7. Нефть и газ
| Вид материала | Документы |
| Трофимов В.А. Трофимов В.А. Труфанова Н.В. Хуторской М.Д. |
- 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.
| Трофимов В.А. Роль глубинной сейсморазведки МОВ-ОГТ в уточнении тектонического строения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / В. А. Трофимов, Ю. А. Романов // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.242-243. |
| Труфанова Н.В. Глубинные построения по сейсмическим данным на площадях юга Сибирской платформы,мало изученных глубоким бурением / Н. В. Труфанова // Технологии сейсморазведки. - 2006. - №3.-С.61-64:ил. - Библиогр.:5 назв. Рассматривается методика комплексного использования лучевого, миграционного и томографического подходов при инверсии временных сейсмограмм ОГТ в глубинные, на площадях, мало изученных глубоким бурением. Эффективность предлагаемой технологии зависит от кондиционности исходных сейсмических данных. Кроме того желательно иметь результаты регионального моделирования лучевой модели на основе детерминированного геостатистического подхода к интерполяции имеющихся данных глубокого бурения и каротажа. |
| Труфанова Н.В. Методика и результаты кинематической интерпретации по региональному профилю "Ковыктинское месторождение - Предпатомский прогиб" / Н. В. Труфанова, А. Л. Кривощекова, Ю. А. Наумова // Технологии сейсморазведки. - 2007. - №3.-С.83-90:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв. Тонкослоистая кинематическая модель глубинного строения вдоль профиля Ковыкинское месторождение - Предпатомский прогиб построена на основании проведенных сейсмических (МОГТ) исследований. Рекомендованы мероприятия, ориентированные на совершенствование технологии сейсмических исследований и последующей интерпретации результатов. Эти рекомендации включают кокригинг данных по скважинам и полученных профильных результатов, а также уточнение модели вариограммы для основной переменной (маркеры) с помощью особенностей вариограммы для вспомогательной переменной (пикеровки). При реализации геостатистического подхода рекомендуется использовать апостериорные сведения о субмеридиональных градиентах глубин, тектонического строения чехла и др. |
| Федоров Д.Л. Каспийский мегабассейн-особенности геодинамики и нефтегазоносности / Д. Л. Федоров // Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.11-16:ил.,табл. - Библиогр.:3 назв. - Текст парал.рус.,англ. В данной статье рассматривается особенности строения акватории Каспийского моря. Проводится разделение Каспия на крупные геоблоки: Северный, Средний, Южный, процессы, происходящие в них и влияющие на нефтегазоносность, размещение ловушек, типы коллекторов данного района. Каждому блоку присуща своя геодинамическая история, повлиявшая на строение осадочного бассейна, характер осадков и скорость их накопления. В акватории Каспия находится крупнейшая в мире Астраханско-Тенгизская зона нефтегазонакопления, с такими широко известными месторождениями, как Астраханское газоконденсатное и нефтяное Тенгиз и Кашаган. Авторы по геолого-геофизическим материалам выделяют предпосылки и перспективы распределения и выявления новых залежей в менее крупных массивах, поднятиях акватории. Наибольшее влияние геодинамика наложила на Южный Каспий, где интенсивному геодинамическому вдавливанию и подвигу Южно-Каспийской плиты отвечает клинообразная зона повышенной сейсмичности недр, поступление в зоне Апшерон-Балаханского порога высокотемпературных флюидов, формирование здесь "золотого пояса нефтеносности" (Азери - Чираг - Гюншли, Шах-Дениз и др.). По данным сейсморазведки МОГТ здесь продолжается интенсивный процесс нефтегазообразования. |
| Хафизов Ф.З. Определение параметров коллекторов при решении прогнозных задач геологии по данным сейсморазведки / Ф. З. Хафизов, В. И. Ибраев // Технологии сейсморазведки. - 2007. - №4.-С.28-31:ил. С использованием средних значений пористости по 3300 залежам УВ на территории ХМАО были проведены аналитические (теоретические) расчеты изменения пористости, плотности и скорости для модели терригенных отложений при нормальном уплотнении при различных термобарических условиях. Расчеты характеризуют распределение этих параметров в разрезах рассматриваемой территории. По результатам расчетов были построены графики изменения объемной плотности с глубиной. Закономерность изменения объемной плотности глин и песчаников соответствует изменению пористости, при этом для глин до глубины 2 км характерно интенсивное уплотнение, сопровождаемое резким уменьшением пористости. Графики зависимости пористости и плотности с глубиной близки к гиперболической форме. Отмеченные параметры для песчаников, при аналогичном соответствии, характеризуются высокой пористостью. Скоростные характеристики глин и песчаников для указанных термоградиентов имеют относительно линейное распределение, но различаются по абсолютным значениям. Характер уплотнения песков и песчаников не в полной мере подчиняется логарифмическому закону – зависимость пористости от глубины более надежно аппроксимируется полиномом третьей степени. Нет единой закономерности в изменении пористости, а темп уплотнения по глубине непостоянен. Отмечено резкое «катастрофическое» уплотнение песчаников на рубеже 1500 м, что может быть объяснено перестройкой скелета породы при достижении предела прочности полимиктовых коллекторов. Затем темп уплотнения уменьшается до нормального, а на глубине 3000 м снова снижается. Установлена также линейная зависимость между открытой пористостью песчаников и их возрастом. Установленные зависимости рекомендуется использовать при решении прогнозных задач для терригенных отложений по данным сейсморазведки. |
| Хортов А.В. Глубинное строение и некоторые аспекты нефтегазоносности южных морей России / А. В. Хортов, Ю. П. Непрочнов // Океанология. - 2006. - Т.46,№1.-С.114-122:ил.,табл. - Библиогр.:19 назв. |
| Хортов А.В. Глубинное строение и некоторые вопросы нефтегазоносности района Азовского моря / А. В. Хортов. - Библиогр.:6 назв. |
| Хортов А.В. Глубинное строение и нефтегазоносность российской части Среднего Каспия / А. В. Хортов // Бюл.МОИП.Отд.геол. - 2006. - Т.81,вып.3.-С.44-49:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв. Региональные сейсмические профили методом преломления волн, выполненные Институтом океанологии АН СССР на акватории Каспийского моря в 1974 г. С использованием донных станций, дали информацию о его глубинном строении. Комплексная интерпретация данных методов преломленных волн прежних лет и съемок методом отраженных волн 1996-2004 гг. позволили уточнить глубинное строение центральной части Среднего Каспия и оценить его нефтегазовый потенциал. Опираясь на результаты проведенных ранее работ и интерпретацию материалов, авторами поставлены задачи по выявлению наиболее перспективных в нефтегазоносном плане интервалов осадочного чехла, установлению связи между глубинным строением коры и осадочным чехлом, изучению структурно-тектонических особенностей акватории Среднего Каспия, и определение зон с различными физическими свойствами. Выполнены построения 2-D моделей, на базе которых выполненные процессы моделирования и уточнения скоростных характеристик среды. Построены сейсмические разрезы земной коры и верхней мантии, позволяющие предположить о влиянии глубинных разломов на формирование залежей, аккумуляцию и генерацию УВ. Выделены районы, где должны быть в первую очередь проведены поисковые работы на нефть и газ. |
| Хуторской М.Д. Термотомографическое моделирование и прогнозирование нефтегазоносности / М. Д. Хуторской, Л. В. Подгорных // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.263-264. - Библиогр.: 2 назв. |
| Шеремет О.Г. Метод гравимагнитного моделирования структур земной коры: (с прим. поиска нефтегазонос. структур на Туран. и Зап.-Сиб. плитах) / О. Г. Шеремет // Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.129-132. - Библиогр.: 1 назв. Рассматриваемый метод основан на распознавании двух- и трехмерных моделей структур земной коры на основе расчетов синтезирующей трансформанты гравимагнитных полей. С его помощью можно выявлять такие контуры нефтегазоносных структур, которые практически невозможно определить по отдельно взятым исходным полям. Разработаны алгоритмы совместного анализа полей, реализующие метод на основе двух определений трансформанты, вытекающих из приведенных в статье уравнений. Из этих определений следует предназначение трансформанты для районирования совместных гравимагнитных полей. Если поле создается источниками с постоянным отношением намагниченности к плотности пород, то предлагаемые уравнения являются известными соотношениями Пуассона. При этом трасформанта будет величиной постоянной, совпадающей по направлению с вектором собственной намагниченности пород. Такие источники или модели можно определить как "пуассоновские" или "однородные". Те области исходных полей, где трансформанта меняет значения от точки к точке вычислений, являются "неоднородными", как и большинство природных объектов. На аналитическом уровне свойства модуля трансформанты (D-функции) рассмотрены для двухмерных (в виде цилиндра и полуплоскости, двух полуплоскостей) и трехмерных (в виде точечных шарообразных масс) моделей. Предлагаемая методика применялась при изучении нефтегазоносных структур и контролирующих их разломов в пределах Западно-Сибирской и Туранской плит. В результате прогнозируемые Каратурунская и Большесорские структуры п-ова Бузачи подтверждены поисково-разведочным бурением, а контуры выделенных Источной и Имилорской структур по данным детальных работ находятся между контурами запасов по категориям С1 и С2. |
| Шигаев В.Ю. О взаимосвязи геоэлектрохимических аномалий с нефтегазоносностью / В. Ю. Шигаев // Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. - №8.-С.11-15:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв. Рассмотрены результаты анализа геоэлектрохимических данных, полученных на Алексеевском месторождении нефти и перспективной Западно-Грязнушенской площади. Выявлены косвенные показатели нефтегазоносности. Они включают изменения подвижных форм широкого спектра микроэлементов, обусловленные воздействием на вмещающие породы нефтегазовых скоплений. При этом обычно наблюдается оглеение (осветление) пород, обусловленное жизнедеятельностью анаэробных бактерий. Таким образом, сочетание повышенных концентраций микроэлементов и осветление пород может использоваться в качестве признака нефтегазоносности. Дополнительным признаком нефтегазоносности может служить афациальность геоэлектрохимических аномалий. Это продемонстрировано, в частности, на распределении подвижной формы марганца. Аномальные содержания этого элемента распределены в виде струй, пересекающих разнотипные породы. Рекомендуется использовать выявленные закономерности при прогнозировании нефтегазоносности локальных объектов. |
| Яшин Д.С. Геохимические признаки нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России / Д. С. Яшин, Б. И. Ким // Геология нефти и газа. - 2007. - №4.-С.25-29:ил.,табл. - Библиогр.:3 назв. В основу настоящей работы положены впервые полученные материалы по донному опробованию, проводившемуся сотрудниками НИИГА-ВНИИокеангеологии на Восточно - Арктическом шельфе в 1975-1988 годах. Состав и содержания углеводородных газов донных отложений морей Лаптевых и юга Чукотского были проанализированы с целью оценки их информативности для поисков нефти и газа. Всего было проанализировано более 700 проб. Углеводороды представлены метаном (преобладает) и его гомологами до бутана включительно. Было установлено, что разброс аномальных содержаний углеводородных газов (0.05 - 2.30 см3/кг) не зависят от состава осадков и содержания в них Сорг, составляющего, в основном, 1%. При оценке природы аномальных концентраций углеводородных газов важна не столько их количественная характеристика, сколько структурный контроль их распространения. Большая часть аномальных содержаний углеводородных газов отмечается в пределах структур с повышенной мощностью чехла и вблизи разломов. Особое значение для диагностики природы углеводородных газов имеют аномальные содержания тяжелых углеводородов в максимально (до 1.3 см3/кг) насыщенных метаном осадках, поскольку их образование биохимическим путем ограничено. В осадках Усть-Ленского грабена установлены водород (до 48%), аргон и гелий, что существенно повышает вероятность поступления углеводородных газов из глубоких горизонтов. Качественные и количественные характеристики состава газов совместно со структурным контролем могут рассматриваться в качестве прямых индикаторов нефти и газа, содержащихся в недрах земли. Основываясь на геохимических исследованиях газов, Усть-Ленский грабен на шельфе моря Лаптевых и впадина Хоуп Южно-Чукотского прогиба прогнозируются как наиболее перспективные. |