Geum.ru

7. Нефть и газ

Вид материалаДокументы
Никонов А.И.
Прогноз перспективных ловушек и оценка их продуктивности на основе использования комплекса сейсмических технологий (КТ-сейсмораз
Рыхлинский Н.И.
Ященко И.Г.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
  1. Г22733

Никонов А.И.
   Проблемы контроля за разработкой месторождений нефти и газа и перспективы их решения на основе комплексирования геолого-геофизических и геодинамических методов / А. И. Никонов, Ю. О. Кузьмин
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.99-101: ил. - Библиогр.: 7 назв.
  1. Г22733

   Новые возможности сейсмогравитационного моделирования при изучении нефтегазоперспективных объектов осадочных бассейнов / А. И. Кобрунов, В. Е. Кулешов, С. В. Шилова, А. В. Урбан
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.58-60: ил. - Библиогр.: 3 назв.
  1. -9807

Овчаренко А.В.
   Геолого-геофизические технологии поисков и разведки месторождений нефти и газа / А. В. Овчаренко, Б. В. Ермаков, К. М. Мятчин
// Геофизика. - 2009. - №2.-С.3-7,[1] л.ил.:ил.,портр. - Библиогр.:3 назв. - Рез.англ.
  1. Г22716

   Приоритетные направления регионально-поисковых работ на нефть и газ в Восточной Сибири на основе результатов отработки опорных и региональных геофизических профилей / Н. А. Горюнов, В. И. Вальчак, А. А. Евграфов и др.
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.226-234: ил. - Библиогр.: 2 назв.
  1. Г22716

    Прогноз перспективных ловушек и оценка их продуктивности на основе использования комплекса сейсмических технологий (КТ-сейсморазведка) / И. А. Чиркин, С. И. Шленкин, М. А. Черников, И. И. Богацкий
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.170-179: ил.,табл. - Библиогр.: 3 назв.
  1. -10060

   Прогнозирование сложнопостроенных ловушек углеводородного сырья в клиноформных комплексах неоком-верхнеюрских отложений Большехетской впадины Западной Сибири на базе регионального сейсмогеологического анализа / В. А. Корнев, Б. В. Монастырев, В. Б. Козак и др.
// Горн.ведомости. - 2009. - №4.-С.24-37:ил.,табл. - Библиогр.:7 назв. - Рез.англ.
  1. Г22716

Рудницкая Д.И.
   Использование системы РеапакРД при прогнозировании нефтегазоперспективных объектов на территории Восточной Сибири / Д. И. Рудницкая
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.296-302: ил. - Библиогр.: 6 назв.
  1. Б75457

Рыхлинский Н.И.
   Метод становления поля с фокусировкой электрического тока для поисков скоплений углеводородов на суше и в глубоководных частях морского шельфа / Н. И. Рыхлинский, А. С. Лисин
// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.152-160: ил. - Библиогр.: с.160. - Текст англ.: с.321-328.
  1. -9807

Савостьянов Н.А.
   Нефтегазовая геофизика сегодня:ситуация и пробл. / Н. А. Савостьянов
// Геофизика. - 2009. - №4.-С.3-8:табл.,портр.
  1. -9714

Савостьянов Н.А.
   О проблемах нефтегазовой геофизики в России / Н. А. Савостьянов
// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2009. - №4.-С.45-49:портр. - Рез.англ.
  1. -9741

Соболев И.С.
   Гамма-спектрометрические исследования поверхностных отложений нефтегазоносных площадей Западной и Средней Сибири / И. С. Соболев, Л. П. Рихванов
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №5.-С.31-37:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв. - Рез.рус.,англ.с.65.
  1. Б75457

   Состояние разработки и перспективы использования новых мощных импульсных источников электрической энергии для геоэлектрических исследований земной коры и поиска углеводородов в глубоководных зонах морского шельфа / Э. А. Азизов, Д. Д. Малюта, А. С. Лисин и др.
// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.145-151: табл. - Библиогр.: с.150-151. - Текст англ.: с.315-320.
  1. -9807

   Структурно-тектоническое строение и оценка углеводородного потенциала Восточно-Камчатского прогиба по результатам сейсморазведки / Б. А. Канарейкин, О. М. Сагайдачная, С. В. Попруженко и др.
// Геофизика. - 2009. - №1.-С.48-55,[1] л.ил.:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:18 назв.

Восточно-Камчатский прогиб рассматривается как высокоперспективный на выявление УВ объектов, характерных для провинций, приуроченных к узким, интенсивно тектонизированным преддуговым и междуговым прогибам Тихоокеанской активной континентальной окраины. В 2005-2006 гг. на Усть-Камчатской площади были проведены региональные сейсморазведочные работы 2D. Полученные в результате работ волновое сейсмическое поле на разрезах 2D, построенная пластовая модель неконсолидированной коры и особенности строения надвиговых систем послужили основой для проведения структурно-тектонического районирования северного сегмента Восточно-Камчатского прогиба и осадочного чехла Тюшевского прогиба. Исследованная площадь Атьавай-Пикежским разломом разделяется на два блока: Столбовской и Усть-Камчатский. Мощность осадочного чехла увеличивается в северном направлении. Наибольшая мощность (5-7 км) отложений палеоцен-плиоцена отмечается на Столбовском блоке. Олигоцен-миоценовые отложения на Усть-Камчатском блоке дислоцированы и перекрыты алахтоном палеоценового возраста и плиоцен-четвертичными отложениями. Прогнозируется развитие олигоцен-миоценовых отложений под надвиговыми системами в пределах Алтынного прогиба. По проведенной оценке перспектив нефтегазоносности северного сегмента Восточно-Камчатского прогиба начальные суммарные ресурсы УУВ составляют 280 млн. т, в т.ч. в пределах Тюшевского прогиба – 116,9 млн. т. Первоочередным объектом нефтегазопоисковых работ является Столбовской участок Тюшевского прогиба с плотностью УУВ 123,8 тыс. т/км2. в южной части Столбовской депрессии рекомендуется заложение параметрической скважины.
  1. -10013

Тимонин Н.И.
   Строение литосферы и нефтегазоносность Баренцево-Карского региона / Н. И. Тимонин
// Литосфера. - 2009. - №2.-С.41-55:ил.,табл. - Библиогр.:42 назв. - Рез.англ.
  1. Г22716

   Трехмерное геоиндикационное моделирование по гравитационным, магнитным и космогеологическим данным при поисках нефти и газа / Ю. Н. Гололобов, А. И. Атаков, А. А. Кирсанов, А. Н. Прудников
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.152-156: ил. - Библиогр.: 8 назв.
  1. -5995

Устинова В.Н.
   Сейсмоморфологические модели участков напряженно-деформированного состояния нефтегазоносных структур / В. Н. Устинова, В. Г. Устинов
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2009. - №1.-С.34-40:ил. - Библиогр.:28 назв.
  1. Б75457

Хоббс Б.А.
   Об использовании метода множественных электромагнитных переходных процессов (МТЕМ) для оконтуривания углеводородов / Б. А. Хоббс
// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.82-93,[4]л.ил.: ил. - Библиогр.: с.92-93. - Текст англ.: с.248-263.
  1. Г22716

Шкварников С.Н.
   Линеаментный анализ геофизических полей с целью изучения разломной тектоники и прогноза нефтегазоперспективности / С. Н. Шкварников
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.240-245: ил. - Библиогр.: 4 назв.
  1. -9741

Ященко И.Г.
   Анализ статистической зависимости свойств тяжелых нефтей от уровня теплового потока на территориях Волго-Уральского,Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов / И. Г. Ященко
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №4.-С.8-13:ил.,табл. - Библиогр.:21 назв. - Рез.англ.
  1. -1376

Ameen M.S.
   A new technology for the characterization of microfractured reservoirs: (test case: Unayzah reservoir, Wudayhi field, Saudi Arabia) / M. S. Ameen, E. A. Hailwood
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 1. - P.31-52: ill., tab. - Bibliogr.: p.51-52.


Новая технология характеристики микротрещиноватых резервуаров: (тестовый прим.: резервуар Unauzah, месторождение Wudayhi, Саудовская Аравия).


В этой статье приводится тестовый пример новой технологии, использующей искусственно усиленную анизотропию магнитной восприимчивости (EAMS) для характеристики микрораздробленных резервуаров. В этих резервуарах микротрещиноватость определяет пористость и/или проницаемость. Характеристика традиционными геологическими методами дорого стоит, затратна по времени и трудно оценима с точки зрения влияния тектонического разрушения на пористость и проницаемость. Для характеристики микротрещиноватости и определения ее вклада в пористость и проницаемость требуется эффективный метод. Технология EAMS, которую мы разработали и тестировали, позволяет проводить быстрый анализ, объединяющий геологию резервуара и инженерное дело. Нижняя часть резервуара Unauzah месторождения Wudayhi в Саудовской Аравии, где было изучено и установлено влияние трещиноватости на преобразование резервуара, была использована для развития и подтверждения EAMS технологии. Установленная с помощью EAMS линейная зона микродробления протягивается в восток-северо-восток - запад-юго-западном направлении и соответствует геологическому содержанию. Результаты эффективной пористости, полученные по определениям EAMS вдоль профиля, похожи на пористость, полученную традиционным путем. Открытая микротрещиноватость в тестированных образцах увеличивает оценку эффективной пористости резервуара до 36-50% в Unauzah-В/С. Это согласуется с фактом, что скважины в микротрещиноватых частях этих резервуаров продуктивнее, чем в нетрещиноватых в 4.5-14 раз. Установлен тренд максимальной проницаемости с анизотропией северо-восточного - юго-западного направления. Внедрение EAMS технологии на других месторождениях с микротрещиноватыми резервуарами будет прямо влиять на успешность эксплуатации и моделирования.
  1. -1376

   Chalk porosity and sonic velocity versus burial depth: influence of fluid pressure, hydrocarbons, and mineralogy / I. L. Fabricius, L. Gommesen, A. Krogsboll, D. Olsen
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 2. - P.201-223: ill., tab. - Bibliogr.: p.222-223.

Пористость и акустическая скорость мела и глубины захоронения: влияние давления флюидов, углеводородов и минералогии.


Семьдесят образцов мела из четырех формаций из глубоководной части Северного моря были проанализированы для выявления того, как на соотношение пористости, акустических скоростей и глубины захоронения осадка влияют минералогические различия, давление флюидов и раннее внедрение нефти. Результаты показывают, что, с учетом давления флюидов и уменьшением поровых полостей, пористость и акустическая скорость напрямую зависят от глубины. Содержание в породе кварца до 10 % никак не влияет на процессы, в то время как присутствие глинистой составляющей более 5 % обусловливает снижение пористости и скорости. Воздействие минералогической составляющей различается для скорости продольных сейсмических волн и скорости скольжения таким образом, что для смектит-содержащего мела коэффициент Пуассона имеет большие значения для водонасыщенного осадка и небольшие значения для сухого осадка. Нефтеносный мел по сравнению с водонасыщенным мелом с такой же глубины обладает пористостью на (до) 25 пунктов выше, при этом акустические скорости практически одинаковы, из-за того, возможно, что углеводороды препятствуют заполнению пор цементом. Эти результаты позволяют уточнить исходные данные при сейсмическом инверсионном анализе. При описании процесса снижения пористости, следует, по всей видимости, пренебречь уменьшением объема пор, нивелируемым давлением флюидов, поскольку цементирующие ионы генерируются стилолитами, которые по механическим свойствам близки к трещинам. Установлено, что цементация происходит в относительно небольшом интервале глубин.
  1. -4139

   Crosswell seismic imaging for deep gas reservoir characterization / G. Yu, B. Marion, B. Bryans и др.
// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 6. - P.B117-B126: ill. - Bibliogr.: p.B125-B126.


Межскважинное сейсмическое изображение для характеристики глубоких коллекторов газа.
  1. -9136

   Estimation of gas hydrate concentration from multi-component seismic data at sites on the continental margins of NW Svalbard and the Storegga region of Norway / G. K. Westbrook, S. Chand, G. Rossi и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 8. - P.744-758: ill.,tab. - Bibliogr.: p.757-758.

Оценка концентрации газогидратов на основании многокомпонентных сейсмических данных на континентальных окраинах СЗ Свальбарда и региона Сторегга Норвегии.


С целью выяснения возможностей использования сейсмических данных, полученных по скважинам, для определения концентраций метана под поверхностью морского дна на одном из участков западного Свальбарда и на северной окраине оползня Сторегга (Норвегия) были проведены сейсмические исследования высокого разрешения с использованием сети близко расположенных четырехкомпонентных донных океанических сейсмографов. Для определения скоростей продольных (VP) и поперечных (VS) сейсмических волн, данные были обработаны с использованием трехмерной томографии времени перемещения, двухмерной инверсии траектории луча и одномерной инверсии формы сигнала. На СЗ Свальбарда положительные аномалии VP над кажущейся отражающей сейсмической границей дна (BSR) указывают на присутствие газогидратов. Содержащая свободный газ зона мощностью до 150 м, залегающая под BSR, определяется по резкому уменьшению VP при незначительном уменьшении VS. На участке Сторегга латеральные и вертикальные вариации VP и VS, а также колебания амплитуды и полярности рефлекторов указывают на гетерогенное распределение гидратов, что обусловлено переходным стратиграфическим распределением свободного газа под BSR. Отклонения содержания газогидратов оценивалось с использованием различных моделей влияния газогидратов на сейсмические свойства осадочных толщ и различных алгоритмов расчета сейсмических скоростей в этих толщах. Ошибка в определении средней VP составляет 2,5 % на 20 м мощности (95 % достоверности); что соответствует 3 % содержанию газогидратов при образовании ими взаимосвязанной сети и 7 % при смешанном «сетевом» и «поро-заполняющем» распределении. При оценке с помощью различных методик концентрация газогидратов в 90-метровой зоне над BSR на СЗ Свальбарда составляет от 6 до 12 % в зависимости от рассматриваемой модели их распределения. В районе Сторегга в 120-метровой зоне над BSR их концентрация, согласно тем же расчетам, варьирует от 10 до 20 %. На основании одних сейсмических данных с достаточной уверенностью можно определять лишь среднее содержание газогидратов в широком интервале разреза, охватывающего больше одного слоя. В проведенном исследовании 20-метровый интервал (эквивалентный 2-5 слоям использованной модели) оказался наименьшим, для которого определение содержания гидратов является целесообразным. Если мощность переслаивающихся пластов менее 20 м, концентрация газогидратов в каждом слое может значительно отличаться в большую или меньшую сторону от средних значений, определенных по сейсмическим данным.
  1. -9136

   Exploration for gas hydrates in the deepwater, nothern Gulf of Mexico: Part I. A seismic approach based on geologic model, inversion, and rock physics principles / J. Dai, F. Snyder, D. Gillespie и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 9. - P.830-844: ill.,tab. - Bibliogr.: p.843-844.

Разведка газогидратов на глубоководье севера Мексиканского залива: часть I. Сейсмический подход, основанный на принципах геологической модели, инверсии и физических свойств пород.


Для локализации скоплений морских газогидратов использован пятиступенчатый алгоритм анализа высококачественных сейсмических материалов. Этот алгоритм включает: -перевод сейсмических данных в более высокое разрешение; -детальная стратиграфическая оценка и интерпретация данных для выявления вероятных зон присутствия газогидратов; -атрибутивный сейсмический анализ для дальнейшего оконтуривания этих зон; -сейсмическая инверсия для определения параметров упругости этих зон в трех измерениях (3D); -количественная оценка насыщенности этих зон газогидратами по сейсмическим данным на основе инверсии и физических свойств пород. Были использованы сейсмические данные по Каньону Кетли 151 и Долине Атвотер 14 на севере Мексиканского залива. Хотя тщательный анализ указал на присутствие кажущейся отражающей сейсмической границы дна (BSR), данное исследование для выявления присутствия газогидратов в этих районах опиралось на совокупность других сейсмических данных (присутствие газовых «труб», сейсмически прозрачных зон, других характеристик, ассоциирующихся с нефтеносными системами). Для создания реалистичной модели содержащего газогидраты осадочного комплекса были использованы данные по скважинам в районах дельты МакКензи (Канада) и Блэк Ридж (атлантическая окраина ЮВ США), экстраполированные с учетом особенностей изучаемого района. Эта модель была использована для оценки насыщенности газогидратами материнских пород на рассматриваемых участках Мексиканского залива с использованием оценки скоростей продольных (Р-волны) и поперечных (S-волны) волн при инверсии отражающих сейсмических данных. Предлагаемая методика может быть использована для получения предварительной информации при выборе мест заложения новых скважин и планировании дальнейших исследований содержащих газогидраты отложений в пограничных районах, по которым отсутствуют буровые данные, а литологические характеристики пород слабо изучены.
  1. -8839

   Geochemical and geophysical anomalies at the Zdanice oil-and gasfield, SE Czech Republic / M. Matolin, M. Abraham, J. Hanak и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.97-108: ill., tab. - Bibliogr.: p.107-108.


Геохимические и геофизические аномалии на нефтегазовом месторождении Zdanice в Чешской Республике.


Нефть на месторождении Zdanice в Чешской Республике залегает на глубине около 900 метров в выветрелых докембрийских гранитоидах и нижнемиоценовых песчаниках и конгломератах. Третичные аргиллиты, алевролиты и песчаники формируют кровлю ловушки. Поверхностная гаммаспектрометрия, проведенная вдоль двух профилей через месторождение (6.880 м и 8.335 м длиной, соответственно) обнаружила заметное снижение содержаний К, U, Th относительно фона. Это может быть объяснено усилением выщелачивания этих радионуклидов кислотами пластовых вод, происходящих из углеводородов. Наблюдаемое увеличение радона и тория в почвенных газах над нефтепродуктивной зоной месторождения Zdanice может быть объяснено увеличением эманаций газа из U- и Th- содержащих минералов, разрушающихся кислотами пластовых вод. Лабораторные анализы 444 образцов отобранных из18 неглубоких (до 20 м глубиной) скважин указывают на тенденцию снижения концентраций К, U, Th над нефтепродуктивной зоной месторождения Zdanice. Снижение пористости породы и содержания углерода было зафиксировано вместе с увеличением минералогической плотности, магнитной восприимчивости и содержания серы. Петрографические анализы 330 образцов из глубоких скважин показали низкие оценки К и U в образцах нефтепродуктиных скважин. Наблюденные вторичные петрофизические изменения в породах перекрывающих нефтяное месторождение Zdanice являются характерными и могут применяться для повсеместного изучения углеводородов.
  1. -9837