7. Нефть и газ

Вид материала

Документы

Содержание Оценка объёма углеводорода по данным упругости и удельного сопротивления: концепция. What can E&P learn from seismology and vice versa Ампилов Ю.П. Бабаджанов Т.Л. Биряльцев Е.В. Гололобов Ю.Н. Гравиметрические исследования в комплексе геолого-геофизических методов при поисках нефти и газа на Сибирской платформе и в прил

Подобный материал:

• 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.

Gomez C.T.
   Estimating the hydrocarbon volume from elastic and resistivity data: a concept / C. T. Gomez, J. Dvorkin, G. Mavko
// The Leading Edge. - 2008. - Vol.27,N 6. - P.710-718: ill. - Bibliogr.: p.718.


Оценка объёма углеводорода по данным упругости и удельного сопротивления: концепция.

59. -4139
    

   Gravimetric monitoring of gas production from the Troll field / O. Eiken, T. Stenvold, M. Zumberge и др.
// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 6. - P.WA149-WA154: ill.,tab. - Bibliogr.: p.WA153-WA154.


Гравиметрический мониторинг производства газа из газового месторождения Троль.

60. -2379B
    

Haacke R.R.
   Controls on the formation and stability of gas hydrate-related bottom-simulating reflectors (BSRs): a case study from the west Svalbard continental slope / R. R. Haacke, G. K. Westbrook, M. S. Riley
// Journal of Geophysical Research. Ser.B. - 2008. - Vol. 113,N B5. - B05104. - P.1-17: ill., tab. - Bibliogr.: p.16-17.

Контроль над формированием и устойчивостью связанных с газогидратами кажущихся отражающих сейсмических границ дна: пример исследований на континентальном склоне западного Свальбарда.


Для выявления факторов, контролирующих образование и истощение свободного газа, с использованием аналитических и цифровых методов были исследованы рост и стабильность зоны свободного газа (free-gas zone) под связанной с газогидратами кажущейся отражающей сейсмической границей дна (BSR). Для модели континентального склона запада Свальбарда (континентальная окраина западно-атлантического типа) было установлено, что зона свободного газа является нестабильной при широком спектре условий, поскольку истощение газа из направленного вверх потока ненасыщенной жидкости происходит быстрее, чем его образование в процессе рециркуляции гидратов. При таком сценарии истощение существующей ныне 150-метровой зоны свободного газа произойдет в течение 10⁵ – 10⁶ лет. Предполагается, что зона свободного газа находится в стабильном состоянии, обусловленным доминированием механизма рассеяния, продуцирующим низкие концентрации газа в зоне свободного газа постоянной мощности. Газ формируется в зоне значительной мощности, поскольку направленный вверх поток флюидов относительно скуден, а растворимость газа в воде уменьшается до минимума в нескольких сотнях метров ниже дна моря. Этот вновь установленный эффект изменения растворимости усиливает рециркуляцию гидратов, но становится наиболее важным фактором, контролирующим присутствие и свойства BSR в обстановках, когда и направленные вверх потоки флюидов, и рециркуляция гидратов имеют относительно низкие значения (рифтовая континентальная окраина). При условии, что в настоящее время зона свободного газа на западе Свальбарда находится в стабильном состоянии, направленный вверх поток флюидов можно оценить менее чем в 15 мм на акр, а концентрация растворенного газа в глубинных флюидах вероятно близка, но все же меньше, чем минимум на глубине 600 м ниже дна моря.

61. -9136
    

Hill E.J.
   Formal description of sedimentary architecture of analogue models for use in 2D reservoir simulation / E. J. Hill, C. M. Griffiths
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 2. - P.131-141: ill., tab. - Bibliogr.: p.140-141.


Формализованное описание осадочного строения аналоговых моделей для двухмерного моделирования резервуаров.


Для создания стохастической (вероятностной) геологической модели осадочной толщи с использованием методики синтаксического распознавания образца (шаблона), основанной на принципах теории формального языка (лингвистики), предложен формализованный метод описания данных полевых исследований. Этот метод позволяет кодировать созданную на основе данных полевых исследований аналоговую модель в виде грамматических конструкций (grammars), в совокупности называемых геосинтаксисом. Каждая грамматическая конструкция включает набор символов, соответствующих определенным геологическим параметрам (базовым элементам образца). Валидные модели, образованные этими символами, описываются как набор продуктивных критериев (стандартов). Для демонстрации возможностей синтаксического метода созданы двухмерные интерпретационные модели разрезов обнажений в каньоне Браши (Brushy Canyon) и сейсмических фаций Бенгальского конуса (Bengal Fan). Данный метод может быть применен для выявления структуры осадочных толщ на закрытых территориях на основании имеющейся отрывочной информации.

62. -9522
    

   Improved imaging of the Snohvit field through integration of 4C OBC and dual-azimuth streamer seismic data / G. Ronholt, H. A. Aronsen, T. Hellmann, S. Johansen
// First Break. - 2008. - Vol.26. - P.61-66: ill. - Bibliogr.: p.66.


Улучшенное изображение поля Snohvit через интеграцию 4С OBC и сейсмических данных сейсмокосы двойного азимута.

63. -9136
    

Jackson C.A.-L.
   Submarine slope morphology as a control on the development of sand-rich turbidite depositional systems: 3D seismic analysis of the Kyrre Fm (Upper Cretaceous), Maloy Slope, offshore Norway / Jackson C.A.-L., G. P. Barber, O. J. Martinsen
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 8. - P.663-680: ill. - Bibliogr.: p.678-680.

Морфология подводного склона как инструмент контроля развития песчаных турбидитных осадочных толщ: 3D сейсмический анализ формации Кайре (верхний мел), склон Малой, Норвегия.


Для определения геометрии и контроля песчаных склоновых толщ формации Кайре на склоне Малой (шельф Норвегии) были интегрированы результаты трехмерных сейсмических исследований и данные по скважинам. В результате выполненных исследований было установлено, что областью сноса являлась расположенная на востоке континентальная часть Норвегии, откуда эродированные осадки транспортировались через относительно узкий шельф в четыре каньона, расположенные у его оконечности. Эти каньоны представляют собой серию не полностью заполненных осадками каналов (русел), образовавшихся во время позднеюрской фазы эрозии. Каналы (русла), которые обычно объединены в комплексы по латерали или вертикали, питались осадками через каньоны на краю шельфа, и ниже по склону могут быть сопоставлены с небольшими конечными конусами выноса. Каньоны и связанные с ними осадочные комплексы (системы) активизировались не одновременно, а с явной миграцией активных осадочных систем в южном направлении. Синхронно с осадконакоплением формировался рельеф склона через процессы:

• дифференцированного уплотнения богатых глинистым веществом осадков поперек позднеюрских каньонов, приведшего к формированию серий структурных впадин, простирающихся с востока на запад;
  
• дифференцированного уплотнения богатых глинистым веществом осадков поперек позднеюрских тектонических блоков, приведшего к формированию структурных поднятий, простирающихся в СЗ направлении.
  

Оба эти процесса имели переменное влияние на врезание, заполнение и конечное пространственное распределение склоновых каналов/русловых комплексов и связанных с ними конусов выноса. Образовавшаяся в конечном итоге на рассматриваемой территории толща осадков представлена крупным конусом выноса, перекрывающим каньоны на оконечности шельфа и связанные с ними осадочные комплексы (системы). Этот конус эффективно «изолировал» (перекрыл) каньоны от дальнейшего поступления осадочного материала. Результаты проведенных исследований подтверждают полученные ранее данные о том, что каньоны оконечности шельфа могут быть фактором первого порядка, контролирующим песчаных турбидидных осадочных комплексов на подводных склонах. Кроме того, полученные данные свидетельствуют о том, что дифференцированное уплотнение осадков может быть ключевым контролирующим фактором в формировании морфологии подводного склона, а образовавшийся рельеф может заметно влиять на характер осадконакопления.

64. -9837
    

Pawlowski R.
   The use of gravity anomaly data for offshore continental margin demarcation / R. Pawlowski
// The Leading Edge. - 2008. - Vol.27,N 6. - P.722-727: ill. - Bibliogr.: p.727.


Использование данных гравитационной аномалии для разграничения прибрежной континентальной окраины.

65. -9136
    

Remeysen K.
   Application of microfocus computed tomography in carbonate reservoir characterization: possibilities and limitations / K. Remeysen, R. Swennen
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 6. - P.486-499: ill., tab. - Bibliogr.: p.498-499.

Применение микрофокусной компьютерной томографии при характеристике карбонатных резервуаров: возможности и ограничения.


Обычно седиментационно-петрологическая оценка пород резервуара базируется на двухмерном петрографическом изучении шлифов и пришлифовок в проходящем или отраженном свете. Однако такие исследования не дают точной количественной характеристики трехмерного распределения системы пор или фаз минерализации (минеральных фаз). Для трехмерной (3D) характеристики минеральных фаз (кальцит – доломит – ангидрит) и пористости карбонатных пород резервуара формации Хуфф (Khuff Formation, Оман) были применены неразрушающие методики микрофокусной компьютерной томографии (μСТ). Для получения количественной информации о плотности, атомном числе и текстуре просканированных образцов пород резервуара применялись технологии сканирования на двух энергетических уровнях. Дополнительно для дифференцирования кальцита, доломита и ангидрита создавались лучевые (искусственные) модели и применялся сегментный алгоритм (анализ). Поскольку предлагаемая методика позволяет быстро и объективно оценить минеральные фазы в процентном соотношении, она может рассматриваться как мощный и эффективный инструмент оценки потенциала резервуара и количественной оценки минералогических изменений в седиментационных (осадочных) системах (т.е. циклах). Кроме того, изображения позволяют визуализировать и количественно оценить пространственное распределение этих фаз в трех измерениях, что является главным достоинством методики по сравнению с классическим двухмерным петрографическим изучением шлифов. Существуют некоторые ограничения применения предлагаемой методики.

• Получаемые при сканировании компьютерные срезы все же менее детальны, чем классические шлифы. Необходимо учитывать присущие цифровой модели особенности, такие как шум, несовпадение границ объекта с границами пикселей и т.д.
  
• Точность результатов ограничивается разрешающей способностью аппаратуры – начальное разрешение используемого сканера в трех измерениях составляет 40 μm – в результате чего границы объектов на изображении представлены переходными зонами.
  
• Невозможно проанализировать микропористость изучаемых образцов, т.к. разрешающая способность сканера не позволяет визуализировать микропоры, чьи размеры менее 20 μm.
  

66. -4139
    

   Use of refraction, reflection, and wave-equation-based tomography for imaging beneath shallow gas: a Trinidad field data example / N. Kabir, U. Albertin, M. Zhou и др.
// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 5Suppl. - P.VE281-VE289: ill. - Bibliogr.: p.VE289.


Использование томографии на преломнённых, отражённых уравнённых волнах для получения изображений под неглубоким газом: на примере данных поля Тринидад.

67. -5419
    

    What can E&P learn from seismology and vice versa: [workshop EAGE Conf., Vienna, 2006]. Pt.2 / X. Campman [et al.]. - Oxford: Blackwell, 2008. - 453-612 p.: ill., tab. - (Geophysical Prospecting, ISSN 0016-8025; vol.56,N 4). - Bibliogr.at the end of the art.

"Что дает изучение Е&Р сейсмологии и наоборот":[Краткая характеристика содержания второй части специализированного сборника статей]


Краткая характеристика содержания второй части специализированного сборника статей: " Что дает изучение Е&Р сейсмологии и наоборот". Первые восемь статей касаются традиционных и новых методов томографического исследования, а три статьи -моделированию строения коры на основании пассивных и контролируемых природных источников сейсмических волн. Отмечается прогресс как в области расширения сети сейсмоприемников, так и их регистрирующих возможностей при глобальных и региональных исследованиях и при разведке и эксплуатации залежей углеводородов.

68. Б75444
    

Ампилов Ю.П.
   От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа = From seismic interpretation to the modeling and estimation of oil and gas fields / Ю. П. Ампилов; ОАО "Газпром", НИИ природ.газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ, РАН, Науч.совет по пробл.физики Земли, Секция развед.геофизики. - М.: Спектр, 2008. - 383 с.: ил.,табл. - Библиогр.: с.368-374(100 назв.). - ISBN 978-5-903930-01-2.

69. -9807
    

Архипова И.Ю.
   Литологическое расчленение и выделение коллекторов в терригенном разрезе по данным ГИС на основе литологической матрицы / И. Ю. Архипова, О. В. Борисоник, Э. Ю. Миколаевский
// Геофизика. - 2008. - №4.-С.33-43:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:5 назв. - Рез.англ.

При построении геолого-геофизической модели нефтяной залежи и подсчета запасов большое значение имеет литологическое расчленение разреза скважины и выделение в нем пластов пластов-коллекторов. Для этой цели были разработаны алгоритм и программа такого расчленения с помощью литологической матрицы (МЛТ). Затем на их основе были созданы программы (LITM, LITOL), применяющиеся в автоматизированных системах интерпретации данных, и программа ЛРС в системе Пласт – Скважина – Месторождение. Литологические матрицы представляют собой набор граничных значений диапазонов геофизических параметров ГФП пластов (литотипов), выделяемых в разрезе скважин по комплексу ГФП, эффективному для литологического расчленения и выделения коллекторов (комплекс КГФП). Граничные значения диапазонов литологической матрицы определяются на основе теоретических (палеточных) данных ГИС, петрофизических моделей пород (литотипов) и материалов их лабораторного исследования на керне. Авторами предложена усовершенствованная компьютерная технология литологического расчленения терригенного разреза скважины и выделения в нем коллектора -программа ЛРС2, которая основана на применении: -литологической матрицы МЛТ2, являющейся геолого-геофизической моделью литотипов и представляющая собой набор совокупностей граничных значений диапазонов геофизических параметров ГФП для каждого выделяемого литотипа; -пластовых значений геофизических параметров ГФП в качестве входных данных, вычисляемых предварительно, исходя из заданного комплекса ГИС. Состав и структура базовой литологической матрицы, разрабатываемой для нефтегазового региона, обеспечивают ее адаптацию к условиям разведочных площадей (месторождений) региона простыми средствами, не изменяя при этом программ выделения коллекторов и расчленения разреза. Для литологического расчленения и выделения коллекторов в карбонатном разрезе достаточно расширить литологическую матрицу диапазонами геофизических параметров радиоактивного и акустического каротажа.

70. В54179
    

Бабаджанов Т.Л.
   Глубинное строение земной коры - основа прогноза и поисков месторождений / Т. Л. Бабаджанов, О. П. Мордвинцев
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М., 2008. - С.43-46: ил. - Рез.англ.

71. -9741
    

Биряльцев Е.В.
   Некоторые характеристики аномалий низкочастотного сейсмоакустического поля над нефтегазовыми залежами в Республике Татарстан / Е. В. Биряльцев, В. А. Рыжов
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2008. - №4.-С.16-22:ил. - Библиогр.:9 назв.

72. В54250
    

Бричикова М.П.
   Методика выявления тектонических нарушений по данным сейсморазведки ЗD и их роль в формировании залежей углеводородов на Талинской площади / М. П. Бричикова, С. Б. Истомин
// Геофизические методы исследования Земли и недр. - СПб.,2008. - С. 46-55: ил. - Библиогр.: 3 назв. - Рез. англ.

73. -9844
    

Васильев В.В.
   Технико-технологическое обеспечение гравиметрических съемок на шельфе и в Мировом океане / В. В. Васильев, И. Я. Французов
// Геофиз.вестн. - 2008. - №6.-С.8-14:ил.

74. -9195
    

   Временные изменения геофизических полей над газовой залежью:(о.Сахалин) / В. А. Паровышный, О. В. Веселов, В. Н. Сеначин, В. С. Кириенко
// Тихоокеан.геология. - 2008. - Т.27,№4.-С.3-15:ил. - Библиогр.:25 назв. - Рез.англ.

С целью выявления характера проявления геодинамических процессов в геофизических полях, определения генезиса этих процессов и определения характера связи временных изменений геофизических полей с сейсмичностью (т.е. выявления предвестников сейсмических событий) с 2003 по 2006 гг. проводились многократные геофизические наблюдения над Южно-Луговским газовым месторождением (юг о. Сахалин). При решении этих же задач предполагалось также получить надежные прогностические признаки нефтегазоносности для оценки степени продуктивности поисковых объектов, расположенных в сложно построенных зонах региональных дизъюнктивов. В рамках проекта были выполнены высокочастотные гравиметрические, термометрические и магнитометрические наблюдения по трем профилям, пересекающим все блоки залежи. Профили комплексных геофизических наблюдений были совмещены с ранее отработанными сейсмическими профилями. По результатам выполненных работ установлены следующие закономерности: -плановое положение залежи УВ, даже при незначительной мощности, устойчиво фиксируется комплексом многократных высокочастотных гравиметрических и термометрических наблюдений; -принадлежность залежи к какому-либо определенному типу ловушки, также как и тип присутствующих в ней УВ не имеют существенного значения; -уверенными признаками наличие залежи УВ являются: а) нестабильность гравитационного поля в определенных пространственных ограничениях, достигающая ±0.05 мГал и более; б) наличие относительных температурных максимумов, совмещенных в плане с участками нестабильности гравитационного поля; в) наличие участков с синхронно меняющимися во времени значениями гравитационного и термального полей; -наиболее амплитудные изменения геофизических полей над залежью фиксируются в период прохождения сейсмического импульса, при котором происходят изменения уровня газоводяного контакта, температуры и давления в контуре залежи и, как следствие, изменение плотности газонасыщенных пластов (изменение геодинамического режима залежи); -решение задач прогноза нефтегазоносности и прогноза сейсмических событий взаимосвязаны, т.к. залежь наиболее полно обнаруживает себя в процессе прохождения сейсмического импульса, а изменение геофизических полей над залежью дает возможность проследить процесс подготовки сейсмического события.

75. Г22678
    

Гололобов Ю.Н.
   Опыт построения трехмерных геоиндикационных моделей по гравимагнитным данным при региональных работах и поисках нефти и газа / Ю. Н. Гололобов, А. И. Атаков, А. Н. Прудников
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.61-63: ил. - Библиогр.: 6 назв.

76. Г17911
    

    Гравиметрические исследования в комплексе геолого-геофизических методов при поисках нефти и газа на Сибирской платформе и в прилегающих прогибах / И. А. Апанович, А. А. Ерлыков, Е. С. Карбовский и др.
// Геология и полезные ископаемые Красноярского края. - Красноярск,2008. - Вып.9. - С.92-96: ил. - Библиогр.: с. 95.

77. В54250
    

Дзугкоева Е.А.
   Выявление газовых залежей в транзитной зоне по данным сейсмической томографии / Е. А. Дзугкоева
// Геофизические методы исследования Земли и недр. - СПб.,2008. - С. 90-94: ил. - Рез. англ.

78. -10036
    

Докучаева Н.А.
   Выявление залежей углеводородов по данным геофизических методов / Н. А. Докучаева, Е. Е. Андреева, Ю. М. Арефьев
// Георесурсы. - 2008. - №2.-С.30-32:ил. - Библиогр.:с.32.

79. Г22623
    

Долгих Ю.Н.
   Основные принципы и условия, обеспечивающие точность сейсмоструктурных построений в северных районах Западной Сибири / Ю. Н. Долгих
// Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. - Тюмень, 2008. - С.60-66: ил. - Библиогр.: 8 назв.

80. -9195