Geum.ru

7. Нефть и газ

Вид материалаДокументы
Геохимия целиковых пород и анализ тяжёлых минералов как средства в разведке нефти в бассейнах Bowser и Sustut, Британская Колумб
Авербух Б.М.
Астафьев Д.А.
Бабко И.Н.
Белонин М.Д.
Богданов М.М.
Большаков М.Н.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8

Геохимия целиковых пород и анализ тяжёлых минералов как средства в разведке нефти в бассейнах Bowser и Sustut, Британская Колумбия, Канада.
  1. -5746

Авербух Б.М.
   Промышленная нефтегазоносность шельфа Северного Каспия / Б. М. Авербух, С. А. Алиева
// Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.18-24:ил. - Библиогр.:3 назв. - Текст парал.рус.,англ.


Северная зона шельфа Каспийского моря вплоть до 80-х годов прошлого столетия в геологическом отношении представляла собой слабоизученный регион с невыясненными перспективами нефтегазоносности. В связи с этим в середине 80-х годов трестам "Южморнефтегазгеофизразведка" и "Каспморнефтегазгеофизразведка" было поручено провести полудетальные сейсморазведочные работы для изучения тектонического строения осадочного чехла шельфа Северного Каспия. В результате проведенных работ удалось выяснить тектоническое строение этого региона, провести тектоническое, а затем и нефтегазогеологическое районирование Северо-Каспийского региона. На территории Северо-Каспийского региона нефтегазоносность выявлена как в подсолевых, так и надсолевых отложениях. Эта территория была классифицирована как Северо-Каспийская нефтегазоносная субпровинция, входящая в Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию. В этой субпровинции с севера на юг выделены три нефтегазоносные области: Эмбинская, Астрахано-Приморская и Каракульско-Бузачинская. Для научно обоснованной оценки перспектив нефтегазоносности был использован многофакторный анализ основных критериев нефтегазоносности, а также результаты сравнительного анализа сходных по геологическому строению зон в пределах берегового обрамления. Данные работы позволили оценить перспективы нефтегазоносности шельфа Каспийского в связи с новой схемой тектонического и нефтегазогелогического районирования и разработать научно обоснованные направления дальнейших геолого-геофизических исследований на нефть и газ. По состоянию на 1 января 2002 года доказанные запасы нефти в российском секторе Северного Каспия составляют 13,4 млн. т доказанных и 24,8 млн. т вероятных запасов нефти, а также 27,1 млрд. м3 газа вероятных запасов газа. Таким образом, в результате проведенным в последнее время поисковым бурением на шельфе Северного Каспия были подтверждены сделанные в конце 80-х гг. XX в. прогнозы о высокой перспективности недр шельфа Северного Каспия для поисков здесь крупных месторождений УВ.
  1. -5746

Алиев А.И.
   Конденсаты глубоких горизонтов Южно-Каспийской впадины / А. И. Алиев
// Геология нефти и газа. - 2008. - №3.-С.55-60:ил.,табл. - Рез.англ.
  1. Г22733

Антоновская Т.В.
   Нефтегазоносность среднедевонско-турнейского комплекса в центральной части Тимано-Печорской провинции / Т. В. Антоновская
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.16-19: ил. - Библиогр.: 1 назв.
  1. Г22733

Анфилатова Э.А.
   Норвежский сектор Баренцева моря: (результаты поисково-развед.работ на нефть и газ, охрана окружающей среды): обзор зарубеж.данных / Э. А. Анфилатова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.19-21: ил. - Библиогр.: 10 назв.
  1. Б75124

   Аппаратурно-программный комплекс "ГЕОТЕРМ" для поиска и разведки месторождений углеводородов на морских площадях / В. В. Артёменко, П. З. Чеботаев, В. И. Артёменко и др.
// Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Геленджик, 2006 . - С.105-112:ил. - Библиогр.:с.112(16 назв.).


Геотермические исследования относятся к нетрадиционным методам поиска и разведки месторождения углеводородов. Перспективным как на региональной, так и на разведочных стадиях морских нефтегазоносных исследований, является комплексирование геотермии с акустикой и геометрией придонного слоя воды и донных осадков. В течение последних лет ГНЦ "Южморгеология" совместно с Южным отделением Института океанологии РАН разработали геолого-геотермический аппаратурно-программный комплекс (АПК) "ГЕОТЕРМ". Комплекс создавался как конкурентоспособный аппаратурно-программный комплекс, предназначенный для выполнения фундаментальных геотермических исследований и поисково-разведочных работ на площадях Мирового океана. При выборе структуры комплекса был проведен обзор и анализ теоретических и практических разработок, выполненных в России и за рубежом, а также были проанализированы требования, предъявляемые к реализации современной методики глубоководных исследований теплового поля Земли и требования к поисково-разведочным геотермическим методам. Разработанный комплекс удовлетворяет всем современным требованиям, предъявляемым к АПК такого назначения.
  1. В54186

Астафьев Д.А.
   Экспресс-оценка лицензионных участков на основе региональных моделей осадочных бассейнов: (на прим.Сибири и Дал. Востока России) / Д. А. Астафьев, А. М. Радчикова, Г. Р. Пятницкая
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.19-20.
  1. Г22682

   Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность = Astrakhan carbonate massif: structure and its oil and gas perspectives / М. П. Антипов, Ю. А. Волож, А. Н. Дмитриевский и др.; под ред.Ю.А.Воложа, В.С.Парасыны; Геол.ин-т РАН, ОАО "Газпром", Астрахан.геофиз.экспедиция, ООО "Геотехсистем", ООО "Астраханьгазпром". - М.: Науч.мир, 2008. - 221 с.: ил. - Библиогр.: с.198-203. - Авт.указаны на обороте тит.л. - Рез.англ. - ISBN 978-5-91522-015-6.
  1. -9807

Ахияров А.В.
   Зависимость продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной принадлежности на примере парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения / А. В. Ахияров, В. И. Орлов, А. Н. Бондарев
// Геофизика. - 2007. - №6.-С.45,60-67:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:14 назв.


Промышленная газоносность Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) связана с парфёновским горизонтом (терригенный комплекс, мотская свита, венд). Парфёновский горизонт представляет собой гигантскую линзу пластового типа, являющуюся частью дельтового комплекса осадков. Внутри линзы фиксируется скопление основного объема песчано-алевролитовых пород (промышленный резервуар), фильтрационно-ёмкостные характеристики которых соответствуют критериям "коллектора". Собственно "резервуар" локализуется в палеогеографическом плане в пределах дельтовой равнины и проксимальной части фонта дельты. С севера и юга резервуар контролируется литологическими барьерами, местоположение которых в плане фиксируется по данным бурения и сейсморазведки. Проведены замеры пористости и проницаемости пород коллектора, а также изучение продуктивности пластов парфёновского горизонта и добывных возможностей скважин Ковыктинского ГКМ. На основе всех исследований проведено фациальное районирование продуктивных отложений горизонта, выделено 9 типов фаций. Результаты фациального ГИС-анализа хорошо корреспондируются с данными группирования скважин по дебитам. В результате проведенных работ установлены следующие закономерности: - Потенциальная продуктивность отложений парфёновского горизонта не связана с их эффективной толщиной в разрезе соответствующей скважины. - Потенциальная продуктивность отложений в целевом интервале исследований зависит только от их фациальной принадлежности. - Варьирование дебитов скважин внутри отдельных групп подчиняется определенной закономерности, что представляет определенный интерес и требует дальнейших исследований. - Все выявленные авторами закономерности зависимости потенциальной продуктивности от фациальной принадлежности отложений повторяются как для различных типов УВ (нефтяные и газоконденсатные месторождения), так и для отложений различного генезиса (дельтовые, переходные от флювиальных к дельтовым).
  1. Г22687

Бабко И.Н.
   Прямые и косвенные показатели нефтегазоносности выступов фундамента Днепровско-Донецкого раздвига / И. Н. Бабко, В. П. Лебедь, Е. Л. Раковская
// Акутальные проблемы геологии Беларуси и смежных территорий. - Минск, 2008. - С.11-12. - Библиогр.: 3 назв.
  1. -6779

Баженова Т.К.
   Эволюция нефтегазообразования в истории Земли и прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов / Т. К. Баженова
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.412-424:ил.,табл. - Библиогр.:с.424. - Рез.англ.
  1. -10074

   Баренцево-Карский регион - новый объект поисково-разведочных работ на нефть и газ в XXI веке / Э. М. Галимов, А. С. Немченко-Ровенская, В. С. Севастьянова, Э. А. Абля
// Недропользование-XXI век. - 2008. - №6.-С.43-53:ил.,табл.,карт. - Библиогр.:9 назв. - Рез.англ.

Проведенный комплекс современных аналитических исследований (изотопный анализ углерода δ13С, газовая хромотография, хромато-масс-спектрометрия, определение микроэлементов ванадия и никеля, пиролиз по данным Rock-Eval) месторождений Карского моря и п-ова Ямал, российской части Баренцева моря, о. Колгуев, Печорского моря, ЗФИ, Шпицбергена и Аляски позволил выявить особенности состава УВ систем Арктики, выполнить сравнительный анализ УВ и разработать геохимические критерии для научного обоснования перспектив нефтегазоносности и определения дальнейших направлений поисково-разведочных работ в регионе. Акватория Карского моря является крупнейшей по величине и плотности суммарных перспективных ресурсов газа (15-20 трлн. м3). Здесь открыты уникальные газовые месторождения Русановское и Ленинградское с общими запасами 9 трлн. м3; выявлены крупные Кропоткинское, Скуратовское и Нярмейское поднятия с ожидаемыми суммарными перспективными ресурсами газа более 6 трлн. м3. В пределах Баренцевоморской нефтегазоносной провинции выделяются два крупных района - Центрально-Баренцевоморский газоносный и Южно-Баренцевоморский нефтеносный. В Центрально-Баренцевоморском газоносном районе все выявленные к настоящему времени запасы УВ сосредоточены в супергигантском Штокмановском газоконденсатном (3,7 трлн. м3 газа, 26 млн. т конденсата), крупнейшем Мурманском (1,21 млрд. м3 газа), уникальном Ледовом газоконденсатном, крупных Лудловском и Северо-Кильдинском газовых месторождениях, приуроченных к триасовым и юрским отложениям. Установлен ряд перспективных структур: Центральная, Восточная, Демидовская и Ферсмановская. Прогнозные ресурсы оцениваются в 19,8 трлн. м3, суммарные выявленные запасы составляют 3,96 трлн. м3. В Южно-Баренцевском нефтеносном районе, являющемся акваториальным продолжением Тимано-Печорской НГП, открыты крупные Северо-Гуляевское и Песчано-Озерское (о. Колгуев) нефтегазоконденсатные, Поморское газоконденсатное, нефтяные Варандей-море и Медын-море месторождения. Продуктивными являются карбонатные отложения каменноугольно-пермского возраста. В настоящее время в качестве перспективного на присутствие залежей УВ рассматривается район архипелага Земля Франца-Иосифа, по многим показателям сходный с нефтеносным районом Аляски - мегавалом Барроу. Т.о. Баренцевоморская провинция является одной из наиболее перспективных при поисках месторождений УВ. Значительные мощности осадочного чехла, приуроченные к отрицательным структурам, позволяют предполагать высокий нефтегенерирующий потенциал провинции, а примыкающие к ним обширные поднятия и присутствующие в разрезе региональные коллекторы и покрышки свидетельствуют о большом аккумулирующем потенциале всей провинции.
  1. -5746

Барышев А.С.
   Перспективы выявления месторождений нефти и газа в зоне тектонических перекрытий на юго-востоке Сибирской платформы / А. С. Барышев, О. В. Дудкин
// Геология нефти и газа. - 2009. - №4.-С.26-32:ил. - Библиогр.:5 назв. - Рез.англ.
  1. -2383

Барышев Л.А.
   Методология прогноза нефтегазовых залежей на юге Сибирской платформы / Л. А. Барышев, А. С. Барышев
// Разведка и охрана недр. - 2009. - №3.-С.3-9:ил. - Библиогр.:12 назв. - Рез.англ.
  1. -9741

Башкова С.Е.
   Прогноз нефтегазоносности рифейских и вендских отложений Волго-Уральской НГП на основе общей модели формирования месторождений УВ / С. Е. Башкова, А. В. Белоконь
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №9.-С.11-20:ил. - Библиогр.:4 назв.

На основе комплексного изучения осадочных протерозойских комплексов Волго-Уральского региона с применением бассейнового моделирования и вероятностных методов был проведен прогноз нефтегазоносности этих отложений. Прогноз базировался на тенденциях и закономерностях изменения специфических критериев генерации, миграции, аккумуляции и сохранности УВ, дифференцированных по стадиям формирования залежей. Были проанализированы следующие критерии генерации и эмиграции УВ: -содержание Сорг и ОВ; -тип ОВ; -мощность нефтегазоматеринских пород в свитах; -степень прерывистости нефтегазоматеринских свит; -геологическое время проявления главных фаз нефте- и газообразования; -максимальная степень катагенеза ОВ и др. Критерии аккумуляции и миграции УВ: -общая мощность и степень распространения оцениваемого комплекса; -доля пород-коллекторов и степень их распространения; -гипсометрическое положение пластов; -степень распространения локальных структур. Критерии сохранности залежей УВ: -степень закрытости недр; -влияние гипергенных факторов в периоды преддевонского и предвендского перерывов; -современный и палеотемпературный режим; -качество и степень сохранности флюидоупоров. Т.о. на основе обобщения результатов бурения и геофизических исследований протерозойских отложений Волго-Уральской НГП выполнен прогноз нефтегазоносности с учетом всех основных стадий формирования залежей УВ. Поскольку рифейские и вендские отложения отличаются по особенностям геологического строения и формирования, для них был проведен раздельный прогноз. Наиболее перспективные на залежи УВ районы в рифейском комплексе выделены в пределах северной части Бельской впадины и центральной приподнятой по фундаменту Орьебаш-Чернушенской зоны Камско-Бельского прогиба. Степень перспективности вендского комплекса несколько ниже, т.к. контролируется процессами формирования нефтегазоносности в нижележащих отложениях, и связана с южными районами Верхнекамской впадины и северной частью Шкапово-Шиханской впадины.
  1. Б75170

Белонин М.Д.
   Многовариантные прогнозы добычи углеводородов по регионам и акваториям России и России в целом до 2030 года. [Прогноз добычи нефти, газа и конденсата] / М. Д. Белонин, Ю. В. Подольский
// Белонин М.Д. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации/ М.Д.Белонин, Ю.В.Подольский. - СПб., 2006. - Ч.2: Нефтегазовый потенциал России, 2.2 - С.178-247: ил.,табл.
  1. Г22389

Белорай Я.Л.
   Реализация новых технологий при разведке и разработке залежей тяжелых и вязких нефтей / Я. Л. Белорай, И. Я. Кононенко
// Природные битумы и тяжелые нефти. - СПб., 2006. - С.392-402:ил.,табл. - Библиогр.:с.402(4 назв.).


Рассмотрены результаты промышленного применения современных информационных технологий и технико-аналитических комплексов геохимических и петрофизических ядерно-магнитных исследований горных пород и флюидов при разведке и разработке месторождений и залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых и вязких нефтей. Полигонами для испытаний явились Западно-Сибирская, Тимано-Печорская, Волго-Уральская и другие нефтегазоносные провинции. В процессе поиска и разведки апробировалась технология ядерно-магнитного каротажа, аппаратурно-методический комплекс керно-шламового каротажа, оперативная документация скважин. В процессе эксплуатации проходила испытание технология оперативного мониторинга, экпресс-тестирование нефтебитумных флюидов, магнито-индикаторного трассирования нефтяных залежей.
  1. Г22733

Богданов М.М.
   Варандей-Адзьвинский авлакоген (суша, Печороморский шельф): зоны нефтегазонакопления в карбонат.верхневиз.-нижнеперм.отложениях и приоритет.направления геол.-развед.работ на углеводород.сырье / М. М. Богданов, А. Г. Сотникова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.24-26. - Библиогр.: 5 назв.
  1. Б75324

Богданов М.М.
   Зоны разломов Тимано-Печорской провинции - объекты геологоразведочных работ на нефть и газ / М. М. Богданов, А. Г. Сотникова
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.23-27.
  1. -10036

Боксерман А.А.
   Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи / А. А. Боксерман
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.18-20:табл. - Библиогр.:с.20.


За последние 15 лет в связи с нерациональными методами нефтедобычи, коэффициент извлечения нефти (КИН) снизился до 27-28 % (один из наиболее низких показателей в мировой практике). При сохранении этой тенденции к 2015 г. активные запасы нефти в России будут исчерпаны. Одной из причин такого положения является невостребованность современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) - тепловых, газовых, химических, микробиологических, несмотря на увеличение в структуре нефтедобывающего комплекса доли трудноизвлекаемых запасов. Одной из принципиально новых (1971 г.) отечественных разработок в области МУН является авторский термогазовый метод увеличения нефтеотдачи легких нефтей, предлагаемый к использованию на месторождениях Западной Сибири. Метод был успешно апробирован на ряде месторождений бывшего СССР и США. Метод основан на закачке в пласт доступных и дешевых рабочих агентов (воздуха и воды) на месторождениях, характеризующихся высоким пластовым давлением и, что особенно важно, повышенными пластовыми температурами (свыше 65° С). При таких температурах закачка воздуха в скважину приводит к внутри-пластовой генерации высокоэффективного газового агента (смесь азота с углекислым газом и легкими фракциями нефти), обеспечивающего кардинальный прирост нефтеотдачи. В отличие от других методов водогазового воздействия, предложенный метод технологически и экономически более эффективен, т.к. происходит увеличение коэффициентов вытеснения в первую очередь за счет самопроизвольного выравнивания фронта вытеснения. При применении данного метода происходит значительное, до кратного, увеличение добычи нефти в течение длительного времени; дополнительное извлечение нефти достигает 30-40 % и более от остаточных, после заводнения, запасов. Метод может применяться на месторождениях: с низкопроницаемыми коллекторами; с высокопроницаемыми монолитными пластами (в т.ч. после заводнения для извлечения остаточной нефти в кровельных частях); со значительным углом наклона пластов; массивного типа; с материнскими породами. В настоящее время метод в России не применяется; происходит внедрение метода на 11 месторождениях США (2005 г.).
  1. В54186

Большаков М.Н.
   Программное обеспечение "Коллектор" для анализа структурных параметров и петрофизических свойств нефтегазонасыщенных пород по электронно-микроскопическим изображениям / М. Н. Большаков, Н. А. Скибицкая, В. А. Кузьмин
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.41. - Библиогр.: 2 назв.
  1. -5746

Бурлин Ю.К.
   Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности шельфа российского сектора Северного Ледовитого океана / Ю. К. Бурлин, А. В. Ступакова
// Геология нефти и газа. - 2008. - №4.-С.13-23:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.
  1. -9741

Бурштейн Л.М.
   Прогноз перспектив нефтегазоносности на основе анализа условных вероятностей:(на прим.верхнеюрс.нефтегазонос.комплекса юго-востока Зап.Сибири) / Л. М. Бурштейн, Л. С. Грекова, И. В. Жилина
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №5/6.-С.85-91:ил. - Библиогр.:11 назв.
  1. Г22584

Введенская А.Я.
   Прогноз и поиски залежей углеводородов на больших глубинах в Предкавказье / А. Я. Введенская
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.203-206. - Библиогр.: 4 назв.

Одной из задач НГК России является освоение залежей УВ на больших глубинах. В связи с этим проанализированы особенности размещения резервуаров УВ в глубоко погруженных мезозойских отложениях нефтегазоносных районов Восточно-Кубанской впадины, Терской и Сунженской зонах Терско-Каспийского прогиба. По результатам анализа были выявлены следующие закономерности: " Для глубокопогруженных отложений характерно развитие гидродинамически изолированных проницаемых резервуаров различного объема со сложным типом коллектора, приуроченных к неотектонически активным участкам. Высоконапорные резервуары имеют локальное распространение и генетически связаны с внедрением флюидов в осадочную толщу по тектоническим нарушениям. Объем резервуаров и пластовая энергия в них зависят от интенсивности вертикальной миграции флюидов, способствующих формированию вторичных емкостнофильтрационных свойств и их изоляции флюидоупором. - В связи с неотектонической активностью в Терско-Сунженской зоне возникают наиболее благоприятные условия для формирования массивных высоконапорных резервуаров УВ. Из-за большей чувствительности к тектоническому воздействию карбонатных отложений (по сравнению с другими литотипами пород), В них в пределах Терско-Сунженской зоны присутствуют линейно-расположенные высоконапорные залежи нефти, приуроченные к приразломным участкам. В менее мобильной Восточно-Кубанской впадине залежи нефти и газа характеризуются значительно меньшими объемами. - Для терригенных отложений в Терско-Сунженском прогибе по сравнению с Восточно-Кубанской впадиной характерны более массивные, но меньшие по объему пластовосводовые залежи. - На локальных структурах наиболее благоприятные условия для развития коллекторов сложного типа отмечаются в приосевых зонах складок и на крутых перегибах в краевых и периклинальных частях, осложненных нарушениями. При этом объем залежи УВ прямо пропорционален неотектонической активности и амплитуде складки. Ведущая роль в формировании многопластовых залежей УВ и высокой пластовой энергии принадлежит экранирующим свойствам изолирующих толщ.
  1. Г22575