Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010



страница3/26
Дата14.08.2018
Размер4.97 Mb.
#43861
ТипТезисы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   26

Теплофизические свойства горных пород, и в частности теплопроводность, играют существенную роль в структуре теплового поля земной коры. Они определяют процессы, связанные с поисками, разведкой, разработкой нефтяных и газовых месторождений.


Описывается устройство, основанное на методе параллельных пластин с тепловой защитой, позволяющее исследовать теплопроводность жидкостей, газов и твердых тел в интервале температур 200-700K при различных давлениях, и особенно, в окрестности фазовых переходов. Устройство содержит измерительный блок и измерительную ячейку. Измерительный блок изготовлен из меди, константана и асбоцемента. В нем за счет наличия охранной системы, создается направленный поток тепла от внутреннего нагревателя через слой исследуемого вещества сверху вниз к „холодильнику”. Тепловые потери от внутреннего нагревательного блока контролируются тремя охранными стаканами: двумя металлическими - константановыми, и расположенным между ними основным стаканом, изготовленным из теплоизолятора - асбоцемента. Дифференциальная термопара, образованная внутренним нагревательным, наружным компенсационным блоками и охранными константановыми стаканами регистрирует интегральную разность термоэлектродвижущей силы между поверхностями охранного асбоцементного стакана. С одной стороны от охранных стаканов располагается рабочий нагреватель, с другой – компенсационный. Регулировкой мощности компенсационного нагревателя добиваемся того, чтобы в цепи дифференциальной термопары медь – константан – медь, значение тока было сведено к нулю, тем самым добиваемся отсутствия градиента температуры и компенсации потерь тепла на охранном стакане – теплоизоляторе. Ячейка состоит из двух металлических дисков. Верхний диск условно называется „горячей” пластиной, а нижний - „холодильником”. Боковая стенка „горячей” пластины ячейки имеет продолжение и условно называется перемычкой. В „горячей” пластине и „холодильнике” размещены термопары Т2 и ΔТ. Термопара Т2 показывает температуру „холодильника”, а термопара ΔТ – перепад температуры в слое исследуемого вещества. При измерении теплопроводности исследуемое вещество полностью герметизировано в зазоре между пластинами и перемычкой. Ячейка размещается под измерительным блоком, и помещается в автоклав. Погрешность устройства для измерения теплопроводности, не превышает ± 1,2 %.
Итоги геолого-геофизических работ ООО «Газфлот» в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа

Пискунов Р.А.

(ООО «Газфлот»)

Несмотря на экономический кризис, затронувший практически все отрасли экономики, геологоразведочные работы по освоению северных территорий продолжаются. Основная роль здесь отводится Ямало-Ненецкому Автономному округу (ЯНАО), где на его территории открыты 219 площадей углеводородного сырья. Из них 158 еще требуют доразведки. В настоящее время Ямалу нет альтернативы в поставке газа, как в ныне действующую систему газоснабжения, так и в экспортные трубопроводы.

Начиная с 1995 года ООО «Газфлот», являющееся дочерним специализированным предприятием ООО «Газпром», выполняет геологоразведочные работы по его программам в Арктических морях – на Печорском шельфе Баренцевого моря, в Обской и Тазовской губах.

В 2009 году обществом выполнялись полевые сейсморазведочные работы 3D на Тота-Яхинском, Антипаютинском, Семаковском, Каменномысском-море месторождениях. В данной статье будет рассмотрены сейсморазведочные работы 3Д (транзитная зона) в Тазовской губе на Тота-Яхинском месторождении, находящемся в Тазовском районе ЯНАО. Площадь работ расположена в 300 километрах севернее Полярного круга. Границы транзитной области в 260 кв. км охватывают по контуру акваториальную часть Тазовской губы вплоть до ее береговой линии.

Задачами полевого этапа работ являлись:

- детализация структурных планов сеноманского, готерив-валанжинского и юрского комплексов отложении;

- увязка куба данных с последующим этапом выполнения сухопутных сейсморазведочных исследований.

На этапе проектирования учитывалась мощность осадочного чехла на площади исследований, принятая 6000-10000 метров.


Построение трехмерной геологической модели участка пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти одного из месторождений тимано-печорской НГП

Руднев С.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Изучаемое нефтяное месторождение является одним из уникальных месторождений нефти в России. Разработка пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти ведется с 1977 года. Вязкость нефти в залежи достигает величины 710 мПа*с.

Для построения трехмерной геологической модели была выполнена детальная корреляция 83 скважин одного из участков пермокарбоновой залежи. В пределах изучаемого разреза карбонатных отложений выделено 30 пачек.

Верхние пачки (9-11) развиты очень неоднородно, на юго-западе изучаемого участка они имеют максимальные толщины, тогда как к северо-востоку практически или полностью выпадают из разреза. Нижележащие пачки (0-8) развиты более однородно.

Коллекторы на участке залежи представлены известняками, доломитами. В пределах залежи выделяются 3 типа коллекторов: поровый, порово-каверновый и порово-трещинный. Для каждого из них был построен свой собственный куб литологии в пределах общего куба литологии.

В строении моделируемого участка выделяется следующая зональность для коллекторов всех типов. Коллекторы, в основном, развиты в верхних пачках, тогда как в нижней части разреза преобладают плотные породы.

Порово-каверновый тип коллекторов преобладает в нижней и средней части изучаемого разреза, тогда как в верхней части практически не встречается. Порово-трещинный тип коллектора не имеет какой-либо закономерности распространения, и встречается в единичных скважинах.

Для каждого типа коллектора построен свой куб пористости. Так как поровая составляющая присутствует в каждом типе коллектора, то куб межзерновой пористости был получен для всех трех типов. Куб каверновой пористости построен для порово-кавернового типа, а трещинная пористость получена в порово-трещинном коллекторе. Межзерновая пористость изменяется от 7 до 33%, каверновая – от 2 до 13%, трещинная до 1%.

Для построения куба нефтенасыщенности была использована зависимость изменения коэффициента нефтенасыщенности с высотой залежи. Коэффициент нефтенасыщенности резко увеличивается до 0,8 в абсолютных отметках от -1310 до -1305м, а затем остается практически постоянным, немного увеличиваясь к сводовой части моделируемого участка.

В процессе проведенной работы рассмотрено геологическое строение изучаемого участка пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти. Сложное строение участка связано с развитием биогермных тел по разрезу и по площади, моделирование которых является следующим этапом научных исследований.


Исследование упругих свойств горных пород

динамическими и статическими методами

при моделировании пластовых условий

Веселов М.Ф., Дубков А.А.

(ФГУП «ВНИГНИ»)

Упругие свойства горных пород, как и всех твердых тел, характеризуются следующими величинами: модуль Юнга Е, модуль сдвига G, коэффициент объемного сжатия К (или обратная ему величина - коэффициент сжимаемости ) и коэффициент Пуассона п.

Упругие характеристики твердых тел определяют статическими и динамическими методами. Статические методы (или изотермические) основаны на измерении деформаций под влиянием напряжений при различных видах нагрузки образцов. Динамический метод (адиабатический) основан на получении характеристик распространения ультразвуковых продольных и поперечных упругих волн и нахождения известных параметров упругих свойств по их соотношениям и величине объемной плотности об.

Целью данной работы являлось сравнение основных упругих характеристик (п, Е) горных пород, измеренных статическими и динамическими методами в лабораторных условиях при моделировании пластовых условий залегания пласта.

Объектом исследования являлись карбонатные породы пермо-карбоновых отложений двух нефтяных месторождений Ненецкого автономного округа и Оренбургской области.

Динамическим способом основные упругие свойства пород определялись в лаборатории петрофизики, а данные измерения упругих свойств, выполненные статическими методами, - в лаборатории экспериментальной геомеханики.

На основании выполненных исследований можно сделать следующие выводы:

- величины коэффициентов Пуассона, измеренных обоими методами, в целом соответствуют друг другу.

- модули Юнга, определенные статическим методом, меньше, чем модули Юнга, определенные динамическим методом.
ГРАВИРАЗВЕДОЧНЫЕ И СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ПО ИЗУЧЕНИЮ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ

Геник И.В.

(Горный институт УрО РАН)

Поисково-разведочный этап работ на нефть и газ в Пермском крае характеризуется следующими особенностями: малые запасы новых месторождений; увеличение доли трудноизвлекаемых запасов; сложные геологические условия в наиболее перспективных районах; внедрение комплекса новых геофизических технологий, позволяющих дать детальное представление об особенностях месторождений и структур. Совершенствование комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ связано с более полным использованием при изучении наиболее перспективных площадей и объектов возможностей «легких» геолого-геофизических методов, в первую очередь гравиразведки, а также привлечением дополнительной информации о строении осадочных толщ, которую дают другие геофизические методы, в частности акустический каротаж.

В настоящее время в Горном институте имеется многолетний опыт применения геофизического комплекса как при поисковых работах - совместное использование гравиразведки и сейсморазведки 2D в Верхнепечорской депрессии и Юрюзано-Сылвенской депрессии, так и при разведке месторождений – гравиметрия и пространственная сейсморазведка (сейсморазведка 3D) в Косьвинско-Чусовской седловине (Верх-Истокское месторождение) и Соликамской депрессии (Шершневское и им. Архангельского месторождения).

Соликамская депрессия (СолД) является одним из наиболее нефтеперспективных регионов в Пермском Прикамье. Поиски и разведка месторождений углеводородов на данной территории затруднены вследствие сложного геологического строения: нижнепермских рифов и соляной толщи; дополнительным фактором, затрудняющим проведение работ на нефть и газ, являются развитая речная сеть, значительная заболоченность. Ряд месторождений и структур законсервирован или недоразведан вследствие нахождения в санитарно-охранной зоне водозаборов и на участках промышленных запасов Верхнекамского месторождения калийных солей.

В СолД поисково-разведочные работы на нефть и газ вначале выполнялись, в основном, на участках отсутствия калийной толщи, позднее и в пределах калийной залежи был выявлен ряд структур по верхнедевонско-турнейским отложениям. Роль гравиметрии связана с изучением тектонического и плотностного строения территории, гравиметрическим сканированием различных интервалов глубин (кровля тульских терригенных и артинских карбонатных отложений, соляной толщи) и выделением локальных объектов.
Классификация сложных коллекторов углеводородов Западной Сибири, их литолого-емкостные и фильтрационные модели

Боркун Ф.Я.

(ФГУП «ЗапСибНИИГГ», г. Тюмень)

Все многообразие сложных коллекторов чехла и фундамента Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна предлагается дифференцировать по трем основным литолого-физическим параметрам:

1) по вещественному составу твердой фазы скелета и цемента;

2) по соотношению и роли фильтрационно-емкостных характеристик коллектора;

3) по типу внутриемкостного флюида коллектора.

По вещественному составу твердой фазы коллекторов в Западной Сибири встречены:

- заглинизированные коллектора

- органосодержащие коллектора ( с гумусовой и сапропелиевой органикой)

- карбонатные коллектора

- пиритосодержащие коллектора

- глауконитосодержащие коллектора

- бокситосодержащие коллектора

- цеолитосодержащие коллектора

- коллектора «кор выветривания».

По структуре фильтрационно-емкостных свойств могут быть выделены:

- тонкопоровые

- трещинные

- порово-трещинные

- порово-кавернозные

- трещинно-кавернозные

- каверно-поровые.

По типу внутрипорового флюида следует выделить:

- коллектора с аномально низкой минерализацией пластовых вод (менее 5,0 г/л)

- засолоненные коллектора

- гидратсодержащие коллектора

- многолетнемерзлые породы.

При литолого-емкостном моделировании сложных коллекторов определяется объемный вклад каждого i-го компонента: кварца, полевого шпата, обломков пород, глинистого, карбонатного цемента, открытой и эффективной пористости.
ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ, НАСЫЩЕННОЙ УГЛЕВОДОРОДОМ

Гусейнов Г.Г.

(Учреждение РАН, Институт физики

Дагестанского научного центра РАН)

Исследования теплопроводности () пористых сред, насыщенных жидкостями необходимы: для моделирования фундаментальных основ вытеснения нефти из пластов; изучения структуры теплового поля земной коры, и процессов, связанных с поисками, разведкой, разработкой нефтяных и газовых месторождений; способствует расширению задач термокаротажа.

Измерения  пористой среды проведены методом плоского горизонтального слоя, с погрешностью, не превышающей 1.2%.

В работе обоснован выбор модельных объектов исследования пористых проницаемых спеченных материалов из стекла.

Образцы имели диаметр 0,042м. и толщину 0,003м.

В работе, приведены результаты экспериментального исследования эффективной теплопроводности (эфф) пористого стекла, с размерами пор 160 мкм, насыщенного н-гептаном (С7Н16) в интервале температур 290-370K и давлениях 1.333Па-10МПа. Выявлены механизмы передачи тепла, изучалось влияние температуры и давления, оценивалась роль молекул С7Н16, находящегося внутри пор, на поведение эфф пористого стекла.

Построены графики зависимостей эфф от температуры и давления, которые показывают, что с увеличением температуры эфф пористого стекла, насыщенного С7Н16 растет, кроме того, она растет и с увеличением давления от 0.1МПа до 10МПа. Рост эфф в зависимости от температуры, для пористого стекла, насыщенного С7Н16 составляет 11,03%, и что рост эфф происходит почти по линейному закону.

Анализ результатов измерения показывает, что эфф пористой среды насыщенной С7Н16 в основном осуществляется  основы-скелета пористого материала-стекла, и имеет место фононный механизм передачи тепла.

Теплопроводность пористого образца насыщенного С7Н16 меньше  стекла, из которого она изготовлена. Это по нашему мнению можно объяснить за счет возникновения теплового сопротивления-искривления линий теплового потока и их стягиванием к точкам касания зерен.

Приведены сравнения эфф пористого стекла, одних и тех же образцов, насыщенных н-пентаном, н-гексаном, н-гептаном, н-деканом.

Сделан вывод о влиянии молекулярного веса насыщающей жидкости на эффективную теплопроводность.
РАЗЛОМНО-БЛОКОВАЯ МОДЕЛЬ ЮЖНОГО СКЛОНА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (НА ПРИМЕРЕ ЯРАКТИНСКОГО И АЯНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ)

Постникова О.В., Пошибаев В.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Ярактинское и Аянское месторождения расположены на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы юга Сибирской платформы. Основные запасы углеводородов связаны с нижневендскими продуктивными отложениями, залегающими на породах фундамента. Особенностями строения исследуемых месторождений является сложность геологического строения, заключающаяся в литологической неоднородности продуктивных отложений, изменчивости стратиграфического объема, состава, а также в наличии сложной разломно-блоковой структуры.

Исследуемые объекты характеризуются высокой степенью гетерогенности разломно-блоковой структуры, обусловленной сочетанием нескольких систем разломов различной ориентировки. В пределах исследуемых месторождений по данным космодешифрирования, анализа данных магнито- и гравиразведки А.В. Постниковым, В.И. Рыжковым было закартировано 5 диагональных взаимно-ортогональных систем разломов. Идентификация сразу пяти систем на территории месторождений свидетельствует о сложности тектонического строения объектов и непростой истории геодинамического развития исследуемого региона.

Блоковое строение месторождений подтверждается также различным гипсометрическим положением флюидных контактов.

Нижневендские продуктивные отложения в пределах исследуемых месторождений перекрыты мощными кембрийскими соленосными отложениями усольской, бельской, ангарской свит. В усольской свите в разрезе наблюдается несколько уровней внедрения трапповых силлов. Внедрение трапповых силлов, вероятно, происходило в позднепалеозойское время по магмаподводящим каналам, находившихся в пределах зон разломов. Изучение распространения уровней трапповых силлов в разрезе и по площади, а также изучение изменения их мощности позволило выявить зоны разломов, по которым имели место проявления траппового магматизма. Выделенные зоны разломов показали хорошую сходимость с разломно-блоковой моделью, построенной по данным космодешифрирования, данным магнито- и гравиразведки. Местоположение разломов также подтверждается наличием положительных аномалий в распределении толщин соленосных отложений усольской, бельской и ангарской свит. Изменение мощностей соленосных отложений связано с проявлением соляной и разломно-блоковой тектоники.
ПРИНЦИПЫ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ

Гудымов А.В.

(ОАО «Газпром промгаз»)

Освоение нефтегазоносных бассейнов характеризуется значительной динамикой оценки углеводородного потенциала. В системе платного недропользования на всех стадиях поисково-разведочных работ (ПРР) кроме количественной оценки ресурсного потенциала исследуемого региона возникает необходимость проведения и экономической оценки ценности недр, в основе которой лежит количественная оценка углеводородного. В следствии этого возникает насущная необходимость проведения постоянного геолого-экономического мониторинга.

Геолого-экономический мониторинг состояния сырьевой базы углеводородов – это сумма методов, технологических приемов и программ комплексной оценки объекта исследования, начиная с момента определения перспектив его нефтегазоносности и кончая определением основных направлений поисково-разведочных работ.

Разработанная методика применима на ранней стадии изучения объекта, когда требуется определить и дифференцировать основные направления ПРР и включает: количественную оценку начальных потенциальных ресурсов объекта исследований, определение перспективных территорий с наибольшими прогнозными ресурсами и выделение участков предпочтительных для приобретения прав недропользования, геолого-экономическую оценку ресурсов этих территорий и определение первоочередных направлений геологоразведочных работ.

Последний этап разработанной методики – ранжирование локальных объектов на исследуемой территории по степени предпочтительности. Этим этапом завершается технологическая цепочка исследований, согласно которым разрабатывается план ПРР региона (комплекса пород) и проводятся геолого-разведочные работы согласно этому плану. Полученная геолого-геофизическая информация анализируется и интерпретируется геологами – экспертами, что расширяет их знания о исследуемом регионе или комплексе пород и позволяет уточнить качественную и количественную оценку его сырьевой базы, а также снизить неопределенности при определении зон наивысших остаточных перспектив газонефтеносности и провести уточненную геолого-экономическую оценку локализованных ресурсов, т.е. цепочка геолого-экономического мониторинга получает обратную связь.

В дополнение к общей схеме при необходимости проводится предварительная оценка инвестиционной привлекательности проектов освоения прогнозируемых к открытию газовых месторождений.


Структура адаптивной интерпретации

данных комплекса ГИС

Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Результаты петрофизического моделирования способствуют выявлению и обобщению закономерностей, обнаруживающихся в многообразии накопленных эмпирических данных. В первую очередь, такие закономерности установлены для гранулярных коллекторов. Инструментом их выявления являются петрофизические модели остаточной водо- и нефтенасыщенности, эффективной (динамической) пористости, и принцип петрофизической инвариантности. Модели используют минимальное число физически измеримых переменных («характеристических параметров») при обеспечении высокой точности описания разнообразия свойств коллекторов, неоднородных по морфологии и минеральному составу.

По характеристическим параметрам производится адаптивная настройка интерпретационных алгоритмов (путем использования керновых данных для построения петрофизической модели, или привлечением априорной петрофизической информации по объекту моделирования - при дефиците или отсутствии керновых данных).

Интерпретационным параметром является петрофизический инвариант (нормированные эффективная или динамическая пористости), взвешенный по вкладам «однометодных» погрешностей каждого метода.

Принципиальные позиции адаптивной технологии представлены на следующей схеме:

Настоящая технология обеспечивает настройку интерпретационных алгоритмов на состав и свойства компонент твердой фазы коллекторов, свойства промывочной жидкости в скважине, минерализацию пластового флюида. Настройка не требует наличия в разрезе опорных пластов, достаточно располагать пластами коллекторов, охватывающих основной диапазон изменения ФЕС.


ИЗУЧЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЛАБОРАТОРНЫМИ МЕТОДАМИ

Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н.

(ООО «ПечорНИПИнефть» , РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Анизотропия пластовых систем проявляется в анизотропии физических свойств, определяемых различными методами. В основе изучения анизотропии физических свойств лежит тензорное представление свойств и используется известный принцип Неймана, согласно которому симметрия любого физического свойства должна включать в себя элементы симметрии исследуемого материала. Для коллекторов нефти и газа такими элементами являются: ориентация зерен, направленность поровых каналов и др. Принцип Неймана предполагает однородность элементов симметрии в объеме исследуемого образца. Однако для сложнопостроенных карбонатных коллекторов может быть несколько элементов симметрии – симметрия гранулярных пор, зёрен, трещин и каверн. Эти элементы могут образовывать свои преимущественные направления симметрии, которые меняются в зависимости от объема изучаемых кернов.

Для выявления области применимости принципа Неймана проводились изучения анизотропных свойств газопроницаемости и скорости распространения упругих волн на полноразмерных образцах керна. Проведённые экспериментальные исследования показали, что помимо вертикальной анизотропии для коллекции образцов характерна азимутальная анизотропия в плоскости напластования. Проницаемость в различных направлениях кратно отличается. Исследования интервального времени в различных направлениях показали, что имеются корреляционные зависимости между направленной проницаемостью и временем распространения упругих волн по направлению. В сложнопостроенных каверново-пористых образцах отмечены случаи отсутствия корреляции между анизотропными свойствами, что требует специальных исследований.
ОСОБЕННОСТИ ГЕОДИНАМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ В СЕЙСМООПАСНЫХ РЕГИОНАХ НА ПРИМЕРЕ КАМЧАТКИ

Ившина Е.В., Силантьев Ю.Б.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В настоящее время нефтегазоносные площади Западной Камчатки являются первоочередными для ОАО «Газпром» объектами освоения. Проводится разведка и разработка четырех газоконденсатных месторождений западного побережья Камчатки. В ближайшие годы планируются к проведению ГРР нефтегазоперспективные площади побережья и шельфа Западной Камчатки. Основные потребители газа расположены в районе г. Петропавловска-Камчатского. В 2010 г. ожидается ввод в эксплуатацию магистрального газопровода «Соболево – Петропавловск-Камчатский», который протягивается вдоль западного побережья Камчатки, а затем, примерно на широте города пересекает южную часть Камчатки до ее восточного побережья.

В тектоническом плане Камчатский регион представляет собой активную континентальную окраину (зону субдукции близкого к японскому типа), для которой характерна высокая сейсмическая и вулканическая активность. Обстановка осложняется тем, что в районе Командорских островов и Камчатского полуострова расположено сочленение Курило-Камчатской и Алеутской зон субдукции.

Несмотря на то, что западное побережье Камчатки достаточно удалено от собственно зоны контакта тектонических плит, в районе действующих месторождений возможны редкие магнитудой до 4-4,5 землетрясения, которые могут вызвать аварии и разрушения газодобывающей инфраструктуры, том числе нарушение затрубного пространства продуктивных скважин. По-другому прогнозируется ситуация с магистральным газопроводом до г. Петропавловска-Камчатского. Южная его часть, которая пересекает Южную Камчатку до восточного побережья, проходит через самые сейсмически и вулканически активные районы Камчатки. Таким образом, наблюдается необходимость формирования системы геодинамического мониторинга.

Представляется целесообразным для снижения инженерно-геологических рисков создание:


  • площадного Западно-Камчатского геодинамического полигона на территории Кшукского и Нижне-Квакчикского ГКМ и Северо-Копаковского лицензионного участка;

  • формирование линейного геодинамического полигона вдоль трассы магистрального газопровода.

Предлагаемая система должна иметь комплексную структуру, в том числе быть обеспечена высокоточным лазерным нивелированием, сетью геомеханических датчиков, сетью пунктов GPS наблюдений.
МЕТОДОЛОГИЯ ПРЕДИНВЕСТИЦИОННОГО АНАЛИЗА ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕРРИТОРИЙ АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Ковалёва Е.Д.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Эффективность реализации долгосрочных инвестиционных программ по освоению ресурсов углеводородов (УВ) крупных территорий (нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей) зависит от множества факторов. Одним из таких базовых факторов является достоверность оценки ресурсов УВ перспективных территорий. В качестве одного из показателей достоверности региональных оценок в большинстве случаев рассматривается разведанность начальных суммарных ресурсов (НСР). Очевидно, что чем выше разведанность, тем достовернее оценка НСР. Однако, комплексным статистическим параметром, характеризующим состояние освоенности (и очевидно достоверности оценки) является структура НСР УВ.

В 2001-2005 гг. В.И. Старосельский для оценки достоверности НСР предложил использовать следующие показатели: интервал неопределенности (ИН) и интервал относительной неопределенности (ИНО). Предлагаемый автором вариант вероятностной кластеризации ресурсов (по вероятностям Р95, Р75, Р50, и Р5, приуроченным собственно к интервалам категорий запасов и ресурсов Qнак+АВС1, Qнак+АВС1С2, Qнак+АВС1С2С3 и НСР) позволяет проводить априорный анализ достоверности оценок НСР имеющихся приближений.

Наибольшей величиной ИНО характеризуется оценка НСР УВ Гыданской НГО, что обусловлено меньшей изученностью данного региона. На это в частности указывает анализ структурной сбалансированности НСР (вариант графической оценки), методика которого предложена В.П. Орловым в 1993-1995 гг.

Проведенный анализ достоверности оценок НСР основных НГК рассматриваемых субъектов указывает на низкую достоверность оценок УВ – потенциалов юрского и неоком-ачимовского нефтегазоносных комплексов и слабоизученной территории Гыданской НГО.

Моделирование вероятностной кластеризации НСР, анализ на ее основе, достоверности оценок НСР, анализ их структурной сбалансированности, позволяет оценивать интервальные (минимальный и максимальный) объёмы ГРР, в первую очередь буровых работ, величин возможного прироста запасов УВ промышленных категорий, следовательно, его следует рассматривать в качестве составляющих методологии прединвестиционного анализа реализации крупных (региональных) нефтегазовых программ.


ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Давыдова О.П.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

При длительной эксплуатации скважин на больших депрессиях возникает неоднородно напряженное состояние пород из-за уменьшения пластового давления в коллекторе по отношению к вмещающим глинам. Этот процесс приводит к необратимому уплотнению вмещающих глинистых пород, возрастающему по мере приближения к стенке скважины в соответствии с создаваемой в пласте воронкой депрессии.

Для оценки данного эффекта разработана методика, в основу которой положено сопоставление кажущейся пористости пород, рассчитанной по геофизическим методам (электрическим и нейтронным), зарегистрированным до начала ввода скважины в эксплуатацию, и методам, зарегистрированным в обсаженном стволе после периода длительной эксплуатации скважины с большой депрессией (акустический). Изменения кажущейся пористости во вмещающих глинах в радиусе исследования методов достигают нескольких процентов.

Анализ поведения покрышек и глинистых перемычек на подземных хранилищах газа, подвергающихся сезонным знакопеременным нагрузкам в периоды отбора и закачки газа, показал, что за период 2-3 месяца при изменении пластового давления на 4-6 МПа существенных изменений в вмещающих глинистых породах не происходит. В эксплуатационных скважинах, подвергающихся длительному снижению давления, по данным ГИС отмечается устойчивый эффект необратимого уплотнения вмещающих глинистых пород.

Такой анализ проведен для пластов группы АВ Ватьеганского месторождения и пластов БВ Повховского месторождения. Наибольший эффект необратимого уплотнения глин установлен для менее уплотненных пластов группы АВ. Показано, что снижение пластового давления отмечается не только в интервалах перфорированных пластов, но и в неперфорированных проницаемых пропластках, отделенных от основного пласта глинистыми перемычками, что свидетельствует о гидродинамической сообщаемости данных объектов и требует учета при построении гидродинамических моделей залежей.

Неравномерное напряженное состояние пород, сформировавшееся в процессе длительной эксплуатации, оказывает существенное влияние на эффективность ГРП. Контроль за ГРП методом волнового акустического каротажа показал, что трещина ГРП в вертикальном направлении часто развивается несимметрично относительно интервала перфорации, а преобладает направление в сторону пород с пониженным поровым давлением.


Уточнение тектонического и нефтегазогеологического

районирования Денисовского прогиба

в рамках лицензионного участка ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Носов А.П., Савельева А.А., Борщевская Н.И.

(ООО «ПечорНИПИнефть»)

В связи с приобретением огромного Денисовского лицензионного участка, характеризующегося слабой изученностью сейсмическими исследованиями и поисковым бурением, в настоящее время ООО «ЛУКОЙ-Коми» выполнен большой объём по переобработке в единой системе «PROMAX» ранее проведённых сейсмических материалов 2D, выполнены новые сейсморазведочные работы 2D, а также 3D на подготовленных структурах и выявленных залежах. Кроме того, проведённое поисковое бурение позволило открыть месторождения с залежами в отложениях верхнего девона и среднего карбона.

По результатам проведённых геологоразведочных работ представляется возможным уточнить тектоническое районирование в пределах лицензионного участка.

Участок расположен в пределах Денисовской впадины и прилегающей западной части Колвинского мегавала. В Денисовской впадине уточнены границы между следующими тектоническими элементами II порядка: Тибейвисской депрессии – с запада, Лайского вала – в центральной части, Верхнелайской депрессии – с востока и Лодминской перемычки – на юге, отделяющая Денисовскую впадину от Большесынинской, что позволяет оценить по новому перспективы нефтегазоносности входящих в них подготовленных и выявленных структур.


ТЕХНОЛОГИИ СЕЙСМОГРАВИТАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Кобрунов А. И., Кулешов В. Е., Шилова С. В.

(Ухтинский государственный технический университет)

Прогноз нефтегазоносности основывается на физико-геологических моделях сред, получаемых при анализе геолого-геофизических данных. От того насколько достоверно и полно изучены эти модели, зависит эффективность всех последующих геологоразведочных работ на нефть и газ.

Разрабатываемые технологии сейсмогравитационного моделирования относятся к процедурам, реализующим методы извлечения информации из геолого-геофизических данных на основе совместной сейсмогравитационной инверсии, основанной на критериальном подходе. Построение согласованных скоростных и плотностных моделей обеспечивает существенное повышение достоверности результатов геологического моделирования за счет эффекта синергизма, связанного с рассмотрением модели среды как системы со взаимозависимыми параметрами.

Технологическое решение задачи совместного моделирования реализовано в совокупности программных продуктов GCIS, SIGMA, GRAN и GeoVIP, имеющих модульную структуру и обеспечивающих подключение дополнительных вычислительных модулей, подготовку и визуализацию данных.

В настоящее время совершенствуются алгоритмы и вычислительные схемы эволюционно-динамического подхода к моделированию:


  • выполняются тестовые расчеты и расчеты на реальном материале;

  • разработаны теоретические основы новых вычислительных схем и алгоритмов в которых обеспечивается прямое моделирование движения вещества, и динамики структур с использованием геофизических полей как краевых условий, доопределяющих геодинамические параметры развития модели;

  • выработаны типовые модели с распределенными параметрами для задач нефтегазовой геофизики и формируется база данных для последующего моделирования;

  • выполняется совершенствование программно-алгоритмического обеспечения обеспечивающего реконструкцию распределенных параметров литосферы на основе эволюционно-динамических принципов.

Созданная технология апробирована при построении сейсмогравитационных моделей различных нефтегазоносных районов.

Работы выполняются при поддержке ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.



ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ В ПРЕДЕЛАХ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В.Н. Бородкин, Комгорт М.В., Латышев А.В., Мельников А.В.

(ТГНГУ, г. Тюмень)

Методический подход при выборе основных зон концентраций поисково-оценочных работ складывается из нескольких направлений.

На начальных этапах исследований по нефтегазоносным комплексам (НГК) составляются карты плотностей ресурсов углеводородов (УВ), выделяются зоны с наиболее высокой плотностью ресурсного потенциала.

Далее производится сопоставление между собой карт плотностей по различным НГК, выделяются зоны совпадения в плане с наиболее высокой плотностью ресурсов УВ, т.е. выделяются зоны нефтегазонакопления.

Следующее направление исследований связано с детализацией строения НГК, включающее расчленение их на сейсмофациальные комплексы (резервуары, клиноформы).

По резервуарам в юрском и неокомском НГК и клиноформам ачимовского НГК составляется комплект карт характеризующих их геологическое строение, а также карты перспектив нефтегазоносности, на которых отображена структурная основа, вынесены контуры всех выявленных залежей УВ и перспективных объектов.

Следующим этапом при выборе зон концентрации или положения проектных поисково-оценочных скважин является анализ карт перспектив нефтегазоносности по резервуарам юры, неокома и клиноформам ачимовской толщи. Данный анализ заключается в сопоставлении в плане карт резервуаров и клиноформ и выделение первоочередных участков, отвечающих совпадению в плане перспективных объектов по различным стратиграфическим уровням.

Анализ карт плотностей ресурсов УВ ачимовского и неокомского НГК показал, что зоны с наиболее высокой плотностью по обоим комплексам отвечают южной части Гыданской нефтегазоносной области (НГО), Большехетской впадине, Уренгойскому и Пурпейскому нефтегазоносным районам (НГР). Именно с данными зонами связан основной объем планируемого поисково-оценочого бурения. По среднеюрскому НГК наиболее высокие плотности УВ приурочены к Гыданской НГО, северной части Большехетской впадины, Тазовскому полуострову и Нерутинской впадине. Исходя из вышеизложенного, выбраны основные направления и намечены объемы глубокого бурения. Большая часть скважин одновременно решает задачу оценки перспектив нефтегазоносности юрского, ачимовского и неокомского НГК. Такой подход снижает степень риска бурения «пустых» скважин, соответственно, увеличивает величину подготовки промышленных запасов УВ.



ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ТАТАРСТАНА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Малофеев В.В.

(ТатНИПИНефть)

В регионе деятельности ОАО «Татнефть» выявлено 149 залежей высоковязких нефтей, освоение которых сдерживается ввиду отсутствия высокоэффективных технологий разработки. Полигоном для отработки различных технологий являются Ашальчинское и Мордово-Кармальское месторождения. На Ашальчинском месторождении испытывались следующие технологии:

- паротепловое воздействие на обращенном семиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м с 1989 по 1993 гг. и в 2001, 2002 гг.;

- парогазовое воздействие на обращенном девятиточечном элементе 533 с расстоянием между скважинами 100 м в 1991 г.

Реализация технологий закачки теплоносителя в вертикальные скважины связана с проблемами: пласт не принимает закачиваемые флюиды вследствие исходной низкой приемистости пласта, языкообразования из-за малой подвижности тяжелой нефти, выноса песка. Кроме того, при разработке с использованием вертикальных скважин требуется применение плот В связи с этим, в настоящее время весьма актуальным и рациональным направлением улучшения использования трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей является переход на системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин (ГС). Горизонтальные скважины в настоящее время широко используются в процессах добычи тяжелых нефтей и природных битумов в США, Канаде и Венесуэле.

Основное преимущество ГС по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора, увеличить производительность, ускорить добычу и сократить конусное обводнение. Несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование горизонтальных технологий для разработки месторождений тяжелой нефти является высокоэффективным мероприятием.

При разработке залежей с тяжелой нефтью или залежей, имеющих низкую подвижность, горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления, что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка. Использование данной технологии повышает эффективность закачки пара - увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к увеличению площади дренирования скважины.

Геологические условия формирования углеводородных скоплений в бассейне Шонхонг континентального шельфа СРВ

Литвинова Е.А.

(ОАО «Газпром»)

Кайнозойский осадочный бассейн Шонгхонг занимает большую часть залива Бак-Бо в северной части континентального шельфа Южно-Китайского моря. В пределах бассейна выделено множество мелких структур – Ханойский прогиб, впадина Хуэ, Центральный прогиб и др. Бассейн имеет удлиненно-вытянутые очертания, опоясывая контуры береговой линии; на востоке ограничен разломом Шонгло, на севере и западе – береговой линией Вьетнама. Степень геолого-геофизической изученности не достаточно высокая. Рассматриваемая территория опоискована как минимум десятью скважинами, обнаружившими газовые и газоконденсатные залежи. Однако крупные открытия, видимо, ожидаются в будущем. По прогнозной оценке, основанной на анализе общегеологической ситуации и опыте поисково-разведочных работ в Кыулонгском, Южно-Коншонском, Малайском, Саравакском и в прилегающих к ним бассейнах, можно сделать однозначный вывод о высоких перспективах нефтегазоносности Шонгхонского бассейна. Углубление и расширение фронта поисково-разведочных работ неизбежно должно привести к открытию новых месторождений нефти и газа.

В строении рассматриваемого осадочного бассейна участвуют три в различной степени дислоцированных комплекса пород (структурных этажей): кайнозойский, докайнозойский и докембрийский-раннепалеозойский (кристаллический фундамент).

Кайнозойский комплекс является наиболее изученным, стратифицированным и представлен осадочными породами преимущественно олигоцен-миоценового возраста.

Докайнозойский комплекс представлен известняками девона (северо-восточная часть бассейна), кристаллическими сланцами кембрия и эффузивными образованиями мезозойского возраста (базальты, туфы, туффиты).

Докембрийский-раннепалеозойский комплекс наименее изучен. Наличие комплекса прогнозируется данными полевой геофизики в акватории и доказано на суше исследованиями выходов на поверхность массивов магматических и метаморфических пород – гнейсов, сланцев, амфиболитов, кварцитов, гранитоидов, измененных вулканитов и т.д. На шельфе породы кристаллического фундамента образуют сложную блоковую структуру и залегают на глубине порядка 16 км. Докембрийский-раннепалеозойский комплекс представляется наиболее интересным для изучения, т.к. в данном регионе на сегодняшний день вопрос образования очагов генерации углеводородов остается дискуссионным.

Определяющую роль в формировании структуры бассейна Шонгхонг сыграли процессы рифтогенеза. По данным Тиена Х.Д. начало этих процессов соответствует Гонхоайской фазе тектонических движений литосферных плит (245-208 млн. лет), наиболее интенсивное проявление соответствует фазе Кана (97-60,5 млн. лет).

Бассейн Шонгхонг расположен в зоне сочленения Индо-Австралийской, Тихоокеанской и Евразийской литосферных плит, что обуславливает высокую степень его тектонической напряженности; в системе классификации крупных тектонических элементов рассматриваемого региона отвечает структуре I порядка. Особенностью структуры является различие в строении юго-западного и противоположного северо-западного бортов: юго-западный борт, обращенный к блоку мезозоид Индокитая, тектонически менее напряжен и имеет относительно пологие склоны, северо-восточный борт имеет крутопадающие ступенчатые склоны. Эта особенность характерна для всех близлежащих кайнозойских впадин и обусловлена она, вероятно, обилием сносимого обломочного материала со стабилизированного блока мезозоид.

Важная роль в формировании бассейна принадлежит системе глубинных разломов Виньнинь, активизация которой, проявившись к концу раннеолигоценового времени, способствовала формированию крупных надвиговых структур и мощных зон дробления.

Шонгхонгский бассейн претерпел все фазы рифтогенеза и последующего сжатия, связанного с движением литосферных плит. В настоящее время он также находится в тектонически активной фазе.

В виду относительной «молодости» активной фазы тектонической истории региона познание закономерностей скопления углеводородов Шонгхонгского бассейна является сложной геологической задачей, решить которую возможно только путем комплексного опоискования структуры с привлечением самых современных геолого-геофизических методов.
Перспективы нефтегазоносности

северо-восточного шельфа о. Сахалин

Губарев Д.А.

(ООО «Газфлот»)

Шельф северо-восточного Сахалина достаточно хорошо изучен региональными, поисковыми и детальными геофизическими исследованиями.

Систематические геолого-геофизические исследования в регионе начаты в период Международного геофизического года (1957 – 1958 гг.). Основные результаты по геологическому строению шельфа северо-восточного Сахалина получены после 1976 г. Начавшиеся с этого времени интенсивные поиски нефти и газа на прилегающей акватории Охотского моря, ознаменовались открытием в 1977 г. нефтегазоконденсатного месторождения Одопту-море, по запасам значительно превышающего любое из месторождений острова.

В 1984 г. в результате бурения первой скважины на Лунской структуре, находящейся в пределах Ныйской антиклинальной зоны, было открыто крупное газоконденсатное месторождение в песчаных коллекторах дагинского горизонта (нижний-средний миоцен).

В границах Киринского блока, который в настоящее время представляется наиболее перспективным, отработаны ряд объектов, включающих сейсморазведку, набортную гравиметрию и магнитометрию. К настоящему времени исследуемый район покрыт достаточно плотной (1-2 пог. км/км2) сетью сейсморазведочных профилей различной степени детальности.

В результате выполненных работ построены карты изохрон и структурные карты по сейсмическому горизонту 6, прослеженному выше кровли дагинского горизонта, продуктивность которого подтверждена на близ лежащих месторождениях, и сейсмическому горизонту 6а, прослеженному в нижней части дагинского горизонта.

Уверенная привязка данных бурения к сейсмическим разрезам, позволила с высокой степенью достоверности стратифицировать и проследить отдельные стратиграфические горизонты в пределах исследуемого участка. Результаты прогноза геологического разреза позволили высоко оценить перспективы участка, наметить основные нефтегазоперспективные горизонты и определить дальнейшее направление геологоразведочных работ.
Особенности изменения вариаций силы тяжести, связанных с движением пластовых вод при эксплуатации газовых месторождений

Полын И.И., Черепанов Н.В.

(ЗАО «Гравиразведка», ООО «Газпром добыча Надым»)

В работе изложены результаты исследований по определению влияния подземных вод на гравитационное поле на примере разработки сеноманской залежи Ямсовейского газового месторождения.

Основной гравитационный эффект в вариациях силы тяжести связан с влиянием поступивших в пласты подземных вод. При этом следует различать случаи поступления краевых пластовых вод, двигающих газоводяной контакт (ГВК), подошвенных вод, находящихся ниже залежи газа и прорывов вод из других водоносных горизонтов через ослабленные зоны тектонических нарушений и разломов. В целом задача прогнозирования зон обводнения скважин достаточно легко решается гравиметрическим методом контроля. Определение же вида поступающей в скважину воды, является также решаемой, но относительно трудной задачей.

Показано, что для успешного решения этих задач необходимо провести в течение года 3-4 цикла повторных гравиметрических измерений с погрешностью до одного-двух микрогал по достаточно равномерной и густой сетке точек, позволяющей построить карту вариаций силы тяжести и определить значения изменений поля не только в точках нахождения скважин, но с одинаковой точностью и в межскважинном пространстве. Эти работы должны сопровождаться с сопутствующими одновременными измерениями высот пунктов наблюдений, уровня грунтовых вод, атмосферного давления, толщины снежного покрова и др.

В работе отдельно рассмотрены гравитационные влияния внедрения в пласты краевых, подошвенных и тектонических вод. При этом наиболее сложным случаем является определение влияния тектонических вод. Отличительной их особенностью является то, что они могут обводнить скважины где угодно – как в области контура ГВК, так и внутри контура, особенно в случае Ямсовейского газового месторождении, разбитого на отдельные блоки множеством разломов различных направлений.

Поэтому для этого газового месторождения в прорыве вод во внутриконтурных ГВК участках заметную роль будут играть тектонически ослабленные разломные зоны.

В работе предложена методика определения вариаций силы тяжести, связанных с подъемом ГВК под влиянием краевых пластовых, подошвенных и тектонических вод. Она включает также вопросы определения скорости движения вод в горизонтальном и вертикальном направлениях и определения времени полного обводнения скважин.

Найдены признаки, позволяющие отличить гравитационные влияния краевых пластовых, подошвенных и тектонических вод друг от друга. На примерах некоторых основных источников гравитационного поля даны оценки возможным значениям вариаций силы тяжести, связанных с внедрением вод в газоносные пласты.


ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ЗА СЧЕТ КАПИЛЛЯРНОЙ ПРОПИТКИ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ-КОЛЛЕКТОРАХ СО СЛОЖНОЙ СТРУКТУРОЙ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА

Костин Н.Г.

(ООО «ПечорНИПИнефть»)

Капиллярная пропитка нефтенасыщенных пород водой играет важную роль в процессе извлечения нефти. Этот процесс слабо изучен для карбонатных коллекторов и требует проведения новых углубленных экспериментальных исследований.

Также остро стоит вопрос об освоении трудно извлекаемых запасов углеводородов. Особую важность представляет вытеснение высоковязких нефтей с высоким содержанием активных компонентов.

Цель работы

Интерпретация данных лабораторных исследований. Выделение основных факторов влияющих на капиллярное вытеснение нефти водой. Учет сложного строения карбонатных пород. Установление особенностей вытеснения высоковязких нефтей при высоких температурах.



Результаты исследований

Представление особенностей влияния следующих факторов:

- показатель смачиваемости поверхности твердой фазы

- пористость и проницаемость

- остаточная водонасыщенность

- структура пустотного пространства карбонатного коллектора

Моделирование методов повышения температуры пласта.

На основе достоверно полученных данных и их интерпретации выделены особенности капиллярного вытеснения нефти для слабоизученных карбонатных коллекторов. Применение современного оборудования позволило рассмотреть явление пропитки воды в насыщенные высоковязкой нефтью блоки при высоких температурах. Полученная информация повышает качество прогнозирования и интерпретации дальнейших исследований рассматриваемого процесса.


ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В МАЛОАМПЛИТУДНЫХ И НЕ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУРАХ ПО КОМПЛЕКСУ СЕЙСМОРАЗВЕДКА-ГРАВИРАЗВЕДКА НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-УСТЮРТСКОЙ ВПАДИНЫ (РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН)

Закиров А.Ш.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Геологическая природа аномалий силы тяжести обычно обусловлена суммарным влиянием ряда причин, основными из которых являются вариации мощности и плотностные неоднородности земной коры, петрографические неоднородности фундамента и рельеф его поверхности, морфология и плотностные неоднородности осадочного чехла. В каждом районе один или сочетание нескольких факторов являются доминирующими при подчиненном значении других.

Известно, что по данным гравиразведки можно описывать плановое положение месторождений УВ, однако невсегда можно определить особенности строения структуры. В связи с чем были разработаны физические основы комплексирования гравиметрического и сейсмического методов, касающиеся в основном ловушек неантиклинального типа и малоамплитудных поднятий, которые играют все большую роль в прогнозировании залежей УВ.

За счет комплексирования методов гравиразведки и сейсморазведки в пределах Северо-Устюртской впадины были виделены потенциально перспективные участки, где можно ожидать наличие возможных ловушек УВ.

Приоритетным (первоочередным) районом рассматривается Чурукское поднятие, разделяющее Самский и Косбулакский прогибы. В его пределах и на границе с Самским прогибом можно ожидать наличие четырех объектов. Далее следует территория Самского прогиба. В пределах Актумсукской системы дислокаций выделены 12 объектов. Два из них – Байтерек и Теренгкудук подтверждены бурением. Теренгкудукская положительная аномальная зона осложнена двумя малоамплитудными (до 0,5 мГал) положительными локальными аномалиями. Геологическая природа зоны определяется структурным фактором - палеозой-мезозойским одноименным валообразным поднятием.

Совместный анализ геофизических аномалий (грави,-магнитометрических, сейсмических) позволил выделить несколько малоамплитудных и потенциально перспективных участков, где можно ожидать наличие возможных ловушек УВ.


ОСОБЕННОСТИ ЛАБОРАТОРНОГО ИЗУЧЕНИЯ СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Порошин В.Д., Шутов С.С., Гурбатова И.П.

(ООО «ПечорНИПИнефть»)

Лабораторные исследования керна, в отличие от других методов (ГИС, ГДИС), является прямым методом определения характеристик пород-коллекторов.

Определение физических свойств пласта по результатам анализа кернового материала опирается на установленные государственные и отраслевые стандарты, согласно которым используются образцы керна «стандартного» размера. Такой подход сложился на основе длительного изучения относительно простых гранулярных коллекторов, обладающих узким диапазоном распределения пор по размерам.

Определение петрофизических характеристик трещинно-каверново-поровых коллекторов требует специальных методических приемов. Использование образцов с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром позволяет повысить информативность лабораторных исследований. Объем образца полноразмерного керна превышает объем образца стандартного размера в ≈ 30-40 раз. Рассмотрены особенности определения пористости, проницаемости, проведения потоковых исследований на образцах полноразмерного керна.

Выполнены специальные исследования на образцах различного размера. Сравнительный анализ определения фильтрационно-емкостных свойств на полноразмерном керне и образцах стандартного размера свидетельствует, что при изучении сложнопостроенных коллекторов, обладающих смешанным типом пористости и характеризующихся полимодальными распределениями пор по размерам, образцы стандартного размера уже не характеризуют особенности внутрипоровой структуры, в частности взаимосвязанности пор на различных масштабных уровнях. При моделировании процессов вытеснения кинетика процесса на образцах стандартного размера в полной мере не отображает истинной картины в условиях пласта.

Необходима разработка нормативных документов, регламентирующих проведение исследований на образцах полноразмерного керна с учетом современных требований системы качества.



МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ НА СЕВЕРО-ЗАПАДНОМ СКЛОНЕ СУРГУТСКОГО СВОДА

Кулик Л.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В данной работе рассмотрена геологическая модель и нефтегазоносность ачимовской толщи на примере Восточно–Перевального месторождения.

Особенностью разреза Восточно-Перевального месторождения является его переходный тип от морского к прибрежно-морскому. На месторождении установлена промышленная нефтеносность продуктивных пластов Ач3, Ач1. На изучаемой площади ачимовские отложения залегают между глинистыми пластами-реперами, уверенно выделяемыми на диаграммах ГИС. Нижний региональный репер представлен аргиллитами баженовской свиты, сверху толща перекрывается глинистыми надачимовскими отложениями. Внутри ачимовского разреза выделяются несколько локальных реперных пластов глин толщиной 3-15 м. Указанные пласты разделяют ачимовскую толщу на несколько самостоятельных объектов. Песчаники и песчаные алевролиты в ачимовском разрезе присутствуют, в основном, в восточной части месторождения. На запад в сторону развития глубоководной части палеобассейна толщина пластов резко сокращается за счет исчезновения из разреза песчаных и алевролитовых прослоев. В центральной и западной частях ачимовский разрез представлен, в основном, маломощными глинистыми отложениями.

В процессе работы построена модель пласта Ач3. Пласт развит только в пределах Восточного купола месторождения. Западной границей его распространения являются отложения аномального разреза баженовской свиты. Общие толщины пласта изменяются 6,9м до 33,2м, в среднем по пласту 25м. Линия замещения пласта Ач3 проходит вдоль крутого северо-восточного склона, который хорошо виден на структурных картах по ОГ В резким сгущением изогипс. Далее на северо-восток структура палеорельефа приобретает структуру пологого склона, где в активных гидродинамических условиях и накапливался песчаный материал пласта Ач3. Пласт развивается далее на восток.

В связи с этим большое практическое значение приобретает, геологическое моделирование и выявление условий осадконакопления нижнемеловых отложений Широтного Приобья для прогнозирования в них ловушек неантиклинального типа, которые в настоящее время являются одним из основных резервуаров для прироста запасов в изучаемом регионе.
Проблемы нефтегазоносности южной части Ямальской НГО

Соин Д.А

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В перспективе ныне действующие центры газодобычи (ЦГД) будут дополнены новыми, прежде всего в пределах арктических субрегионов Западной Сибири (Ямал, Гыдан, Большехетская впадина, шельф Карского моря, включая губы и заливы). В ближайшей перспективе основной ЦГД будет сформирован на полуострове Ямал, освоение ресурсов которого начнется в первую очередь с разработки самых крупных месторождений: Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштеннское, в последствии новый ЦГД будет создан на северо-востоке полуострова (месторождения Тамбейской группы и Малыгинское).

Планируемое начало освоения южной части полуострова сдвинуто на более позднюю перспективу. Между тем, здесь расположен крупный узел нефтегазонакопления, в его пределах открыто 8 месторождений, из них 2 нефтегазоконденсатные, в которых уже открытые значительные запасы нефти, сопоставимые с запасами газа. Центральное место занимает Новопортовское месторождение – уникальное по своим геологическим особенностям для северных районов Западной Сибири.

В геологическом строении южные районы Ямала существенно отличаются от северных, в частности, от Нурминского мегавала. Территория характеризуются слабой выдержанностью по площади основных нефтегазоностных резервуаров - горизонтов новопортовской (НП1-12) и тюменской свит (Ю24 и др.), породы которых испытали большее влияние интенсивной дизъюнктивной тектоники, последняя способствовала образованию крупнейших залежей нефти Новопортовского НГКМ (за счет мощной дегазации недр). АВПД в юрских отложениях, регионально развитое на севере ЗСМП, на территории южного Ямала не наблюдается. В отличие от конседиментационного развития большинства структур на севере, в южных районах на многих площадях отмечается несовпадение структурных планов по основным стратиграфическим поверхностям, особенно по нижним горизонтам осадочного чехла. Относительно неглубокое залегание основных нефтегазоносных комплексов обусловило спокойный тепловой режим во всем объеме осадочного чехла. Все эти факторы повлияли на развитие нефтесодержащих залежей на юге полуострова в отличие от преимущественно газоносных районов Нурминского мегавала и северной части полуострова.






Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   26




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница