В.Л. Шустер, С.А. Пунанова (ИПНГ РАН) Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири с помощью геолого-математической программы «Выбор» // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№1. -C.16-19
Методический подход к вероятностной оценке перспектив нефтегазоносности локальных объектов заключается в определении интегральной оценки (произведения) вероятностей степени благоприятности основных геологических и геохимических факторов, влияющих на формирование нефтегазовых скоплений в массивных трещинно-кавернозных породах. Использована программа «Выбор». К наиболее важным факторам относятся свойства пород-коллекторов, флюидоупоров, ловушек, содержание, тип и степень катагенеза органического вещества материнских толщ, генерационный потенциал. .
Е.В. Загребельный (ЗАО «Газпром нефть Оренбург»), В.А. Космынин, Д.А. Кузьмин (ООО «Газпромнефть НТЦ»), В.В. Ананьев (ОАО «Газпром нефть») Палеогеографические критерии перспектив нефтеносности колганской толщи Оренбургской области // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№1. -C.20-25
С целью выяснения закономерностей распределения существующих залежей углеводородов и оценки перспектив развития поисково-разведочных работ в терригенных отложениях колганской толщи Оренбургской области проанализирован и систематизирован значительный комплекс геолого-геофизической информации, включающей данные геофизических исследований пробуренных скважин, результаты изучения керна, испытания скважин, анализ региональных закономерностей геологического строения. По результатам работ в отложениях данного возраста прогнозируется развитие неструктурных ловушек с суммарным углеводородным потенциалом более 35 млн. т извлекаемых ресурсов.
А.С. Душин (ООО «БашНИПИнефть») Седиментационная цикличность в нижнедевонских карбонатных отложениях месторождения им. Р.Требса // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№1. -C.26-29
Рассмотрено циклическое строение карбонатных продуктивных отложений с учетом принятой рамповой модели осадконакопления. В составе седиментационных циклитов выделены различные литотипы в зависимости от интенсивности вторичной доломитизации. Показано, что слабодоломитизированные литотипы сохраняют первичные седиментационные признаки и отвечают стандартным микрофациям Флюгеля. С учетом новых данных показано слоисто-неоднородное строение карбонатной толщи, обусловленное проявлением высокочастотной седиментационной цикличности.
Е.А. Потапова, Л.А. Дубровина (ООО «ТННЦ») Выделение ловушек литологического типа пласта БУ15 в пределах Восточно-Мессояхского лицензионного участка на основе литолого-фациального анализа // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№1. -C. 30-32
Приведены результаты комплексного анализа геолого-геофизических данных, основанных на определении обстановок осадконакопления. Создана актуальная литолого-фациальная модель. Модель, полученная в результате проведенных исследований, служит основой для подсчета запасов и оценки ресурсов в пределах изучаемого пласта, а также для оптимального размещения поисково-разведочных скважин. На основе фациального разделения коллекторов выявлены предполагаемые ловушки литологического типа, обоснованы линии глинизации между скважинами с различным уровнем водонефтяного контакта.
А.Я. Фурсов, А.Ф. Галимова, А.Д. Алексеева (ОАО ВНИИнефть) О геологическом обосновании подсчетных объектов в толщах с изменчивыми коллекторами // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№1. -C. 33-35
На примере отложений тюменской свиты одного месторождения Западной Сибири рассмотрены разные подходы к выделению подсчетных объектов. Показано, что геологически обоснованный подход является более рациональным с точки зрения сохранения объемов коллекторов при геометризации залежей нефти.
С.С. Черепанов (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»), И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных исследований керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№2. -C.94-96
На примере турнейско-фаменского эксплуатационного объекта Уньвинского нефтяного месторождения рассмотрен подход к оценке параметров трещиноватости породы на основе комплексного использования результатов специальных геофизических и гидродинамических исследований, рентгеновской томографии керна. Рассмотрены возможности методов обработки кривых восстановления давления, позволяющие оценивать параметры трещиноватости. Дана их сравнительная характеристика.
А.Р. Гараев (ТО «СургутНИПИнефть») Модели осадконакопления неокомского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№2. -C.97-99
В статье представлено геологическое строение отложений позднего оксфорда-готерива северных районов Западной Сибири. Показаны модели осадконакопления на разных этапах формирования секвенций в глубоководном Западно-Сибирском бассейне.
Е.А. Потапова (OOO «ТННЦ») Анализ и принципы унификации терминологии различных авторов при построении литолого-фациальной карты пласта дельтового генезиса // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№2
Приведены данные о решении проблемы, связанной с необходимостью сопоставления литолого-фациальных колонок и электрометрических моделей в скважинах, выполненных разными авторами в пределах одной площади работ, с целью построения литолого-фациальной модели. Сделаны выводы о различиях в подходах при выделении зональности. На основе анализа предложена шкала фациальных зон, уточняющая значения тех или иных терминов в различных классификациях.
А.Н. Степанов, Г.Н. Самойленко (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде), С.И. Чижов (ТПП «РИТЭК» - Волгограднефтегаз») О механизмах преобразованности палеозойских отложений бортовых зон Прикаспийской впадины и Пачеломского авлакогена // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№3. -C.14-17
В работе рассматривается катагенез палеозойских отложений тектонических зон Прикаспийской впадины и её обрамления. Анализируется характер изменения пород коллекторов на больших глубинах и их связь с пластовыми давлениями. Применение методов современного термодинамического анализа на основе метода минимизации потенциалов Гиббса и Гельмгольца позволяет показать существенную роль пластовых флюидов в формировании типов коллекторов и АВПД.
Стукова Т.В., к. г.-м. н. (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми, г. Пермь) Возможности палинологического метода при определении типа и степени катагенеза органического вещества // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№3. -C.46-49
Существует коррелятивная связь между палеотемпературами, цветом и сохранностью ископаемых миоспор, которые являются частью органического вещества горных пород. По составу нерастворимой дисперсной органики, сохранности и цвету миоспор определены тип и степень катагенеза органического вещества. Показаны возможности палинологического метода при оценке нефтегазогенерационного потенциала нижнекаменноугольных отложений Пермского края.
И.С. Путилов, к.т.н., (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми) Новый способ многовариантного прогноза коллекторов по данным 3D сейсморазведки и исследования скважин // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№3. -C.50-53
Разработан способ многовариантного прогноза коллекторов на основе комплексирования методов математической статистики и элементов теории нечетких множеств. Выполнен многовариантный прогноз коллекторов на примере месторождений Пермского края.
И.Н. Плотникова, Г.Т.Салахидинова, Ф.Ф. Носова, Н.В. Пронин (Институт геологии и нефтегазовых технологий Казанского (Приволжского) федерального университета), Р.М. Миннуллин (НГДУ «Альметьевнефть») Геохимические критерии локализации участков восполнения нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№3. -C.84-87
Комплексом геохимических методов изучены нефти Миннибаевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Установлено, что в пашийском горизонте наряду с окисленной и биодеградированной нефтью присутствует легкая нефть с большой долей газоконденсатной составляющей. Начата разработка геохимических критериев локализации зон подтока на Ромащкинском месторождении. Получены первые результаты, свидетельствующие об эффективности использования этих критериев. Геохимические исследования нефтей могут быть использованы в целях оконтуривания участков современного восполнения нефтяных залежей.
Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская, М.А. Шавалиев, И.И. Валеев (ТатНИПИнефть) Об эффективности геолого-разведочных работ на лицензионных участках ОАО «Татнефть» в Самарской области м // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№3. -C.88-91
Рассмотрены этапы поиска и разведки залежей нефти на территории деятельности ОАО «Татнефть» в Самарской области и эффективность геолого-разведочных работ (ГРР). Комплексный научно обоснованный подход к выбору приоритетных направлений ГРР для решения задачи дальнейшего приращения запасов нефти привел к значительному повышению эффективности поисково-разведочного бурения, получен значительный прирост запасов промышленной категории С1, оцененной категории С2 и ресурсов С3.
Н.В. Янкова (ООО «ТННЦ») Некоторые особенности учета детального геологического строения пласта при моделировании процессов разработки // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№3. -C.92-94
Рассмотрены вопросы повышения качества геологической модели на основе взаимодействия специалистов в области в геологии, гидродинамического моделирования и разработки при построении геолого-технологической модели. Приведены конкретные примеры, показывающие, как детализация геологического строения пласта улучшает процесс адаптации геолого-гидродинамической модели.
Н.Г. Нургалиева (Казанский (Приволжский) Федеральный университет) О влиянии стилолитов на коллекторские свойства фаменских карбонатных отложений на основе анализа спектров Фурье // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№4. -C.16-19
Рассмотрены вопросы морфологии, классификационных определений и генезиса стилолитов в карбонатных породах фаменского яруса по результатам изучения керновых образцов из разреза скважины на южном склоне Южно-Татарского свода. Установлено присутствие стилолитов размерами порядка 10-2 м, по форме - сутуровых, пиковых и призматических. Спектры Фурье рассмотрены как инструмент измерения и классификации стилолитов, а также оценки их влияния на коллекторские свойства карбонатных пород.
Р.А. Резванов (ИПНГ РАН), О.А. Смирнов (ЗАО «Пангея») Состояние и проблемы петрофизического изучения доюрского фундамента на примере месторождения Шаимского района Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№4. -C.20-24
Проанализированы описания образцов керна и шлифов палеозойских пород из четырех скважин, результаты количественных определений коэффициентов проницаемости, пористости, плотности и водонасыщенности, значений плотности и удельного электрического сопротивления, а также связи между парами важнейших характеристик, выявлены факторы, затрудняющие использование данных геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения и оценки коллекторов. Указано на отсутствие экспериментальных данных по ряду характеристик пород, важных с точки зрения оценки эффективности методов ГИС и развития интерпретации их результатов применительно к изучению доюрской части разреза. Слабая связь проницаемости с коэффициентом пористости исключает возможность выделения коллекторов по граничному значению коэффициента пористости. Необходимо создавать условия для проявления прямых признаков коллекторов (фильтрационная корка, радиальный градиент сопротивления) с проверкой испытанием хотя бы в первых скважинах.
И.С. Путилов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), В.И. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Разработка методики вероятностно-статистического прогноза нефтегазоносности локализованных структур (на примере южной части Пермского края) // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№4. -C.26-29
Построены вероятностно-статистические модели для прогноза нефтегазоносности территориипо обобщенной сейсмогеологической модели южной части Пермского края. Разработаны структурные атрибуты отражающих горизонтов, которые совместно с ранее применявшимися критериями нефтегазоносности могут быть использованы для прогноза локализованных структур.
М.Н. Большаков, Н.А. Скибицкая, В.А. Кузьмин, О.О. Марутян (ИПНГ РАН) Определение остаточной нефтегазонасыщенностиспособом прямоточной капиллярной пропитки // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№4. -C.30-32
Дано представление о структурно защемленных объемах в поровом пространстве нефтегазонасыщенной породы, образующихся благодаря большому соотношению (>>1) сечений пор и соединяющих их капилляров. Приведен экспериментальный способ определения коэффициентов нефтегазонасыщенности и динамической пористости. Предлагаемая методика основана на явлении прямоточной капиллярной пропитки с использованием патентованной лабораторной установки. Насыщение геологической модели месторождения получаемыми экспериментально параметрами (нефтегазонасыщенность, динамическая пористость, скорость прямоточной капиллярной пропитки) даст возможность выделить наиболее перспективные зоны с большими структурно-защемленными запасами, уточнить гидродинамическую модель и дифференцированно подойти к выбору технологий добычи на выделенных зонах.
В.Ю. Керимов, А.В. Осипов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Е.А. Лавренова (ОАО «Союзморгео») Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№4. -C.33-35
Проведено численное бассейновое моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем четырех нефтегазоносных комплексов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: нижнедевонско-франского, франско-турнейского, визейско-башкирского и нижнепермского. Реконструированы геологические события в процессе развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Создана прогнозная модель нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, анализ которой позволил ранжировать рассматриваемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности по каждому нефтегазоносному комплексу, а также определить перспективные направления ведения геолого-разведочных работ на нефть и газ в пределах изучаемого объекта.
И.А. Таныгин, к.г.-м.н. (ООО «Газпромнефть Сахалин»), Д.Е. Заграновская, А.Е. Симаков, В.В. Жуков, В.Н. Ставицкая, Д.Н. Дмитрук (ООО «Газпромнефть НТЦ») Уточнение геологического строения Долгинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№4. -C.36-40
Рассмотрено уточнение геологического строения Долгинского месторождения для обоснованного выделения основных подсчетных объектов с комплексным привлечением выполненных ранее региональных исследований, сейсморазведочных работ, а также литолого-фациальных особенностей осадконакопления, как для терригенной, так и для карбонатной части разреза.
Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев (ТатНИПИнефть) Об ограниченности области эффективного применения детерминированных геолого-гидродинамических моделей // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№5. -C.46-49
В соответствии с требованиями регламентов по проектированию разработки нефтяных месторождений принято выполнять проектные документы с использованием геолого-гидродинамических моделей. В статье рассмотрены особенности информационного обеспечения геолого-гидродинамических моделей на основе геофизических исследованиях скважин, бурения скважин-дублеров.
Показана зависимость неоднородности параметров в геолого-технологических моделях от детальности сетки по трем методам:
– качественная (визуальная) оценка по графику плотности распределения вероятности;
– количественная оценка энтропии системы;
– количественная оценка по коэффициенту вариации.
Кроме того, доказано, что при увеличении детальности конечно-разностной сетки не происходит увеличение расчетной неоднородности пласта.
Выявлено, что с увеличением фактической неоднородности пласта темп ее снижения при переходе к сеточным данным не изменяются. Показано, что распределение проницаемости на рассматриваемом примере имеет фрактальный характер и подчиняется гиперболическому закону. Фрактальное распределение не может быть смоделировано детерминированными методами. Для учета влияния плотности сетки скважин на КИН необходимо применение стохастических моделей
В.Ю. Керимов, У.С. Серикова, Р.Н. Мустаев (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), И.С. Гулиев (НАН Азербайджана) Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№5. -C.50-54
В результате эволюции литосферы формировался уникальный Южно-Каспийской бассейн, отличающийся от внутренних и окраинных морей по ряду параметров и показателей. Изучение процессов онтогенеза углеводородов свидетельствует, что бассейн является самодостаточной эволюционирующей системой. Фазовые превращения органического вещества в условиях замкнутой физико-химической системы создают аномально-высокие поровые давления и обеспечивают начальную стадию эмиграции углеводородов за пределы глинистых толщ, в пласты-коллекторы и зоны трещиноватости. Принципиальное отличие процессов нефтегазообразования на больших глубинах связано с затрудненным массообменом и физико-химическими свойствами пород и флюидов, которые в соответствующих термодинамических условиях представляют собой единый горный раствор. В Каспийском бассейне выявлены значительные субвертикальные и субгоризонтальные разуплотненные геологические тела, по существу представляющий собой новый класс геологических структур. Большинство из них на поверхности связаны с крупными грязевыми вулканами, фокусированными интенсивными выходами углеводородов, которые логично связать с процессами фазовых переходов различного типа. Весьма важным фактором является то, что к ним приурочены крупные скопления углеводородов.
Миграция углеводородов из флюидогенерирующих интервалов и очагов генерации углеводородов в продуктивную толщу Южно-Каспийского бассейна происходила на фоне практического отсутствия инфильтрационного водообмена и существенно ограниченного элизионного режима. На этих глубинах доминирующей формой движения природных флюидов является межформационная (межэтажная) пульсационно-инъекционная субвертикальная миграция по плоскостям проводящих дизъюнктивов, зонам повышенной трещиноватости и разуплотнения, эруптивам грязевых вулканов, лито-фациальным несогласиям и другим нарушениям сплошности пород, осуществляющаяся синхронно с активизацией палео- и нео-тектонических процессов.
Южно-Каспийский бассейн является полиочаговым бассейном, в пределах которого установлены несколько автономных очагов нефтегазообразования с собственными ареалами распространения и пространственно-временной эволюцией. Очаги генерации углеводородов приурочены к различным гипсометрическим и стратиграфическим уровням, нижняя граница интервала нефтегазообразования доходит до глубин более 12-15 км, что соответствует интервалу палеогеновых и мезозойских отложений, а верхняя граница «нефтяного окна» приурочена к гипсометрическим глубинам 5-7 км и соответствует миоценовым отложениям.
И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, Л.Ю. Зыкова (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), М.А. Шадрина (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), С.Е. Башкова (ОАО «КамНИИКИГС») О возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского Края // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№5. -C.55-59
В геологическомразрезе Пермского края верхнепротерозойские отложения, залегающие ниже промышленно освоенных глубин, рассматриваются как потенциально нефтегазопроизводящие и нефтегазопродуктивные толщи. В составе этих отложений выделены два комплекса пород: рифейский и вендский, степень изученности которых неравномерна. Проведено исследование по результатам обработки разрезов 700 скважин, вскрывших эти отложения на территории Пермского края. По данным обзора установлены пространственные границы распространения стратиграфических подразделений рифейского и вендского комплексов, изменение толщин и литологического состава. Проанализированная геологическая и геохимическая информация позволила выделить в этих отложениях калтасинскую свиту нижнерифейского комплекса, обладающую наиболее оптимальными и благоприятными условиями в период осадконакопления с точки зрения формирования генерационного потенциала. Для оценки возможности генерации углеводородов в отложениях калтасинской свиты были проанализированы геологические, химико-битуминологические и пиролитические показатели (от 200 до 400 определений). С помощью методов статистического анализа изучен характер распределения параметров по площади распространения калтасинской свиты и по разрезу на территории Пермского края. Выполнено районирование территории развития калтасинской свиты по степени интенсивности процессов нефтегазообразования.
Таким образом, выполненный анализ позволил дифференцировать изучаемый район по перспективам возможной нефтегазоносности на основе исследования геолого-геохимических характеристик органического вещества пород и выделить первоочередные зоны для проведения более детальных исследований структурных, тектонических и других особенностей, характеризующих условия миграции и аккумуляции углеводородов в древних верхнепротерозойских отложениях.
И.С. Гутман, Т.Р. Султаншина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), С.В. Халяпин (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь») Особенности строения залежей нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№5. -C.60-64
Представлены результаты детального изучения залежей нефти в горизонте ЮС1 на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин с учетом анализа шлифов, опробования пластов и гидродинамических исследований. Изучаемый разрез по характеристикам геофизических исследований скважин (ГИС) условно разделен на 16 литологических пачек. Установлено, что в нижней и верхней части разреза осадконакопление происходило последовательно. На это указывают параллельное залегание пластов и достаточная выдержанность их общих толщин. За счет изменения толщин отдельных пачек выделено несколько типов разреза, каждый из которых имеет блоковое распространение по площади месторождения.
Каждый тип разреза характеризуется определенными толщинами отдельных пачек, причем на участках с большей скоростью погружения структуры выявлены отложения пачек максимальных толщин. Наоборот, минимальные толщины соответствующих пачек фиксируются в условиях незначительного погружения структур во время отложения осадков. В случае подъема структур в средней части разреза наблюдаются стратиграфические несогласия, выраженные в сокращении толщин отдельных пачек вплоть до их полного исчезновения. Границы смены типов разреза можно рассматривать как границы тектонических блоков.
Исследователями АИК «Лукойл» на основе данных гидродинамических исследований (ГДИ) было установлено, что скважины с близкими показателями разработки группируются по площади месторождения в отдельные блоки. При сопоставлении данных ГДИ с результатами детальной корреляции разрезов скважин обнаружено практически полное совпадение конфигурации выявленных нарушений.
Согласно более ранним исследованиям считалось, что основной пласт Ю1а продуктивен и в большей части скважин является нефтенасыщенным, а нижележащие пласты в связи с высокими показаниями индукционного метода являются водонасыщенными. Анализ шлифов показал, что нижележащие пласты Ю1б и Ю1в содержат в цементе значительное количество хлоритов, которые, как известно, характеризуются высоким водосодержанием, что существенно влияет не только на высокие показания индукционного метода, но и на резкое ухудшение коллекторских свойств, делая пласты Ю1б и Ю1в непродуктивными. Об этом свидетельствуют и результаты опробования скважин. На обеих структурах установлено, что изменение отметок водонефтяных контактов (ВНК) происходит одновременно с понижением выделенных блоков.
Неучет указанных особенностей в строении пластов обусловил ошибочное представление о наклоне ВНК на обеих структурах.
Т.В. Хисметов (ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»), Г.Г. Яценко (ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика»), И.Ф. Рустамов (ОАО «Газпром нефть»), Д.И. Юрков (ФГУП «ВНИИА» им. Н.Л. Духова), А.М. Брехунцов (ОАО «СибНАЦ») Спектрометрические ядерно-физические методы исследования скважин в процессах разработки и доразведки месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№5. -C.66-70
Представлены новые возможности и результаты эффективного управления процессами разработки и доразведки нефтегазовых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, на базе применения комплекса спектрометрических ядерно-физических методов геофизических исследований скважин (ЯФМ ГИС), прямых методов оценки вещественного состава исследуемых пород, их насыщенности пластовыми флюидами в обсаженном стволе скважины.
Широкое промышленное применение на нефтяных объектах РФ нашли разработки аппаратуры многопараметрического радиоактивного каротажа, в том числе диаметром 73 мм для скважин различной конструкции и боковых стволов, производства ФГУП «ВНИИА» им. Н.Л. Духова в сотрудничестве с ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика» и ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН». Сопоставление с современными зарубежными аналогами показывает, что новая отечественная аппаратура превосходит их по технико-экономической эффективности. Программно-методическая организация обработки и интерпретации результатов спектрометрических ЯФМ ГИС, созданная в НПЦ «Тверьгеофизика», обеспечивает высокую оперативность работ и достоверность получаемой информации.
Широкое применение комплекса ЯФМ ГИС на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири, Оренбургской области, Поволжья, Краснодарского Края, республики Коми позволило использовать полученные результаты исследований при решении следующих задач: приращение запасов и доразведка залежей нефти и газа; приобщение и возврат на другие объекты эксплуатации; исследование скважин малого диаметра и боковых стволов; адресная технология обработок призабойных зон; геологическое моделирование залежей для оперативного принятия решений по проведению геолого-технических мероприятий; управление параметрами вторичного вскрытия пласта.
Перспективными для приращения запасов являются практически все находящиеся в эксплуатации длительное время (10-50 лет и более) нефтегазовые объекты Западной и Восточной Сибири, Урало-Поволжья, Оренбургской области, Ставропольского и Краснодарского края, Республики Коми, Ненецкого автономного округа, Сахалинской области.
Г. Бада, Э. Домбради, А. Хораньи, Г. Молнар (ООО «Фалкон Ойл энд Газ Разведка», Венгрия, Будапешт), О. Стано (ООО «Фалкон Ойл энд Газ Разведка», Венгрия, Будапешт, Университет им.Лоранда Этвёша, Венгрия, Будапешт), Михаил Борисович Шевелев (ООО «Паннон Нафтагаз» (дочернее общество НИС - Газпром нефть в Венгрии), Венгрия, Будапешт) Углеводородный потенциал турбидитных отложений в формации Альджио по блоку Мако Трог в венгерской части Паннонского бассейна // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№5. -C.72-76
Принимая во внимание геологические условия и площадное распределение открытых на сегодня месторождений в Венгрии и в регионе Паннонского бассейна, следует отметить, что большинство классических структурных ловушек углеводородов уже открыто и находится в разработке.
Значительный потенциал Паннонского бассейна остается в стратиграфических ловушках, расположенных глубже 2000 м. Данные геологические объекты в настоящее время являются одной из основных целей геолого-разведочных работ в Венгрии и Сербии.
Одним из примеров таких объектов является блок Мако Трог в Венгрии, представляющий собой одну из самых глубоких депрессий в регионе с мощностью осадочных отложений до 6000 м и расположенный вблизи крупных открытых нефтяных и газовых месторождений.
Газовые залежи в формации Альджио (нижний Паннон) по блоку Мако Трог Паннонского бассейна, расположенного на юго-востоке Венгрии, представляют углеводородную систему Миоценового возраста, где в турбидитные песчаники газ мигрировал из темных глин, нижезалегающих нефтегазоматеринских пород, и покрышкой служат вышележащие выдержанные толщи глин. Выявление стратиграфических ловушек среди различных типов турбидитов основано на материалах высокоразрешающей 3D сейсморазведки, отображении сейсмических атрибутов и AVO анализа. Присутствие серии газонасыщенных песчаников толщиной 10-50 м и турбидитных каналов подтверждено скважиной Kútvölgy-1, пробуренной летом 2013 г.
Основные характеристики по блоку Мако Трог можно использовать для идентификации и выявления дополнительных нетрадиционных систем углеводородов по региону Паннонского бассейна в Центральной Европе.
О.А. Мелкишев, В.И. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), Е.Е. Кожевникова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), Т.В. Карасева (Пермский государственный национальный исследовательский университет) Зональный прогноз нефтегазоносности девонского терригенного нефтегазоносного комплекса на юге Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.4-8
Рассмотрены особенности геологического строения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса на юге Пермского края. Проведен зональный прогноз нефтегазоносности с использованием характеристики осадочного чехла.
С.Н. Кривощеков, В.И. Галкин, М.А. Носов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Оценка нелокализованных ресурсов нефти территории Пермского края при помощи системы элементарных участков // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.9-11
Применен принцип дифференциации нелокализованных ресурсов площади в зависимости от задаваемого веса для каждого элементарного участка. Распределение ресурсов проведено с условием неизменности величины суммарных ресурсов в пределах подсчетного элемента районирования. Для определения веса каждой ячейки создана геолого-математическая модель регионально-зонального прогноза нефтегазоносности. При создании модели использовано три ранее разработанных геолого-математических критерия: комплексный геохимический критерий, описывающий влияние нефтематеринских пород на нефтегазоносность, комплексный критерий изученности территории геолого-геофизическими исследованиями и комплексный критерий влияния строения Камско-Кинельской системы прогибов на нефтегазоносность. Рассчитанные по модели значения вероятности для каждой ячейки применены в качестве весовых коэффициентов для расчета величины ресурсов. Для каждой ячейки рассчитано разницы величины ресурсов данной категории между дифференцированным и равномерным распределением, который был проведен ранее. Это позволило выделить участки прироста ресурсов.
С.Н. Кривощеков, И.А. Козлова, И.В. Санников (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Оценка перспектив нефтегазоносности западной части Соликамской депрессии на основе геохимических и геодинамических данных // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.12-15
В настоящее время наиболее перспективной с точки зрения прироста запасов нефти на территории Пермского края является Соликамская депрессия Предуральского краевого прогиба. Рассмотрена западная ее часть в районе сочленения с Висимской впадиной и Камским сводом. С целью определения перспектив нефтеносности проанализированы геохимические данные, характеризующие условия осадконакопления и преобразования органического вещества основных нефтегазоматеринских толщ и нефтегазоносных комплексов, развитых в разрезе Соликамской депрессии, а также выполнено графическое моделирование процессов их погружения. Установлено, что основными нефтематеринскими породами на данной территории являются франско-фаменские отложения, их нефтегенерационный потенциал можно оценить как средний. Франско-фаменские отложения пребывали в главной фазе нефтеобразования и испытали действие процессов катагенеза до градаций МК4, следовательно, находились в благоприятных условиях для преобразования рассеянного органического вещества в углеводороды. Показано, что на исследуемом участке имеются основные условия для генерации, миграции и аккумуляции углеводородов.
Д.В. Потехин, И.С. Путилов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), В.И. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Повышение достоверности геологических моделей залежей нефти и газа на основе усовершенствованной технологии многовариантного трехмерного моделирования // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.16-19
Представлено решение задачи выбора оптимальных параметров для геологического моделирования на этапе создания кубов литологии. Получены более достоверные реализации геологической модели.
Е.В. Соболева (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Пермский национальный исследовательский политехнический университет), А.А. Ефимов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), С.В. Галкин (ООО МИП "ПрогнозРНМ") Анализ геолого-геофизических характеристик терригенных коллекторов при прогнозе приемистости скважин месторождений Соликамской депрессии // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.20-22
Рассмотрены проблемы организации закачки воды для терригенных эксплуатационных объектов месторождений Соликамской депрессии. Для территории исследования обосновано влияние гидрофобности коллекторов на показания методов электрического сопротивления. Проведен анализ влияния показаний удельных электрических сопротивлений на приемистость нагнетательных скважин и накопленную компенсацию по участкам закачки. Обоснован подход выделения зон с гидрофобным типом коллектора, для которых предложено использование методов, направленных на изменение смачиваемости породы.
Р.Ю. Гложик, А.А. Забоева, А.С. Бочков (ООО «Газпромнефть НТЦ») Комплексный подход к оценке качества запасов на основе интеграции геолого-промысловой информации // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.82-85
Представлена методика оценки качества запасов, основанная на комплексном анализе геолого-промысловых, технологических и экономических факторов. Методика позволяет индивидуально для исследуемого объекта, исходя из показателей рентабельности извлечения запасов нефти, определить основные геологические характеристики и их критические значения, определяющие качество запасов.
В.Ю. Керимов, А.В. Бондарев (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Условия формирования и перспективы поисков скоплений углеводоров в меловых и юрских отложениях Большехетской впадины // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.86-90
Рассмотрено изучение нефтегазоносности Большехетской впадины, на основании исследований геотермобарических и геохимических условий формирования скоплений нефти и газа и моделирования углеводородных систем. Показано, что прогрев осадочных пород в исследуемом бассейне был равномерным вплоть до неогеновой эрозии и контролировался климатическими изменениями и тепловым потоком из недр. В период эрозии температуры нижней части разреза несколько понизились. Так, до неогеновой эрозии температура в нижней части модели (мегионская толща, верхняя юра) достигала 140 °С (в наиболее погруженной части бассейна). По окончании неогеновой эрозии температуры снизились в среднем до 110 °С. Избыточное давления формировалось в периоды интенсивного прогибания и быстрого осадконакопления. Всего таких периода было два: в эоцене (50-40 млн. лет) и в раннем миоцене (20-10 млн. лет). По результатам термобарического анализа синтезирована модель созревания органического вещества в материнских породах, а также миграции и накопления углеводородов. Определены наиболее перспективные структуры для дальнейшего изучения и опоискования.
К.Д. Шуматбаев (ООО «БашНИПИнефть»), О.Е. Кучурина (ООО «Башнефть-Полюс»), Л.М. Шишлова (УГНТУ) Комплексное изучение структуры пустотного пространства карбонатных отложений на примере месторождения им. Р. Требса // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№6. -C.91-93
Приведены результаты исследований, проведенных на керне и шлифах для отложений овинпарского горизонта нижнего девона и гребенского яруса верхнего силура месторождения Р. Требса. Продуктивные пласты приурочены к карбонатным отложениям девона и верхнего силура, согласно описаниям шлифов и керна очень неоднородны как литологически, так и по структуре пустотного пространства. Разрез сложен доломитами, доломитами глинистыми, известняками и аргиллитами. Переход от доломитов к доломитам известковистым и известнякам доломитизированным сопровождается ухудшением фильтрационно-емкостных свойств. В структуре пустотного пространства развиты как кавернозность, так и трещиноватость; поры капиллярного и субкапиллярного размера. Сопоставление фильтрационно-емкостных и структурных характеристик, оцененных по керну, с данными отдельных методов геофизических исследований скважин позволило выделить интервалы притока в данном сложнопостроенном коллекторе.
Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская, А.В. Новикова, З.Р. Ибрагимова, А.М. Тимирова, О.В. Преснякова (ТатНИПИнефть) Проблемы приращения ресурсной базы углеводородного сырья ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.7-8
Представлено текущее состояние ресурсной базы углеводородного сырья ОАО «Татнефть» в Республике Татарстан, проблемы и способы приращения запасов и ресурсов углеводородов. В качестве дополнительных источников углеводородного сырья рассмотрены отложения «доманикитов» («сланцевой» нефти) и трудноизвлекаемые запасы, включающие сверхвязкие нефти и запасы в слабопроницаемые коллекторы. Приведена прогнозная оценка экономического эффекта от применения понижающих коэффициентов при обложении НДПИ на примере слабопроницаемых коллекторов и «доманикитов».
Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская, О.В. Преснякова, Е.Н. Вечкитова (ТатНИПИнефть), В.А. Екименко (ТНГ-Групп) Особенности подготовленных к бурению объектов ОАО «Татнефть» и их перспективных ресурсов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.8-11
Рассмотрены особенности подготовленных к бурению объектов и их перспективных ресурсов в ОАО «Татнефть». Проведено ранжирование фонда подготовленных и выявленных структур по площади и амплитуде. Намечены основные направления прироста ресурсной базы: изучение фонда выявленных структур, земель, ранее не охваченных сейсморазведкой, низкопористых низкопроницаемых коллекторов. Оценена эффективность поисковых работ и разработки нефтяных залежей при заданных технологических показателях.
Р.С. Хисамов. (ОАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская (ТатНИПИнефть), И.О. Бурханова, Н.А. Скибицкая, В.А. Кузьмин (Институт проблем нефти и газа РАН), Б.А. Никулин (МГУ им. М.В. Ломоносова) Системный подход к изучению нефтегазоматеринской карбонатной толщи месторождения углеводородов Оренбургской области // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.12-17
Разносторонние исследования керна нефтегазоматеринской карбонатной толщи артинского яруса Димитровского газонефтяного месторождения Оренбургской области позволили определить литологию изучаемых пород, структуру их емкостного пространства, а также выявить закономерности распределения в них органического вещества. В результате комплексного анализа петрофизических, геохимических, геофизических и электронно-микроскопических исследований выявлены связи между содержанием органического вещества в породах и концентрацией естественных радиоактивных элементов. Даны рекомендации по стандартному и расширенному комплексу геофизических исследований скважин для изучаемых отложений.
Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), А.Ф. Яртиев, В.Г. Базаревская (ТатНИПИнефть) Применение механизма налогового стимулирования геолого-разведочных работ для повышения ресурсной базы ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.18-20
Рассмотрены вопросы, касающиеся изменению подхода к финансированию геологоразведочных работ. Приводятся данные официальной и аналитической статистики в выбранной области исследования.
А.И. Кобрунов, В.Е. Кулешов, А.С. Могутов, А. Н. Дорогобед (Ухтинский гос. технический университет) Прогнозирование промысловых физико-геологических параметров месторождений углеводородов в условиях неопределенности данных // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.78-80
Рассмотрены вопросы неопределенности, возникающей при прогнозировании промысловых физико-геологических параметров. Описаны основные этапы, разработанного авторами метода нечетких петрофизических композиций. На примере месторождения углеводородов приведена реализация разработки и результаты ее применения, включая результаты оценки неопределенности трехмерных геолого-геофизических моделей.
Н.Б. Амельченко, В.Н. Минкаев (ООО «БашНИПИнефть»), Р.Х. Масагутов (ОАО АНК «Башнефть») Перспективы поисков залежей углеводородов во внутренней зоне Бельской депрессии Предуральского предгорного прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.81-85
Степень изученности внутренней зоны Бельской депрессии Предуральского предгорного прогиба геофизическими методами и бурением крайне низкая, особенно ее восточной части, непосредственно примыкающей к складчатому Уралу. Установлено, что основными структурными элементами в палеозойском комплексе осадков здесь являются линейно-протяженные (до 90 км) взбросо-надвиговые и надвиговые дислокации субуральской ориентировки, фронтальные части которых осложнены складкообразованием. Подобными по генезису надвиговыми дислокациями контролируются открытые в осевой зоне Предуральского предгорного прогиба Архангельское и Табынское месторождения, с залежами нефти в артинском ярусе, мячковском горизонте и среднедевонско-турнейских карбонатах. Высокая степень тектонической дислоцированности территории, многочисленные нефтегазопроявления различной интенсивности и стратиграфической приуроченности, а также наличие региональной терригенно-карбонатной покрышки (алатауская свита нижнего карбона) определяют высокую степень перспективности внутренней зоны Бельской депрессии на постановку дальнейших геолого-разведочных работ.
Мартюшев Д.А., Вяткин К.А. (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Определение параметров естественных трещин карбонатного коллектора методом трассирующих индикаторов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№7. -C.86-88
Рассмотрена методика определения параметров естественных трещин с помощью закачки индикаторов в нагнетательные скважины на Логовском месторождении Пермского края (Т-Фм залежь). Полученные данные сопоставлены с результатами других методик оценки раскрытости трещин. Погрешность результатов, полученных с помощью применения различных методов, не превышает 5 %, что указывает на точность, достоверность рассмотренных методик и возможность их применения для оценки трещиноватости карбонатных коллекторов.
И.С. Гутман (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) Особенности новой Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№8. -C.10-14
Показаны основные особенности новой российской классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Дано сопоставление ее с ныне действующей временной классификацией, а также с Системой управления запасами и ресурсамиSPE-PRMS.
В.Ю. Керимов, Е.А. Лавренова, М.В. Круглякова, А.А. Горбунов (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) Перспективы нефтегазоносности полуострова Крым и западного побережья Азовского моря // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№9. -C.66-70
На основании результатов бассейнового анализа и моделирования выделены вероятные очаги генерации УВ, которые могут обеспечить наполнение ловушек западного побережья Азовского моря. Эти очаги расположены в пределах Крымского полуострова. Потенциальные нефтегазоматеринские толщи прогнозируются в отложениях переходного комплекса (палеозой) и плитного чехла (мел). Выполненные исследования позволили наметить закономерности размещения скоплений углеводородов и выполнить прогноз перспектив нефтегазоносности западной части акватории.
Е.М. Туровская, Ю.Г. Еремин (ООО «Газпромнефть НТЦ») Седиментационная модель терригенных пластов В13 и В10 Чонской группы месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№9. -C.74-76
Расммотрено формирование терригенных отложений в пределах Чонской группы месторождений. Построение модели осуществлялось с привлечением всей имеющейся геолого-геофизической информации. Комплексное использование данных бурения скважин и современных материалов 3D сейсморазведки позволило с большей уверенностью выделить фациальные зоны и прогнозировать их развитие на территориях с низкой плотностью бурения.
Р.Х. Сунгатуллин, Г.М. Сунгатуллина, Ю.Н. Осин, А.А. Трифонов (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Космическое вещество в нефтеносных отложениях Среднего Каспия // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№9. -C.77-79
Состояние и условия палеообстановок определяются внутренними и внешними факторами. Среди космического вещества встречаются магнитные микросферы, которые могут использоваться при проведении стратиграфических корреляций. Приведены первые данные о находках микросфер в нефтеносных мезозойских (юрских и меловых) осадочных породах в акватории Среднего Каспия. Здесь обнаружены практически идеальные сферические образования диаметром 200-900 мкм. Микросферы приурочены к аптскому, готеривскому и оксфордскому ярусам. По внешнему облику они близки к сферулам, обнаруженным в других регионах. Исследования космического вещества проведены с помощью сканирующей электронной микроскопии с микрозондовым рентгеноспектральным анализом. Нахождение космогенных сферул в осадочных толщах может выступить новым инструментом для региональной и глобальной корреляции, а также помочь при поисках залежей углеводородов.
Шадчнев Р.А., Зорина А.П., Шарапов Д.Н., Пономарева Е.В., Кулагин Р.А. Подготовка исходных данных для формирования геомеханической модели месторождения им. Ю. Корчагина // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№9. -C. 80-83
Извините, аннотация отсутствует
Березовский Д.А. (Каневское газопромысловое управление ООО «Газпром добыча Краснодар»), Лаврентьев А.В., Савенок О.В., Антониади Д.Г., Кошелев А.Т. (Кубанский гос. технологический университет) Разработка физико-химических моделей и методов прогнозирования состояния пород-коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№9. -C. 84-86
Разработана физико-химическая модель песчаника, в соответствии с которой фильтрационное взаимодействие в песчанике протекает в две стадии: на первом этапе имеет место освобождение поровых каналов, их активизация; на втором - происходит вымывание связки (глинистого цемента) из узлов пространственного скелета породы, что ведет к разрушению песчаника. Показано, что при прогнозировании состояния пород необходимо взаимодействие разных факторов: уплотнения породы благоприятствуют ее стабильному деформационно-пространственному состоянию; физико-химические взаимодействия на микроструктурном уровне дестабилизируют.
Э.А. Королев, А.А. Ескин, Е.О. Стаценко, И.Н. Плотникова (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Флюидодинамические каналы восходящей миграции глубинных растворов в плотных карбонатах башкирского яруса // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C. 6-8
Изучены флюидодинамические каналы восходящей миграции водонефтяных флюидов в карбонатных нефтеносных комплексах башкирского яруса. Рассмотрены морфологические особенности строения каналов, пронизывающих плотные карбонатные породы. Во всех случаях флюидодинамические каналы в известняках имеют центральный цилиндрический канал, от которого отходят редкие боковые ответвления. Вокруг каналов наблюдаются сообщающиеся каверны. Полости каналов и окружающих их каверн частично или полностью залечены аутигенным кальцитом с примесью доломита. Характер и последовательность преобразования структуры пустотного пространства флюидодинамических каналов обусловлены изменениями состава флюидов под действием продуктов окисления углеводородов. Выделено две стадии развития каналов: формирование цилиндрического канала за счет процессов растворения карбонатных пород и кольматация (залечивание) пустотного пространства каналов аутигенным кальцитом. Установленные флюидодинамические каналы в плотных породах обеспечивают возможность вертикальных перетоков водонефтяных флюидов во время формирования нефтяных залежей.
Э.А. Королев, В.П. Морозов, Г.А. Кринари, А.А. Ескин (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Литогенетические преобразования глинистых пород-покрышек в зонах просачивания пластовых флюидов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.9-13
Изучен минеральный состав визейских аргиллитов, экранирующих нефтяные залежи турнейского яруса. Показано, что глинистые породы-покрышки не являются абсолютно непроницаемыми. При определенных условиях они способны пропускать пластовые флюиды. На путях миграции флюидов в аргиллитах наблюдаются трансформации глинистых минералов. Исходные минералы каолинита и мусковита разлагаются и преобразуются в смешанослойные фазы иллит-дивермикулит-смектитового состава. Учитывая, что подобное происходит и в почвообразовательных процессах, можно предположить, что преобразования глинистых минералов осуществляются при участии микробиальных сообществ.
Г.А. Кринари (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Смешанослойные глинистые минералы как индикаторы процессов литогенеза в нефтеносных толщах // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.14-17
Для оптимизации технологий добычи нефти необходимо учитывать масштабы и причины вторичных изменений структуры фазы иллит – смектит в результате процессов катагенеза, однако простые зависимости концентрации смектита в смешанослойной фазе от глубины отсутствуют. Основным и хорошо разработанным методом исследования смешанослойных фаз служит фитинг, при котором теоретическим спектрам базальной дифракции глинистых минералов подбирают такие параметры, при которых они становятся близкими к экспериментальным кривым, включая различные обработки образцов. Метод основан на теории цепей Маркова, где вероятностные характеристики для любой последовательности слоев однородны и обладают единой величиной статистической дисперсии, но в проницаемых насыщенных нефтью породах это условие не всегда выполнимо. Применена процедура получения разностных спектров, при которой путем вычитания из картины базальной дифракции воздушно-сухого препарата спектра образца, насыщенного этиленгликолем исключается вклад от всех иных фаз, кроме содержащих разбухающие пакеты независимо от соотношения их компонент. Установлено, что насыщенные нефтью коллекторы на глубинах более 2,3 км часто содержат в качестве примеси упорядочено смешанослойные фазы с R = 1 и R = 2. Их совместное присутствие наверно связано с перколяционным эффектом, который вызван повторным перемещением пластового флюида в коллекторе, что, возможно, позволит в будущем уточнять историю формирования и разработки нефтяной залежи.
В.А. Шмырина (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), В.П. Морозов, А.И. Бахтин (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Седиментологические и литогенетические факторы, определяющие коллекторские свойства терригенных пород // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.18-20
Объектами исследования являлись нефтяные продуктивные пласты нижнемелового и верхнеюрского возрастов Кустового месторождения Западной Сибири (Россия). Отложения представлены близкими по составу терригенными породами, различающиеся по коллекторским свойствам. Выполнена статистическая обработка данных гранулометрического анализа обломочных пород, их пористости и проницаемости, а также содержания глинистых минералов.
Для определения влияния различных факторов на коллекторские свойства пород построены графики и проведена статистическая обработка аналитических данных. Это позволило оценить роль каждого из них. Полученные результаты позволяют оценить роль двух основных факторов, контролирующих коллекторские свойства обломочных пород: седиментогенно-катагенетического и вторичных изменений наложенного характера. Наиболее важным из них является каолинитизация.
Э.А. Королев, И.А. Хузин, А.А. Галеев, Ш.З. Ибрагимов (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Особенности преобразования гипсоваых пород-покрышек в зонах прорывов углеводородсодержащих флюидов (на примере Сюкеевского битумного месторождения) // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.21-23
На примере Сюкевского битумного месторождения изучены особенности преобразования гипсовых пород-покрышек верхнеказанского подъяруса в зонах прорывов пластовых флюидов. Установлено, что вокруг каналов миграции углеводородсодержащих флюидов гипс приобретает наведенную окраску. По мере удаления от фильтрационного канала окраска гипсовых пород меняется в следующей последовательности: темно-коричневый битуминозный гипс - черный гипс - зеленый гипс - белый неизмененный гипс. Черная окраска обусловлена присутствием в гипсовой породе тонкодисперсного пирита и магнетита, зеленая – присутствием водных сульфатов железа. Пирит и магнетит являются продуктами жизнедеятельности микробиальных сообществ, утилизирующих углеводороды. Водные сульфаты железа являются продуктом окисления пирита. Подобные закономерности изменения окраски гипсов позволяют выявлять древние и современные пути миграции водонефтяных флюидов в сульфатных породах.
Н.Г. Нургалиева (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Литотипы казанских битумоносных отложений Мелекесской впадины // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.24-27
Рассмотрены литотипы казанских битумоносных отложений Мелекесской впадины в свете данных изучения пород керна структурных скважин микроскопическими методами и интерпретации процессов их формирования. Дана характеристика терригенной, карбонатной и сульфатной компонент. Обсуждена многостадийность образования и преобразования пород под влиянием неорганических и органических растворителей.
Р.З. Мухаметшин, А.А. Галеев (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Диагностика древних водонефтяных контактов инструментальными методами // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.28-33
Многочисленные проявления битуминозных или так называемых «черных песчаников» выявлены в нефтеносных пластах многих нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Калининградской области и в других районах. Такие проявления часто связаны с древними водонефтяными контактами (ВНК). Поскольку процессы природного преобразования нефтей в продуктивных пластах могут охватывать значительные по объему части залежей, диагностики связанных с древними ВНК явлений очень важна. Использованный при исследовании битуминозных песчаников из зоны древнего ВНК Бавлинского месторождения комплекс инструментальных методов позволяет: выявить по разрезу продуктивного пласта толщиной 15-18 м как минеральные изменения в коллекторах, так и неоднородности углеводородной фазы; установить геологические причины и механизмы преобразования обычных нефтей в нафтиды с аномальными свойствами; показать, что нижняя часть пласта является полем осаждения асфальтенов из первично заполнившей его тяжелой нефти в результате смешения с поступающей легкой нефтью в процессе многостадийного формирования месторождения; диагностировать время заполнения современной ловушки легкой нефтью. Изложена практическая значимость полученных результатов.
Д.И. Хасанов, К.И. Бредников, Б.Г. Червиков (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Результаты применения метода дипольного электрического зондирования с измерением вызванной поляризации для поиска и разведки залежей природных битумов и высоковязкой нефти на территории Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.34-36
Представлены результаты применения дипольного электрического зондирования с измерением вызванной поляризации для разведки залежи природных битумов и высоковязкой нефти. Полевые работы проведены по схеме наблюдений с многократным перекрытием, что позволило построить геоэлектрические разрезы с высоким разрешением как по латерали, так и по вертикали. Полученные результаты свидетельствуют о высоком потенциале дипольного электрического зондирования с измерением вызванной поляризации при изучении залежей природных битумов и высоковязких нефтей. По сравнению с вертикальным электрическим зондированием метод обладает более высокой производительностью, при этом он более адаптирован для работы в условиях высокого фона техногенных электромагнитных помех. В результате интерпретации полученных данных уточнено положение залежи природных битумов в разрезе.
Э.Р. Зиганшин, Г.С. Хамидуллина, Е.О. Стаценко (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Методика определения индикатора гидравлической единицы коллектора // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.37-39
Рассмотрено использование компьютерной томографии для определения удельной контактирующей с флюидом поверхности карбонатного коллектора с целью вычисления индикатора гидравлической единицы коллектора. Объектом исследования являлись карбонатные коллекторы верхнетурнейского подъяруса одного из нефтяных месторождений Нурлатской нефтеносной зоны, расположенной на восточном борту Мелекесской впадины Волго-Уральской антиклизы. Получена модель гидравлической единицы коллектора для каждого исследованного образца. На основании исследований можно сделать выводы, что параметр FZI сильно связан с фациями и процессами осадконакопления и для количественных характеристик FZI можно успешно использовать компьюторно-томографический метод путем определения удельной площади контактирующей с флюидом поверхности.
А.В. Степанов, Р.Н. Ситдиков (Казанский (Приволжский) федеральный университет) О возможности использования малоглубинной сейсморазведки при детализации строения залежей сверхвязкой нефти на этапе их разведки в условиях западного склона Южно-Татарского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.40-43
Рассмотрены методика исследований, особенности графа обработки и результаты малоглубинной сейсморазведки на Варваркинской залежи сверхвязкой нефти, расположенной в пределах западного склона Южного купола Татарского свода. Установлено, что кинематические и динамические параметры отраженных волн реагируют на неоднородности строения продуктивной песчаной пачки. Полученные результаты позволяют рассматривать малоглубинную сейсморазведку как потенциальный инструмент для уточнения контура битуминозности и особенностей строения залежей в геологических условиях западного склона Южного купола Татарского свода.
Г.С. Хамидуллина, Э.В. Утёмов, А.Г. Харисов (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Применение фрактальной размерности волнового поля для выделения сейсмических комплексов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.44-47
Рассмотрено использование вертикальной производной локальной размерности (показателя Херста) на малых масштабах как факторологическую основу для проведения сейсмостратиграфического анализа и выделения секвенций. Приведен пример сейсмического профиля, расположенного в районе валообразного сооружения северо-западного простирания, сформированного на участке сочленения центральной и восточной бортовой частей Мелекесской впадины Волго-Уральской антеклизы. В результате сейсмостратиграфического анализа выделено десять секвенций, которые охватывают процессы седиментации во временные периоды с живетского века по верейское время. На основании проведенных исследований сделан вывод, что значения локальной фрактальной размерности (показателя Херста) волнового поля можно использовать для проведения сейсмостраграфического анализа и построения хроностратиграфического разреза.
Р.В. Архипов, В.Д. Скирда, М.М. Дорогиницкий (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Исследование остаточного флюида в природных кернах GR-201 и NAV-221по данным ядерно-магнитной релаксометрии // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.48-50
Из анализа релаксационных данных, полученных в случае полного насыщения образцов кернов водой/гексаном, рассчитаны индексы FFI (free fluid index - индекс свободных флюидов, который соответствует доле жидкости, находящейся в макропорах, и поэтому достаточно легко извлекаемой) и BVI (bound volume index - индекс связанных (остаточных) флюидов - доля трудноизвлекаемой жидкости, находящейся либо в микропорах, в которых жидкость удерживается сильными капиллярными силами, либо в замкнутых порах). Проведен сравнительный анализ релаксационных характеристик кернов до и после термохимической обработки. По данным релаксации определены наличие остаточного флюида и его влияние на вид спектра времен релаксации.
Р.В. Архипов, к.ф.-м.н., В.Д. Скирда, д.ф.-м.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет), А.И. Сагидуллин, к.ф.-м.н. (Oxford Instruments Molecular Biotools Ltd) Исследование анизотропных природных кернов GR-201 и NAV-221 по данным ядерно-магнитного резонанса // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.51-53
Представлены результаты исследования кернов GR-201 и NAV-221, характеризующихся пространственной анизотропией. Проведены исследования трансляционной подвижности молекул диффузанта в зависимости не только от времени диффузии, но и от ориентации образца по отношению к направлению внешнего градиента магнитного поля.
М.Г. Храмченков, Э. М. Храмченков, В.В. Петруха (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Оценка скорости набухания глинистых пород // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.54-56
Теоретическим основанием построения модели набухания глинистых пород, в том числе в составе коллекторов нефти, является следующее из термодинамики представление о возникающем в глине осмотическом давлении, создаваемом ионами-компенсаторами отрицательного электрического заряда глинистых частиц. Этот заряд возникает вследствие гетеровалентного замещения ионов железа в октаэдрических позициях и ионов кремния в тетраэрических. Осмотическое давление уравновешивается внешним давлением на систему. Когда система не находится в равновесии, можно предположить, что скорость релаксации системы в равновесное состояние пропорциональна разности побуждающего (осмотическое давление) и сдерживающего (внешняя нагрузка) фактора набухания.
Э.А. Королев, А.Н. Кольчугин, Морозов В.П., Низамутдинов Н.М., Н.В. Пронин (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Причины низкой нефтеотдачи верейского горизонта Аканского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.57-59
Изучены нефтеносные пласты верейского горизонта Аканского месторождения, расположенного на восточном борту Мелекесской впадины (Республика Татарстан). Выделены два типа коллекторов: терригенные, представленные алевропесчаниками, и карбонатные, представленные биокластово-зоогенными известняками. По результатам геофизических исследований породы-коллекторы относятся к низкопродуктивным, хотя в керне они характеризуются равномерной нефтенасыщенностью. Методами оптико-микроскопических исследований и ядерно-магнитного резонанса установлено, что нефтеносные алевропесчаники и известняки обладают хорошими петрофизическим свойствами. Изучение состава пластовых флюидов, заполняющих поровое пространство коллекторов, показало высокое содержание воды и неподвижных углеводородов. С учетом наличия в нефтеносных породах аутигенных кальцитов и доломитов, являющихся индикаторами процессов обводнения нефтяных залежей, можно считать, что низкая продуктивность пород-коллекторов верейского горизонта связана с окислением нефти. Очевидно, степень обводненности резервуаров в верейских многопластовых нефтяных залежах неодинакова, что обуславливает низкую нефтеотдачу некоторых пластов.
В.М. Чертенков, А.И. Чуйко, Д.А. Метт, С.С. Суходанова (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг») Определение зависимости между фильтрационными параметрами и сейсмическими данными на примере нижнепермских отложений Варандейского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.80-81
При построении геолого-гидродинамических моделей распределение параметра проницаемости в межскважинном пространстве характеризуется значительной неопределенностью. До сих пор в силу малой изученности фильтрационных свойств коллектора наиболее высокопроводимые зоны выделялись непосредственно путем увеличения матричной проницаемости на определенную величину, взятую ориентировочно и не имеющую веского обоснования. В настоящее время наиболее перспективным методом, с точки зрения описания распределения проницаемости в геолого-гидродинамических моделях, является нахождение зависимости сейсмического атрибута от фильтрационных параметров.
Д.А. Глушенков, А.В. Екименко, О.О. Нагибин, Н.Г. Главнов, О.Е. Курманов, Ю.Г. Воронин (ООО «Газпромнефть НТЦ») Минимизация рисков при разбуривании сложных геологических объектов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.82-84
При планировании нового бурения и геолого-технических мероприятий на поздних стадиях разработки месторождения, в условиях сложнопостроенных коллекторов, необходимо применять комплексный подход по изучению геологического строения пласта: седиментологическое описание керна, анализ результатов сейсморазведки, фациальное моделирование, связь геологических особенностей с данными разработки. В результате применения методики концептуального геологического моделирования создается основа для оперативного принятия решений и минимизации рисков, связанных с геологическими неопределенностями.
Т.В. Карасева (ОАО «КамНИИКИГС»), В.И. Горбачев (ОАО «НПЦ «Недра»), О.М. Аникеенко (ОАО «КамНИИКИГС») Новые данные о формировании нефтегазоносности в Западно-Уральской зоне складчатости // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№10. -C.86-88
Проанализированы процессы формирования нефтегазоносности в зоне предуральских надвигов на примере района бурения Аракаевской параметрической скв. 1, расположенной в малоизученном Нижне-Сергинском перспективном нефтегазоносном районе Свердловской области. По результатам комплексного изучения керна и геофизических исследований установлены сложное строение разреза скважины, разделенного на три части (автохтон, паравтохтон и аллохтон), отсутствие нефтепроявлений и развитие газоносности значительных масштабов в аллохтоне. По всему разрезу выявлено широкое распространение битумов, продуктов деструкции нефтей, а в нижней части паравтохтона – развитие разрушенной залежи нефти, генерация которой происходила в нефтематеринской свите верхнего девона. По результатам бассейнового моделирования с применением палинспастических реконструкций сделано заключение о том, что выявленная газоносность в нижне-среднекаменноугольных отложениях аллохтона обусловлена генерацией газов в нефтематеринской свите в условиях жесткого катагенеза после проявления процессов надвиговых дислокаций и, возможно, за счет разрушения нефтяной залежи.В связи с тем, что Аракаевская скв.1 пробурена во фронтальной части высказано предположение о возможности сохранения нефтяных залежей в других зонах Нижне-Сергинского нефтегазоперспективного района. Полученные результаты могут быть использованы при оценке перспектив нефтегазоносности зоны складчатости Свердловской области и других регионов.
И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, Н.В. Обласов, С.В. Фадеева, Е.С. Бахтина (ОАО «ТомскНИПИнефть») Генерационный потенциал органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири (Томская область), // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. C. 12-16
Рассмотрены региональные закономерности изменения генерационного потенциала органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири с использованием современных геохимических методов: пиролиз Rock-Eval, хроматомасс-спектрометрическое исследование экстрактов. Дана оценка начального генерационного потенциала и рассмотрены закономерности его изменения от условий осадконакопления органического вещества баженовской свиты
К.В. Светлов, Т.Н. Смагина, Л.Х. Алимчанова (ООО «ТННЦ») Влияние неотектонических подвижек на положение флюидального контакта нефтяных залежей Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 17-19
На основе опыта построения геологических моделей залежей нефти различных месторождений Западной Сибири показаны случаи сложной конфигурации условной поверхности водонефтяного контакта (ВНК), обусловленные неотектоническими подвижками структур. Перечислены известные причины изменения гипсометрического положения контакта. Указано, что выбор причины изменения положения контакта является результатом анализа вероятности воздействия различных факторов. Описаны некоторые методические приемы обоснования изменения положения ВНК в результате неотектонических подвижек.
К.В. Светлов, Т. Н. Смагина, Л.Х. Алимчанова (ООО «ТННЦ») Влияние литологической неоднородности пластов на гипсометрическое положение водонефтяного контакта нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 20-22
Рассмотрены случаи влияния литологической неоднородности продуктивных пластов на гипсометрическое положение водонефтяного контакта (ВНК) залежей нефти: разобщение залежей одного пласта литологическими экранами, наклон ВНК вследствие зональной неоднородности, формирование неровного ВНК в результате послойной неоднородности.
С.К. Квачко, А.Н. Бибик (ООО «РН КрасноярскНИПИнефть») Условия формирования карбонатных отложений преображенского и ербогаченского горизонтов в пределах лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть» в Иркутской области // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 24-27
Сложное строение карбонатных коллекторов Восточной Сибири препятствует прогнозу зон улучшенных коллекторов и осложняет разведку новых площадей. Промышленно продуктивные комплексы венд -нижнекембрийского возраста в разрезе Непско-Ботуобинской антеклизы привлекают все большее внимание исследователей. Рассмотрены ербогаченский и преображенский горизонты, приуроченные к вендскому нефтегазоносному комплексу. Изучены разрезы 10 скважин лицензионных участков ОАО «НК Роснефть» в Иркутской области. Выполнена детальная литолого-фациальная характеристика отложений, выявлено влияние эпи- и диагенетических процессов на фильтрационно-емкостные свойства пород. На основании комплексного изучения вещественного состава сделана попытка связать особенности пустотного пространства пород-коллекторов с условиями их образования.
В.В. Пестов (ООО НК «Роснефть - НТЦ»), И.В. Москаленко (ООО «Газпром добыча Краснодар - ИТЦ»), Б.Л. Александров (Кубанский гос. аграрный университет) Определение начальной нефтенасыщенности терригенных коллекторов миоцен-олигоцена Западного Предкавказья на основе капилляриметрических исследований керна // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 28-30
На примере месторождения, расположенного в Западном Предкавказье, рассмотрена методика определения коэффициента начальной нефтенасыщенности с использованием J-функции Леверетта. Выполнено сравнение полученных результатов с традиционной методикой интерпретации данных электрического каротажа.
А.А. Касьяненко, М.С. Анохина, В.А. Аксарин, Е.В. Ширикова, Д.Л. Гендель (ООО «ТННЦ») Построение геологической модели с учетом трехмерной фациальной изменчивости отложений на примере пластов АВ Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 31-33
Построена полномасштабная геологическая модель пластов группы АВ Самотлорского месторождения. Созданная трехмерная фациальная модель использована при моделировании литологии и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта. Для повышения детальности фациальной модели привлечен метод искусственных нейронных сетей. Использование фациальной модели позволяет улучшить сходимость геологической модели с промысловыми данными и повысить прогноз распространения ФЕС в неразбуренных зонах.
В.А. Колесов (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»), А.Г. Хохолков (ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика»), А.В. Чашков (АО «Нефтяная индустрия Сербии») Изучение влияния смешения пластовой воды и фильтрата бурового раствора на спектр ядерно-магнитного каротажа // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 34-37
На керне, отобранном на лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть» в Иркутской области и Красноярском крае, выполнен широкий спектр работ для обеспечения петрофизической поддержки интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа в карбонатных коллекторах венда и нижнего кембрия. Несмотря на это, остается ряд неопределенностей при интерпретации данного метода. Представлено решение одной из таких неопределённостей, а именно изучение свойств ядерно-магнитного резонанса смеси пластовой воды и фильтрата бурового раствора в поровом пространстве образцов керна.
И.С. Гутман, И.Ю. Балабан (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Методические приемы оценки рисков и неопределенностей по зарубежным классификациям // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 88-93
Рассмотрены риски и неопределенности как основа классификации запасов и ресурсов в системе SPE-PRMS. Показана обусловленность геологической неоднородностью выделения категорий вероятных и возможных запасов на основе вероятностного метода. Приведены примеры статистически обоснованных методик определения диапазона неопределенности через расчет процентных точек. Рассмотрены сомнительные моменты сложившейся практики применения системы SPE-PRMS.
С.В. Шадрина, А.П. Кондаков (ТО «СургутНИПИнефть») Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 94-99
Анализ полученных новых данных о минерало-петрографическом, петро-геохимическом составе и абсолютном возрасте пород, слагающих кристаллический фундамент в районе Рогожниковского поднятия и Малоотлымского вала (северо-восточное обрамление Красноленинского свода), изучение кернового материала, а также результаты геофизических исследований позволили выделить три структурно-формационных зоны, различающиеся по составу, строению и возрасту пород. Результаты исследований отличаются от имеющихся представлений о породах фундамента этого участка. Составлена новая среднемасштабная геологическая схема доюрского основания северо-восточного обрамления Красноленинского свода, существенно уточняющая схемы предшественников
В.С. Якушев, К.С. Басниев, Ф.А. Адзынова, И.В. Грязнова, В.В. Воронова (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Признаки наличия регионально газоносного горизонта нового типа на севере Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 100-101
На севере Западной Сибири по ряду признаков (хорошие коллекторские свойства, перекрытие региональной ловушкой, газопроявления при прохождении скважинами) предполагается новый регионально газоносный горизонт – верхняя часть тибейсалинской свиты палеогенового возраста на глубинах 300-600 м. Часть газа в ней должна находиться в газогидратном состоянии, что требует применения новых технологий.
Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), В.Л. Шустер (ИПНГ РАН) Геолого-геофизическая оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов Ямала и Приямальского шельфа Карского моря // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№11. -C. 102-106
Рассмотрены особенности геологического строения глубоких горизонтов Ямала и Приямальского шельфа. Дана качественная геолого-геофизическая оценка перспектив нефтегазоносности.
Г.В. Волков (ОАО «Газпром нефть»), А.И. Андронов, А.С. Сорокин, Д.А. Литвиченко (ООО «Газпромнефть НТЦ») Результаты опробования высокопроизводительных методик сейсморазведки в условиях Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 33-37
Показаны результаты анализа опытно-методических работ на территории Восточной Сибири. Целью работ являлись обоснование параметров возбуждения, регистрации, опробование современных подходов к параметрам возбуждения и регистрации. Опытные работы включали следующие этапы: 1) опробование высокопроизводительных методик Flip Flop, Slip Sweep; 2) тестирование параметров генерируемого свип-сигнала с упором на низкие частоты; 3) оценку эффективности использования процедуры вертикального весового суммирования; 4) анализ влияния типа приемников и способа их расстановки на качество данных.
И.И. Кубышта, Ю.В. Павловский (ООО «Газпромнефть НТЦ»), С.В. Компаниец, О.В. Токарева (ЗАО «Иркутское электроразведочное предприятие»), Л.Н. Шакирзянов (ООО «Газпромнефть-Ангара») Применение комплексного подхода при интерпретации материалов сейсморазведки МОГТ 3D и высокоплотной электроразведки ЗСБ для повышения успешности поисково-разведочного бурения в условиях Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 38-41
Рассмотрен опыт выполнения высокоплотной электроразведки методом ЗСБ в один полевой сезон с вибрационной сейсморазведкой 3D. Представлены результаты комплексной обработки и интерпретации данных обоих методов на примере одного из лицензионных участков ООО «Газпромнефть-Ангара» в Восточной Сибири.
В. Овечкина, Т. Ольнева (ООО «Газпромнефть НТЦ») Сейсмические образы литологических ловушек на примере глубоководных конусов выноса // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 42-44
Рассмотрена возможность создания библиотеки сейсмообразов литологических ловушек. Основной метод исследования – сейсмофациальный анализ. Современные технологии и подходы к сейсмофациальному анализу позволяют обеспечивать высокую степень наглядности строения геологической среды. Наиболее емким понятием передающим суть процесса является термин «сейсмовидение». Распознавание сейсмических образов позволяет прогнозировать границы распространения изучаемых локальных объектов и повышает эффективность исследований.
К.В. Стрижнев (проектный офис «Бажен»), М.А. Черевко (ООО «Газпронефть-Хантос»), В.В. Жуков, Ф.Р. Грабовская, И.А. Карпов, Н.В. Морозов (ООО «Газпромнефть НТЦ») Породы-коллекторы в разрезе баженовского горизонта Пальяновской площади Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 45-47
Представлены результаты интеграции литологических и геохимических исследований керна с привлечением материалов скважинной геофизики. Полученные результаты позволяют детально охарактеризовать разрез баженовского горизонта на Пальяновской площади и выделить интервалы, которые представляют интерес с точки зрения получения притоков углеводородов.
И.В. Шпуров, А.Е. Растрогин, В.Г. Браткова (ФБУ «ГКЗ») О проблеме освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 95-97
Отмечена необходимость вовлечения в выработку дополнительных запасов, не охваченных ранее. Приведено распределение нефтяных месторождений Западной Сибири по степени освоения. Рассмотрена ретроспектива вовлечения в разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Р.М. Мухаметшин (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Учет генезиса неструктурных ловушек при освоении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 98-102
В старых нефтедобывающих регионах проблемы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья решаются во многом за счет залежей нефти в неструктурных ловушках. Особая роль в снижении темпа падения добычи нефти и эффективном освоении новых месторождений, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами нефти, принадлежит ловушкам, формирование которых обусловлено эрозионно-аккумулятивными процессами. При проведении геолого-разведочных работ в зонах развития рукавообразных песчаных тел важной проблемой является своевременное выявление приведших к их формированию процессов, индикация которых возможна по ряду признаков, в том числе морфологических. Высокие емкостно-фильтрационные свойства представленных в заполняющей палеорусла нижнекаменноугольной толще обусловили повышенную продуктивность вскрывших их скважин, а особенности ее строения – природный водонапорный режим залежей. Это обусловливает изменение системы разработки и подбор адекватной особенностям эксплуатационных объектов технологии эксплуатации скважин.
В.И. Галкин, Т.В. Карасева, И.А.Козлова, М.А. Носов, С.Н. Кривощеков, (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Дифференцированная вероятностная оценка генерационных процессов в отложениях доманикового типа Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 103-105
На основе статистического анализа геохимических маркеров выполнена оценка генерационных особенностей специфических отложений саргаевского, семилукского, мендымского горизонтов и верхнефранского подъяруса, выделяемых как доманикиты. С помощью проведенного анализа обоснован комплексный вероятностный критерий, контролирующий наличие миграционно-способных битумоидов в толще пород доманикового типа и раздельно по горизонтам. Построена региональная схема распространения очагов развития эпибитумоидов и обоснованы региональные перспективы территории Пермского края.
А.М. Хусаинова (ООО «БашНИПИнефть») Способы повышения достоверности интерпретации данных геофизических исследований скважин при оперативном секторном моделировании боковых стволов // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 106-109
Рассмотрена проблема обоснования методики интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) небольших секторов месторождений в конкретных геологических условиях при отсутствии или ограниченном обеспечении керном. Эта методика позволяет достоверно оценивать фильтрационно-емкостные свойства и нефтенасыщенность пород коллекторов в разрезах скважин, необходимых для выполнения геолого-гидродинамического моделирования месторождений на территории Республики Башкортостан.
В.А. Гармаш (компания Schlumberger) Использование динамических характеристик при выборе представительных реализаций геологической модели // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 110-111
Извините, аннотация отсутствует
К.Н. Каюров, В.Н. Еремин, к.т.н. (НПП ГА «Луч»), М.И. Эпов, д.т.н., академик РАН, В.Н. Глинских, к.ф.-м.н., К.В. Сухорукова, к.т.н., М.Н. Никитенко, к.т.н. (ИНГГ СО РАН) Аппаратура и интерпретационная база электромагнитного каротажа в процессе бурения // Нефтяное хозяйство. – 2014. -№12. -C. 112-115
Разработана новая отечественная аппаратура для проведения исследований в процессе бурения в наклонно направленных и горизонтальных скважин, реализующая методы высокочастотного электромагнитного каротажа, гамма-каротажа и инклинометрии. Приведены основные характеристики аппаратуры, результаты лабораторного тестирования и скважинных измерений. Разработаны программы численного моделирования и инверсии электромагнитных сигналов. Приведен пример инверсии синтетических сигналов в типичных геоэлектрических условия нефтяных пластов-коллекторов. Показаны результаты инверсии сигналов, измеренных в нефтеводонасыщенном коллекторе, вскрытом горизонтальной скважиной.
Содержание сборника «Геология и геолого-разведочные работы».
