7. Нефть и газ

Вид материала

Речная сейсморазведка на востоке России
Сейсмическая характеристика энергетического состояния земной коры и верхней мантии под крупными углеводородными полями
Семендуев М.М.
Соотношение глубоких зон земной коры и прогноз нефтегазоносности платформенных областей Сибири на основе глубинных критериев
Технология локальных обобщенных градиентных зон-трубок геофизических полей для выделения газонефтяных площадей шельфа морских ак

Подобный материал:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Рева А.Ф.
Сейсморазведка на нефть и газ в Украине глазами очевидца / А. Ф. Рева
// Геофиз.журн. - 2007. - №6.-С.138-147.

Ретроспективный взгляд на сейсморазведочные работы на территории Украины позволяет сделать вывод, что применение практически не используемого в настоящее время метода отраженных волн (МОВ) позволило открыть большинство разрабатываемых нефтегазоносных объектов в стране. "Классический" МОВ был достаточно физичен (возможность исследования реальной природы регистрируемых волновых полей), обеспечен необходимым математическим аппаратом и экспериментальным базисом, чего нельзя сказать о современных системах многоканальных перекрытий. Переход от МОВ к системам многоканальных перекрытий был объективно обусловлен, т.к. ресурсы МОВ во многом были практически исчерпаны. Однако если сейсморазведка МОВ была "структурной", то система многоканальных перекрытий является "информационной". В этой системе исходным материалом являются информационные множества, которые следует описывать и истолковывать с позиций фундаментальных принципов и положений теории информации (закон необходимого разнообразия в информационном сообщении, накопления информации в процессах взаимодействия). При этом для описания волновых полей в информационном пространстве используется математический аппарат теории вероятности, а также энтропии - физической и информационной. Методологическая и технологическая составляющие систем многоканальных перекрытий (при 2D-, 3D- и 4D-сейсморазведке) используются, по существу, для повышения соотношения сигнал - помеха путем корреляции статистических и кинематических поправок и алгебраическим суммированием. В результате возникает парадокс: целью сейсморазведки является получение информации о строении геологического объекта, а интерпретируются физические параметры и характеристики сейсмических трасс. Сложные математические конструкции, которыми оперируют современные системы обработки, часто никак не связаны с характеристиками волновых полей и их структурой, что делает сам процесс обработки либо малопродуктивным, либо существенно псевдоинформационным. При традиционном подходе целью сейсморазведочных работ является картирование поднятий по тому или иному сейсмическому горизонту, а главным результатом таких работ, например 3D-сейсморазведки, становятся структурные построения, зачастую сомнительного качества. Между тем на современном этапе основной потребностью нефтяной геологии является переход к освоению месторождений со сложной морфологией границ и произвольным распределением фильтрационно-емкостных свойств. Т.о. одной из важнейших задач сейсморазведки становится определение неоднородностей строения изучаемых геологических сред, даже если они не имеют сколь-нибудь выраженный структурный характер.

-10039

Рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D,3D) для подсчета запасов нефти и газа
// Технологии сейсморазведки. - 2006. - №3.-С.96-127:ил.,табл. - Библиогр.:46 назв.

Совокупность рекомендаций структурирована с выделением следующих разделов. 1. Рекомендации по сбору данных на этапе разведки и доразведки; 2. Рекомендации по методике обработки данных. 3. Рекомендации по процедурам интерпретации (2D,3D) и ГИС. 4. Рекомендации по составлению протокола итоговой оценки подсчитанных запасов. 5. Рекомендации по оформлению итоговых материалов. Методические рекомендации включают стандартные процедуры обработки сейсмограмм, определение и ввод корректирующих поправок, получение суммарных и мигрированных разрезов, количественный контроль качества. Рекомендации по процедурам интерпретации включают геометризацию залежей, динамическую интерпретацию, анализ надежности прогноза параметров залежи.

Г22607

Речная сейсморазведка на востоке России / В. С. Селезнев, В. М. Соловьев, А. П. Сысоев и др.
// Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края. - Красноярск, 2007. - С.143-146: ил. - Библиогр.: 2 назв.

На Востоке России открыто 140 месторождений нефти и газа и прогнозируются новые открытия. Тем не менее, неизученными остаются "белые пятна" размером в десятки тысяч кв. км. При этом для их изучения желательно использовать "экологически чистые" технологии. В их числе МОГТ на акваториях рек с пневматическими источниками возбуждения сейсмических волн. Ранее практиковавшаяся технология была усовершенствована так, что оказалось возможным проводить измерения при быстром течении и при малой глубине воды. Первый опыт такого рода показал целесообразность продолжения использования речной сейсмологии на Востоке России.

В54186

Сейсмическая характеристика энергетического состояния земной коры и верхней мантии под крупными углеводородными полями / В. И. Шаров, Г. А. Гречишников, И. А. Рыжкова и др.
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.270.

Б75124

Семендуев М.М.
Использование данных гравиразведки для выделения зон развития коллекторов на Таманском шельфе Черного моря / М. М. Семендуев
// Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Геленджик, 2006 . - С.58-61.

Среди различных видов прогнозирования геологического разреза наиболее важной проблемой остается методика регионального и локального прогнозирования коллекторов. Возможность успешного прогнозирования коллекторов имеет ключевое значение и непосредственный выход на решение других актуальных проблем нефтегазовой геологии, а именно: картирование ловушек сложного экранирования и ловушек, не связанных с геометрией среды; прямые поиски нефти и газа; разведка и доразведка нефтегазовых месторождений. На основании совместного анализа локальных аномалий силы тяжести и временных разрезов ОГТ на Таманском шельфе Черного моря выделены несколько гравиметрических аномалий типа "коллектор", сочетающихся с возможными не антиклинальными ловушками по данным сейсморазведки.

Б75123

Семендуев М.М.
Тектоническое районирование Азово-Черноморского шельфа России и прилегающих районов на основе гравиметрических данных / М. М. Семендуев
// Нефть и газ юга России,Черного,Азовского и Каспийского морей-2006:тез.докл. - Геленджик,2006. - С.27-29.

-9741

Сергеев А.Е.
Использование результатов динамической интерпретации сейсморазведки в прогнозе литолого-фациальной зональности рифовых комплексов:(на прим. месторождения в Тимано-Печор.провинции) / А. Е. Сергеев
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. - №7.-С.43-45. - Библиогр.:4 назв.

Проведено исследование с учетом процедур, используемых в сейсмостратиграфии и сейсмофациального анализа. При наличии скважин, вскрывающих изучаемые отложения, возможно установление соответствия между сейсмофациями и литофациями. Автор демонстрирует опыт оценки статистических связей петрофизических параметров с величинами различных сейсмических атрибутов, в числе которых акустическая жесткость.

Б75238

Серкеров С.А.
Гравиразведка и магниторазведка: основные понятия, термины, определения: учеб.пособие для вузов / С. А. Серкеров. - М.: Недра, 2006. - 479 с.: ил.,табл. - Библиогр.: с.458(20 назв.). - ISBN 5-8365-0179-3.

Последовательно описаны основные виды потенциалов притяжения и магнитных потенциалов на основе единой теории, наиболее важные интегральные теоремы и уравнения теории потенциала. Рассмотрены гравитационные и магнитные поля Земли, представления их в виде рядов сферических функций, аппаратура для их измерений. Приведены основные способы преобразования полей, спектральные и энергетические характеристики аномалий. Рассмотрены вопросы определения параметров источников полей, закономерности отражения структур месторождений нефти и газа в гравитационных и магнитных полях, а также методики полевых работ.

-5746

Славкин В.С.
Геология нефти и газа и компьютерная революция конца XX века / В. С. Славкин
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.90-96:ил.

Компьютерная революция (изобретение персональных компьютеров, их бурное развитие и распространение), особенно в нефтегазовой геологии обеспечила создание принципиально новых средств труда, новых технологических возможностей и связей между специалистами разного профиля. В ходе междисциплинарного общения возникли стандарты данных, которые привели к интеграции данных в едином геолого-геофизическом проекте. Для оптимизации доступа к единой базе данных по проекту компьютеры пользователей стали соединяться стандартным сетевым интерфейсом. Подобный комплекс интегрированной геолого-геофизической интерпретации реализован на примере GeoGraphix Discovery, созданном в 2000 году. В настоящее время он содержит полный спектр приложений по интегрированной геолого-геофизической интерпретации с использованием единой базы данных и мощной системой динамической интеграции между приложениями. Высказывается необходимость моделирования резервуаров на основе трехмерных моделей. Приведен пример построения модели нефтяной залежи в одном из ачимовских резервуаров Выинтойского месторождения. Показана высокая эффективность сочетания технологий трехмерного геологического моделирования с данными сейсморазведки. Высокие результаты трехмерного моделирования обеспечиваются постоянно развивающимися технологиями PETREL, IRAP RMS и т.п. Однако тревожит тот факт, что 90% технологий геологического моделирования на российском рынке - продукция иностранных фирм. Начиная с 2005 года широким кругом российских ученых создан и развивается программный комплекс "ТРАСТ", состоящий из модулей, прошедших опробование в разных организациях. Для быстрого развития методов моделирования в России необходимо также готовить выпускников геологических специальностей к работе в среде компьютерных технологий.

-10039

Создание тонкослоистой геологической модели нефтеперспективных отложений методами высокоразрешающей сейсмики / В. А. Милашин, В. Л. Трофимов, Ф. Ф. Хазиев и др.
// Технологии сейсморазведки. - 2007. - №2.-С.88-96:ил.,табл. - Библиогр.:9 назв.

Излагаются результаты сейсмических исследований в Шаимском нефтегазоносном районе Западно-Сибирской провинции. На основе ранее разработанной авторами технологии ВРС-Гео показана возможность динамической обработки исходных сейсмограмм, что позволило расширить спектр полезного сигнала и увеличить соотношение сигнал/помеха. Выполнена оценка наиболее вероятных распределений геолого-геофизичеких показателей (глинистости, пористости, нефтенасыщенности и др.) в пределах изучаемого разреза тюменской свиты юрского комплекса.

Г22554

Соотношение глубоких зон земной коры и прогноз нефтегазоносности платформенных областей Сибири на основе глубинных критериев / В. Л. Кузнецов, В. М. Марков, А. С. Сальников, В. В. Титаренко
// Структура и строение земной коры Магаданского сектора России по геолого-геофизическим данным. - Новосибирск, 2007. - С.165-170: ил. - Библиогр.: 7 назв.

Территория Сибири пересечена в различных направлениях геотраверсами глубинных сейсмических зондирований (ГСЗ) общей протяженностью 45000 км и региональными профилями и региональными профилями дифференциальных сейсмических зондирований (ДСЗ). Составлены карты рельефа поверхностей "М", базитового, гранулитового и гранитогнейсового слоев земной коры. В региональном плане рельефы поверхностей "М", базитового, гранулитового и гранитогнейсового слоев хорошо коррелируются между собой. Наиболее погруженной центральной области поверхности "М" на Сибирской платформе в плане соответствуют погруженные области поверхностей вышележащих слоев. Относительно приподнятой поверхности "М" Западно-Сибирской плиты соответствует, в целом, приподнятое положение поверхностей вышележащих слоев. Структурные перестройки поверхностей вышележащих слоев, как в Западной, так и в Восточной Сибири связаны с развитием валов и мегавалов. Наиболее тесная связь и унаследованность структурных планов в платформенных областях Сибири наблюдается по поверхностям базитового и гранулитового слоев. Сравнение карт тектонического строения и нефтегазоносности показало, что все выявленные в Западной Сибири и на Сибирской платформе месторождения соответствуют высокому положению поверхности М (36-42 км). Подтверждена приуроченность зон нефтегазонакопления к положительным формам рельефа консолидированной коры, нефтяных - к интервалам 1.5-3 км на Сибирской платформе и 2-4 км в Западной Сибири. Предлагается рассматривать эти приподнятые области в качестве признака нефтегазоносности платформенных отложений.

-9807

Спичак В.В.
Оценка разрешающей способности МТЗ по отношению к поискам залежей углеводородов / В. В. Спичак
// Геофизика. - 2006. - №1.-С.39-42:ил.,портр. - Библиогр.:11 назв.

На примере изучения Акчакского газоконденсатного месторождения в Северо-Восточной Туркмении показана перспективность перехода от 1D- и 2D- мерной магнитотеллурики к 3D- моделированию. При этом горизонтальные координаты центра аномальной зоны определяются на всех периодах по картам действительных и мнимых векторов индукции. Горизонтальные границы залежи хорошо оконтуриваются по максимальным градиентам фаз электрического и магнитного полей, перпендикулярных к соответствующим границам.

-9807

Спичак В.В.
Оценка разрешающей способности электроразведки с контролируемыми источниками по отношению к поиску углеводородов / В. В. Спичак, Д. Б. Авдеев, А. А. Бобачев
// Геофизика. - 2007. - №6.-С.53-59:ил.,портр. - Библиогр.:11 назв.

На примере типовых трехмерных геоэлектрических моделей залежей УВ, описывающих Ачакское газоконденсатное месторождение (Туркмения), Тэбукское нефтяное месторождение (Тимано-Печорская НГП) и ряда месторождений в Западной Сибири, Прикаспийском регионе и др., был проведен комплекс исследований, направленных на выявление возможностей электромагнитного зондирования по их пространственному картированию. Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы:

Трехмерная интерпретация ЭМ данных, измеренных в районе поиска залежей УВ, позволяет повысить разрешающую способность ЭМ методов в целом.
Сравнение чувствительности стандартных методов наземной неимпульсной электроразведки при поиске нефтегазовых месторождений показывает, что методы как постоянного, так и переменного тока позволяют достаточно уверенно определять положение верхней кромки залежи и оконтуривать ее горизонтальные границы.
Мониторинг процесса замещения углеводородов флюидами в процессе эксплуатации месторождения может осуществляться с использованием метода переходных процессов с учетом эффекта вызванной поляризации.

-9807

Табаков А.А.
Трехмерные системы наблюдений - новый этап в развитии нефтегазовой геофизики / А. А. Табаков
// Геофизика. - 2007. - №4.-С.153-156:ил.,портр. - Библиогр.:8 назв.

Современное состояние запасов и темпов освоения нефтяных месторождений требует существенного повышения точности и разрешения методов сейсморазведки для изучения продуктивных пластов мелких залежей и доизучения старых площадей. В настоящее время для решения таких задач используются методики и технологии ГИС, вертикального сейсмического профилирования (ВСП) и сейсморазведки на поверхности (СП). Каждый из этих методов имеет свою область применения, свои особенности, достоинства и недостатки, особенно в области разрешающей способности. Использование материалов ГИС и ВСП на этапе интерпретации данных СП позволяет ослабить влияние ограниченной разрешающей способности и отсутствие детальных сведений о скоростях, однако эти возможности практически исчерпаны, в результате чего и детальность, и точность остаются на достигнутом уровне. Для повышения детальности и точности работ предлагается использовать трехмерные системы наблюдений (3D + ВСП), что дает возможность совместить преимущества СП и ВСП и существенно повысить информативность сейсморазведки. Для интерпретации полученных результатов предложена модель-базированная интерактивная система обработки данных, основанная на следующих основных положениях: - смысл обработки интерпретации заключается в максимально полном решении обратной динамической задачи; - обработка ведется в рамках некоторого начального приближения к модели, уточняющейся на каждом интерактивном шаге до момента прекращения значимого изменения модели; - векторная миграция представляет собой трехшаговую процедуру: векторное продолжение волнового поля внутрь среды – пространственная селекция волн по скоростям – инверсия лучевого уравнения в каждой точке среды; - задача обработки состоит в разложении волнового поля на регулярные полезные волны различных типов, регулярные помехи, гармоничные и случайные помехи.

-9806

Технология локальных обобщенных градиентных зон-трубок геофизических полей для выделения газонефтяных площадей шельфа морских акваторий / Г. А. Пшеничный, Ю. И. Матвеев, Е. Ю. Каминский, М. В. Свинин
// Рос.геофиз.журн. - 2007. - №45/46.-С.44-51:ил. - Библиогр.:6 назв.

Локальные обобщенные градиентные зоны (лог-зоны) геофизических полей соответствуют вертикальным каналам взаимодействия вещества земной коры с глубинными сферами земли. Они приурочены к вертикальным каналам (трубкам) месторождений УВ на шельфе морских акваторий. Трубки могут выходить на поверхность дна либо располагаться в толще пород, оставаясь предположительно активными или временно неактивными, служа каналами вихревых потоков газа. Геоморфологические данные и результаты сейсмического профилирования указывают на наличие многочисленных субвертикальных зон деструкции. Была разработана и применена на территории Баренцевоморского шельфа технология обработки исходных карт нормальных геофизических полей для выявления лог-зон газонефтяных площадей. Обобщение градиентных геофизических полей производилось на основе безразмерного параметра, представляющего собой отклонение величины градиента от среднего арифметического его значения, нормированного на квадратичное отклонение (стандарт) случайной величины градиента поля. В перспективе необходимо совершенствование этапов технологии по обобщенному использованию других, помимо магнитного и гравитационного, геофизических полей: поля электрических зарядов, сейсмического, теплового и др. Применение данной технологии в условиях шельфа Баренцева моря позволило выявить 109 лог-зон; среди выявленных подтверждены все известные газоконденсатные месторождения.

Предлагается следующий алгоритм для обнаружения и оконтуривания нефтегазовых площадей шельфа: - Выделение лог-зон геофизических полей (гравитационного, магнитного и др.) на основе карт геофизических полей с помощью предлагаемой технологии. - Определение (с учетом геологических данных) местоположения профилей сейсмических работ (МОВ, МПВ) на выделенных площадях лог-зон. Проведение сейсмического профилирования перспективных лог-зон по окружности или в крест круговой лог-зоны (условия «сейсмокаротажа»). - Совместная интерпретация лог-зон поверхностных геофизических полей и локальных аномалий глубинного сейсмопрофилирования. - Проверка выделенных лог-зон методом геохимической газовой съемки в сочетании с методом белковой индикации донных отложений шельфа.

-10074

Трехмерная геологическая модель - необходимый и обязательный этап изучения нефтегазового месторождения / С. И. Билибин, Т. Ф. Дьяконова, Т. Г. Исакова и др.
// Недропользование. - 2007. - №4.-С.38-42:ил.,портр. - Библиогр.:8 назв.

В работе изложена методология построения цифровой геологической модели нефтегазового месторождения, включающая два основных этапа: 1) создание структурно-тектонической модели и 2)создание литологической модели. На первом этапе создается структурный каркас на весь этаж нефтегазоносности. Сначала выбираются скважины вертикальные и с малым удлинением. В наклонных скважинах вводятся поправки в абсолютных отметках пластопересечений в наклонных скважинах. Анализируются флюидные контакты и строятся их поверхности. Проводится структурная интерпретация данных сейсморазведки. При наличии разломной тектоники создается модель разломов с корректировкой структурных поверхностей. Нарушения классифицируются по типам (сбросы, взбросы и т.д.). Принимаются во внимание результаты анализа ВНК. При создании литологической модели строится куб "коллектор-неколлектор". Вначале строится принципиальная модель осадконакопления. При ее составлении анализируются: 1) общие условия седиментации, направление сноса, зоны разгрузки и т.д.; 2) данные сейсморазведки 3D/2D в виде карт палеотектоники, сейсмофаций, сейсмической инверсии; 3) детальный анализ керна, закономерностей распространения литологических разностей в разрезе пласта, реконструкция палеогеографических условий осадконакопления. Определение ФЕС и минерального состава керна; 4) выделение и районирование электрофаций по ГИС, анализ выдержанности осадочных тел, коллекторских свойств и закономерностей изменения Нэф по площади месторождения, изменения флюидных контактов, особенно при клиноформенном залегании, проведение путем анализа результатов ГИС фациального анализа и разделения территории месторождения на области с различными условиями осадконакопления; 5) анализ результатов испытаний и среднесуточных дебитов для получения информации об эффективном объеме, связности или прерывистости песчаных тел. Принципиальная модель осадконакопления реализуется в виде карты эффективных толщин, параметров неоднородности пласта, геолого-статистических разрезов, коэффициентов расчлененности. Предлагается уже сейчас перейти на подсчет запасов на основе трехмерной модели.

Г22596

Blog

7. Нефть и газ