Октябрь 2019



Читайте в номере:
- АО "Арктикморнефтегазразведка"
- 40 лет работы на шельфе
- Особенности физического воздействия на айсберги при наличии льда на акватории при освоении арктического шельфа
- Развитие перспективной автоматизации в нефтегазовой отрасли
10'2019 (выпуск 1152)

Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Нефтегазовые компании


О.В. Акимов, К.В. Кемпф, Р.Р. Набока АО «Зарубежнефть»

АО «Арктикморнефтегазразведка» – 40 лет работы на шельфе


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

550.834ТЗ
А.Н. Вотинцев (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»), к.г.-м.н., О.Ф. Мишин (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»), Г.И. Дидковская (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)

Признаки неопротерозойского оледенения на эрозионной поверхности фундамента Непско-Ботуобинской антеклизы по данным 3D сейсморазведки МОГТ

Ключевые слова: Непско-Ботуобинская антеклиза, кристаллический фундамент, непская свита, неопротерозойские оледенения, ледниковые борозды, выступы фундамента, 3D сейсморазведка методом общей глубинной точки (МОГТ) , данные бурения, нефтегазоносность, схема фациального районирования

По материалам 3D сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) с учетом результатов бурения на примере одного из лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть» в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы даны общая характеристика состава и строения гетерогенного фундамента и подробное описание его поверхности. Поверхность фундамента представляет собой локальные полосовые эрозионные формы предвендского ледниково-экзарационного палеорельефа, которые, наряду с выступами фундамента, обусловливают формирование фациальной неоднородности в базальных песчаных отложениях непской свиты венда.

Приведены результаты анализа вероятных особенностей континентального и прибрежно-морского осадконакопления в геоморфологических условиях данного рельефа. Для реконструкции палеорельефа территории сложного сейсмогеологического строения использованы карта толщин непской свиты венда (по данным 3D сейсморазведки МОГТ и бурения); срез седиментационного амплитудного куба; срез спектральной декомпозиции на уровне базальных отложений непской свиты. Даны общие сведения о гляциопериодах в интервале истории Земли 723-555 млн лет и их проявлении в пределах южной части Сибирской платформы. Отмечена необходимость использования при фациальном анализе предположения о том, что именно таяние обширного ледникового панциря послужило причиной (источником водной массы) быстрой трансгрессии непского морского бассейна осадконакопления. На примере керна одной из скважин проиллюстрировано обнаружение тиллитов, залегающих на поверхности фундамента. Сделано предположение об их сохранности лишь в определенных условиях. Для отложений непской свиты с учетом всех имеющихся в настоящее время данных построена фациальная схема, которая позволяет прогнозировать зоны распространения коллекторов, рекомендуемая к использованию при постановке поисково-оценочного бурения.

Список литературы

1. Розен О.М. Сибирский кратон: тектоническое районирование, вопросы эволюции // Геотектоника. – 2003. – № 3. – С. 1–19.

2. Соколов Б.С. Хроностратиграфическое пространство литосферы и венд как геоисторическое подразделение неопротерозоя // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – № 10. – С. 1334–1348.

3. Чумаков Н.М. Оледенения Земли. История, стратиграфическое значение и роль в биосфере // Тр. ин-та / Геологический институт. – Вып. 611. – 2015. – 159 с.

4. Harland W.B., Rudwick M.J.S. The Great Infra-Cambrian ice age // Scientific American. – 211 (2) . – 1964. – P. 28–36.

5. U-Pb ages from the Neoproterozoic Doushantuo Foration, China / D. Condon, M.Y. Zhu, S. Bowring [et al.] // Science. – 2005. – V. – 308. – № 5718. – P. 95–98.

6. U-Pb zircon date from the Neoproterozoic Ghaub Formation, Namibia: constraints on Marinoan laciation / K.-H. Hoffmann, D.J. Condon, S.A. Bowring, J.L. Crowley // Geology. – 2004. – V. 32. – P. 817–820.

7. The Ediacaran Period: a new addition to the geologic time scale / A.H. Knoll, M.R. Walter, G.M. Narbonne, N. Christie-Blick // Lethaia. – 2006. – V. 39. – P. 13–30.

8. Dating the 840–544 Ma Neoproterozoic interval by isotopes of strontium, carbon and sulfur in seawater and some interpretative models / M.R. Walter, J.J. Veeres, C.R. Calver [et. al] // Precambrian Res. – 2000. – V. 100. – № 1. – P. 371–433.

9. Re-Os geochronology and coupled Os-Sr isotope constraints on the Sturtian snowball Earth / A.D. Rooney, F.A. Macdonald, J.V. Strauss [et. al] // Proc. National Academy of Sciences. – 2014. – V. 111. – P. 51–56. – https://www.ncbi.nlm.nih.gov/pmc/articles/PMC3890860/

10. Советов Ю.К. Тиллиты вблизи основания тасеевской серии венда стратотипического разреза (Сибирская платформа) // Геология и геофизика. – 2015. – Т. 56. – № 11. – С. 1934–1944.

11. Неопротерозойские ледниковые покровы Сибирской платформы:

U-Pb-La-ICP-MS датировка обломочных цирконов большепатомской свиты и геотектоническое положение источников сноса / Н.М. Чумаков, У. Линнеманн, М. Хофман, Б.Г. Покровский // Стратиграфия и геологическая корреляция. – 2011. – Т.19. – № 6. – С. 697–686.

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-10-13

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


519.868:55
К.О. Исказиев (АО «НК «КазМунайГаз»), к.г.-м.н., С.Ф. Хафизов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.г.-м.н., Н.В. Танинская (АО «Геологоразведка»), д.г.-м.н.

Концептуальная седиментологическая модель франских терригенно-карбонатных отложений Чинаревского месторождения (Казахстан)

Ключевые слова: северный борт Прикаспийской впадины, фациальный анализ, седиментационная модель, конус выноса, дельтовый канал

Средне-верхнефранские терригенно-карбонатные отложения являются новым поисковым объектом в пределах северного борта Прикаспийской впадины. В качестве их аналога может рассматриваться колганская толща, достаточно хорошо изученная в Оренбургской области, но в Казахстане интерес к этим отложениям появился только в последние годы, после открытия нефтяной залежи на Чинаревском месторождении. Франские терригенно-карбонатные отложения имеют ограниченное площадное распространение, что обусловлено их специфическими условиями образования. На основе региональных данных, интерпретации данных геофизических исследований и изучения керна трех скважин, пробуренных в северной части Чинаревского месторождения, выделены литотипы пород в карбонатной и терригенной частях разреза. Определена фациальная зональность. Дана детальная литологическая и петрофизическая характеристика отдельных фаций. Предложена концептуальная седиментационная модель. Испытаниями скважин также установлено, что в карбонатной части практически отсутствуют пласты-коллекторы, поэтому основное внимание уделено установлению приуроченности резервуаров к определенным фациям в терригенных отложениях. На основе определения фильтрационно-емкостных параметров различных литотипов франских терригенных отложений сделан вывод, что наиболее перспективными для развития коллекторов в северной части Чинаревского месторождения являются фации проксимальной части конусов выноса, а также дельтовые и стоковые каналы. Сейсмофациальный и атрибутный анализ данных 3D сейсморазведки, откалиброванных на скважины, использован для прогнозирования строение разреза в межскважинном пространстве и оконтуривания зон возможного максимального присутствия песчаников. Полученная на различных картах геометрия преимущественно песчаных тел хорошо согласуется с предложенной седиментационной моделью.

Список литературы

1. Афанасьева М.А. Геологическое строение и перспективы открытия новых месторождений нефти и газа в девонских отложениях Бузулукской впадины: автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2011. – 25 с.

2. Муромцев В.С. Электрические модели фаций и палеогеографические реконструкции условий формирования шельфов древних морей Широтного Приобья Западной Сибири. – Л.: ВНИГРИ, 1984. – 260 с.

3. Структура и условия формирования колганской толщи на юге Оренбургской области / Ю.И. Никитин, О.В. Рихтер, А.П. Вилесов, Р.Х. Махмудова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2014. – Т.9. – №2. – http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2014.pdf

4. Условия формирования клиноформных комплексов колганской толщи Вахитовского месторождения юга Оренбургской области / Н.В. Танинская, В.В. Шиманский, С.В. Остапенко [и др.] // В кн. Неструктурные, сложнопостроенные ловушки – основной резерв прироста углеводородного сырья России. – СПб.: Недра, 2005. – С. 74–82.

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-14-18

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.001
А.В. Полищук (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), М.В. Лебедев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), д.г.-м.н.

Зоны нефтегазонакопления бассейна Солимойнс, суббассейна Журуа (Бразилия) по данным 3D бассейнового моделирования

Ключевые слова: зона нефтегазонакопления, интрузии, моделирование нефтегазоносной системы, планирование геолого-разведочных работ (ГРР)

На примере бассейна Солимойнс, суббассейна Журуа (Бразилия) рассмотрены и обоснованы принципы выделения зон нефтегазонакопления. Главным принципом выделения зон нефтегазонакопления является единство элементов нефтегазовой системы. Дано краткое описание элементов и процессов нефтегазовой системы суббассейна Журуа: резервуары и покрышки; нефтегазоматеринские толщи; катагенетическая зрелость и фазовый состав углеводородов ; тектоника и ловушки углеводородов; миграция и аккумуляция углеводородов; сохранность залежей. Показано, что критическими факторами нафтидогенеза для отложений формации Журуа, содержащей основной объем запасов углеводородов, являются наличие и расположение очагов генерации углеводородовотносительно ловушек; степень катагенеза отложений; наличие структурных трендов – главных аккумуляторов углеводородов. В соответствии с принятым определением зоны нефтегазонакопления в интервале формации Журуа – это ее связные части, как правило, включающие группы структурных трендов с одинаковым источником и фазовым составом углеводородов. В рассматриваемом объекте выделено четыре зоны нефтегазонакопления, различающиеся источниками углеводородов, типами флюидов и ловушек. Результаты 3D бассейнового моделирования положены в основу обоснования оценки степени катагенеза отложений, типа флюидов, объемов и путей миграции углеводородов, возможности заполнения конкретных ловушек. Полученные результаты могут быть использованы как основа для планирования дальнейших геолого-разведочных работ в суббассейне Журуа.

В настоящее время перед бассейновым моделированием в пределах доказанных зон нефтегазонакопления необходимо ставить задачи оценки коэффициентов заполнения ловушек и, следовательно, локальной оценки ресурсов углеводородов. Это является направлением дальнейших исследований.

Список литературы

1. Milani E.J., Zalan P.D. An outline of the geology and petroleum systems of the Paleozoic interior basins of South America // Episodes. – 1999. – V. 22 (2). – P. 199–205.

2. Полищук А.В., Лебедев М.В., Перепелина А.Н. Моделирование нефтегазовой системы с развитием траппового магматизма // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 12–17.

3. Полищук А.В. Влияние трапповых комплексов на эволюцию нефтегазовой системы // Международный научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче». – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2018. – С. 87–96.

4. Прищепа О.М. Зоны нефтегазонакопления – методические подходы к их выделению, обеспечивающие современное решение задач отрасли // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – № 3. – С. 1–31.

5. Лебедев М.В. Зоны нефтегазонакопления в основных продуктивных горизонтах терригенного венда на северо-востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. – 2015. – № 1. – С. 20–26.

6. Janvier P., Melo J.H.G. Late Devonian actinopterygian scales from Upper Amazon basin, Nortwestern Brasil // Candido Simoes Ferreira. – 1987. – № 59 (3). – P. 213–218.

7. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system // AAPG Memoir. – 1994. – № 60. – P. 3–23.

8. Barata C.F., Caputo M.V. Geologia do petroleo da bacia do Solimoes. O «estado da arte» // PDPETRO. – 2007. – № 4. – P. 1–10.

9. Caputo M.V., Silva O.B. Sedimentação e tectônica da Bacia do Solimões // Origem e Evolução das Bacias Sedimentares. – 1991. – P. 169–193.

10. Almeida F.F.M., Neves B.B.B., Carneiro C.D.R. The origin and evolution of the South American Platform // Earth – Science Reviews. – 2000. – № 50. – P. 77–111.

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-19-23

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.061.4
О.Е. Курманов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), В.Г. Мирошкин (ООО «Газпромнефть НТЦ»), А.С. Хайдаров (ООО «Газпромнефть НТЦ»), А.А. Штырляева (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Л.А. Гурьевских (ООО «Газпромнефть НТЦ»), И.И. Зайруллин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Влияние фациальной неоднородности пласта Ю11 на прогноз петрофизических параметров на примере участка Нижневартовского свода

Ключевые слова: петрофизические зависимости, фациальная модель, фациальный каротаж, комплексирование данных

В статье рассмотрен метод анализа и комплексирования данных для целей геологического и петрофизического моделирования на примере пласта Ю11 на одном из участков Нижневартовского свода. Входные данные включают результаты выделения фаций по результатам изучения керна и формам диаграмм самопроизвольной поляризации (ПС), анализа петрофизических зависимостей и обработки материалов 3D сейсморазведки. В ходе анализа и сопоставления этих данных выявлено значительное влияние фациальной природы пласта на особенности распределения петрофизических параметров в коллекторе. Установлено, что песчаники, слагающие меандрирующие распределительные каналы надводной дельтовой равнины, существенно отличаются по характеру зависимостей пористости от проницаемости, определенных по керну, от песчаников покровных баровых тел. Распределительные каналы надводной дельтовой равнины уверенно прослеживаются на картах спектральной декомпозиции и имеют характерную форму кривых ПС во вскрывших их скважинах. Вторичные песчаные тела, сформированные на этапе регрессии в условиях дельтовых каналов, являются более высокопроницаемыми коллекторами, чем размываемые ими тела баров. Удовлетворительная сходимость скважинных данных и материалов сейсморазведки дает основания для подбора разных алгоритмов расчета проницаемости в пределах фаций распределительных каналов и фаций покровных баровых тел. Для оптимизации расчета фильтрационно-емкостных свойств по двум отдельным алгоритмам в петрофизическую модель введен фациальный каротаж, позволяющий автоматически выбирать тот или иной вариант расчета в зависимости от кода фаций, которые определены на основании разработанной электрофациальной модели. Набор скважин с фациальным каротажем, который подтвержден анализом керна, электрофацильным моделированием и сейсмическими данными может служить примером идеальной обучающей выборки для выявления фаций по каротажу методами машинного обучения.

Список литературы

1. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – № 8. – С. 972–1012.

2. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003. – Новосибирск: ИГНГ СО РАН, 2004. – 111 с.

3. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 1. – С. 116–123.

4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

5. Япаскурт О.В. Литология. – М.: Инфра-М, 2016. – 359 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-24-27

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.001
Ю.А. Стовбун (ООО «Недра-Консалт»), к.г.-м.н., Т.Н. Смагина (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), В.П. Ульянова (ООО «Недра-Консалт»), Е.Ю. Шевцова (ООО «Недра-Консалт»), В.Н. Абрашов (АО «Сибнефтегаз»)

Применение фациального анализа для решения сложных задач геологического моделирования на примере Берегового месторождения

Ключевые слова: месторождение, геологическая модель, сейсмические атрибуты, фациальный анализ, палеорусла

Практика пересчета запасов углеводородов на крупных месторождениях Западной Сибири, которая проводится с периодичностью 4-6 лет, показывает, что геологические модели залежей постоянно усложняются. Информация о месторождениях пополняется как за счет результатов нового бурения и полевых геофизических исследований, так и в результате переобработки и комплексной интерпретации архивных материалов ранее выполненных сейсморазведочных и промыслово-геофизических работ. Новые технологии работы с первичными сейсмическими данными позволяют извлечь дополнительную важную геологическую информацию, которая позволяет судить о фациальных условиях формирования продуктивных пластов и, в частности, роли русловых образований в формировании ловушек, содержащих залежи нефти и газа. Применение новых методов и технологий интерпретации геолого-геофизических материалов и геологического моделирования дает возможность «увязать» казавшиеся ранее противоречивыми результаты исследований скважин. Одной из основных проблем геологического моделирования является определение геологической природы и местоположения экранов, ограничивающих залежи. Часто существование таких экранов представлялось достаточно очевидным и косвенно подтверждалось данными исследования скважин. Однако объяснить характер экранирования и определить границу залежи в плане на основе существующей геолого-геофизической информации не всегда представлялось возможным, и за экран принимали условную линию (зону). Такой поход может приводить к возникновению ошибок в оценке запасов и значительных геологических рисков при бурении разведочных и эксплуатационных скважин.

В статье на основе анализа материалов переобработки и комплексной интерпретации всех имеющихся геолого-геофизических материалов установлено наличие в продуктивных пластах Берегового месторождения отмерших палеорусел меандрирующих рек, заполненных преимущественно глинистыми осадками. В плане они представляют собой узкие извилистые образования, являющиеся экранами, контролирующими залежи. Экранирующее влияние палеорусел выражается в существенной разнице контактов углеводороды – вода и различии смежных залежей по фазовому состоянию. Прослеживание с привлечением современных седиментационных аналогов и карт сейсмических атрибутов литологических экранов позволило обосновать принципиально новую геологическую модель месторождения, повысить достоверность оценки запасов углеводородов, снизить геологические риски эксплуатационного бурения.

Список литературы

1. Ольнева Т.В., Хромова И.Ю. Опыт проведения экспертизы сейсмических данных, привлекаемых к подсчету запасов // Недропользование ХХI век. – 2016. – № 3. – С. 16–24.

2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

3. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – № 1. – С. 116–123.

4. Еремин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. – М.:Недра, 2008. – 241 с.

5. Медведев А.Л. Аптские врезанные речные долины Каменной площади Западной Сибири: региональные аспекты нефтегазоносности // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5. – № 3. – http://www.ngtp.ru/rub/4/36_2010.pdf

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-28-32

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832
А.Н. Парфенов (АО «Самаранефтегаз»), И.В. Лавров (АО «Самаранефтегаз»), А.Е. Летичевский (АО «Зарубежнефть»), С.В. Хвостанцев (ООО НПК «ГеофизикаТехнологииСервис»), к.т.н.

Альтернативные методы геофизических исследований скважин для определения азимутов горизонтальных напряжений

Ключевые слова: пластовая наклонометрия, анизотропия, горизонтальные напряжения, специальные геофизические исследования скважин (ГИС), девонский грабенообразный прогиб

Данные о направлении напряжений в различных пластах-коллекторах позволяют корректно планировать и осуществлять инженерный контроль над системой разработки месторождений и ее динамическом изменении, что особенно актуально в условиях применения гидроразрыва пласта (ГРП) для стимуляции добычи нефти и газа. Корректный выбор той или иной системы разработки, в том числе заводнения нефтяной залежи, невозможен учета геомеханических свойств, особенно направлений горизонтальных напряжений в пласте. Эти данные необходимы в течение всего цикла строительства скважины: от проектирования до заканчивания. Оптимальная ориентация горизонтального ствола при дальнейшем проведении многостадийного ГРП способствует минимизации рисков осложнений в процессе бурения и увеличению простимулированного объема продуктивного пласта, вовлеченного в разработку.

Среди существующих методов геофизических исследований, позволяющих определить направления развития трещин, на практике наибольшее распространение получили микросейсмический мониторинг и акустический широкополосный (кросс-дипольный) каротаж. Эти методы характеризуются достаточно высокой доказанной достоверностью получаемых данных и обширностью определяемых параметров. Микросейсмический мониторинг из-за технологической сложности проведения исследования, необходимости большого объема входных данных и высокой стоимости на объектах АО «Самаранефтегаз» не проводился. В свою очередь, акустический кросс-дипольный каротаж получил достаточно широкое распространение. Однако необходимость проведения ГРП для подтверждения результатов выделения анизотропии напряжений по данным широкополостного акустического каротажа приводит к высоким финансовым издержкам и техническим ограничениям, что обусловило поиск альтернативных методов и источников информации. В результате скрининга решений была выбрана технология пластовой наклонометрии. Этот метод дает возможность по форме ствола скважины и ориентации анизотропии субвертикальной трещинноватости определить направления развития напряжений в интересующем объекте. Объем проведенных с 2013 г. исследований составляет 32 скважино-операций на различных месторождениях АО «Самаранефтегаз».

В статье выполнен сравнительный анализ указанных методов, приведены и сопоставлены результаты их применения. Рассмотрение способов определения геомеханических свойств коллектора не является целью данной статьи, так как применяемые альтернативные методы геофизических исследований позволяют определить только направления горизонтальных напряжений.

Список литературы

1. Моделирование механических свойств среды как средство расшифровки напряжений в горных породах / А.Х. Акбар Али, Т. Браун, Р. Дельгадо [и др.] // Нефтяное обозрение. – 2005. – № 1. – С.4–23.

2. Никитин А.Н. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещин ГРП в Западной Сибири // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2007. – № 2. – С. 35–37.

3. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «Юганскнефтегаз» / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34–38.

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-33-37

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832.77
О.Б. Кузьмичев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.ф.-м.н., А.В. Жонин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Ю.В. Мартынова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.ф.-м.н., С.А. Коломасова (ООО «РН-БашНИПИнефть»)

Решение обратной задачи метода потенциалов самопроизвольной поляризации в пачке пластов с зоной проникновения (терригенный разрез)

Ключевые слова: прямая и обратная задачи, потенциал самопроизвольной поляризации (ПС), статический потенциал, удельное электрическое сопротивление, зона проникновения, коэффициент нефтегазонасыщенности

В пластах ограниченной толщины и высокого сопротивления относительная амплитуда кривой собственной поляризации (ПС) значительно отличается от амплитуды, соответствующей пласту неограниченной толщины. Для более точного определения коллекторских свойств резервуаров по зависимостям вида керн – геофизические исследования скважин необходимо перейти от измеренных значений диаграммы ПС к потенциалам пласта, исправленным с учетом влияния сопротивления зоны проникновения, пласта и вмещающих пород, т.е. решить обратную задачу.

В статье приведено аналитическое решение прямой задачи метода самопроизвольной поляризации горных пород в скважине, пересекающей электрически неоднородный пласт ограниченной толщины с зоной проникновения бурового раствора. Рассмотрено аналитическое решение аналогичной задачи сотрудниками компании Schlumberger-Doll Research (M.R. Taherian, at all) для непроницаемого пласта при отсутствии зоны проникновения бурового раствора. Показано, что данное решение является частным случаем аналитического решения прямой задачи метода ПС, представленного в данной статье. На основе аналитического решения прямой задачи для предложенной модели решена обратная задача с учетом потенциалов вмещающих пластов. Обратная задача метода СП решена в комплексе с анализом результатов электрометрии скважин для пластов среднего мела (ачимовские отложения) одного из месторождений Западной Сибири. При этом использованы алгоритмы решения прямой задачи ПС интегро-интерполяционным методом для скважины, пересекающей пачку радиально неоднородных пластов с зоной проникновения, и аналитического решения прямой задачи для одиночного радиально неоднородного пласта ограниченной толщины с учетом потенциалов вмещающих пластов. Показано, что результаты решений обратной задачи с использованием численного и аналитического решений прямой задачи совпадают с приемлемой для интерпретации точностью. Предложенный в статье алгоритм предполагается использовать в корпоративном программном обеспечении для петрофизического моделирования компании ПАО «Роснефть».

Список литературы

1. Nosal E.A. Spontaneous potential log response expressed as convolution // Geophysics. – 1982. – V. 47. – № 9. – P. 1335–1337.

2. Doll H.G. Selective SP logging // AIME Trans. – 1950. – V. 189. – Р. 129–141.

3. Кашик А.С. Об информационной достаточности измерений в прикладной геофизике // Геофизика. – 2007. – № 4. – С. 7–14.

4. Шпикалов Ю.А. Решение обратной задачи метода потенциалов собственной поляризации в скважине с помощью математической фильтрации // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1980. – Вып. 6. – С. 37–40.

5. Абрикосов А.И. Прямая задача распределения поля потенциалов собственной поляризации в скважине в неоднородных средах // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1978. – Вып. 6. – С. 24–27.

6. Spontaneous potential: Laboratory Experiments and Modeling Results / M.R. Taherian [at al.] // The Log Analyst. – 1995. – V. 36. – № 5. – P. 34–48.

7. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. – М.: Недра, 1966. – 206 с.

8. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). – СПб.: ООО «Недра», 2006. – 252 с.

9. Кузьмичев О.Б. Основы теории самопроизвольной поляризации в нефтегазоразведочных скважинах: от однородной до неоднородной по сопротивлениям среды // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 9. – С. 37–42.

10. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1981. – 224 с.

11. Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК. – Калинин: НПО « Союзпромгеофизика», 1990. – 85 с.

12. Левченко А.А., Пантюхин В.А., Чаадаев Е.В. Определение продольных удельных электрических сопротивлений слоистых пластов-коллекторов по данным методов каротажа сопротивлений. В сб. Новые разработки в технологии геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин. – Тверь: НПГП «ГЕРС», ВНИГИК, 1992. – C. 119–124.

13. Потапов А.П., Кнеллер Л.Е. Определение УЭС пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза // Каротажник. – 1998. – № 52. – С. 62–67.

14. Пат. РФ № 2675187, МПК G01V 3/38 (2006.01), G01V 11/00 (2006.01). Способ определения насыщенности низкопроницаемых пластов: / А.В. Колонских, А.В. Жонин, С.П. Михайлов, А.И. Федоров, Р.Р. Муртазин. – № 2018101855, заявл. 18.01.18; опубл. 17.12.18.

15. Антонов Ю.Н., Соколов В.П., Табаровский Л.А. Обобщение теории геометрического фактора. Электромагнитные методы исследования скважин. – Новосибирск: Наука, 1979. – C. 34–51.

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-38-41

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.814
С.А. Шумейко (ООО «НК «Роснефть»–НТЦ»), Н.Н. Филин (ООО «НК «Роснефть»–НТЦ»)

Применение беспилотных летательных аппаратов непрофессионального сегмента для решения инженерно-геодезических задач и картографирования территорий месторождений

Ключевые слова: фотограмметрия, инженерные изыскания, беспилотные летательные аппараты (БПЛА), цифровая модель местности, топографические карты

В статье выполнено сравнение двух воздушных беспилотных систем применительно к решению задач инженерной геодезии и картографии. Беспилотные летательные аппараты, описанные в статье, представляют два сегмента: профессиональный и полупрофессиональный. Основными отличиями исследованных систем являются наличие высококлассной фотокамеры с механическим центральным затвором и навигационного спутникового GNSS-приемника геодезического класса у профессиональной воздушной системы. Система, позиционируемая в настоящем исследовании как полупрофессиональная, имеет на борту простую фотокамеру с цифровым затвором, и навигационный спутниковый приемник, далекий от геодезической точности. Оценена возможность применения беспилотных аппаратов непрофессионального сегмента для решения профессиональных задач при выполнении геодезических и картографических работ. В рамках исследования выполнена съемка территории профессиональным картографическим и любительским беспилотными аппаратами. Выполнено сравнение полученных результатов. Сделан вывод о применимости любительских систем для решения профессиональных задач. В результате показана пригодность легкого беспилотного аппарата полупрофессионального сегмента для решения профессиональных задач при выполнении геодезических и картографических работ на открытых территориях, а также для рекогносцировки при проведении инженерно-геодезических работ. Легкий аппарат полупрофессионального сегмента позволил в короткие сроки выполнить аэросъемку и получить пространственно-координированные данные – облако точек и ортофотоплан высокого разрешения, которые в дальнейшем могут быть использованы не только для рекогносцировки и оптимального планирования выполнения полевых работ, но и при создании инженерно-топографических планов. Горизонтальная точность ортофотоплана и его пространственное разрешение дает возможность дешифрировать и координировать объекты местности с точностью достаточной для составления топографических планов масштабов 1:1000-1:5000.

Список литературы

1. Шумейко С.А., Сологубов Д.С. Фотограмметрический метод создания трехмерных моделей сложных технологических объектов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 98–101.

2. Оценка точности плотной цифровой модели поверхности и ортофотопланов, полученных по материалам аэрофотосъемки с БЛА серии Supercam / М.В. Шинкевич, Н.Г. Воробьева, М.А. Алтынцев [и др.] // Геоматика. – 2015. – № 4. – С. 37–41.

3. Testing DJI Phantom 4 Pro for Urban Georeferencing / Mariana de Sa Rodrigues da Silva, Ricardo Augusto Eger, Yuzi Anai Zanardo Rosenfeldt, Carlos Loch. // The International Archives of the Photogrammetry, Remote Sensing and Spatial Information Sciences. – 2018. – V. XLII-1. – https://www.int-arch-photogramm-remote-sens-spatial-inf-sci.net/XLII-1/407/2018/isprs-archives-XLII-...

4. Sharan Kumar Nagendran, Wen Yan Tung, Mohd Ashraf Mohamad Ismail. Accuracy Assessment on Low Altitude UAV-borne Photogrammetry Outputs Influenced by GCP at Different Altitude // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science 169. – 2018. – DOI: 10.1088/1755-1315/169/1/012031.

статье
DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-42-45

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информация


Д.Г. Антониади, д.т.н., директор Института нефти, газа и энергетики Кубанского гос. технологического университета

О консолидации компаний, ученых и специалистов нефтегазовой отрасли для создания Российского Национального института нефти и газа


Читать статью Читать статью


Новости нефтегазовых компаний


Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4(470.41)
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), д.г.-м.н., И.А. Гуськова (Альметьевский гос. нефтяной институт), д.т.н., А.Т. Габдрахманов (Альметьевский гос. нефтяной институт), к.т.н., В.А. Саяхов (Альметьевский гос. нефтяной институт), Е.С. Охотникова (Институт органической и физической химии имени А.Е. Арбузова), к.х.н.

Сравнительный анализ неоднородности состава и свойств сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения на основе экспериментальных исследований

Ключевые слова: сверхвязкая нефть, углеводородный состав, хроматография, реология, спектрофотометрия, неоднородность

В статье представлены результаты сравнительного анализа состава и свойств сверхвязкой нефти, выделенной из битумонасыщенного керна, и проб сверхвязкой нефти, отобранных в скважинах Ашальчинского месторождения. Изучена степень неоднородности состава и свойств образцов. Сравнительный анализ выполнялся на основе результатов хроматографических, реологических и оптических экспериментальных исследований согласно специально разработанным методикам с использованием методов математической статистики. При проведении реологических экспериментальных исследований сверхвязкой нефти, добываемой на Ашальчинском месторождении, изучено влияние увеличения температуры от 10 до 80 °С на изменение динамической вязкости нефти и степень ее неоднородности. Хроматографические экспериментальные исследования проводились для изучения сравнительного содержания алканов ряда С10-С40 в углеводородном составе нефти, выделенной из битумонасыщенного керна и добываемой на Ашальчинском месторождении. При проведении спектрофотометрических экспериментальных исследований получены зависимости коэффициента светопоглощения и расчетные значени