidate well for MSHF operations involving CT strings 

with a diameter of 2 7/8″, the frac fluid flow rate and the 

injection pressure should be taken into account. 

In situations similar to those described above, a reel 

assembly accommodating a CT length of 6500 m can 

be transported on board a separate lowboy semitrailer; 

however, there are CT units with non-standard 

reel positioning relative to the trailer axis. Fig. 3 shows 



COILED TUBING 

открытием/закрытием портов, 

закачивается в определенный 

порт. 

Ограничением в данном 

случае может быть расстояние 

между портами МГРП, но для 

условий Западной Сибири, где 

расстояние варьируется от 

50 до 100 м, это не критично. 

Можно предположить, что в 

случае с незацементированными 

портами при проведении 

каждой последующей стадии 

МГРП, возможны утечки 

жидкости гидроразрыва в ранее 

сформированные трещины. 

Следует отметить, что при 

подборе скважины-кандидата для 

проведения МГРП через гибкую 

трубу 2 7/8″ должны учитываться 

расход жидкости гидроразрыва и 

давление закачки. 

Транспортировка узла намотки 

с длиной ГНКТ 6500 м в 

перечисленных случаях возможна 

на отдельно стоящем трале, 

однако существуют установки с 

нестандартным расположением 

барабана относительно оси трала. 

На рис. 3 показан барабан с 

гибкой трубой диаметром 2 3/8″ 

(60,3 мм) длиной 9000 м. 

a 

б 

При перечисленных 

преимуществах, рассмотренные 

установки ГНКТ имеют два 

недостатка – высокую стоимость 

и большую массу. Первый 

приводит к удорожанию проекта, 

второй требует получения 

разрешительной документации 

на провоз негабаритного груза. И 

здесь появляется возможность для 

сервисных компаний продумать поэтапное введение 

большеразмерных ГНКТ с тенденцией на уменьшение 

стоимости сервиса за счет предложения охвата 

большего числа скважин и сокращения транспортных 

расходов на доставку труб. 

Часто задают вопрос, существует ли нормированное 

время на проведение той или иной технологической 

операции. Такого времени нет и быть не может, но 

есть скоростной режим спускоподъема гибкой трубы. 

В настоящее время скорость СПО с гибкой трубой 

Рис. 2. Установка ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 7/8″: а – вид 

сбоку; б – вид сверху 

Fig 2. Heavy-duty CT unit (NOV) 2 7/8″: a—side view; b—top view 

a reel accommodating 9000 m of coiled tubing with a 

diameter of 2 3/8″ (60.3 mm). 

Apart from the advantages we have we have 

mentioned, the CT units in question have two 

disadvantages: high cost and large weight. The former 

makes your project more expensive, and the latter 

calls for special permits to be obtained for OOG load 

transportation. There is, thus, an opportunity for service 

companies to think about step-by-step introduction of 

large-sized CT strings where the service cost will tend 

to reduce thanks to the large number of wells covered 



101


Рис. 3. Установка с нестандартно расположенным барабаном с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ длиной 9000 м 

Fig 3. A unit with non-standard reel positioning accommodating 9000m of coiled tubing with a diameter of 2 3/8″ 

независимо от ее диаметра на вертикальном участке 

составляет 15-20 м/мин, на горизонтальном – 5–10 

м/мин. Поскольку с глубиной увеличивается время 

СПО, равное в среднем примерно 40 % общего 

производительного времени, увеличение глубины 

скважин должно быть нивелировано повышением 

скорости СПО как минимум в 2 раза. В Северной 

Америке скорости СПО уже давно превышают 50 м/ 

мин. На рис. 4 приведен монитор записи рабочих 

параметров СПО, когда скорость первичного спуска 

составляет более 160 фут/мин (48,7 м/мин). 

Следует также обратить внимание на качество 

дорожного покрытия на отечественных 

месторождениях. Не секрет, что промысловые дороги 

в РФ по качеству покрытия уступают западным, что 

отражается в вездеходном исполнении техники, 

поступающей с заводов. На проходимость в условиях 

Западной Сибири, где используется вездеходная 

колесная база 6×6, влияет и сама длина несущей 

конструкции. Практика применения оборудования 

не только в рыхлых песках Западной Сибири, но 

и в условиях распутицы Оренбуржья показывает, 

что короткие установки имеют определенное 

преимущество перед их аналогами с прицепами. 

Различие в выполнении технологических операций 

с ГНКТ и проведении ГРП обусловливает 

конструктивные особенности применяемых 


by the offering and the lowered transportation costs 

involved in CT delivery. 

People often ask whether there are specific standards 

governing the duration of a particular operation. Well, 

there are, and can be, no such standards, but there 

are speed limits prescribed for RIH/POOH operations 

on CT strings. Today, any RIH/POOH operations on 

a CT string, regardless of its diameter, progress at a 

rate of 15–20 m/min in a vertical section and 5–10 m/ 

min in a horizontal section. Since the RIH/POOH time 

increases with depth, comprising on average about 

40% of the total productive time, this means that, if 

we want to drill deeper wells, we should offset the 

time losses due to increased depth by increasing the 

RIH/POOH speed at least 2 times. In North America, 

RIH/POOH speeds have long exceeded 50 m/min. 

Fig. 4 shows a monitor used to record the working 

parameters of an initial RIH operation that progresses 

with a speed greater than 160 ft/min (48.7 m/min). 

Another aspect that deserves attention is the road 

surface quality to Russian fields. It is no secret that 

access roads to and across Russian oil and gas fields 

are inferior to western ones in terms of surfacing 

quality, which is why vehicle manufacturers tend 

to supply off-road versions to the industry. Among 

the factors affecting a vehicle’s off-road capability 

in Western Siberia, where 6×6 all-terrain wheelbase 


COILED TUBING 

технических средств, но есть и схожие моменты, 

например, длительное пребывание персонала в 

компьютерном центре управления ГРП (Data Van) и 

установкой ГНКТ (Coil Unit). Здесь следует уделить 

внимание наличию потенциала для увеличения 

рабочего пространства в кабине оператора, 

поскольку при современных высокотехнологических 

операциях контроль их выполнения осуществляется 

не только непосредственно буровым оператором, 

но и другими специалистами на скважине. При 

этом необходимо сократить время оперативного 

совместного реагирования на ситуацию. 

Задачи ставятся не только перед сервисными 

компаниями, обслуживающими ГНКТ, но и 

перед производителями оборудования. Решения 

необходимо находить 

на основании запросов 

от нефтедобывающих 

компаний, которые, 

в свою очередь, 

руководствуются 

поиском оптимальных 

технологий добычи 

углеводородного сырья 

при ухудшающейся 

структуре запасов. 

Установка ГНКТ в 

перспективе видится 

многофункциональным 

комплексом, 

обеспечивающим 

выполнение 

технологических 

задач и корректировку 

процесса проведения 

работ в режиме 

реального времени. 

Решения могут быть 

разными, от рядовых 

до высокотехнологичных, так же как и система 

предупреждения отказов оборудования вследствие 

низкого давления в системе, изменения толщины 

стенки гибкой трубы или ее формы. 

Рис. 4. Пример записи параметров СПО 

Fig 4. An example of RIH/POOH parameter records 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

Описанные в статье технологические решения 

могут быть реализованы в ПАО «Газпром нефть» 

не только в части проектного оборудования, но и в 

части технологии его использования. Разработанные 

методы и способы осуществления новых проектов 

с привлечением комплекса ГНКТ позволяют решать 

задачи на перспективу, определять алгоритм 

действий на ближайшее будущее. Приведенный 

технический обзор оборудования и технологий 

is used, is the length of the bearing frame. The 

experience acquired using this equipment in a variety 

of settings, including the loose sands of Western 

Siberia and the impassable muds of Orenburg region, 

shows that short units have a certain advantage over 

their counterparts with trailers. 

Certain process-specific differences between CT 

and HF operations affect the design features of the 

respective equipment applied, but there are also 

similar points, such as the long-time personnel 

presence in the computerized control center (Data 

Van in the case of HF) of each respective operation. 

Here, it may be worth paying attention to whether 

there is potential for increasing the working space 

in the operator’s cabin, because modern high-tech 

operations tend 

to have control 

and supervision 

functions that 

the operator 

alone cannot 

handle, so 

other onsite 

personnel must 

also be present. 

Meanwhile, 

collaborative 

response times 

to be observed 

by those 

persons in varius 

situations should 

be reduced. 

Tasks are 

assigned not 

only to service 

companies in 

charge of CT 

maintenance, 

but also to equipment manufacturers. Solutions 

should be found based on requests from oil producing 

companies, which, in turn, are governed by their 

investigations into optimal techniques for hydrocarbon 

recovery in the face of the deteriorating reserves 

structure. 

Our vision for a CT unit of the future is that of a 

multifunctional complex capable of handling processspecific 

tasks and adjusting workflows in real time. 

Possible solutions can vary from conventional to hightech, 

which is also true for possible configurations 

of the system to be used for preventing equipment 

failures due to low pressure in the system or changes 

in the wall thickness or shape of the CT string. 



103


дает возможность уже сегодня минимизировать 

будущие риски и затраты на единицу добываемой 

продукции, а также заблаговременно детально 

подойти к системе контрактования потенциальных 

контрагентов, раскрыть технические критерии и 

провести отбор с учетом необходимого оснащения, 

логистики и временны ʹх параметров, что очень важно 

при передислокации нестандартного оборудования из 

других регионов и зарубежных стран. 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 

1. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention 

Conference and Exibition 27-28 Mar 2018. The 

Woodlands Waterway Marriot Hotel & Convention Center. 

The Woodlands, Texas, USA 

2. Hydraulic Fracture Placement Assessment in a Fiber 

Optic Compatible Coiled Tubing Activated Cemented 

Single Point Entry System / A. Gustavo [и др.] // SPE- 

189842-MS. – 2018. 

3. Колтюбинг повышает эффективность 

мультистадийных гидроразрывов на Новопортовском 

месторождении / А.В. Белов [и др.] // SPE-187715-RU 

– 2017. 

REFERENCE 

1. Proceedings of SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well 

Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, 

Texas, USA, 27-28 March of 2018. 

2. Gustavo A. et al., Hydraulic fracture placement 

assessment in a fiber optic compatible coiled tubing 

activated cemented single point entry system, SPE 

189842- MS, 2018. 

3. Belov A.V., Coiled tubing boosts efficiency of multistage 

hydraulic fracturing technique in Novoportovskoe field (In 

Russ.), SPE 187715-RU, 2017. 

Авторы статьи: 

С.М. Симаков 

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» 

(ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром 

нефть» и журналом «PROнефть» 

CONCLUSION 

The technology solutions described in this article 

can be implemented in Gazprom Neft PJSC in terms 

of both project equipment and techniques for its 

use. The methods and approaches that have been 

developed towards the implementation of new projects 

involving CT systems are a capable tool to help you 

find forward-looking solutions for your problems and 

devise actionable algorithms for the near future. The 

technical overview of equipment and technologies set 

forth above makes it possible, even today, to minimize 

future risks and production unit costs, as well as to 

take early action to systemize your work with potential 

contractors with a detailed approach, disclosing the 

applicable technical criteria and making your selection 

based on the actual equipment, logistics, and timing 

requirements, which is very important when relocating 

non-standard equipment from other regions and foreign 

countries. 

BIBLIOGRAPHY 

1. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention 

Conference and Exibition 27-28 Mar 2018. The 

Woodlands Waterway Marriot Hotel & Convention Center. 

The Woodlands, Texas, USA 

2. Hydraulic Fracture Placement Assessment in a Fiber 

Optic Compatible Coiled Tubing Activated Cemented 

Single Point Entry System / A. Gustavo [et al.] // SPE- 

189842-MS. – 2018. 

3. Колтюбинг повышает эффективность 

мультистадийных гидроразрывов на Новопортовском 

месторождении / А.В. Белов [и др.] (Coil tubing 

improves the efficiency of multi-stage hydraulic fracturing 

operation at the Novoportovskoye field / A. V. Belov [et 

al.]) // SPE-187715-RU – 2017. 

Article authored by: 

S. M. Simakov 

Gazpromneft Science and Technology Centre 

(Gazpromneft NTC, LLC) 

Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine 



COILED TUBING 



105


Программное решение для автоматической 

оптимизации логистики во время бурения и 

освоения скважин 

A Software Solution for Automatic Optimization of 

Logistics During Well Drilling and Flowback Operations 

Д.М.Хамадалиев 1 , Е.Н.Ульянов 1 , В.Н. Ульянов 2 , Д.О.Тайлаков 2 , 

К.С.Сердюк 2 , Р.З.Курмангалиев 2 , С.А.Фролов 2 , К.И.Нектягаев 2 , 

Р.И.Вылегжанин 2 , Е.Н.Павловский 3 

1. Салым Петролиум Девелопмент Н.В, 

2. ООО «Новосибирский научно-технический центр», 

3. Лаборатория аналитики потоковых данных и машинного обучения НГУ 

D. M. Khamadaliyev, 1 Ye. N. Ulyanov, 1 V. N. Ulyanov, 2 D. O. Taylakov, 2 

K. S. Serdyuk, 2 R. Z. Kurmangaliyev, 2 S. A. Frolov, 2 K. I. Nektyagayev, 2 

R. I. Vylegzhanin, 2 Ye. N. Pavlovsky 3 

1. Salym Petroleum Development N. V., 

2. Novosibirsk Scientific and Technical Center, LLC, 

3. NSU Laboratory of Data Streaming Analytics and Machine Learning 

Введение 

Оптимизация логистики во время бурения и освоения 

скважин состоит в построении оптимального 

расписания для всех трудовых ресурсов. 

Построение оптимального расписания позволяет 

существенно сократить время и затраты, связанные 

с геологическими и технологическими рисками. 

Для этого необходимо иметь соответствующие 

инструменты математического моделирования. 

В статье приводится описание функциональности 

программного решения и результаты тестирования. 

В данной работе методикой построения оптимального 

расписания является комбинация известных 

алгоритмов – метода ветвей и границ и симплексметода. 

В качестве входных данных выступает 

«начальное расписание», которое содержит: 

геометрию месторождения – расстановка скважин, 

расстояние между ними; список типов работ – тип 

работы, принадлежность к скважине, дата начала, 

продолжительность работы и т.д.; ограничения на 

Introduction 

Optimizing logistics during drilling and the development of 

wells, consists of building an optimal schedule for all the 

labour resources. Optimized scheduling makes it possible 

to significantly reduce the time and costs associated with 

geological and technological risks. The article describes 

the functionality of our software solution and presents the 

results of its testing. The method we used in that project 

for optimized scheduling is a combination of well-known 

algorithms – the branch and bound method and the 

simplex method. The input dataset is an “Initial Schedule,” 

which contains the following information: field geometry 

(the placement of wells and the distance between them); 

job type list (type of job, its assignment to a particular well, 

start date, work duration, etc.); schedule admissibility 

restrictions (job sequencing conditions for one single 

well, conditions for performing simultaneous work on 

neighboring wells, etc.). The program allows the user to 

select the parameter based on which the optimization will 

be performed, the computation time, and the optimization 

104 



DRILLING 

допустимость расписания – 

условия последовательности 

работ на одной скважине, 

условия одновременности 

работ на соседних 

скважинах и т.д. Программа 

позволяет выбрать 

параметр, по которому 

будет производиться 

оптимизация, время расчета 

и сценарий оптимизации. 

В качестве выходных 

параметров получаем 

список работ с указанием 

их типа, даты начала работы, продолжительности и 

принадлежности к скважине. Кроме того, получаем 

суммарный дебит и накопленную добычу на момент 

запуска куста скважин в эксплуатацию в сравнении с 

изначальным и оптимизированным расписанием. 

Рис. 1. Пример диаграммы Гантта, M1, ... , Mn - машины, J1, ... , Jn -работы [1] 

Fig 1. Example of a Gantt chart; M1, ... , Mn – machines, J1, ... , Jn – jobs [1] 

scenario. At the output, we receive a list of jobs specifying 

their type, work start date, duration, and assignment to 

wells. In addition, we receive the total production rate and 

cumulative production values as at the time of the well 

pad commissioning in comparison with the original and 

optimized schedules. 

Для удобного графического представления 

расписания применяются диаграммы Гантта [1]. 

Диаграммы бывают двух типов: загруженность 

оборудования конкретной работой от времени и 

выполнение типа работы на оборудовании. Типичный 

пример диаграммы Гантта представлен на рисунке 1. 

Важным ограничением при построении оптимального 

расписания является конечный шаг по времени. 

Это позволяет формулировать задачи в терминах 

дискретного программирования. Под задачей 

дискретного программирования понимается задача 

минимизации некоторой функции на множестве 

допустимых решений. 

В основе модуля лежит вариация симплекс-метода 

и метода ветвей и границ. Метод ветвей и границ 

относится к методам сокращенного перебора [2, 

3, 4]. Van den Akker J.M и др. [4] исследовали 

параметры приоритета расстановки работ на 

параллельных машинах и дали оценки критериев 

для определенных задач. В работе [3] авторы 

разработали и алгоритм приближенного решения 

задачи минимизации затраченного времени с 

повышением точности в зависимости от времени 

расчета. Alex J. Ruiz-Torres и др. [2] представили 

алгоритм для минимизации времени работы на 

одной машине. 

Раздел целочисленное программирование в 

ограничениях включает в себя несколько областей 

программирования. Tobias Achterberg и др. 

[5,6] приводят обзор актуальных алгоритмов в 

целочисленном программировании в ограничениях 

на данный момент. Наиболее известным и широко 

применяемым на практике для решения общей 

For a convenient graphical representation of the schedule, 

the program uses Gantt charts [1]. These charts come 

in two types: equipment workload per job type over time 

and job types performed on specific equipment. A typical 

example of a Gantt chart is shown in Figure 1. 

An important limitation on optimized scheduling is the 

need to use a finite time step. This allows us to formulate 

problems in terms of discrete programming. Here, a 

discrete programming problem means the problem of 

minimizing a certain function on a set of feasible solutions. 

Our module is based on a variation of the simplex method 

and the branch and bound method. The branch and bound 

method is part of a family of pruned-enumeration methods [2, 

3, 4]. J. M. van den Akker et al. [4] studied the job prioritization 

parameters for parallel machine scheduling and evaluated the 

criteria used for specific tasks. In [3], the authors developed 

an algorithm for obtaining approximate solutions to the 

problem of processing time minimization with an increase 

in accuracy depending on the computation time. Alex 

J. Ruiz-Torres et al. [2] presented an algorithm for 

minimizing the processing time on one machine. 

The constraint integer programming domain includes 

several programming areas. Tobias Achterberg et al. [5, 

6] provide an overview of constraint integer programming 

algorithms that are currently of interest. One method that is 

best-known and most widely used for practical tasks that 

have to do with solving the general problem of constraint 

programming is the simplex method. The problem is to 

optimize a linear functional on a multidimensional space 

with given linear constraints. 

The constraints imposed on variables form a bounded 

region that is a multidimensional polyhedron. The solution 



107


задачи программирования 

в ограничениях является 

симплекс-метод. Задача состоит 

в оптимизации линейного 

функционала на многомерном 

пространстве при заданных 

линейных ограничениях. 

Ограничения, накладываемые на 

переменные, образуют область, 

являющуюся многомерным 

многогранником. Решением 

задачи является одна из вершин 

многогранника, а поиск ведется 

перебором соседних граней. 

Исследования, проводимые в 

работах [7,8,9] выявили высокую 

универсальность симплексметода. 

Постановка задачи 

Как ранее упоминалось, для 

решения задачи необходимо 

выбрать конечный шаг по 

времени. 

В данной постановке был 

использован шаг, равный одним 

суткам и общая длина расписания 

в 365 дней, как компромисс 

между скоростью и точностью. 

Drilling crews -1 

WWO crews 

HF fleet -1 

CT fleet -1 

Hookup crew -1 

Рис. 2. Схема постановки задачи 

Fig 2. Problem formulation diagram 

Куст месторождения состоит из 

24 скважин, сгруппированных в 

кластеры по 4 (рис 2), расстояния между скважинами 

в кластере – 5м., между крайними скважинами 

кластеров – 15 м. Трудовые ресурсы представлены 

5-ю типами бригад: бурения - 1 бригада, КРС – 

условно не ограничено, ГРП - 1 флот, ГНКТ - 1 

флот, «Обвязка» - 1 бригада. Особенностью работ 

типа «Обвязка» является то, что они проводятся 

одновременно на всем кластере. Расстояние между 

любыми двумя бригадами не должно быть меньше 30 

м., кроме работ типа «Обвязка», для них – 25 м. 

Drilling the conductor section 

Drilling the production section 

Drilling the liner section 

Preparation for hydraulic fracturing 

Flowback 

Hydraulic Fracturing 

Coiled tubing 

Hookup 

to the problem is one of the vertices of the polyhedron, and 

the search is iterated through its adjacent faces. Studies 

conducted in [7, 8, 9] showed a high versatility of the 

simplex method. 

Formulating the Problem 

As previously mentioned, to solve the problem, we must 

select a finite time step. In this formulation, we used a 

step equal to one day and a total schedule length equal to 

365 days to achieve a good trade-off between speed and 

accuracy. 

Каждой бригаде соответствует свой список работ. 

Общий список работ состоит из 8-ми операций: 

(бурение направления-кондуктора, бурение 

эксплуатационной колонны, бурение хвостовика) 

– бригада бурения, (подготовка к ГРП, освоение) – 

бригады КРС, (проведение ГРП) – флот ГРП, (ГНКТ) – 

флот ГНКТ, («Обвязка») – бригада «Обвязка». 

Конечной целью оптимизации является минимизация 

или максимизация целевой функции. В данной работе 

оптимизируется три параметра: 

The field’s multi-well pad comprises 24 wells grouped 

into clusters of 4 wells each (Fig. 2), the distance 

between wells in a cluster being 5 meters, and the 

distance between end-wells of adjacent clusters being 

15 meters. The workforce comprises 5 types of crews: 

drilling – 1 crew, workover – conditionally unlimited, 

hydraulic fracturing – 1 fleet, coiled tubing – 1 fleet, 

“Hookup” – 1 crew. What sets the “Hookup” job type 

apart is that these jobs are carried out simultaneously on 

the entire cluster. The distance between any two crews 

should not be less than 30 m, except for jobs of the 

108 



DRILLING 

• Максимизация накопленной добычи: 1) на конец 

года, 2) на рассчитанный период - 365 дней. 

• Минимизация по среднему значению срока 

введения скважины в эксплуатацию (RRSU 

– Rig Release to Startup). 

• Минимизация «простоя» критических ресурсов 

(работ типа ‘frac’ и ‘coil’). Необходимо, чтобы работы 

данного типа выполнялись как можно плотнее для 

всего куста, для уменьшения стоимости данных работ. 

Программное решение 

Решение оформлено в виде программного пакета. 

Программный пакет имеет интерфейс, состоящий из 

6 основных панелей, представленных на рисунке 3. 

На панели инструментов (1) представлен функционал 

ввода и вывода данных, параметры оптимизации и 

непосредственно запуск оптимизации. Окно данных 

(2) - позволяет выводить данные расписания в виде 

иерархического списка или как таблицы статистики 

“Hookup” type, for which the distance is 25 m. 

Each crew is assigned its own list of jobs. The total list of 

jobs consists of 8 operations: (drilling the conductor section, 

drilling the production section, drilling the liner section) – the 

drilling crew, (preparing for hydraulic fracturing, flowback) 

– the WWO crew, (conducting hydraulic fracturing) – the 

HF fleet, (coiled tubing) – the CT fleet, (“Hookup”) – the 

“Hookup” crew. 

The end goal of optimization is to minimize or maximize 

the target function. In this paper, three parameters are 

optimized: 

• Maximizing cumulative production: 1) at the end of the 

year, 2) for the calculated period – 365 days. 

• Minimizing the average value of the well commissioning 

time (RRSU – Rig Release to Startup). 

• Minimizing the downtime of critical resources (jobs like 

“frac” and “coil”). Jobs of this type need to be scheduled 

as tightly as possible across the entire well pad to reduce 

their cost. 

Software Solution 

The solution is designed as a software 

package. The software package has an 

interface consisting of 6 main panels shown 

in Figure 3. 

Рис. 3. Интерфейс программы 

Fig 3. Program interface 

переключением панели данных (5). Окно визуализации 

расписания (3) выводит данные в виде расписания 

по скважинам. Цвет прямоугольника обозначает тип 

работ, положение - временные рамки. Кроме работ в 

окне приведены суточный и суммарный накопленный 

дебеты. Краткая информация по скважине доступна 

в таблице данных (4). Содержит: имя, тип, время 

введения в эксплуатацию, дебет и степень 

обводненности. При необходимости можно настроить 

удобный масштаб по времени, используя временную 

шкалу (6). 

Апробация 

Для апробации разработанного ПО использовались 

данные по 5 кустам (A, B, C, D, E), которые представлены в 

виде начального расписания по скважинам. 

Toolbar (1) features input and output control 

functions, optimization parameters, and 

the start function that directly launches the 

optimization process. Data window (2) allows 

the user to view schedule data as a tree or 

as a table of statistics. The display mode 

is switched using data panel (5). Schedule 

visualization window (3) displays the data 

in the form of a schedule broken down by 

well. The color of the rectangle indicates the 

type of job, its position indicates the time 

frame. Besides the jobs, this window shows 

the production rate figures calculated per day and as a 

cumulative total. Brief information about the well is available 

in data table (4). For each well, it contains: its name, type, 

commissioning time, production rate, and water cut. If 

necessary, you can set a convenient time base using time 

scale (6). 

Testing 

To test the developed software, we used data for 5 well 

pads (A, B, C, D, E) which were available in the form of an 

initial schedule broken down by well. 

Table 1 shows a comparison based on four optimization 

parameters: total production until the end of the year 

(December 31, 2017), total production until the end of the 

period (365 days from the start of work), downtime days, 



109


Добыча до конца года 

Production until the end of the year 

Добыча до конца периода 

Production until the end of the period 

Дни простоя 

Downtime days 

Среднее время ввода скв. в экспл. 

(дней) 

Average well commissioning time (days) 

Неопт. 

Non-opt. 

Опт./Opt.1 

10 сек/sec 

Опт./Opt.2 

30 сек/sec 

Неопт. 

Non-opt. 

Опт./Opt.1 

10 сек/sec 

Опт./Opt.2 

30 сек/sec 

Неопт. 

Non-opt. 

Опт./Opt.1 

10 сек/sec 

Опт./Opt.2 

30 сек/sec 

Неопт. 

Non-opt. 

Опт./Opt.1 

10 сек/sec 

Опт./Opt.2 

30 сек/sec 

A 20577.7 19023.3 

-7.55 % 

20618.3 

+0.2 % 

24763.7 25225.9 

+1.8 % 

25417.9 

+2.6 % 

0 0 

-0 % 

0 

-0 % 

60.25 58.45 

-3 % 

58.25 

-3.3 % 

B 27155.2 30950.4 

+14 % 

30950.4 

+14 % 

193032.5 201049.0 

+4.1 % 

202200.0 

+4.7 % 

199 21 

-89 % 

19 

-90.5 % 

75.12 68.83 

-8.4 % 

66.2 

-11.8 % 

C 0 

3850.2 

+ % 

3850.2 

+ % 

88864.6 101398 

+14.1 % 

104247.6 

+17.3 % 

213 13 

-94 % 

13 

-94 % 

98.87 93.37 

-5.5 % 

91.25 

-7.7 % 

D 14138 17530 

+24 % 

17530 

+24 % 

18668 22285 

+19 % 

22285 

+19 % 

0 0 

-0 % 

0 

-0 % 

68 56.23 

-17 % 

56.23 

-17 % 

E 18427 28093 

+52 % 

28093 

+52 % 

5925 10510 

+77 % 

15591 

+163 % 

287 270 

-6 % 

270 

-6 % 

117.33 117.29 

-0.03 % 

117.2 

-0.11 % 

Табл. 1. Сравнение параметров расписаний при фиксированном бурении для интервала времени 01.09.2018 – 31.12.2018 

Table 1. Comparing scheduling parameters for the time interval of September 1, 2018 through December 31, 2018 given a fixed drilling workload 

В таблице 1 приведено сравнение по четырем 

параметрам оптимизации: суммарная добыча до 

конца года (31.12.2018), суммарная добыча до конца 

периода (365 дней с момента начала работ), дни 

простоя и среднее количество дней для введения 

скважины в эксплуатацию (RRSU). 

В первом варианте оптимизации время расчета 

составляет 10 секунд, во втором – 30 секунд. 

Как видно, в большинстве случаев происходит 

улучшение параметра оптимизации. Но в примере 

A-Опт. 1 для добычи до конца года параметр 

уменьшился. Это связано с особенностями 

оптимизационного алгоритма, а точнее со временем 

его работы. Сравнивая Опт. 1 и Опт. 2 можно 

отметить, что увеличение времени расчёта улучшают 

показатели оптимизации. 

При этом наблюдается большой разброс относительных 

значений результатов оптимизации для разных кустов, 

так как в общем случае на качество оптимизации, 

помимо времени расчета влияют сложность модели 

куста и начальное расписание. 

Выводы и результаты 

Созданный программный пакет реализует цели 

и сценарии оптимизации с учетом ограничений, 

заявленных в постановке задачи. 

Тестирование модели оптимизации показало улучшение 

показателей относительно начального расписания по 

добыче до +163%, по сокращению дней простоя до -94% и 

по времени ввода скважины в эксплуатацию до -17%. 

На данном этапе модель подходит для решения 

только ограниченного круга задач, в связи с чем она 

and average days required to commission a well (RRSU). 

In the first optimization variant, the computation time is 10 

seconds, in the second one it is increased to 30 seconds. 

As we can see, in most cases the optimization parameter is 

improved. However, example A-Opt. 1 for “Production until 

the end of the year” shows a decrease in the parameter 

value. This is due to the peculiarities of the optimization 

algorithm, or, more specifically, its running time. Comparing 

Opt. 1 and Opt. 2, we can observe that an increase in the 

computation time improves the optimization performance. 

However, there is also considerable scattering of the relative 

values of the optimization results for different pads, which 

can be explained by the fact that, in general, the quality of 

optimization depends not just on the computation time, but 

also on the complexity of the model and the initial schedule 

parameters. 

Conclusions and Results 

The created software package implements its objectives 

and optimization scenarios given the limitations set forth in 

the problem formulation statement. 

The testing of the optimization model showed improvements in 

performance relative to the initial schedule by: +163 % in terms 

of production, -94% in terms of downtime days minimization, 

and -17% in terms of well commissioning time. 

At this stage, the number of tasks for which this model 

is suitable is quite limited. What needs to be done in this 

regard is generalizing the problem formulation statement 

and expanding the model functionality. 

Here are some avenues for further expansion of the model: 

• Adding functionality for working with input and output 

data formats; 

110 



DRILLING 

нуждается в обобщении постановки и расширении 

функциональности. 

Дальнейшее расширение модели: 

• Добавление возможности работы с форматами 

входных и выходных данных. 

• Обобщение геометрии модели (расстояния между 

скважинами, группировка по кустам, по кластерам). 

• Введение рисков работ, стоимости работ. 

• Введение подготовительных работ и работ по 

перемещению оборудования. 

• Уменьшение шага по времени. 

• Учет падения добычи со временем, учет 

взаимовлияния скважин. 

• Введение в схему оптимизации цены на продукцию. 


1. У. Кларк. Графики Гантта. Учёт и планирование 

работы. 5-е издание. — Москва: Техника управления, 

1931. 

2. Alex J. Ruiz-Torres, Giuseppe Paletta, Eduardo 

Pe´ rez. Parallel machine scheduling to minimize the 

makespan with sequence dependent deteriorating effects. 

Computers & Operations Research 40 (2013) 2051–2061. 

3. Klaus Jansena, Monaldo Mastrolilli. Approximation 

schemes for parallel machine scheduling problems with 

controllable processing times. Computers & Operations 

Research 31 (2004) 1565 – 1581 

4. Van den Akker J.M., Hoogeveen J.A., van de Velde S.L. 

Parallel machine scheduling by column generation // Oper. 

Res.– 1999.– V. 47, N 6.–P. 862 – 872. 

5. SCIP: Solving Constraint Integer Programs Tobias 

Achterberg. Mathematical Programming Computation, 

Volume 1, Number 1, Pages 1–41, 2009. 

6. Constraint Integer Programming: a New Approach to 

Integrate CP and MIP. Tobias Achterberg, Timo Berthold, 

Thorsten Koch, Kati Wolter, Integration of AI and OR 

Techniques in Constraint Programming for Combinatorial 

Optimization Problems, CPAIOR 2008, LNCS 5015, 

Pages 6–20, 2008 

7. Bland, Robert G. (May 1977). «New finite pivoting rules 

for the simplex method». Mathematics of Operations 

Research. 2 (2): 103–107 

8. Maros, István (2003). Computational techniques of 

the simplex method. International Series in Operations 

Research & Management Science. 61. Boston, MA: 

Kluwer Academic Publishers. pp. 325 

9. Spielman, Daniel; Teng, Shang-Hua (2001). «Smoothed 

analysis of algorithms: why the simplex algorithm usually 

takes polynomial time». Proceedings of the Thirty-Third 

Annual ACM Symposium on Theory of Computing. ACM. 

pp. 296–305. 

• Generalizing the model geometry (distance between 

wells, grouping into pads, into clusters); 

• Introducing job-specific risks and costs; 

• Introducing preparation jobs and equipment 

handling jobs; 

• Making the time step smaller; 

• Accounting for the decline in production over time, 

accounting for well interference; 

• Introducing product prices into the optimization scheme. 

Bibliography 

1. У. Кларк. Графики Гантта. Учёт и планирование 

работы. 5-е издание. – Москва: Техника управления. 

– 1931. [W. Clark. Gantt charts. Work accounting and 

planning. 5th edition. – Moscow: Tekhnika upravleniya. – 

1931.] 

2. Alex J. Ruiz-Torres, Giuseppe Paletta, Eduardo Pérez. 

Parallel machine scheduling to minimize the makespan with 

sequence dependent deteriorating effects. Computers & 

Operations Research 40 (2013) 2051–2061. 

3. Klaus Jansena, Monaldo Mastrolilli. Approximation 

schemes for parallel machine scheduling problems with 

controllable processing times. Computers & Operations 

Research 31 (2004) 1565–1581 

4. Van den Akker J.M., Hoogeveen J.A., van de Velde S.L. 

Parallel machine scheduling by column generation // Oper. 

Res. – 1999. – V. 47, N 6. – P. 862–872. 

5. SCIP: Solving Constraint Integer Programs Tobias 

Achterberg. Mathematical Programming Computation, 

Volume 1, Number 1, Pages 1–41, 2009. 

6. Constraint Integer Programming: A New Approach to 

Integrate CP and MIP 

Tobias Achterberg, Timo Berthold, Thorsten Koch, Kati 

Wolter, Integration of AI and OR Techniques in Constraint 

Programming for Combinatorial Optimization Problems, 

CPAIOR 2008, LNCS 5015, Pages 6–20, 2008 

7. Bland, Robert G. (May 1977). “New finite pivoting rules 

for the simplex method.” Mathematics of Operations 

Research. 2 (2): 103–107 

8. Maros, István (2003). Computational techniques of 

the simplex method. International Series in Operations 

Research & Management Science. 61. Boston, MA: Kluwer 

Academic Publishers. pp. 325 

9. Spielman, Daniel; Teng, Shang-Hua (2001). “Smoothed 

analysis of algorithms: why the simplex algorithm usually 

takes polynomial time.” Proceedings of the Thirty-Third 

Annual ACM Symposium on Theory of Computing. ACM. 

pp. 296–305. 



111

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал - 

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро. 

Экономия 15% при подписке на 2 года! 

Экономия 25% при подписке на 3 года! 

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее 

по эл. почте на info@rogtecmagazine.com 

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом 

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro per year. 

Save 15% by subscribing for 2 years! 

Save 25% by subscribing for 3 years! 

To start the process, complete your details below, scan and e-mail to 

info@rogtecmagazine.com 

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer 

Name / ФИО: 

Company / Компания: 

Position / Должность: 

Address / Адрес: 

Telephone / Тел.: 

Fax / Факс: 

Email / Эл. почта: 

ROGTEC 55

7-й RDCR Скважинный Инжиниринг 

11 Апреля 2019 

Отель Балчуг Кемпински, Москва 

• Ведущий российский форум для буровых профессионалов 

• Свыше 250 высококвалифицированных представителей ведущих 

российских нефтегазовых и буровых компаний 

• Презентации по технологиям бурения от российских и 

международных нефтегазовых операторов 

• Технологически ориентированные дискуссии за круглыми столами 

ЗАЯВИТЕ О СВОЕМ УЧАСТИИ УЖЕ СЕЙЧАС! 

+34 951 388 667 

www.rdcr.ru

ROGTEC Magazine Issue 55

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?