Geum.ru

7. Нефть и газ

Вид материалаДокументы
Автоматизированная обработка и интерпретация данных ГИС для обнаружения нефтеперспективных объектов методами высокоразрешающей с
Апанович И.А.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


Современные нововведения.


Дается обзор основных нововведений в последние годы в области 4-х мерной сейсмической технологии при изучении нефтяных резервуаров. Эти нововведения позволяют осуществлять эффективный мониторинг в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. В частности, они позволяют оперативно оценивать изменения в насыщении нефтяного резервуара и тектонического стресса.
  1. -9837

   Integration of electromagnetic and seismic data to assess residual gas risk in the toe- thrust belt of deepwater Niger Delta / J. Moser, M. Poupon, Meyer H.-J. и др.
// The Leading Edge. - 2006. - Vol.25,N 8.-P.977-983.


Интеграция электромагнитных и сейсмических данных для оценки рисков, связанных с остаточным газом в надвиговом поясе глубоководной части дельты Нигера.


В течение последних лет бурение в глубоководной части дельты Нигера показало смешанные результаты: некоторые скважины вскрыли залежи промышленного значения, в то время как другие вскрыли слабонасыщенные газом или соленосные песчаники. Сейсмические технологии не позволяют существенно снизить риск и отличить промышленные залежи углеводородов от резервуаров с остаточным газом, поскольку и в том и в другом случае они показывают схожие картины. В статье описывается метод снижения риска бурения с использованием интеграции данных сейсморазведки и электромагнитной разведки. Продемонстрирована успешность применения интегрированных сейсмо- и электромагнитной разведки в уменьшении рисков связанных с остаточным газом в глубоководных условиях, предпочтительных для проведения электромагнитной съемки.
  1. -2379B

Kumar D.
   Gas hydrate concentration and characteristics within Hydrate Ridge inferred from multicomponent seismic reflection data / D. Kumar, M. K. Sen, N. L. Bangs
// Journal of Geophysical Research. Ser.B. - 2007. - Vol.112,N B12. - B12306. - P.1-11: ill. - Bibliogr.: p. 11.


Содержания и характеристики газогидратов в Hydrate Ridge по многокомпонентным сейсмическим данным.


Летом 2002 года у южной подводной горной гряды в прибрежье Орегона был проведена океаническая донная сейсмическая съемка (OBS) по картированию распределения газогидратов в зоне гидратной стабильности. Концентрации газогидратов в резервуаре могут быть оценены по скоростям Р волн(Vp); однако можно дополнительно оконтурить концентрации газогидратов с использованием скорости S волн (Vs) и ее связи с Vp (Vp/ Vs) для выявления дополнительных деталей таких, как форма газогидратов в матрице (например, гидратное цементирование зерен, ставшее частью каркаса матрицы или плавание в поровом пространстве). Как Vp, так и Vs могут быть получены одновременно, путем инвертирования многокомпонентных сейсмических данных. В этом исследовании мы используем OBS данные для оценки сейсмических скоростей, где как газогидраты, так и свободный газ присутствуют в верхнем слое осадков. Для оценки концентраций газогидратов полученные Vp и Vs сравнивались с моделированными скоростями. Для моделирования Vp использовалась модификация уравнения Вудса, включающая подходящую петрофизическую модель, для моделирования Vs - эмпирические связи. Концентрация газогидратов оценивалась до 7% от объема породы или до 12% от объема порового пространства. Однако, Vp и Vs не всегда подходят для моделирования одновременно. Vp может изменяться значительно больше, чем Vs. В итоге можно сделать вывод, что модель, в которой самые высокие концентрации гидрата не влияют на жесткость при сдвиге, является наиболее подходящей. Результаты подтверждают, что газогидраты формируются в поровом пространстве осадков и на изученной территории стали частью каркаса породы.
  1. -9136

Leifer I.
   Corrigendum to: Measurement of marine hydrocarbon seep flow through fractured rock and unconsolidated sediment / I. Leifer, J. Boles
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 3.-P.401-402.

Коррекция: измерение морского просачивания углеводорода сквозь трещинные породы и некоксолидированные осадки.
  1. -5419

MacBeth C.
   Seismic monitoring of pressure depletion evaluated for a United Kingdom continental-shelf gas reservoir / C. MacBeth, J. Stammeijer, M. Omerod
// Geophysical Prospecting. - 2006. - Vol.54, N1.-P.29-47:ill. - Bibliogr.:p.45-46.


Сейсмический мониторинг сокращения давления в газовых резервуарах на континентальном шельфе Объединенного Королевства.


Исследовалась возможность использования 4D сейсмического мониторинга снижения давления газа в низкопористых песчаниках Южного Газового Бассейна Объединенного Королевства. Предстояло выяснить, отражается ли на сейсмических измерениях убыль газа в верхней части резервуара. Оказалось, что надежные выводы могут быть сделаны лишь при многочисленных 4D измерениях. Перспективными представляются измерения при некоторых определенных вариациях геологических характеристик резервуаров. Уверенное заключение о снижении давления может быть сделано при длительных измерениях в пределах придонной части газового резервуара.
  1. -9523

Pena S.A.
   Orbital remote sensing for geological mapping in southern Tunisia: Implication for oil and gas exploration / S. A. Pena, M. G. Abdelsalam
// Journal of African Earth Sciences. - 2006. - Vol.44,N 2.-P.203-219:ill.,tab. - Bibliogr.:p.218-219.


Роль космических дистанционных методов для картирования территории южного Туниса при поисковых работах на нефть и газ.


Район Южного Туниса, Дахарское плато (Dahar Plateau), является частью Сахарской платформы (Saharan Platform). Он сложен триасовыми, юрскими и нижнемеловыми породами, перекрытыми песками Сахары. Выходы коренных пород крайне редки, что затрудняет геологическую съёмку. В статье рассматривается применение дистанционных методов для выделения геоморфологических элементов поверхности, определения литологического состава пластов, выходящих на поверхность и прослеживания их по простиранию, а также дешифрирование геологических структур путём автоматического анализа линеаментов, в том числе для участков, перекрытых маломощным (≈1м) песчаным покровом. Применяются материалы: мультиспектральные оптические - Landsat ETM+ и ASTER, (стр.207-210); радарные - RADARSAT (стр.210-211). Используется метод DEM, Digital Elevation Models или Цифровая Трёхмерная Модель (стр.211); метод CNT, Color Normalization Transformation или Цветные Нормализованные Трансформированные Снимки, (cтр.211-212). Для целей дешифрирования данные Landsat и RADARSAT приведены к точным координатам и совмещены. Результаты дешифрирования, полученные с использованием подобного набора дистанционных методов, полностью согласуются с результатами полевых геологических и геофизических (сейсмологические исследования) работ и подтверждают предполагаемое наличие в регионе новых месторождений нефти и газа. Применение космических дистанционных методов как сравнительно мало затратных, и одновременно эффективных, является перспективным методом прогнозирования для Северной Африки и других пустынных регионов.
  1. -9837

   Remote reservoir resistivity mapping / L. S. Srnaka, J. J. Carazzone, M. S. Ephron, E. A. Eriksen
// The Leading Edge. - 2006. - Vol.25,N 8.-P.972-976.


Дистанционное картирование сопротивления резервуаров.


Морская электромагнитная съемка с контролируемым источником (CSEM) появилась как новый инструмент для дистанционного обнаружения залежей углеводородов на шельфе. В настоящий момент эта технология и производственное значение информации, которую она предоставляет, проходят промышленную апробацию. Тщательно интегрированная с другой геолого-геофизической информацией, в особенности с сейсмическими данными, морская электромагнитная съемка обещает обрести большое значение в практическом применении, по крайней мере, для терригенных пород. В статье рассматривается история развития CSEM в морской нефтегазовой промышленности, приводятся несколько примеров из текущих съемок и рассматриваются возможные перспективы этой технологии в будущем.
  1. -8766

Shankar U.
   Fluid flow related features as an indicator of potential gas hydrate zone: western continental margin of India. / U. Shankar, N. K. Thakur, B. Ashalatha
// Marine Geophysikal Researches. - 2006. - Vol.26,N3.-P.217-224.

Характерные черты потока жидкости как индикатор потенциальной зоны гидратов газа: западное континентальное побережье Индии.
  1. -9837

   Toward affordable permanent seismic reservoir monitoring using the sparse OBC concept / F. Smit, M. Ligtendag, P. Wills, R. Calvert
// The Leading Edge. - 2006. - Vol.25,N 4.-P.454-459:ill.,tab.


Навстречу доступному долговременному сейсмическому мониторингу резервуаров на основе использования донного кабеля.


В статье рассматривается применение 4D сейсмического мониторинга продуктивных резервуаров с использованием постоянно установленной редкой системы донных кабелей на примере шельфа Северного моря, Норвегия, Волхол филд (Valhall Field). Система мониторинга с донным кабелем предполагает регистрацию и обработку сейсмических данных с низкой кратностью, но с крайне высокой повторяемостью. Проводится сравнение результатов мониторинга с донными кабелями и морских сейсморазведочных работ с высоким уровнем кратности (до 80). Время получения данных при морской сейсморазведке от нескольких недель до месяцев, применение постоянно развернутых донных кабелей позволяет получить набор данных за 2 часа. Хорошая повторяемость сейсмической записи, несмотря на редкую систему кабелей, дает вполне удовлетворительный результат для 3D представления структурных особенностей района исследований и их изменений в процессе нефтедобычи. Измерение временных сдвигов и качественных амплитуд хорошо сопоставляется для высоко кратных морских наблюдений и с использованием донных кабелей. Сравнение реальных амплитуд показывают, что необходимы доработки в системе донных кабелей. Представленные результаты показывают реальную возможность приемлемого по цене мониторинга резервуаров с использованием редкой системы постоянно установленных донных кабелей.
  1. -9837

   Ultra-deepwater 4-C offshore Brasil / B. Cafarelli, S. Randazzo, S. Campbell и др.
// The Leading Edge. - 2006. - Vol.25,N 4.-P.474-477:ill.


Ультраглубоководные 4-компонентные исследования на шельфе Бразилии.


Рассматривается методика сейсмических исследований 4C и предварительные результаты на четырех участках глубоководного шельфа в нефтегазоносных бассейнах Кампос и Сантос. На трех участках проводились наблюдения 2D (Violao -48 км, Cachalote/Jubarte -96 км, Albacona -96 км) на одном - 3D (Roncador -45 км2). Особенностью этих работ является большая глубина моря, на разных участках исследований она варьирует от 300 до 2200 м. Целью исследований являются газо- и нефтеносные пески, залегающие на глубинах 1250-4200 м от поверхности морского дна. Еще одной особенностью работ стало использование продольных P-волн и обменных PS-волн для определения природы выявленных структурных аномалий благодаря использованию 4С регистрации в донном кабеле. Методика исследования на участках выбиралась индивидуально, исходя из топографических особенностей дна моря, глубины залегания интересующих горизонтов и геологического строения. Уже предварительные результаты работ показывают, что ряд особенностей геологического строения проявляется в поле P-волн (пески III класса, газовые шапки), но они маловыразительны для обменных волн, в то время как другие особенности наиболее выразительны в поле обменных волн (пески II класса, ограничители нефтяных резервуаров). Сравнение сейсмических образов, полученных по различным типам волн, позволяет более достоверно идентифицировать природу гидрокарбонатных резервуаров.
  1. -9522

Ziolkowski A.
   Developments in the transient electromagnetic method / A. Ziolkowski
// First Break. - 2007. - Vol.25. - P.99-106:ill. - Bibliogr.: p.106.


Усовершенствование метода переходных процессов в электромагнитных исследованиях.


Рассматривается опыт использования метода переходных процессов в электромагнитных исследованиях при изучении нефтеносных районов. Принимается во внимание, что породы, поры которых заполнены углеводородами, обладают большим сопротивлением по сравнению с породами, в порах которых содержатся рассолы. Рассматриваемый метод использовался геологами давно, но пока что не стал традиционным в нефтяной геологии.
  1. -10039

    Автоматизированная обработка и интерпретация данных ГИС для обнаружения нефтеперспективных объектов методами высокоразрешающей сейсмики / В. Л. Трофимов, Ф. Ф. Хазиев, В. А. Милашин и др.
// Технологии сейсморазведки. - 2007. - №2.-С.54-66:ил.,табл. - Библиогр.:8 назв.


Излагаются результаты программно-методических разработок, относящиеся к технологии высокоразрешающей сейсмики. Функциональные преобразования геофизических параметров включены в информационные системы, ориентированные на изучение скважин в нефтеперспективных районах. Сейсмические данные, анализируемые авторами, позволили им предложить автоматизированные процедуры, допускающие оценивать литологический состав, коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность пород. Опробование новых методических приемов обработки и интерпретации сейсмических измерений проводилось на нефтегазоносных площадях Западной Сибири.
  1. Г17911

Апанович И.А.
   Изучение по данным гравиразведки динамических особенностей локализации траппов в осадочном чехле - путь к повышению эффективности нефтегазопоисковых работ / И. А. Апанович
// Геология и минеральные ресурсы Красноярского края. - Красноярск, 2006. - Вып.7. - С.140-148: ил. - Библиогр.: 12 назв.
  1. -10039

Бевзенко Ю.П.
   О многоволновых технологиях в нефтегазовой сейсморазведке / Ю. П. Бевзенко, Ю. Н. Долгих
// Технологии сейсморазведки. - 2006. - №1.-С.43-51:ил.,табл. - Библиогр.:13 назв.


Обращается внимание на неуклонное снижение эффективности сейсморазведки на протяжении последних десятилетий. Это объясняется необходимостью выявлять перспективные участки в пределах не только крупных, но и мелких антиклиналей. Кроме того низкая эффективность сейсморазведки определяется использование преимущественно только моноволновых методов. Предлагается перенести акцент на многоволновые технологии. Обосновывается возможность при проведении сейсморазведочных работ МОВ ОГТ с применением взрывов в скважинах выделения, прослеживания и оценивания параметров продольных, поперечных и обменных волн.
  1. В54186

Безрук И.А.
   Электромагнитный метод поиска месторождений углеводородов / И. А. Безрук, В. В. Спичак
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.35-36.
  1. -9807

Болдырева В.А.
   К оценке нефтегазогенерирующего потенциала палеозойских отложений Предкавказья / В. А. Болдырева, Е. А. Трофименко, А. А. Чернов
// Геофизика. - 2007. - №5.-С.62-67,[3] л.ил.:портр. - Библиогр.:5 назв.

В пределах Прикумской системы поднятий Предкавказья месторождения нефти открыты в меловых и триасовых толщах, что дает основание для поисков залежей УВ в нижележащих палеозойских отложениях. Эффективность поиска и разведки месторождений УВ может быть значительно повышена за счет применения несейсмических методов – высокочастотной гравиметрии и магнитометрии с применением специальных методов интерпретации: метода псевдомагнитных аномалий (конверсии), метода геологического редуцирования, а также оригинального метода «Градис». По указанной методике были проведены исследования в районе месторождений Байджановского и Восточного. По результатам анализа гравитационного поля с применением гравитационного моделирования рез был дан прогноз и определены параметры разуплотнений в палеозойских отложениях этих структур и составлена схема разуплотнений с выделением их контуров. Определения значения пористости карбонатных отложений в пределах выявленных по гравиметрическим данным разуплотнений свидетельствуют о том, что они могут представлять интерес как объекты поисков залежей нефти. Методика, использованная при анализе гравиметрических данных, ранее достаточно успешно применялась в ряде нефтегазоносных районов.
  1. В54186

Боровский М.Я.
   Гравиметрическая разведка в нефтегазовой геологии / М. Я. Боровский, В. И. Богатов, А. А. Ефимов
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.43.
  1. Б75282

Брусиловский Ю.В.
   Геомагнитная съемка в центральной части Каспия / Ю. В. Брусиловский, А. Н. Иваненко, А. М. Филин
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.4. - С.34-36.


Кратко изложены результаты геомагнитных градиентных измерений в процессе комплексной экспедиции на Ялама-Самурском и Центральном поднятиях Каспия, которые считаются перспективными в отношении залежей углеводородов. Выявлена отрицательная магнитная аномалия, контуры которой коррелированны с гравиразведочными и электроразведочными данными. Выбраны места для бурения.
  1. -9844

Будагов А.Г.
   Шельф России и современные технологии сейсморазведки / А. Г. Будагов
// Геофиз.вестн. - 2007. - №5.-С.6-9.


Отмечается крайне низкая геофизическая изученность шельфа арктических морей России, а также отставание в развитии современных технологий. В частности, крайне мало выполнено морских 2D -3D сейсмических исследований, недостаточное производство специализированного навигационного и сейсмического оборудования. Особое внимание автор обращает на преимущества 3D - сейсмических съемок. Освоение шельфа тормозится также недостаточным финансированием разведочных работ.
  1. -10039

Бусыгин И.Н.
   Использование многопараметрического анализа для обнаружения перспективных объектов на нефть и газ / И. Н. Бусыгин, Е. Ю. Савчиц, Н. П. Шкирман
// Технологии сейсморазведки. - 2006. - №1.-С.60-66:ил. - Библиогр.:4 назв.


Предложен алгоритм многопараметрического анализа сейсмических данных. Для определения петрофизических свойств и флюидонасыщенности пород предлагается учитывать такие параметры как энергия и скорость сейсмических волн, спектральный состав, статистические характеристики, поглощение и др. Практическая реализация предлагаемого алгоритма предполагает использование априорной геологической информации, которая, как правило, имеется в распоряжении интерпретатора. Эффективность алгоритма иллюстрируется на изучении нефтегазоносности Восточного Предкавказья.
  1. -10058

   ВOS -прикладной пакет для моделирования многопластовых систем / А. Р. Латыпов, В. А. Байков, О. В. Емченко, И. Б. Васильев
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №2.-С.58-62:ил.,табл. - Библиогр.:3 назв.
  1. -9807

Ведерников Г.В.
   Новые возможности изучения геодинамических шумов от нефтегазовых залежей / Г. В. Ведерников
// Геофизика. - 2006. - №5.-С.9-12,[2] л.ил.:ил.,портр. - Библиогр.:14 назв.
  1. Г22575

Верба М.Л.
   Палеозойский комплекс отложений в Карском море: генезис и перспективы нефтегазоносности / М. Л. Верба, Т. Н. Кузина
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.42-43.


Новые данные о строении осадочного чехла шельфовых областей Карского моря были получены по результатам обработки данных профиля 3-АР "Кемь-Пионер" (2004-2005 гг.), пересекшего море с юго-запада на северо-восток. Комплекс работ включал сейсморазведку МОВ и МПВ-ГСЗ, геоакустическое профилирование, гравимагнитные измерения, эхолотный промер и выборочное геохимическое опробование. Морские геофизические данные были увязаны с геологическим разрезом архипелага Северная Земля. Выполненное по сейсмическим материалам томографическое моделирование позволило сделать следующие выводы: - рифейско-нижнепалеозойский разрез образует единый седиментационный мегакомплекс, не разобщенный несогласиями и не испытавший складчатости; - комплекс представлен сравнительно малоуплотненными не метаморфизованными породами, в которых нарастание скоростных параметров с глубиной соответствует вертикальной зональности диагенеза в нормально осадочных покровных комплексов. Исходя из вышеизложенного, Карский шельф рассматривается как шельфовая плита, в строении которой принимают участие три структурно-вещественных комплекса: мезозойско-кайнозойский койлогенный чехол, фундамент дорифейской (гренвилльской) стабилизации, промежуточный рифейско-палеозойский комплекс осадков глубоководного Карского субокеанического бассейна. Сопоставление сейсмических данных с данными по разрезам прилегающей суши показывает, что в непосредственной близости от берега находился осадочный бассейн, в котором в течение рифея - девона шло непрерывное субаквальное осадконакопление. Т.е. в регионе существовала постепенно заполняемая осадками глубокая геодепрессия, а не древняя континентальная структура типа кратона. Т.о. шельф Карского моря является связующим звеном между Западно-Сибирской плитой и продолжением Баренцево-Северокарского мегапрогиба, что позволяет говорить о перспективах нефтегазоносности этого аквального сегмента Обско-Баренцевского мегабассейна, который в Западно-Сибирской провинции становится экономически рентабельным объектом нефтедобычи.
  1. Г22570