7. Нефть и газ
| Вид материала | Документы |
- Методы поисков и разведки месторожденийнефти и газа содержание учебной дисциплины, 85.49kb.
- Ставки налога за пользование водными ресурсами, 22.79kb.
- Положение о проведении конкурса на лучший экспонат на 18-й международной выставке «Нефть., 78.22kb.
- Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2005, 127.14kb.
- 1. Природными источниками углеводородов являются горючие ископаемые нефть и газ, уголь, 161.44kb.
- Всероссийская научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири" Тюменский, 101.88kb.
- Программа дополнительного кандидатского экзамена по дисциплине 65. 07. 00 «Нефтегазовое, 29.36kb.
- Положение о Конкурсе «Лучшая продукция, представленная на 15-й Международной выставке, 32.09kb.
- Х обвязок насосных и компрессорных станций, а также других объектов нефтяной и газовой, 34.46kb.
- Расписание утверждаю, 58.76kb.
| Полудеткина Е.Н. Предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна по геохимическим показателям / Е. Н. Полудеткина // Вестн.Моск.ун-та.Сер.Геология. - 2007. - №3.-С.65-71:ил. - Библиогр.:5 назв. Анадырский бассейн (Нижнее-Анадырская впадина на суше и шельф северной части Берингова моря) является промышленно нефтегазоносным. На его территории открыто 4 промышленных месторождения: Ольховское, Верхнеэчинское (нефтяные), Верхнее-Телекайское (нефтегазоконденсатное) и Западно-Озерное (газовое). В бассейне пробурены 64 глубокие скважины и получены полупромышленные притоки нефти и газа из отложений мела - верхнего неогена. Основные перспективы поисков месторождений УВ сырья связаны с локальными поднятиями, выявленными в пределах бассейна. Для оценки нефтематеринского потенциала отложений разреза осадочного чехла, установления степени реализации потенциала и распределения основных потенциальных толщь по разрезу, выяснения генетической природы УВ и установления генетической связи нефтей залежей с нефтематеринскими толщами в лаборатории органической геохимии МГУ был выполнен комплекс геохимических исследований (определение содержания Сорг, пиролиз пород по методу Rock-Eval, люминисцентный и химико-битуминологический анализы, газожидкостная хроматография). По результатам проведенных исследований были сделаны следующие выводы: - Потенциальные нефтегазоматеринские толщи присутствуют по всему палеоген – миоценовому разрезу; при этом в значительной степени реализовали свой потенциал нефтематеринские отложения нижнего миоцена и палеогена. Присутствие в разрезе значительной доли угленосных отложений свидетельствует о том, что преобладающим реализованным потенциалом является газовый, однако жидкие УВ также были генерированы в количествах, способных сформировать промышленные залежи. - Нефти бассейна подразделяются на 2 подтипа в составе одного генетического типа смешанного ОВ со значительной долей континентальной составляющей. Эти подтипы имеют предположительно разные нефтематеринские источники. Характерной особенностью нефтей является резкое преобладание Pr над Ph, что обусловлено исходным терригенным угленосным ОВ мезозойско-кайнозойского возраста. Величина отношения Pr/Ph связана, по всей видимости, со спецификой позднемезозойской растительности бассейнов Тихоокеанского пояса, а также с относительно высоким уровнем катагенеза (МК3-4) пород, увеличивающим долю пристана. |
| Попков В.И. Гидродинамическое структурное моделирование макроскопических процессов нефтеизвлечения и новые технологии / В. И. Попков, В. П. Шакшин, С. В. Зацепина // Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2008. - №2.-С.16-19:ил. - Библиогр.:3 назв. |
| Потрясов А.А. Использование характеристик органического вещества берриас-валанжинских отложений для прогноза нефтеносности ачимовских тел / А. А. Потрясов // Минер.сырье Урала. - 2006. - №3.-С.45-51:ил.,табл. |
| Предтеченская Е.А. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы воздействия флюидных потоков в зонах дизъюнктивных нарушений / Е. А. Предтеченская, О. В. Шиганова, А. С. Фомичев // Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли. - Екатеринбург, 2008. - Т.2. - С.182-184. - Библиогр.: 4 назв. |
| Прищепа О.М. Коротаихинская впадина - перспективное направление геолого-разведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции / О. М. Прищепа, Л. А. Орлова, О. В. Чумакова // Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №12.-С.9-19:ил. - Библиогр.:8 назв. В качестве перспективных участков для поисков залежей УВ в Тимано-Печорской провинции выделен ряд малоизученных структур, одной из которых является Коротаихинская впадина Предновоземельского краевого прогиба. Впадина недостаточно изучена сейсморазведкой и практически не изучена бурением, поэтому представления о составе и взаимоотношениях выделенных структурно-тектонических комплексов является достаточно условным. Этот район является перспективным с точки зрения подготовки его к лицензированию и последующего проведения здесь поисково-оценочных работ за счет средств недропользователей. По последним оценкам прогнозные ресурсы Коротаихинского НГР составляют 302,3 млн. т условного топлива, в т.ч. 244,3 млрд. м3 свободного газа. В пределах впадины выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: -Верхнеордовикско-нижнедевонский НГК. Перспективы нефтегазоносности незначительны и могут быть связаны главным образом с западным бортом впадины (Вашутинско-Талотинский надвиг); -Среднедевонско-нижнефранский НГК. Перспективы связаны с прибортовыми зонами впадины, в которых, предположительно, может существовать продолжение зоны органогенных построек прилегающих районов; -Средневизейский-нижнепермский НГК. Перспективными являются Сабриягинская и Пестаншорская складчато-надвиговые зоны, в которых выявлены надвиговые структурные ловушки большой площади и амплитуды (Янгарейская, Верхнеянгарейская, Сабриягинская и Западно-Сабриягинская структуры); -Верхнеартинско-кунгурский, верхнепермский и триасовый НГК. Коллекторами в этих комплексах являются полимиктовые песчаники, в качестве покрышки может рассматриваться глинистая пачка в низах верхней перми; триасовые отложения с хорошими коллекторскими свойствами и изолирующими их глинистыми толщами установлены в ЮЗ и центральной частях впадины. Т.о. основные перспективы обнаружения залежей ОВ связаны с карбонатным средневизейским-нижнепермским НГК в зонах, доступных для бурения на западном и восточном бортах впадины, а также с терригенными верхнепермскими и триасовыми отложениями в ее центральной части. |
| Прищепа О.М. Новые подходы к выделению зон нефтегазонакопления / О. М. Прищепа // Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.77-99: ил., табл. - Библиогр.: 22 назв. - Рез.англ. |
| Прищепа О.М. Проблемы воспроизводства запасов нефти и газа в современном недропользовании / О. М. Прищепа // Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.249-251. За период 1994-2003 гг. в России было добыто 3,3 млрд. т нефти и 5,8 трлн. м3 газа, прирост запасов составил соответственно 2, 67 млрд. т и 4,6 трлн. м3; коэффициент воспроизводства за последние 5 лет составил 0,76. Для достижения оптимального соотношения между приростом запасов и добычей полезных ископаемых МПР России разработана "Долгосрочная государственная программа изучения недр…", на базе которой созданы региональные Программы комплексного изучения и освоения ресурсов нефти и газа Восточной Сибири, СЗ региона и континентального шельфа. Для обеспечения активного инвестирования в ГРР государство, наряду с разработкой законов и подзаконных актов, должно либо непосредственно участвовать в процессе подготовки запасов с последующей их продажей на аукционе, либо проводить работы, резко снижающие риски. Т.о., бюджетные средства могут быть эффективно использованы для: - подготовки новых направлений к лицензированию (в сложнопостроенных и малоизученных районах); - принципиального выявления нефтегазоносности в глубокопогруженных комплексах; - выхода на объекты с ранее не установленными признаками нефтегазоносности (в тектоническом и генетическом смысле). Принципиальным моментом является объективная оценка и прогноз эффективности ГРР, не зависящая от интересов субъектов (сторон) процесса добычи и воспроизводства УВ сырья. Одним из путей эффективного использования разведанной ресурсной базы является применение инновационных технологий на истощенных месторождениях для увеличения коэффициента нефтеотдачи и уровня добычи. |
| Проблемы геологии и разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья: I открытая науч.-техн.конф.молодых учен.и специалистов: сб.науч.тр. / [редкол.: С.Е.Ильясов и др.]. - Пермь: ПермНИПИнефть, 2006. - 149 с.: ил.,табл. - Библиогр.в конце докл. - В надзаг.: М-во топлива и энергетики РФ, О-во с огранич.ответственностью "Перм.н.-и.и проект.ин-т нефтяной пром-сти"(ООО"ПермНИПИнефть"). В сборнике представлены статьи по проблемам геологии и разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья. Рассматриваются вопросы проектирования и разработки месторождений, применения методов и технологий повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Предлагаются методы повышения достоверности и деятельности при построении геологических моделей. Приводятся результаты лабораторных исследований петрофизических свойств пород-коллекторов при изменяющихся термобарических условиях их залегания. Ряд статей посвящен оценке запасов нефти и экономической эффективности применения различных технологических схем разработки. |
| Проблемы подсчета запасов и 3D компьютерного моделирования / С. Н. Закиров, Э. С. Закиров, И. М. Индрупский и др. // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.98. |
| Прогноз крупнейших морских месторождений УВ: (оценка возможностей и первые результаты) / Ю. Н. Григоренко, В. С. Соболев, Т. А. Андиева и др. // Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.341-363,[1] л. ил.: табл. - Библиогр.: 65 назв. - Рез.англ. |
| Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности фаменских отложений на юго-востоке Пермского края / Е. В. Пятунина, В. И. Галкин, В. И. Галкин, И. А. Козлова // Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №4.-С.4-7:ил. - Библиогр.:4 назв. - Рез.англ. |
| Раздельный региональный прогноз нефтегазовых провинций в Западной Сибири / В. Г. Гитис, Б. В. Ермаков, А. Н. Шогин, Ю. К. Щукин // Электронная Земля: использ.информ.ресурсов и соврем.технологий для повышения достоверности науч.прогноза на основе моделирования решений в интегр.информ.полях. - М., 2009. - Гл.4 : Сетевые геоинформационные технологии распределенной информационно-вычислительной среды в области наук о Земле, 4.9. - С.267-269. |
| Разяпов Р.К. Прогноз продуктивности и перспективы нефтеносности среднеюрских отложений по результатам литолого-фациального районирования / Р. К. Разяпов, А. Р. Разяпов, А. В. Ахияров // Геофизика. - 2008. - №3.-.С.28-36,[1] л.ил.:табл.,портр. - Библиогр.:14 назв. - Рез.англ. |
| Региональный прогноз нефтегазоносных провинций и районов с трансструктурных позиций / А. Н. Калягин, А. И. Обжиров, В. А. Абрамов, Е. В. Коровицкая // Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.2. - С.124-126: ил. Согласно данным статистики уникальные месторождения УВ приурочены к транспланетарным зонам. Предполагается, что трансграничные условия локализации месторождений угля, нефти и газа могут совпадать по геологическим и геодинамическим предпосылкам. Анализ положения угленосных и нефтегазоносных площадей в структуре Восточноазиатского сектора Трансструктурной зоны (Азиатско-Тихоокеанский регион) указывает на неравноценное влияние обычных структурно-динамических факторов на образование и закономерности распространения месторождений угля, нефти и газа. Поэтому для оценки показателей прогнозирования скоплений углеводородов необходим учет трансструктурных процессов. Установлено, что территориально разобщенные месторождения каменных и бурых углей юга Приморья с трансструктурных позиций представляют собой единую тектоническую структуру с многоуровневой цикличностью. Направления основных впадин и простираний угленосных отложений внутри каждого цикла осложнены активизированными и второстепенными разломами. В разрезе Восточноазиатского сектора Трансструктурной зоны присутствуют карбонатные рифы непрерывного разреза каменноугольного-пермского возраста, что позволяет предполагать широкое распространение в пределах мегазоны (Приморское звено) грубообломочных и тонкослоистых толщ раннего фанерозоя, особенно в краевом прогибе. Аллохтоны, проявленные в мезозое и кайнозое, перемещались в девонскую структурно-формационную зону и выходили за ее пределы. Это позволяет предполагать возможность развития в трансструктурной зоне объемных скоплений и месторождений УВ сырья в структуре краевого прогиба и надвигового пояса Сихотэ-Алиня, где, кроме известных месторождений в мезокайнозойских формациях, установлены прямые и косвенные признаки угленосности и нефтегазоносности в девонско-каменноугольных отложениях. Т.о. с трансструктурных позиций континентальные и шельфовые области Приморского края становятся первоочередными объектами на поиски нефти и газа. |
| Результаты и направления геолого-разведочных работ в Прикаспийской впадине / А. К. Токман, В. С. Коваленко, Б. С. Коротков, С. Б. Коротков // Геология нефти и газа. - 2009. - №3.-С.27-35:ил. - Рез.англ. |
| Результаты поисков тектонически экранированных ловушек углеводородов в южной части Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района / Л. В. Пелёдова, А. А. Гудельман, А. И. Никифоров и др. // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.109-112: ил. - Библиогр.: 2 назв. |
| Ровнина Л.В. Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности территорий палинологическим методом / Л. В. Ровнина // Современная палеонтология:классич.и нетрадиц.:тез.докл. - 2006. - С.109-111. |
| Сабанаев К.А. Перспективы выявления нетрадиционных ловушек нефти и газа в мезозойско-кайнозойском комплексе российского сектора акватории Каспийского моря / К. А. Сабанаев // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.136-145: ил. - Библиогр.: 5 назв. По результатам проводившихся с 1962 г. геолого-геофизических работ (грави-, магнито-, электро-, сейсморазведка, геоакустическое профилирование, поисково-разведочное бурение) в пределах российского сектора акватории Каспийского моря выделены зоны распространения нетрадиционных типов ловушек: Установлено, что зоны крупных и средних образований фундамента разбиты на отдельные блоки системой глубинных разломов и краевыми швами. На фундаменте с резким угловым несогласием и перерывами залегает пермско-триасовая пестроцветная карбонатно-терригенная толща (переходный тафрогенный комплекс), несогласно перекрытая породами осадочного чехла. В осадочном платформенном чехле выделяется ряд литолого-стратиграфических формаций: песчано-глинистая (нижняя - средняя юра), карбонатно-доломитово-терригенная (верхняя юра), карбонатно-терригенная (нижний мел), терригенно-карбонатная (верхний мел), карбонатно-песчано-глинистая (палеоцен - квартер). В этих формациях существуют условия, благоприятные для формирования нетрадиционных ловушек УВ, таких, как: - рифовых построек в триасовых отложениях; - платформенных рифов триасового возраста; - литолого-стратиграфических в меловом комплексе; - катагенетического типа в глинистых отложениях нижнего майкопа; - клиноформ в миоценовых отложениях; - фаций палеорусла Волги в сарматских отложениях; - аномалий волнового поля типа "яркое пятно" в палеогеновых отложениях. |
| Савченко В.И. Геологическое строение и перспективы на нефть и газ мелководных зон Печорского моря / В. И. Савченко, А. С. Горшков, А. К. Цехмейстрюк // Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.97-101. |
| Север Баренцевоморской нефтегазоносной провинции: новый взгляд на строение и возможность круп.открытий / Ю. И. Матвеев, М. Л. Верба, Г. И. Иванов и др. // Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.200-201. |
| Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири / В. А. Конторович, Л. М. Калинина, М. В. Соловьев и др. // Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.122-126: ил. - Библиогр.: 7 назв. |
| Сейсмо-геологические критерии нефтеносности разреза восточной части Баренцева моря / Б. В. Сенин, М. И. Леончик, Е. А. Игнатенко, Т. Б. Сенин // Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.71-73. Основу структуры восточной части Баренцева моря образует Восточно-Баренцевский трог с Южно- и Северо-Баренцевской впадинами, мощным (до 18-22 км) осадочным чехлом (рифей - верхний мел) и наличием "базальтовых окон" в структуре земной коры. По сейсмическим и буровым данным в девон-пермской и нижнемезозойской частях разреза выявлены признаки развития крупных биогермных объектов, а также образований руслового, дельтового и склонового генезиса. На Кольской и Мурманской моноклиналях, Коргинской Куренцовской ступенях, Предново-земельском форланде в верхнедевонских - нижнепермских отложениях картируются рифогенные тела типа карбонатных банок, предположительно являющимися элементами барьерного рифа. Их размеры (площадь 100-200 км2, мощность до 500-800 м) и иногда доступные для бурения глубины (4-5 км) позволяют рассматривать эти образования в качестве ловушек УВ. Поисковый интерес в составе верхнепермских отложений представляют песчаные тела (конуса выноса и дельтовые образования) Южного Приновоземелья, Куренцовской ступени и Кольской моноклинали. В средне-верхнетриасовых отложениях в районе Кольской и Мурманской моноклиналей зафиксирован перспективный в отношении формирования ловушек УВ подводный долинный комплекс (палеодолина). В этих же отложениях отмечено присутствие пластовых интрузий (траппов) и созданных ими внутриформационных деформаций, в результате которых могли образоваться антиклинальные и линзовидные ловушки. В толще битуминозных верхнеюрских отложений по сейсмическим данным предполагается наличие ловушек, образованных турбидитами (возможные аналоги месторождений Тампен, Статфьорд и Магнус в Норвежском море). Выявляемые в палезойско-юрской толще региона перспективные объекты обычно перекрыты глинистыми отложениями и в ряде случаев могут служить хорошими ловушками УВ. Определенный интерес в нефтегазопоисковом отношении представляет пока слабо изученная система Предновоземельских дислокаций. Вдоль западного фронта Новоземельского орогена в верх-непалеозойских и триасовых отложениях развиты серии линейных и изометричных складок, в области развития которых, отмечен своеобразный тип бескорневых, предположительно диапировых или криптодиапировых структур. В этом районе интерес представляют также песчаные тела в зонах выклинивания верхнетриасовых - нижнеюрских отложений под региональную верхнеюрскую глинистую покрышку в районах прогиба Седова, Дмитриевского вала, южной части Адмиралтейского вала и Предновоземельского форланда. Перспективность этих образований подтверждается тем, что в пробах бурового раствора на Мурманской площади присутствовало до 10 % сырой нефти. Кроме того, в поверхностных обнажениях на архипелаге Новая Земля синхронные или более древние (силур - карбон) отложения богаты ОВ и в них зафиксировано более 20 нефте- и битумопроявлений. |
| Сенин Б.В. Геологические предпосылки прогноза нефтеносности российских акваторий / Б. В. Сенин // Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.184-207: ил. - Библиогр.: 45 назв. - Рез.англ. |
| Сенин С.В. Прогноз нефтегазоносности Косью-Роговской впадины с использованием методов бассейнового моделирования / С. В. Сенин // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.159-166: ил. - Библиогр.: 7 назв. - Рез. англ. |
| Сергеева Н.А. Прогнозирование перспективных нефтяных ловушек в триасовых и нижнеюрских отложениях Западной Сибири / Н. А. Сергеева, М. Ю. Федоров // Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2006. - №4.-С.13-16:ил.,портр. - Текст парал.рус.,англ. |
| Сердюков С.В. Механизм сейсмического воздействия на нефтепродуктивные пласты / С. В. Сердюков, М. В. Курленя // Геология и геофизика. - 2007. - Т.48,№11.-С.1231-1240:ил.,табл. - Библиогр.:с.1240. Опыт промышленных испытаний показывает, что долговременная обработка нефтяного месторождения упругими низкочастотными сейсмическими колебаниями малой амплитуды приводит к увеличению нефтеотдачи. Положительные результаты получены как при воздействии с дневной поверхности гармоническими или частотно-модулированными низкочастотными сейсмическими полями, так и виброимпульсными сигналами, возбуждаемыми в эксплуатационных скважинах. Основной эффект достигается за счет снижения доли попутной воды в скважинах, удаленных на несколько км от виброисточников. В Институте горного дела СО РАН был экспериментально изучен энергетический баланс стимуляции добычи нефти сейсмическим полем малой интенсивности. Установлено, что изменение свойств продуктивного пласта происходит за счет его внутренней энергии, активизируемой внешним воздействием. Механизм воздействий основан на влиянии слабых колебаний на пластическую деформацию продуктивного пласта, выведенного из термодинамического равновесия процессом разработки, что приводит к генерированию свободного газа из недонасыщенной нефти в пористой среде. Газовые пузырьки насыщают и увеличивают сжимаемость блокирующих пленок и коллоидных образований и, тем самым, создают условия для их усталостного разрушения под действием переменной нагрузки. Механизм сейсмической стимуляции добычи нефти представляет собой совокупное проявление системы взаимосвязанных физических процессов различной природы. Такой механизм позволяет прогнозировать технологическую эффективность воздействия на залежи с различными геолого-физическими условиями залегания нефти, а также создает методическую основу комплексирования сейсмической стимуляции с другими методами интенсификации разработки месторождений. |
| Ситников В.С. Литологические условия нефтегазоносности и вопросы прогноза крупных скоплений УВ в неопротерозойских и фанерозойских отложениях востока Сибирской платформы/ В. С. Ситников // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.253-260. - Библиогр.: 4 назв. - Рез. англ. |
| Ситников В.С. Необычные скопления нефти и газа, прогноз и методика их поисков в условиях Крайнего Севера / В. С. Ситников // Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.147-151. - Библиогр.: 4 назв. |
| Скоробогатов В.А. Геостатистические закономерности распределения месторождений углеводородов в осадочном чехле Западно-Сибирской мегапровинции / В. А. Скоробогатов, А. М. Радчикова, В. В. Рыбальченко // Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №3/4.-С.9-17:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв. |
| Соболев В.С. Углеводородные системы и прогноз крупнейших месторождений на акваториях России / В. С. Соболев // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.120-129: табл. - Библиогр.: 22 назв. - Рез. англ. |
| Сотникова А.Г. Варандей-Адзьвинский авлакоген:зоны нефтегазонакопления в карбонат.среднеордовик-нижнедевон.отложениях и приоритет.направления геол.-развед.работ на углеводород.сырье:(суша,Печороморский шельф) / А. Г. Сотникова // Геология нефти и газа. - 2009. - №2.-С.10-21:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Рез.англ. |
| Староверов В.Н. Тектоническое строение Пугачевского свода и его обрамления в связи с перспективами нефтегазоносности / В. Н. Староверов, В. В. Матвеев // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.2. - С.157-159. |
| Старосельцев В.С. Критерии прогноза нефтегазоперспективных комплексов платформ / В. С. Старосельцев // Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.110-122: ил. - Библиогр.: 8 назв. - Рез.англ. |
| Старосельцев К.В. Основные результаты и проблемы мониторинга лицензирования работ на нефть и газ на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутии) / К. В. Старосельцев // Экономическое и информационное сопровождение программ изучения и освоения минеральных ресурсов. - Новосибирск, 2007. - С.107-111: ил.,табл. - Библиогр.в подстроч.примеч. Объемы ГРР и добычи УВ сырья, предусмотренные действующими соглашениями не всегда полностью выполняются владельцами лицензий. Для контроля над исполнением соглашений, а также для разработки дальнейшей стратегии лицензирования работ на нефть и газ и оперативного планирования ГРР как за счет федерального бюджета, так и за счет будущих пользователей необходим мониторинг, опирающийся на всестороннюю базу данных. Лицензионные обязательства в целом для южных территорий Сибирской платформы не выполняется за исключением крупных компаний. В частности в 2005 году "Сургутнефтегаз", имеющий несколько участков на территории Республики Саха даже превысил объемы по сейсморазведочным и буровым работам. В соответствии с программой лицензирования на 01.11.2005 г. К распределению оставалось 29 участков. Предложено три перечня участков на геологическое изучение. Работа в этом направлении была бы более эффективной при наличии у региональных институтов правовой базы для сбора имеющихся у недропользователей хотя бы обобщенных результатов выполняемых ими ГРР, финансовых затратах и объемах добычи УВ. Сведения, которые удается собрать, носят нерегулярный и фрагментарный характер и не дают возможности делать корректные выводы об эффективности ГРР, проведенных компаниями на территории Восточной Сибири и Якутии. Для беспрепятственного сбора информации необходимы распоряжения руководства МПР и (или) ФАН, адресованные недропользователям и территориальным агентствам. Они могли бы существенно повысить практическую значимость мониторинга действующих лицензионных участков, прежде всего для стратегии и тактики дальнейшего приращения запасов УВ, а также планирования ГРР, в том числе за счет федерального бюджета, на ближайшие годы и на перспективу. |
| Строение и перспективы нефтегазоносности верхнепротерозойско-нижнекембрийских комплексов центральных районов Сибирской платформы / С. В. Фролов, Е. Е. Карнюшина, Н. И. Коробова и др. // Вестн.Моск.ун-та.Сер.Геология. - 2008. - №6.-С.33-39:ил. - Библиогр.:9 назв. Несомненный интерес для поисков новых залежей УВ представляют центральные районы Сибирской платформы - зона сочленения Байкитской и Непско-Ботулбинской антеклиз и Курейской синеклизы. Здесь в терригенных отложениях венда открыто Собинско-Пайгинское нефтегазовое месторождение, а в карбонатной толще рифея - Юрубченское и Куюмбинское газонефтяные месторождения. Курейская синеклиза до сих пор остается наименее изученным в нефтегеологическом отношении структур, здесь отработана редкая сеть сейсмопрофилей и пробурено несколько глубоких скважин. Резервуары рифея, венда и нижнего кембрия, к которым приурочены все выявленные скопления УВ, бурение практически не изучены, а в вышележащих отложениях продуктивных резервуаров не выявлено. Моделирование истории генерации УВ основными материнскими свитами показало, что пик нефтегазообразования в отложениях нижней части рифея приходится на вторую половину рифея. К концу этого времени они практически полностью выработали свой нефтематеринский потенциал на всей рассматриваемой территории. последующая предвендская перестройка структурного плана сопровождалась глубоким размывом и, вероятно, уничтожила подавляющее большинство сформировавшихся залежей. Самая верхняя рифейская нефтематеринская свита – ирэмэкэнская – начала генерировать УВ уже после вендской эрозии. Максимум генерации приходится на кембрийское время, и к концу ордовика эта толща полностью реализовала свой потенциал. Предполагается, что самая верхняя часть рифея наиболее сильно пострадала во время предвендского размыва и могла сохраниться только в пределах осевых зон крупных палеодепрессий (Мадринский грабен, Таймуринский прогиб). Неравномерное погружение вендской толщи привело к тому, что более опущенные северные блоки вступили в главную фазу нефтеобразования в раннем кембрии и генерировали УВ до конца кембрия. Отложения в южных областях не подвергались преобразованиям до конца кембрия-начала ордовика, а в некоторых районах вплоть до среднего триаса. Основные региональные пути миграции УВ из очагов генерации в южной части Курейской синеклизы в раннем палеозое были направлены в сторону Катангского выступа Камовского свода, где они могли питать коллекторы терригенного и карбонатного венда, кору выветривания рифейских доломитов, а также сформировавшиеся к тому времени ловушки в южной части синеклизы. Такими ловушками могли служить зоны выклинивания и замещения, характерные для коллекторов верхнего протерозоя - кембрия, а также участки «тектонического» и «стратиграфического» экранирования. Палеотектонические реконструкции указывают на существование в то время целой серии локальных поднятий вендско-кембрийского заложения. Если дальнейшая геологическая эволюция не привела к расформированию таких структур, они представляют интерес для поисков залежей УВ. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что центральные районы Сибирской платформы являются перспективными объектами на залежи УВ. Первоочередными комплексами для постановки работ являются отложения нижней части венда и, возможно, рифея. Предполагается, что основной тип ловушек - неантиклинальный: зоны выклинивания вендских песчаников, седиментационные тела дельтового, аллювиального, пролювиально-аллювиального генезиса, конусы выноса, а также предвендская кора выветривания в пределах рифейских эрозионных останцов. |
| Структурная позиция и вероятностный тектонический контроль размещения гигантских и крупных месторождений углеводородов в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / С. Ю. Беляев, А. Э. Конторович, Т. М. Хамхоева, Р. О. Кузнецов // Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №5/6.-С.27-34:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв. |
| Структурно-тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности Шпицбергенской континентальной окраины / Г. С. Казанин, В. В. Шлыкова, Т. Я. Федухина и др. // Природа шельфа и архипелагов Европейской Арктики. - М.,2008. - Вып.8. - С.149-153: ил. - Библиогр.: с.153. |
| Тектоническая эволюция Анадырской впадины в связи с перспективами ее нефтегазоносности (Северо-Восток Евразии) / М. П. Антипов, Г. Е. Бондаренко, Т. О. Бордовская, Э. В. Шипилов // Геотектоника. - 2009. - №5.-С.74-96:ил.,табл. - Библиогр.:43 назв. - Рез.англ. |
| Технология оценки коллекторских свойств продуктивных горизонтов нефтяных месторождений с использованием сейсмоэлектроразведки / И. А. Безрук, В. А. Ерхов, Э. С. Маркаров и др. // Геологические и технологические предпосылки расширения ресурсов углеводородного сырья в европейской части России. - М., 2006. - С.180-181. |
| Технология прогнозирования нефтегазоперспективных объектов на окраинах базальтового плато / В. С. Старосельцев, О. В. Шиганова, А. П. Хилько и др. // Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.122-125: ил. - Библиогр.: 3 назв. |
| Тимонин Н.И. Перспективы на нефть и газ Южно-Карской впадины / Н. И. Тимонин // Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.2. - С.236-238: табл. - Библиогр.: с.238. |
| Тимофеев В.А. Нефтегазоносность палеозойского комплекса Предкавказья / В. А. Тимофеев // Литология и геология горючих ископаемых. - 2008. - Вып.II.-С.265-276. - Библиогр.:7 назв. |
| Тимурзиев А.И. Подтверждаемость прогноза,основанного на неотектонических критериях и методике количественной оценки нефтегазоносности локальных структур:(на прим.Юж.Монгышлака) / А. И. Тимурзиев // Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №11.-С.23-29:ил.,табл. За период 1992-2003 гг. на территории Волго-Уральской НГП подготовлено к бурению более 700 структур с перспективными ресурсами категории С3, изучено бурением около 800 структур. Средний коэффициент успешности составил 0,3 на фоне общего двукратного снижения средней эффективности поисково-оценочных работ за 1998-2003 гг. (в сравнении с периодом 1993-1997 гг.). С помощью модифицированного варианта статистического последовательного анализа А.Вальда была выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности локальных структур, подготовленного и выявленного фонда ПО «Мангышлакнефть» для юрской продуктивной толщи (ЮПТ) и триасового продуктивного комплекса (ТПК) Южно-Мангышлакской НГО. Для 58 показателей нефтегазоносности локальных структур был рассчитан коэффициент информативности, для 31 осуществлено сравнение критерием хи-квадрат. Были выполнены «градуировка» шкалы коэффициента информативности и дифференциация геологических показателей на группы информативных (критерии нефтегазоносности) и неинформативных. Для оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур была использована методика вероятностно-статистического анализа в модификации байесовской теории принятия решений. Была выполнена раздельная оценка перспектив нефтегазоносности 42 локальных структур ЮПТ и ТПК, из которых 23 ранее были оценены как перспективные, 12 – как малоперспективные, 6 – как бесперспективные. В целом по результатам их разбуривания прогноз подтвердился по 34 структурам (81%). При этом из 23 перспективных структур прогноз подтвердился по 16 (70%). Из 12 малоперспективных структур прогноз подтвержден по 11 (92%), из 6 бесперспективных прогноз подтвержден полностью (100%). Эти данные свидетельствуют о том, что наибольшая достоверность прогноза по данной методике достигается для структур мало- и бесперспективных, т.е. методика обладает высокой эффективностью для выбраковки заведомо пустых структур и структур с неопределенными перспективами (малоперспективных). Т.о. использование на этапе ввода структур в поисковое бурение элемента селекции (ранжирования) объектов по перспективам нефтегазоносности позволит кратно повысить эффективность поисково-разведочных работ. |
| Толкачикова А.А. Геолого-петрологические признаки проявления углеводородов в кристаллическом фундаменте Припятского прогиба / А. А. Толкачикова, И. В. Найденков // Акутальные проблемы геологии Беларуси и смежных территорий. - Минск, 2008. - С.27-31: ил.,табл. - Библиогр.: 5 назв. |
| Трофимов Д.М. Возможности и результаты практического использования спутниковой радиолокационной съемки и интерферометрии при геолого-разведочных работах на нефть и газ / Д. М. Трофимов, Д. Б. Никольский, А. И. Захаров // Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №1.-С.25-29:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв. |
| Трушкова Л.Я. Клиноформы как региональные нефтегазоносные объекты, закономерности размещения и прогноз в них литологических резервуаров / Л. Я. Трушкова, В. П. Игошкин // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.536-545: ил. - Библиогр.: 12 назв. - Рез. англ. |
| Федоровский Ю.Ф. Геологическая аналогия морских нефтегазоносных бассейнов Арктического циркумполярного пояса при оценке и освоении прогнозных ресурсов нефти и газа / Ю. Ф. Федоровский, Е. В. Захаров // Отеч.геология. - 2008. - №4.-С.11-16:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв. |
| Федоровский Ю.Ф. Геологическое прогнозирование нефтеносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря / Ю. Ф. Федоровский, Е. В. Захаров // Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №1.-С.4-9:ил. - Библиогр.:6 назв. В 2007 г. МГУ было выполнено численное моделирование истории реализации УВ потенциала породами материнских свит палеозойского возраста в пределах Адмиралтейского вала. При наличии коллекторов и покрышек эти нефтематеринские породы могли в течение мела и кайнозоя сформировать месторождения нефти на Нахтусовской и Адмиралтейской площадях. Аккумуляционные возможности пермских карбонатных отложений на этих площадях усиливаются тем обстоятельством, что в период погружения южной части Адмиралтейского вала (Крестовая структура) Адмиралтейская и Пахтусовская структуры продолжали развиваться как участки стабильной карбонатной платформы, что позволяет ожидать здесь широкого развития рифогенных образований в каменноугольное - раннепермское время. На основании анализа истории реализации УВ потенциала палеозойскими породами в пределах Центрально-Баренцевской зоны поднятий (данные ВНИИОкеангеология) выявлен ряд локальных структур, в которых палеозойские отложения попадают в «нефтяное окно». По сходству геологического строения рассматриваемых территорий с таковым валов Сорокина и Медынского можно ожидать преимущественной нефтеносности верхнепалеозойских отложений Адмиралтейского вала и Центрально-Баренцевской зоны поднятий. Т.о. эти участки можно рассматривать как крупные и наиболее перспективные зоны преимущественного нефтенакопления в карбонатных средне - верхнепалеозойских отложениях. Практический интерес для поисково-разведочных работ на тот же комплекс отложений представляют также локальные структуры-ловушки: Дмитриевская (Дмитриевский вал), Междушарская (Костиншарский вал), Папанинская (Долгинско-Папанинский вал), Полярная, Стасовская, Западно-Полярная, Восточно-Приразломная (между валами Медынского и Сорокина). На гипсометрически опущенных частях прибортовых зон могут быть встречены газоконденсатные залежи, связанные с вышележащими отложениями триаса (на юге и востоке региона) и средней юры (на севере и западе). Остальная часть Восточно-Баренцевского мегапрогиба не может рассматриваться как перспективная, т.к. кровля карбонатных палеозойских отложений залегает на глубинах более 7 км. |
| Фортунатова Н.К. Типизация природных карбонатных резервуаров как основа прогноза новых зон нефтегазонакопления и объектов поисковых работ в Восточной Сибири / Н. К. Фортунатова, В. Н. Ларкин // Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.13-18: ил. |
| Халимов Э.М. Башкортостан - российский лидер вторичной разработки нефтяных местороджений / Э. М. Халимов, Ю. Э. Халимов // Недропользование-XXI век. - 2007. - №5.-С.16-19:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:3 назв. Для Башкортостана одной из актуальных задач является сохранение статуса нефтедобывающего субъекта, для чего необходимо удержание нефтедобычи на экономически оправданном и технологически рациональном уровне на максимально длительный срок. Республика относится к регионам с высокой степенью освоенности потенциальных ресурсов УВ: степень НПР нефти составляет 82 %. На перспективных землях насчитывается 429 подготовленных структур с суммарными ресурсами нефти категории С3 103 млн. т. однако 77 % структур не кондиционны из-за малых размеров, глубокого залегания пластов, высокой степени геологического риска. Согласно подсчетам, на территории Башкортостана разведанные месторождения содержат 4,5 млрд. т "неизвлекаемых" запасов нефти. Задача пополнения извлекаемых запасов нефти за счет неизвлекаемых может успешно решаться увеличением числа скважин при благоприятной конъюнктуре рынка и наличии эффективных экономически обоснованных технологий извлечения нефти. ОАО "АНК "Башнефть" первой среди нефтяных компаний России приступила к масштабной реализации вторичной разработки месторождений. Опыта вторичной разработки нефтяных месторождений после их продолжительной консервации в мировой и отечественной практике не существует. Однако существует теория, согласно которой при прекращении эксплуатации залежи в продуктивной толще происходят процессы ее переформирования, консолидации остаточных запасов и "всплывания" нефти в повышенные части структуры-ловушки. В результате после повторного пуска скважин их добычные характеристики окажутся значительно улучшенными. Впервые работы по вторичной разработке были начаты на Кусяакуловском месторождении (период консервации 1945-1986 гг.); затем, после 30-40 летней консервации, были поочередно опробованы и пущены во вторичную разработку месторождения Малышевское (1992 г.), Карлинское (1993 г.), Цветаевское (1997 г.), Буруновское (2002 г.). В результате из 49 скважин суммарно по 5 месторождениям было добыто 70 тыс. т нефти (13 % от добычи в период первичной эксплуатации). Результаты геолого-промыслового анализа показали, что повышение эффективности вторичной разработки на этих месторождениях возможно за счет: - оптимизации технологических режимов работы действующих скважин (минимизация обводненности и сохранение стабильного пластового давления на уровне первоначального); - увеличения охвата залежей дренированием путем бурения новых скважин; - массового применения эффективных способов добычи и МУН. Все это свидетельствует о реальности постановки на баланс в традиционных районах нефтедобычи запасов, ранее считавшихся забалансовыми. Важным итогом является подтверждение идеи о преобразовании техногенно-разрушенных залежей в новые скопления вследствие природной энергии. Экономически целесообразным является максимальное использование естественного режима для эксплуатации скважин, как на этапе первичной разработки, так и на завершающих этапах. Возможно, что на заключительной стадии целесообразен переход на периодическую разработку залежей с чередованием периодов эксплуатации с периодами длительной остановки. Важной предпосылкой расширения работ по освоению остаточных запасов является создание соответствующих экономических условий для добычи нефти из низкорентабельных скважин. Мировой опыт свидетельствует, что радикальным решением может быть освобождение нефтедобывающих предприятий от налогообложения при добыче нефти из остаточных и забалансовых запасов. |
| Харченко В.М. Новые данные о Транскавказском субмеридиональном новейшем поднятии и его связь с залежами углеводородов и очагами землетрясений / В. М. Харченко // Исслед.Земли из космоса. - 2009. - №.1.-С.80-91:ил. - Библиогр.:21 назв. - Рез.англ. На основе дешифрирования космофотоснимков (КФС) масштаба 1:2 500 000, и карт градиентов вертикальных и горизонтальных движений земной коры уточнены границы Транскавказского субмеридионального поднятия, выделены линеаментные зоны протяжённостью от первых десятков до нескольких сот километров, ограничивающие тектонические блоки различного ранга (рис 1,2). Согласно полученным данным Транскавказское субмеридиональное поднятие пространственно совпадает c главным водоразделом Ставропольской и Ергененской возвышенности и протягивается на сотни км. Его центральная часть ограничена субмеридиональными линеаментными зонами, являющимися зонами растяжения. Транскавказское субмеридиональное поднятие является осевой зоной Северного Кавказа и Предкавказья, к востоку и западу от которого располагаются главные тектонические структуры и соответственно зоны нефтегазонакопления, связанные с зонами растяжения, а очаги землетрясений с зонами сжатия. Также перспективными на содержания нефти и газа являются структуры центрального типа (СЦТ) с минимальными градиентами вертикальных тектонических движений. |
| Хлебников П.А. Основные результаты работ на нефть и газ на континентальном шельфе Российской Федерации за 2006 год и планы на 2007 год / П. А. Хлебников, В. Д. Каминский, О. И. Супруненко // Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.318-322. В 2006 г. за счет средств федерального бюджета были профинансированы геолого-геофизические работы по 23 объектам, в т.ч. ГРР - по 16 объектам: Баренцево море - 5, Карское море - 4, море Лаптевых - 2, Берингово и Охотское моря - 3, Каспийское и Черное моря - 2. В Печорском море по результатам сейсморазведки выявлен ряд поднятий и линзовидных тел, перспективных для дальнейшего изучения в качестве потенциальных ловушек. В пределах восточного борта Северо-Баренцевской впадины получены данные о структуре потенциальных полей, уточняющие тектонический план района. Выявлены антиклинальные перегибы, указывающие на предпосылки обнаружения перспективных объектов возможного УВ-накопления на достижимых для бурения глубинах. Завершены работы по изучению геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности Адмиралтейского вала. Впервые по сейсмическим данным получены прямые признаки наличия газовой залежи в меловой части разреза. Установлена зона (10300 км2) развития неструктурных ловушек в средне-верхнетриасовых отложениях, приуроченная к склонам Адмиралтейского вала и Гусино-земельской ступени. Вдоль восточного склона вала в верхнедевонских - каменноугольных отложениях выделен барьерный риф (70 х 20 км). Прогнозируемые суммарные ресурсы УВ составляют около 200 млн. т н.э. (D1-D2). По объекту "Региональные сейсморазведочные работы на акватории Обской губы и южной части шельфа Карского моря" создана единая каркасная сеть региональных сейсмических профилей, позволяющая выявить особенности строения осадочного чехла и уточнить ресурсную оценку УВ сырья. По основным отражающим горизонтам закартировано 26 новых нефтегазопоисковых объектов различного типа в образованиях разного возраста (от доюрских до сеноманских). По результатам работ, проведенных в 2005 г. в море Лаптевых, обоснована принципиально новая схема стратификации разреза кайнозойских отложений. В пределах изученной площади уточнено строение 7 ранее выявленных и 13 новых локальных поднятий общей площадью 14325 км2. Суммарная оценка прогнозных ресурсов по категории D2 составляет около 1500 млн. т н.э. На шельфах дальневосточных морей были проведены полевые (сейсморазведка, магнитометрия, гравиметрия) и камеральные работы в соответствии с техническими заданиями. По результатам работ намечены структурные, стратиграфические, сейсмофациальные, волновые и прочие геолого-геофизические признаки и предпосылки прогноза нефтегазоносности, уточнены представления о геолого-структурной позиции района и его районировании по степени перспективности на УВ сырье. В пределах северной части Каспийского моря в 2006 г. был отработан ряд сейсморазведочных, грави- и магнитометрических профилей. Результаты предварительной интерпретации временных разрезов позволяют рассчитывать на успешную локализацию крупных структур в палеозойском комплексе и оценку их прогнозных УВ ресурсов. По результатам работ на акватории Черного моря выявлены новые разломы, разделяющие площади с различными перспективами нефтегазоносности, а также получены данные, свидетельствующие о нефтегенерирующем характере юрских, меловых и палеогеновых пород на валу Шацкого на глубинах 2050-4470 м. |
| Хромова И.Ю. Возможно ли повышение точности прогноза толщин глубокозалегающих песчаных пластов? / И. Ю. Хромова // Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №10.-С.16-23:ил. - Библиогр.:4 назв. |
| Цемкало М.Л. Нефтегазогеологическое районирование и перспективы освоения сырьевой базы Западно-Ямальского шельфа / М. Л. Цемкало // Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2008. - №4.-С.10-12:ил. - Библиогр.:4 назв. |
| Чан Ле Донг. Нефтяная залежь в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр и мероприятия по повышению ее коэффициента нефтеизвлечения / Чан Ле Донг, Хоанг Ван Куи // Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.84-86. - Библиогр.: 3 назв. Нефтяная залежь в кристаллическом фундаменте уникального месторождения Белый Тигр имеет нефтенасыщенную толщину более 1500 м. месторождение расположено в центральной зоне поднятий Кыулонгской впадины. Залежь является единой гидродинамической системой протяженностью 26 км и шириной 6,5 км и более. Приподнятый блок докайнозойского фундамента сложен многофазными нижнетриасовыми – верхнемеловыми образованиями магматических пород (гранитов, гранодиоритов, диоритов, кварцевых монцодиоритов), обладающими различными фильтрационно-емкостными характеристиками. Для повышения нефтеотдачи (поддержания пластового давления) производится закачка в залежь морской воды через нагнетательные скважины с большими углами наклона и регулирование режимов отбора нефти. С этой целью реализуются следующие мероприятия: - отработка интервалов в добывающих скважинах снизу вверх путем изоляции обводнившихся интервалов; - увеличение объема закачки в периферийных обводненных частях приподнятого блока; - вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения вторых стволов; - ускорение строительства морских сооружений для равномерной добычи и подключения к разработке слабодренируемых зон. |
| Чупров В. Перспективы нефтегазоносности Европейского севера России:поиск продолжается [8-9 окт.2007 г.,Сыктывкар] / В. Чупров, С. Клименко // Вестн.Ин-та геологии Коми науч.центра УрО РАН. - 2007. - №10.-С.19:ил.,портр. В Институте геологии Коми НЦ УрО РАН 8-9 октября 2007 г. прошла конференция "Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока европейской части России, организованная РАН, МПР России, Минпромэнерго РК, ООО "Лукойл-Коми". В ходе конференции было заслушано 24 доклада. По результатам конференции были определены следующие приоритетные объекты проведения ГРР по поискам месторождений УВ сырья: - Северо-Предуральская НГО (впадины и поперечные поднятия Предуральского краевого прогиба); - Ухто-Ижемский НГР и восточный склон Тиманского кряжа (литологически- и стратиграфически-экранированные ловушки в средне-верхнедевонских отложениях); - Малоземельско-Колгуевский НГР; - Зона сочленения Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП; - Территории, примыкающие к выработанным месторождениям; - Омра-Лузская седловина, северное продолжение Мичаю-Пашнинского вала; - Омра-Сойвинский прогиб, Джебольский и Велью-Тэбукский НГ районы (залежи, связанные с девонскими грабенообразными прогибами). Отмечалась необходимость внедрения новых технологий добычи нефти для повышения нефтеотдачи, а также ввода в разработку месторождений и залежей высоковязких, тяжелых, смолистых и высокопарафинистых нефтей с использованием современных методов воздействия на продуктивные пласты. Две проблемы необходимо решать на государственном уровне: - разработка научно обоснованной программы комплексных исследований малоизученных территорий Тимано-Печорской и Баренцевоморской НГП; - увеличение объема региональных работ за счет средств госбюджета. Решение этих задач позволит повысить достоверность ресурсной базы и снизить первичный риск при проведении ГРР на поисковом этапе при подготовке новых перспективных площадей. |
| Шайхутдинов А.Н. О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами:(на прим.территории деятельности ТПП "Когалымнефтегаз") / А. Н. Шайхутдинов, В. И. Галкин // Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №6.-С.11-14:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Рез.рус.англ.:с.60. |
| Шамсутдинова Л.Л. Новые зоны нефтенакопления в ордовикско-силурийских отложениях Ижма-Печорской впадины / Л. Л. Шамсутдинова // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.128-131: ил. - Библиогр.: 1 назв. |
| Шарафутдинова Р.З. Разработка требований к составу реагентов, используемых для обеспечения устойчивости глинистых отложений при строительстве скважин / Р. З. Шарафутдинова // Науч.-техн.вестн.ОАО"НК"Роснефть". - 2006. - №4. - С.27-29: ил. - Библиогр.: 3 назв. Одной из основных технических проблем при строительстве скважин является обеспечение устойчивости вскрываемых глинистых отложений, поскольку их контакт с водными буровыми растворами приводит к разрушению стенок скважины и насыщению раствора излишней твердой фазой. В статье предложены варианты решения этой проблемы, основанные на использовании реагентов, блокирующих доступ мономеров воды в структуру глины и скрепляющих ее частицы. Разработан "гидратный" метод стабилизации, предотвращающий разрушение глины путем создания гидратного полимера, способного скрепить частицы глины между собой. Для создания гидратных полимеров предложено использовать акриловые реагенты, представляющие собой акриловую цепь с фрагментами гидрофильных и эфирных групп. Другим типом гидратного полимера является полимерный гидрат кремнезема или глинозема. Применение подобных реагентов позволит увеличить коммерческую скорость бурения, снизить расходы на обработку буровых растворов и осуществить мероприятия по созданию герметичной крепи скважин. |
| Шемин Г.Г. Количественный прогноз нефтегазоносности с выделением крупных объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера Западной Сибири и акватории Карского моря / Г. Г. Шемин // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.161-167: ил.,табл. - Библиогр.: 2 назв. Батский региональный резервуар широко распространен на севере Западной Сибири и акватории Карского моря. Проницаемый комплекс представлен песчано-глинистыми породами малышевского горизонта; флюидоупором служат глинистые отложения васюганского, георгиевского и баженовского горизонтов. На основании комплексных геолого-геофизических исследований сотрудниками ИНГиГ СО РАН была произведена количественная оценка нефтегазоносности, нефтеносности и газоносности резервуара и выделены крупнейшие объекты нефтегазопоисковых работ. Согласно этой оценке начальные суммарные ресурсы УВ батского регионального резервуара составляют 22 578 млн. т условных углеводородов, из них 57,3 % составляет газ, 30,0 % - нефть, 12,7 % - конденсат. Наиболее перспективными на нефть и газ является центральная часть рассматриваемой территории (Ямальская НГО, южная часть Гыданской и северная часть Пур-Тазовской НГО, северная половина Надым-Пурской НГО). Здесь прогнозируются все крупнейшие и крупные объекты нефтепоисковых работ: Новопортовско-Нижнемессояхская, Харасавэйско-Нурминская, Песцово-Уренгойская зоны нефтегазонакопления, Южно-Тамбейский, Геофизический, Ямбургский, Юрхаровский перспективные участки. Наиболее перспективными на нефть являются южные части Гыданской и Ямальской НГО, а также Фроловская НГО. Наиболее перспективными на газ являются юг Гыданской, центральная часть Ямальской и северные участки Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. По результатам проведенного анализа для проведения первоочередных нефтепоисковых работ выделены два объекта: Новопортовско-Нижнемессояхский и Харасавэйско-Бованенковский. В их пределах рекомендуется произвести переинтерпретацию сейсмогеологических материалов и анализ данных буровых работ, что позволит уточнить модель строения продуктивных пластов, оценить перспективы их нефтегазоносности и наметить конкретные объекты поисково-оценочных буровых работ. |
| Шемин Г.Г. Литологические основы прогноза нефтегазоносности оксфордского и батского региональных резервуаров севера Западной Сибири и акватории Карского моря / Г. Г. Шемин, А. Л. Бейзель, Н. В. Первухина // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.345-356: ил., табл. - Библиогр.: 11 назв. - Рез. англ. |
| Шемин Г.Г. Строение и перспективы нефтегазоносности с выделением крупных объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Г. Г. Шемин, Н. В. Первухина // Геология нефти и газа. - 2009. - №1.-С.13-19:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ. |
| Шилов Л.П. Особенности тектоники, происхождение и нефтегазоносность Тимана / Л. П. Шилов, Ю. Л. Краснова // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.2. - С.177-179: ил. |
| Шихалиев Ю.А. К вопросу прогнозирования зон аномально высоких пластовых давлений по данным сейсморазведки / Ю. А. Шихалиев, Г. Е. Гаузер // Геофизика. - 2006. - №1.-С.21-25:ил.,портр. - Библиогр.:5 назв. |
| Шувалов А.В. Программа изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента в платформенной части Республики Башкортостан / А. В. Шувалов, Е. В. Лозин, Р. Х. Масагутов // Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.237-238. - Библиогр.: с.238. |
| Щергин В.Г. Совершенствование методики геологического моделирования нефтенасыщенности на месторождениях Западной Сибири / В. Г. Щергин // Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №1.-С.10-15:ил. - Библиогр.:1 назв. |
| Якубова С.Г. Дифференциация основных продуктивных пластов нефтяных месторождений по комплексу параметров состава и свойств нефтей / С. Г. Якубова, М. Р. Якубов // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.287-288. |
| Якушев В.С. Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне / В. С. Якушев; Открытое акционер.о-во "Газпром", О-во с огранич.ответственностью "НИИ природ.газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ". - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - 190 с.: ил.,табл. - Библиогр.: с.162-174(146 назв.). - ISBN 978-5-89754-048-8. |