Geum.ru

7. Нефть и газ

Вид материалаДокументы

Содержание


Моделирование газовой генерации из угольной зоны Камео в бассейне Пайсанс, Колорадо.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8
  1. -1376

   Modeling of gas generation from the Cameo coal zone in the Piceance Basin, Colorado / E. Zhang, R. J. Hill, B. J. Katz, Y. Tang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. - P.1077-1106: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1104-1106.


Моделирование газовой генерации из угольной зоны Камео в бассейне Пайсанс, Колорадо.

  1. -8839

   Neogene oil and gas reservoirs in the Progreso Basin, offshore Ecuador and Peru: implications for petroleum exploration and development / J. A. Deckelman, F. X. Connors, A. W. Shultz и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.43-60: ill., tab. - Bibliogr.: p.60.


Нефтегазовые резервуары неогена в бассейне Progreso, находящемся у побережья Эквадора и Перу: вовлечение в исследование и разработку.


В Перу этот бассейн содержит доказанные песчаные резервуары раннемиоценового возраста на месторождении Albacora и в районе скважины Барракуда-4. В Эквадоре из среднемиоценовых песчаников получена нефть из скважины Golfo de Guayaquil-1 на месторождении Amistad, средне-верхнемиоценовые и плиоценовые песчаники - газопродуктивны. В неогене преобладают литарениты и полевошпатовые литарениты, образовавшиеся за счет продуктов эрозии поднятых Andean, Amotape (метаморфических) и океанических кристаллических массивов. Они отложены в литоральной зоне в солоноватоводных и прибрежных континентальных условиях с локально крутыми наклонами. Нефтепродуктивные песчаники в Golfo de Guayaquil-1 и газопродуктивные песчаники аномально высокой пористости и проницаемости в Amistad-1 - авандельтовые. По данным каротажа эффективная толщина этого резервуара варьирует от хорошей до очень хорошей. Пористость изменяется от 15 до 30% и повсеместно и повсеместно более 20%, где толщина перекрывающих отложений менее 10.000 ft. Уплотнение - главный механизм снижения пористости. За ним следует выпадение аутигенного хлорита, цеолита, кальцита. Сохранности пористости способствует неравномерное уплотнение, обусловленное аномальными давлениями по всему бассейну. Резервуары на месторождении Amistad с проницаемостью большинства песчаников менее 20 mD имеют неослабевающий промышленный поток газа с начала добычи в 2002 году. Дебиты из резервуаров Перуанского побережья ограничены. На месторождении Amistad локально встречаются стратиграфически обособленные песчаные тела. Структурное обособление, встречающееся на месторождении Albacora обусловлено разломной тектоникой. Толщина грубозернистых песчаников снижается к западу и риск наличия резервуара возрастает в западном направлении благодаря ряду факторов включающих: возрастание расстояния от области сноса; эрозию миоценовых отложений; выклинивание неогенового цикла в аккреционном комплексе; присутствие локальных возвышений, связанных с активным грязевым диапиризмом.
  1. -8839

   Petroleum prospectivity of Cretaceous formations in the Gongola Basin, Upper Benue Trough, Nigeria: an organic geochemical perspective on a migrated oil controversy / M. B. Abubakar, Dike E.F.C., N. G. Obaje и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 4. - P.387-407: ill.,tab. - Bibliogr.: p.404-405.

Нефтяная разведка отложений формаций мелового возраста в бассейне Гонгола, Верхний желоб Бенуе, Нигерия: дискуссия о перспективности миграции нефти.


Отложения формаций мелового возраста в бассейне Гонгола (Gongola Basin) были исследованы методами органической геохимии (определение общего содержания Сорг, пиролиз пород по методу Rock-Eval и анализ био-маркёров). Значения общего содержания Сорг, обычно превышают минимальные (0.5 весовых %), необходимые для генерации УВ. Данные пиролиза и анализа био-маркёров указывают на присутствие ОВ II и III типов как континентального, так и морского генезиса. ОВ незрелое в отложениях Формации Гомбе (Gombe Formation) и крайне зрелое в отложениях Формации Йолде (Yolde Formation). Незрелое ОВ III и IV типов присутствует в отложениях Формации Пиндига (Pindiga Formation); ОВ III типа, зрелость которого соответствует условному началу (или, возможно, пику) генерации нефти, присутствует в отложениях Формации Бима (Bima Formation). Однако, в образцах пород Формации Бима из интервала глубин 1435,6-1453,9 м в скв. Насара-1 присутствует ОВ I типа предположительно озерного генезиса. Несмотря на то, что скв. Насара-1 считается «сухой», геохимические параметры вместе с низкими значениями отношений био-маркёров в интервале глубин 4710-4770 м позволяют предполагать присутствие миграционной нефти, источниками которой являются озерные сланцы Формации Бима альбского возраста, еще не пройденные бурением. Присутствие миграционной нефти в породах Формации Бима и ее предположительно озерный генезис позволяют предполагать, что условия нефтенакопления в бассейне Гонгола сходны с таковыми в бассейнах Термит (Termit), Доба (Doba) и Досео (Doseo) Республики Чад, где были открыты промышленные запасы нефти.
  1. -1376

   Predicting methane accumulations generated from humic carboniferous coals in the Donbas fold belt (Ukraine) / D. Alsaab, M. Elie, A. Izart и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. - P.1029-1053: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1051-1053.


Генерируемые предсказания аккумуляций метана из гумусовых угленосных углей в складчатом поясе Донбас (Украина).

  1. -4139

Pride S.R.
   Seismic stimulation for enhanced oil recovery / S. R. Pride, E. G. Flekkoy, O. Aursjo
// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 5. - P.O23-O35: ill.,tab. - Bibliogr.: p.O34-O35.

Сейсмическая стимуляция увеличения нефтеотдачи.


Сейсмическая стимуляция направлена на увеличения нефтеотдачи пород путем мобилизации заблокированной в порах нефти. Возможности такой методики рассчитаны на основе двухмерной математической модели со случайной геометрией распределения зернистости. Для сейсмических амплитуд, превышающих строго очерченные (полученные аналитическим путем) «безразмерные» критерии, возмущения, вызванные волнами, могут освободить заблокированную капиллярными барьерами нефть и заставить ее течь вновь под воздействием барического градиента. Последующее слияние освобожденных капель нефти приводит к дальнейшей ее миграции т.к. удлиненные капли легче преодолевают капиллярные барьеры, чем более короткие. Теория «упругости пор» (poroelasticity theory) определяет ту эффективную силу, которую сейсмические волны добавляют к первоначальному градиенту давления жидкости. Для определения численных значений в поровом масштабе была использована двухмерная модель решетки Бльцмана. Была проведена тщательная экстраполяция полученных данных для их использования в масштабах нефтяного поля. С использованием полученных аналитическим путем критериев был определен широкий круг характеризующих резервуар параметров, позволяющих использовать данную методику для увеличения нефтеотдачи пластов.
  1. -1376

Quirk D.G.
   Toward consistency in petroleum exploration: a systematic way of constraining uncertainty in prospect volumetrics / D. G. Quirk, R. G. Ruthrauff
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1263-1291: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1290-1291.

Путь к устойчивости нефтяной разведки: методический подход к уменьшению неопределенности в рамках проекта.


Исторические данные о разведанных нефтяных залежах редко используются при прогнозных оценках нефтепоисковых площадей. Однако при комплексном анализе величины и свойств потенциальных нефтяных резервуаров на не разбуренных поисковых площадях они могут быть важной составной частью и помочь снизить геологический и коммерческий риск. При разведочных работах основным методом оценки потенциальных залежей является вероятностный метод. При этом возникает проблема определения размеров ловушек и объемов УВ резервуаров. Поскольку до начала буровых работ исследователь не может использовать данные обработки конкретных образцов, потенциал залежи оценивается по совокупности вероятностных характеристик покрышек, резервуаров, поведения флюидов и т.д. и, т.о., результат оценки является весьма предположительным. Для решения этой проблемы был разработан гарантирующий качество «инструмент», использующий детерминистские вводные (исходные данные) для контроля реальности предположительных выводов. Инструмент назван «итерация вещественной точки запасов» (“real point resource iteration” - RPRI) и предназначен для логической заверки количественных прогнозов. Инструмент RPRI использует объективные критерии для расчета двух детерминистских положений, на основании которых затем делается полный прогноз размеров залежи. Затем результаты последовательно заверяются простой статистикой и историческими данными. Метод прост и легок в применении. Он может быть также использован для построения карт и определения параметров резервуара.
  1. -1376

   Responsible reporting of uncertain petroleum reserves / M. McLane, J. Gouveia, G. P. Citron и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1431-1452: ill. - Bibliogr.: p.1451-1452.

Ответственная оценка неопределенных нефтяных запасов.


В процессе разведки и разработки залежей УВ сырья постоянно возникает множество неопределенных рисков, поэтому необходима статистическая обработка информации по прогнозируемым еще неоткрытым залежам. Однако, при рассмотрении материалов по открытым месторождениям, проводится оценка реальных экономических перспектив возможных объемов добычи УВ сырья с позиций «обоснованной определенности». Эта формулировка является вероятностным утверждением, если только оно не подтверждается на уровне руководства. Подразделения компаний, занимающиеся подсчетом запасов, могут предполагать, что большие запасы (если они подтверждаемы) повышают активы компании и, тем самым, их собственный статус в компании. Между тем могут возникнуть различные негативные последствия, если окажется, что реальная добыча значительно меньше ожидавшийся в соответствии с «обоснованной определенностью». Противоречие в результатах оценки объемов ресурсов на основании вероятностных и детерминистских методик может рассматриваться как алогичная профессиональная головоломка. Поскольку детерминистские параметры не являются вероятностно установленными, невозможно должным образом оценить и измерить профессионализм и квалификацию «оценщиков». Без точного инструмента проверки, такой подход «потворствует» нереалистичным прогнозам (измышлениям) при оценке величины потенциальной залежи и т.о. не позволяет прогнозировать технические и финансовые составляющие проектов. По сути, плохо определенные стандарты могут провоцировать неэтическое поведение через путаницу и подтасовки, размывая границы между профессиональной объективностью и системой поощрений. Решение проблемы должно быть комплексным из-за множества факторов, связанных с неопределенностью геологических параметров, цен на сырье, государственных задач и капитальных вложений. Однако это решение должно быть прозрачным и открытым и, кроме того, в сообществе нефтегазодобывающих компаний должны быть выработаны единые стандарты определения вероятностных залежей для «доказанных», «вероятных» и «возможных» запасов УВ сырья. Всеобщая доступность оценок вероятностных залежей позволит:

- способствовать реальной проверке оценок запасов в отношении аналогов и природных ограничений;

- помочь замерам точности оценок в отношении реального выхода продукции;

- стимулировать совершенствование точности и эффективности будущих оценок;

- создать открытость (прозрачность) принимаемых решений для общества.

До тех пор, пока единые стандарты не разработаны и не внедрены в практику, нефтегазодобывающие компании в качестве основы для принятия решений будут продолжать применять методики «завышенной» оценки объемов запасов сырья, т.к. в глазах акционеров они более значимы для бизнес-планов и управления портфелем проектов.
  1. -9136

   Restudy of acid-extractable hydrocarbon data from surface geochemical survey in the Yimeng Uplift of the Ordos Basin, China: improvement of geochemical prospecting for hydrocarbons / L. Zhang, G. Bai, K. Zhao, C. Sun
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 5.-P.529-542.

Переизучение кислотно-экстрактных углеводородных данных по поверхностной геохимической съёмке в поднятии Имэн бассейна Ордос, Китай: усовершенствование геохимической разведки углеводорода.
  1. -9136

Ruppel C.
   Scientific results from Gulf of Mexico Gas Hydrates Joint Industry Project Leg 1 drilling: introduction and overview / C. Ruppel, R. Boswell, E. Jones
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 9. - P.819-829: ill.,tab. - Bibliogr.: p.828-829.


Научные результаты Объединенного промышленного Проекта по гидратам газа в результате бурения в Мексиканском заливе: введение и обзор.

  1. -1376

Sen S.
   The Korudag anticlinorium in the south Thrace Basin, northwest Turkey: a super giant petroleum trap complex? / S. Sen, S. Yillar
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 3. - P.357-377: ill.,tab. - Bibliogr.: p.375-377.


Антиклинориум Корудаг на юге бассейна Thrace, северо-западная Турция: супергигантский комплекс нефтяной ловушки?

  1. -1376

Smith P.
   Studies of United Kingdom Continental Shelf fields after a decade of production: how does production data affect the estimation of subsurface uncertainty? / P. Smith
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1403-1413: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1413.

Изучение нефтяных полей континентального шельфа Великобритании после десятилетия разработок.


В середине 1990-х годов была проведена оценка неопределенностей перспектив разработки залежей УВ сырья для нескольких нефтяных полей на британском континентальном шельфе. Эти построения были проанализированы с учетом данных по геологическому строению этих участков, полученных за последнее десятилетие при проведении разведочных и добычных мероприятий. Различные «подземные» неопределенности изначально систематически недооценивались. Эта проблема может быть решена в будущем путем рассмотрения большего числа возможных геологических моделей. Для их создания могут быть использованы инструменты моделирования, позволяющие учитывать весь спектр неопределенностей. Для более полного анализа также может быть использована информация по аналогичным нефтяным полям. Существенным осложняющим моментом в оценке неопределенностей в жизненном цикле нефтяного поля является интеграция различных технологий разведки и добычи с более «мягкими» технологиями человеческих умозаключений. Некоторые неопределенности становятся то более, то менее важными на протяжении жизненного цикла нефтяного поля. Например, статические объемные данные (нефть в залежи) обычно становятся менее важными, в то время как значение динамических факторов (остаточное насыщение, образование водяного конуса в скважине) возрастает. Соответственно, при планировании работ необходимо учитывать нужные данные в нужное время таким образом, чтобы эффективно управлять неопределенностями.
  1. -9136

   Structural styles and depositional architecture in the Triassic of the Ninian and Alwyn North fields: implications for basin development and prospectivity in the Northern North Sea / M. Tomasso, J. R. Underhill, R. A. Hodgkinson, M. J. Young
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 7. - P.588-605: ill. - Bibliogr.: p.603-605.


Структурные стили и архитектуры отложений в триасе северных полей Ninian и Alwyn: значения для освоения бассейна и для поисково-разведочных работ в северной части Северного моря.

  1. -9136

   Surface and subsurface signatures of gas seepage in the St. Lawrence Estuary (Canada): significance to hydrocarbon exploration / N. Pinet, M. Duchesne, D. Lavoie и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 3. - P.271-288: ill. - Bibliogr.: p.286-288.

Наземные и подземные признаки фильтрации газа в эстуарии Св. Лаврентия (Канада): значимость для исследований углеводородов.


Морское дно эстуария Св. Лаврентия характеризуется многочисленными признаками разгрузки флюидов. На радарных (?) батиметрических профилях эти признаки приурочены к кратероподобным депрессиям, выявленным преимущественно на северо-западном борту пролива Лаврентия (глубиной около 300 м), а также на его дне. Кратеры образуют частые полосы длиной до 12 км и приурочены преимущественно к подводным оползням на СЗ борту канала. На сейсмических профилях высокого разрешения эти кратеры выражены сейсмическими «трубками», которые прослеживаются вниз по разрезу до автохтонный палеозойских пород (платформа Св. Лаврентия), что позволяет предполагать термогенную природу газа. На СЗ склоне канала сейсмические отражения кратеров не достигают рефлектора, соответствующего коренным породам (платформа Св. Лаврентия и/или Гренвильская провинция), что, вместе с высокой скоростью осадконакопления, предполагает биогенную природу газа. Полученные материалы в сопоставлении с данными по континентальной части платформы Св. Лаврентия позволяют предполагать наличие источника зрелых УВ. Эти выводы являются подтверждающими аргументами перспективности на залежи УВ как континентальных, так и морских сегментов области развития автохтонных палеозойских пород (платформы Св. Лаврентия).
  1. -1376

   The Khazzan gas accumulation, a giant combination trap in the Cambrian Barik Sandstone Member, Sultanate of Oman: implication for Cambrian petroleum systems and reservoirs / J. A. Millson, J. G. Quin, E. Idiz и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 7. - P.885-917: ill.,tab. - Bibliogr.: p.916-917.


Газовая аккумуляция Khazzan – гигантская комбинированная ловушка в кембрийской пачке песчаника Барик, Оман: значение для кембрийских нефтяных систем и резервуаров.

  1. -9594

   The methane hydrate formation and the resource estimate resulting from free gas migration in seeping seafloor hydrate stability zone / J. Guan, D. Liang, N. Wu, S. Fan
// Journal of Asian Earth Sciences. - 2009. - Vol.36,N 4/5. - P.277-288: ill.,tab. - Bibliogr.: p.287-288.


Метангидратная формация и ресурсная оценка результата по миграции свободного газа в просачивающейся гидратной стабильной зоне морского дна.

  1. -3241

Werniuk J.
   New ways to exploit oil sands: accessing the 'inaccessible' bitumen / J. Werniuk
// Canadian Mining Journal. - 2007. - Vol.128,N 3. - P.23-27:ill.


Новые пути разработки нефтеносных песков: доступ к "недоступным" битумам.


Регион северной Альберты содержит 270 млрд. м3 битумов, что эквивалентно нефтяным ресурсам Саудовской Аравии. Однако 90% этих ресурсов не извлекаются обычными технологиями. Наиболее перспективной является разработка нефтеносных песков на глубинах от 150 до 300 м от поверхности методами сплошной выемки и буровыми скважинами. Сплошная выработка длинными забоями может осуществляться также как в угольных шахтах. Она обеспечивает высокую продуктивность и извлечение нефтеносных песков без удаления кровли. Для предотвращения обрушения кровли ее предлагается замораживать. Выработанные объемы можно заполнять обезвоженным шламом для предотвращения оседания поверхности. Для мощных залежей нефтеносных песков (30-60 м) предлагается начинать разработку от основания пласта. Потолок позади выработки поддерживается заполняющимся песком, создающим поверхность для разработки следующего слоя. Возможна скважинная разработка битумных залежей. Для этого вода нагнетается в буровую колонну и с помощью форсунки размывает на забое кольцеобразную каверну. Для компенсации затрат необходимо создание кавернового пространства более 100 м3. Для предотвращения обвала кровли каверны необходимо изобрести способ укрепления перекрывающих пород. Отсутствует способ контроля силы потока и геометрии кавернового пространства. Рассматриваются и другие технологии: а) метод непрерывной разработки (комбайновый), б) блоковое кавернообразование, в) гидравлический джеттинг, 4) смешанный дренаж, 5)наклонная выработка и песчаные столбы. Все эти методы добычи будут требовать разные способы поддержки кровли, в том числе с использованием цементных агентов, смешанных с песчаными отходами. Для временной поддержки кровли может использоваться гидравлическое оборудование.
  1. -6893

   Whole-rock geochemistry and heavy mineral analysis as petroleum exploration tools in the Bowser and Sustut basins, British Columbia, Canada / K. T. Ratcliffe, A. C. Morton, D. H. Ritcey, C. A. Evenchick
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2007. - Vol.55,N 4. - P.320-336: ill., tab. - Bibliogr.: p.335-336.
. T. Ratcliffe, A. C. Morton, D. H. Ritcey, C. A. Evenchick
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2007. - Vol.55,N 4. - P.320-336: ill., tab. - Bibliogr.: p.335-336.