7. Нефть и газ

Вид материала

Документы

Содержание Киселев В.П. Кобрунов А.И. Конторович В.А. Крылов Д.Н. Левашов С.П. Морская высокоточная гравиметрическая разведка восточной части акватории Азовского моря Новая технология сейсмической разведки на основе источников колебаний в глубоких скважинах с целью детального изучения и монитор Новые представления о формировании естественных электрических полей углеводородных залежей

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.

Киселев В.П.
   Строение и нефтегазоносность пограничных отложений юры и мела Юганского Приобья по геофизическим данным / В. П. Киселев, В. А. Казаненков, М. А. Павлова
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №6.-С.47-56:ил. - Библиогр.:11 назв.


Построена и рассмотрена с точки зрения перспектив нефтегазоносности верхнеюрских и нижнемеловых отложений карта изопахит подачимовской толщи Юганского Приобья. Выявлена связь толщины и пространственного размещения флюидоупоров и залежей нефти в пограничных отложениях юры и мела. Установлено, что основные промышленные залежи в ачимовских песчаниках приурочены к участкам с пониженными толщинами подачимовских аргиллитов или расположены восточнее их. Над участками с повышенными толщинами ачимовские коллекторы, как правило, водонасыщены.

173. Б75324
     

Кобрунов А.И.
   Технология и методика интегрированной интерпретации сейсмогравиметрических данных / А. И. Кобрунов, С. В. Шилова, В. Е. Кулешов
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.69-71.

174. Б75266
     

Коган Л.И.
   Методика и техника сейсмических работ при делимитации границ внешнего шельфа и изучении глубинного строения осадочной толщи и консолидированной коры под дном акваторий / Л. И. Коган
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.95-97.


Для решения задач проведения границ внешнего шельфа и континентального склона и изучения строения фундамента и осадочного чехла под дном акваторий как наиболее эффективная предложена методика комбинированной сейсморазведки МОГТ-МПВ, представляющая собой широкоугольное глубинное сейсмическое профилирование (ШГСП) в односудовой модификации (ШГСП-1). При этом в ближней зоне (от 0,1 до 15,0 км) докритические отраженные волны регистрируются длинной (до 15 км) многоканальной приемной системой (косой), а в дальней зоне (от 10 до 300 км) регистрация сейсмических волн (закритических отраженных, головных, рефрагированных) осуществляется автономными донными сейсмическими станциями (АДСС). Для реализации методики ШГСП-1 использовались следующие аппаратура и оборудование: При многоканальной сейсморазведке МОГТ: - групповой пневмоисточник типа Bolt-1500, 1800 Long-Life; - цифровая сейсмическая коса с нейтральной плавучестью I/O MSX-24; - система сбора данных Sea MSX; - система оперативного контроля и обработки данных SUN-2000 c CMO FOCUS (Promax). При сейсморазведке методом преломленных волн МПВ: - групповой пневмоисточник типа Bolt-1500, 1800 Long-Life (с подстройкой по объемам и глубине погружения линий ПИ); - самовсплывающие 4-х компонентные донные сейсмографы АДСС. В 2002-2006 гг. по технологии комбинированной сейсморазведки было отработано более 30 000 погонных км в Бенгальском заливе, Аравийском, Средиземном и Охотском морях.

175. -9807
     

Кожевников Д.А.
   Адаптивная интерпретация данных нейтронного каротажа нефтегазовых скважин / Д. А. Кожевников, К. В. Коваленко
// Геофизика. - 2007. - №5.-С.30-44:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:23 назв.

Для определения эффективной пористости в качестве альтернативы поправочной методики, имеющей множество неустранимых источников погрешностей (отсутствие информации о петрофизических и петрохимических характеристиках минеральных компонент) предлагается методика адаптивной интерпретации данных ГИС, основанная на петрофизической модели гранулярного коллектора. Предлагаемая методика настраивает интерпретационные алгоритмы по показаниям, зарегистрированным в условиях естественного залегания, и имеет следующие достоинства:

• Эффективная пористость терригенных и карбонатных полиминеральных коллекторов количественно определяется в абсолютных единицах без использования «опорных» пластов.
  
• Методика обеспечивает адаптивную настройку интерпретационного алгоритма на литологические и петрохимические особенности исследуемого коллектора и на текущие условия измерений, включая конструкцию скважины.
  
• Методика стандартизирует нестандартную аппаратуру по конечному результату интерпретации. Алгоритм интерпретации применим для двухзондовой (многозондовой) аппаратуры любой конструкции, с любыми детекторами и нейтронными источниками.
  
• Методика обеспечивает настройку интерпретационного алгоритма на метрологические характеристики применяемых зондов в условиях естественного залегания в изучаемом интервале разреза.
  

176. -8903
     

   Комплексная обработка данных аудиомагнитотеллурического зондирования при поиске нефтегазоконденсатных залежей / В. В. Сухой, Е. М. Шеремет, С. Н. Кулик, С. М. Федотов
// Геофиз. журнал. - 2006. - Т.28,№2.-С.63-79:ил. - Библиогр.:21 назв.


Обобщен 10-летний опыт аудиомагнитотеллурического (АМТЗ) зондирования на различных участках Днепровско-Донецкой впадины. Использование АМТЗ позволило выделить аномальные области электросопротивления над нефтегазоконденсатными залежами на глубинах 0,5-2 км. Разработанный комплекс оригинальных алгоритмов использован при построении 1D- и 2D-моделей. При обработке полевых измерений, проводившихся одноточечным методом, была повышена помехозащищенность (точность) оценки модуля импенданса. Измерения АМТЗ по независимым точкам вдоль профиля, перпендикулярного к простиранию аномальной структуры, позволили определять положение ее границ с точностью порядка нескольких десятков метров.

177. -10036
     

Конанова Н.В.
   Газоносность Тимано-Североуральского региона:(глубин.критерии) / Н. В. Конанова
// Георесурсы. - 2007. - №4.-С.37-39:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:с.39.


На территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) к настоящему времени открыто более 200 месторождений углеводородного сырья. Географическое и экономическое положение ТПП обуславливают ее привлекательность для энергетических компаний и инвесторов. Однако, в связи с выработанностью большинства месторождений, большое значение приобретает глубинная мантийная газоносность региона. С конца 80-х годов 20 века Институтом геологии КомиНЦ УрО РАН ведутся исследования глубинного строения литосферы Печорской плиты по методике гравитационного зондирования с использованием с использованием аппарата численного дифференцирования. Результатом этих работ стало построение первых моделей блокового строения литосферы и подлитосферной мантии ТПП до глубины 600-1000 км. Выявлены плотные (холодные, малопроницаемые для глубинных флюидов) и разуплотненные (горячие, флюидо- и газонасыщенные) блоки. На всех интерпретационных уровнях выделены зоны с абсолютно "проницаемыми" породами, характеризующимися пониженными значениями плотности вещества. Установлено, что значительное количество высокодебитных месторождений УВ расположено над зонами повышенной проницаемости консолидированной коры и верхней мантии или над зонами контакта разнородных блоков. Такие зоны, в которых идут процессы дегазации и дефлюидизации литосферы, а также зоны, характеризующиеся возникновением температурного барьера вследствие столкновения горячих конвективных потоков с холодными блоками, можно предположительно рассматривать как источники дополнительной генерации УВ. С позиций глубинного строения ТТП прогнозируется наличие участков с повышенной концентрацией мантийного гелия и газов мантийного генезиса в нефтегазовых месторождениях в районе Косью-Роговской впадины и в прилегающих к ней поднадвиговых участках Западно-Уральской структурно-формационной зоны, а также на северной оконечности Кировско-Кожимского прогиба в северной части Волго-Уральской антеклизы.

178. -6779
     

Конторович В.А.
   Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири:(на прим.Чузикско-Чижапс.зоны нефтегазонакопления) / В. А. Конторович
// Геология и геофизика. - 2007. - Т.48,№5.-С.538-547:ил. - Библиогр.:с.547.


Излагаются результаты разработки критериев оценки перспектив нефтегазоносности горизонта зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений в Чузикско-Чижапской зоне нефтегазонакопления. Предлагаемые критерии позволяют выделять среди известняков и кор выветривания такие их разновидности, которые обладают хорошими коллекторскими свойствами. При аналогичных исследованиях рекомендуется использовать следующие материалы: карты вещественного состава пород различных геологических комплексов, структурные карты, относящиеся к различным горизонтам.

179. -9741
     

Крылов Д.Н.
   К оценке достоверности прогноза детальной фильтрационно-емкостной модели среды по данным сейсморазведки на примере Средне-Хулымского месторождения ОАО "РИТЭК" / Д. Н. Крылов, Г. Е. Ивашко, Р. М. Судо
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №3/4.-С.43-54:ил.,табл. - Библиогр.:15 назв.


Проведена оценка эффективности инверсии псевдолитологического каротажа по данным разведочного и эксплуатационного бурения на Средне-Хулымском месторождении в Западной Сибири. По результатам исследований, достоверность детального прогноза литологических особенностей разреза и коллекторских свойств тонких (до первых десятков метров) пластов возрастает при регистрации полной волновой картины с использованием эффективных вычислительных процедур. Разработанных ранее. Резервом повышения достоверности прогноза является также повышение плотности сейсмических наблюдений.

180. В54186
     

Левашов С.П.
   Инновационная экспресс-технология "прямых" поисков и разведки скоплений углеводородов геоэлектрическими методами / С. П. Левашов, Н. А. Якимчук, И. Н. Корчагин
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.141-142. - Библиогр.: 1 назв.

181. В54186
     

   Локализация залежей УВ методами регистрации и томографической обработки данных сейсмической эмиссии / К. И. Логинов, М. Б. Шнеерсон, А. П. Жуков, В. Е. Шулакова
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.148-149.

182. -2
     

Мамиесенов Н.М.
   Термобарические условия размещения залежей углеводородов в плиоценовых отложениях востока Южно-Каспийской мегавпадины / Н. М. Мамиесенов
// Бюл.МОИП.Отд.геол. - 2006. - Т.81,вып.1.-С.51-54:ил.,табл. - Библиогр.:3 назв.


В пределах Южно-Каспийской мегавпадины плиоценовые толщи, содержащие залежи нети и газа, характеризуются повсеместным развитием аномально высоких пластовых давлений и повышений температур. Анализ термобарических условий показал, что существование залежей нефти возможно до глубины 7 км. В работе проводится установление закономерности изменения фазового состояния флюидов, с этой целью были обработаны фактические материалы по начальным пластовым давлениям и температурам. Установлены необходимые критерии для прогноза оторочек в газоконденсатных залежах. Судя по этим критериям, сделаны выводы о том, что в пределах суши Южно-каспийской мегавпадины газы во всех ныне обнаруженных залежах газоконденсата контактировали с нефтями. Проведены расчеты температур на глубинах 1-7 км для различных тектонических зон, с целью выявления условий существований промышленных скоплений УВ.

183. -9826
     

Мигурский Ф.А.
   Глубинное строение Омулевской возможно нефтегазоносной области на основе компьютерного геоплотностного моделирования / Ф. А. Мигурский
// Геоинформатика. - 2006. - №4.-С.49-52:ил. - Библиогр.:8 назв.

184. -9844
     

Миколаевский Э.Ю.
   Некоторые вопросы построения геолого-геофизической модели нефтяной залежи в терригенном разрезе / Э. Ю. Миколаевский
// Геофиз.вестн. - 2006. - №10.-С.14-17:ил.,табл.


В последнее время перед компьютерными технологиями интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) в комплексе с полевой геофизикой поставлен вопрос построения геолого-геофизических моделей нефтяных и газовых залежей. Составленная по этим данным модель является важным документом разведки нефтегазовых месторождений, который широко используется как при подсчете запасов месторождения, так и при составлении проекта на его разработку. На основе пластовой и точечной технологий интерпретации данных ГИС предложена смешанная универсальная модификация компьютерной технологии обработки и интерпретации данных ГИС, включающая две части: (1) Предварительная пластовая интерпретация, обеспечивающая построение пластовых моделей исходных каротажных кривых в виде графиков существенных значений кажущихся пластовых параметров, определяемых между границами пластов. Модели представляются в цифровой форме как исходные каротажные кривые. (2) Последующая точечная интерпретация моделей для литологического расчленения, выделения пластов-коллекторов, определения их параметров, необходимых для подсчета запасов и построения геолого-геофизической модели нефтяных и газовых залежей. Результаты интерпретации представляются в пластовом виде (таблицы, разрезы, карты).

185. Б75266
     

    Морская высокоточная гравиметрическая разведка восточной части акватории Азовского моря / Г. А. Кононков, В. А. Лыгин, Д. М. Малютин и др.
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.177-179. - Библиогр.: 2 назв.


В результате гравиметрических исследований восточной части акватории Северо-Азовского прогиба выявлены новые структуры в предположительно пермо-триасовых отложениях; интрузивное тело (интервал глубин 2,5 - 15 км); изучены особенности изменения гравитационного поля с глубиной, а также тектонических нарушений и связанных с ними возможных путей миграции УВ. По результатам спектрального анализа гравитационного поля выявлены изменения границ плотностных неоднородностей на различных глубинах. Выделена плоскость возможного скольжения двух блоков и местоположение сочленения их контактов. В плоскости скольжения происходит разрядка напряжений и, соответственно, снижение пластовых давлений, что позволяет предполагать на этом участке возможность миграции УВ в направлении уменьшения давлений.

186. -9807
     

Недосекин А.С. .
   Моделирование изменчивости коллекторских свойств продуктивного пласта по данным сейсморазведки и ГИС / А. С. Недосекин
// Геофизика. - 2007. - №6.-С.30-34,44:ил.,табл.

Для анализа поведения в разрезе тонкого пласта в ЗАО «Пангея» была разработана технология прогноза, основанная на многопараметрической фильтрации волнового поля по заданному эталону, реализованной в программе MD Filter. Технология оценки тонких пластов включает следующие этапы обработки и интерпретации данных:

• Выбор группы методов ГИС, комплексная интерпретация которых позволяет выделить в разрезе целевой пласт.
  
• Определение диапазонов изменения параметров каждого метода в интервале регистрации пласта.
  
• Согласование шага дискретизации сейсмической записи с толщиной целевого пласта путем введения промежуточных отсчетов.
  
• Построение прогнозных разрезов по данным методов ГИС, по которым будет фильтроваться целевой пласт.
  
• Выделение целевого пласта с использованием программы MD Filter, для которой выходными данными являются прогнозные разрезы и диапазоны изменения параметров, характеризующих пласт по методам. Предлагаемая методика была апробирована на двух лицензионных участках.Преимущества представленного подхода для изучения сложно построенных ловушек заключается в возможностях:
  

• Построения необходимого набора карт для документального обоснования моделей ловушек УВ и подсчета запасов в соответствии с требованиями Государственной экспертизы.
  
• «Прямого» исследования геологического объекта.
  
• Прогноза детального поведения сложно построенных ловушек в межскважинном пространстве.
  
• Построения моделей залежи, адекватно учитывающие разнородную геолого-геофизическую и промысловую информацию.
  

187. -9844
     

Никитин Ан.А.
   Современное состояние ГИС в Китайской Народной Республике / Никитин Ан.А., Хэ Чанчунь
// Геофиз.вестн. - 2006. - №12.-С.11-15:табл. - Библиогр.:7 назв.


Развитие экономики Китая неразрывно связано с увеличением потребления углеводородного сырья, что стимулирует развитие каротажных технологий. Эта тенденция характерна и для всего мира. Начало геофизических исследований скважин в Китае положено в 1949 г., а позднее продолжено геофизиками, учившимися в СССР. В Китае 10 основных месторождений нефти и газа в разных провинциях страны. Главных месторождений нефти 3: Шэнлиское, Ляохейское, Дацинское. Первое находится на суше и в акватории Бохайского залива Восточного Китая. Связано с третичными отложениями. Суммарный дебит нефти к 2005 г. - 26,5 млн. т/год. Ляохейское месторождение находится на суше и в акватории Ляодунского залива. Дебит его к 2005 г. -15 млн. т/год. Оба месторождения сходны. Дацинское месторождение на северо-востоке страны, в озёрных отложениях, его дебит к 2005 г. - более 44,9 млн. т/год. Три месторождения дают половину суммарного дебита Китая в 180 млн. т/год, а потребности - 300млн. т. Каротажные услуги обеспечиваются в основном государственными нефтехимическими корпорациями "ПетроЧайна" и "Синопек", имеющих 15 каротажных компаний. Из них главную роль играют Шенлинская ("Синопек") и Дацинская и Ляохейская ("ПетроЧайна"). В то же время Шенлинская компания работает также в Иране, Монголии, Азербайджане, Казахстане, Перу, Венесуэле. В Китае используются в основном собственные цифровые приборы, но приобретают и у иностранных компаний "Халибартон", "Бейкер Хьюз", немного у России. То же с наземными системами каротажа. Для интерпретации используются китайские и иностранные программные пакеты. Между методологиями китайских и российских геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах различия невелики.

188. В54186
     

    Новая технология сейсмической разведки на основе источников колебаний в глубоких скважинах с целью детального изучения и мониторинга месторождений углеводородов / А. С. Алексеев, С. В. Сердюков, В. А. Силаев и др.
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.9-10.

189. -5746
     

   Новые возможности повышения эффективности сейсмогеологических методов исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ в Среднем Приобье / С. Г. Кузьменков, Ю. В. Беручев, А. А. Копыльцов и др.
// Геология нефти и газа. - 2007. - №6.-С.18-24:ил. - Текст парал.рус.;англ.

Требованиям решения задач увеличения детальности и глубинности исследований нефтегазоносных комплексов, характеризующихся сложным геологическим строением, поиска и разведки неструктурных и малоразмерных ловушек на больших глубинах, прямых поисков залежей УВ наиболее полно удовлетворяет объемная сейсморазведка 3D. На этапе эксплуатации месторождения применяется промышленная сейсморазведка, в которой наряду с наземными модификациями используется сейсморазведка 3D в скважинном варианте (ВСП-ОГТ) и методы около- и межскважинного просвечивания. Вид окончательного сейсмического разреза зависит от задач, решаемых при его анализе (получение временных разрезов, выделение дизъюнктивных нарушений, выявление внутренней структуры геологического объекта и т.д.). При решении задачи картирования неантиклинальной ловушки на Рославльском лицензионном участке был применен комплексный анализ геолого-геофизических данных (бурения, сейсморазведки и СК-ВСП), что позволило установить тип ловушки залежи и наметить комплекс дальнейших исследований для уточнения ее морфологии.

190. Г22584
     

    Новые представления о формировании естественных электрических полей углеводородных залежей / Э. К. Швыдкин, А. С. Якимов, М. Я. Боровский, Б. В. Успенский
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.129-136: ил. - Библиогр.: 7 назв.


Установлено, что над месторождениями нефти и газа, залегающими на глубинах от 200 до 3700 м, наблюдаются интенсивные естественные электрические поля, генетически связанные со скоплениями УВ. Формирование электрического поля залежей происходит непрерывно, начиная с момента их образования и до полного разрушения. В результате над залежью устанавливается электрический поток к дневной поверхности, в пределах которого и происходит миграция УВ и других компонентов. Анализ результатов измерений электрических потенциалов над нефтеносными структурами Волго-Уральского региона, проведенных в 1998-2006 гг., показал, что наблюдается значительный разброс значений потенциала как по амплитуде, так и по знаку. При этом амплитуда аномалий колеблется от -15 до +180 мВ, а доля положительных аномалий составляет около 30%. Для выяснения причин изменения и знака электрических потенциалов над скоплениями УВ были проведены измерения на двух нефтеносных поднятиях Муслюмовского месторождения. Обе залежи близки по площади и дебитам скважин, но различаются по глубине залегания. Реальное электрическое поле над ними практически совпадает по знаку, градиенту и интенсивности. Из этого следует, что интенсивность аномального электрического поля на дневной поверхности зависит не от глубины залегания резервуара, а от глубины залегания регионального водоупора, что подтверждается исследованиями, проведенными на ряде других месторождений. Кроме того, по материалам исследований на ряде других площадей установлено, что существенное влияние на характер и знак фиксируемых аномальных полей оказывают литологический состав перекрывающих залежь отложений и ограничивающие залежь дизъюнктивные дислокации. Из всего вышеизложенного можно сделать следующие выводы: 1. Интенсивные естественные электрические поля возникают лишь при наличии в структуре достаточного количества УВ. 2. Распределение естественного поля на дневной поверхности во многом зависит от обрамляющих залежь тектонических нарушений. 3. Знак потенциала электрического поля определяется составом перекрывающих залежь пород. 4. Естественные электрические поля имеют близкие параметры и характеристики в пределах конкретного структурно-тектонического региона.

191. Б75282