Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»




НазваниеТезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
страница4/38
Дата09.11.2012
Размер4.97 Mb.
ТипТезисы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   38

ОСОБЕННОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ПРЕДЕЛАХ МАЛЫШЕВСКО-ПЕТРОВСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ

Вылегжанина А. С.

(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)

В результате выполненных исследований получены новые данные, направленные на получение доказательств о возможных градиентных тектонических движениях земной коры в пределах Малышевско-Петровской зоны поднятий, традиционно считающейся тектонически пассивной.

Данные исследования вызваны расхождением в представлении о геологическом строении рассматриваемой территории соответственно по геофизической и промысловой информации, в частности по Алексеевскому месторождению, на котором начата пробная эксплуатация.

По геофизическим данным Алексеевское месторождение имеет пликативное строение, а промысловая информация (значительное расхождение уровней ВНК в пределах близкорасположенных скважин, волновой характер увеличения пластового давления, иногда ярко выраженный импульсный, присутствие гелия в газообразных и жидких флюидах) указывает на блоковое строение.

Результаты анализа прозрачных петрографических шлифов, изготовленных из керна пород продуктивных и непродуктивных горизонтов, установили довольно густую сеть микротрещин, характеризующиеся разной генерацией, разной ориентировкой, степенью открытости.

По итогам исследований сделаны следующие выводы [1]:

  1. территория имеет прогнозное трещинно-блоковое строение;

  2. важную роль в формировании залежей имеют молодые зоны повышенной трещиноватости вертикальной ориентировки, трассированных из глубин Прикаспийской впадины, и наклонной.

  3. система разноранговых трещинных зон собственно определила размещение углеводородных скоплений данной территории.


Литература:


  1. Касьянова Н. А., Вылегжанина А. С., Кирика Д. Д., Бурлин Ю. К., Брыжин А. А., Медведев П. В. «Роль трещиноватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины», «Геология нефти и газа», №4/2009, 10-16 стр.


Особенности формирования, строения и перспективы нефтегазоносности, колганской толщи в пределах Бузулукской ВПАДИНЫ

Афанасьева М.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

В разрезе осадочного чехла Бузулукской впадины открыто большое количество нефтяных, газонефтяных, газоконденсатных и газовых залежей, приуроченных к терригенным и карбонатным пластам-коллекторам отложений девонской, каменноугольной и пермской систем.

Последние принято группировать в восемь нефтегазоносных комплексов: I - нижнедевонско-франский, II - франско-турнейский, III - визейский, IV- визейско-башкирский, V - верейский, VI - каширско-верхнекаменноугольный, VII - нижнепермский, VIII - верхнепермский.

В качестве перспективных выделяются нижнепалеозойский и верхнепротерозойский комплексы.

Нефтепоисковые и разведочные работы в области, в основном, сосредоточены на отложения I, II, III нефтегазоносных комплексов. К этим комплексам приурочено около 65% разведанных ресурсов нефти и газа, а с ними связаны основные перспективы нефтегазоносности.

Расчленение разреза осадочной толщи и выделение пластов-коллекторов производится с позиций седиментационной цикличности, поэтому не всегда соответствует определению возраста пород. Это относится к нижнефаменским, средне-верхнефранским (колганская толща), кыновско-пашийским, бийско-койвенским отложениям.

В северо-восточной части Бузулукской впадины установлено замещение карбонатных отложений верхнефранско-фаменского возраста терригенными образованиями. Ареал распространения этой толщи прослеживается от северных границ Соль-Илецкого выступа до южных скважин Колганской площади и закономерное уменьшение мощности в северном направлении. Толща получила название "колганской". Интересным представляются условия ее формирования и источники сноса терригенных отложений. Установлены зоны различного литологического содержания рассматриваемых отложений и основные отражающие горизонты в ее кровле и подошве. В отложениях т.н. колганской толщи на указанной территории выявлено несколько залежей нефти, в т.ч. Донецко-Сыртовское, Кариновское, Дачно-Репинское.

Колганская толща представляет собой "клин" песчано-алевролитовых пород, замещающихся сначала глинистыми, а затем и карбонатными разностями, являющимися типичными для данной части разреза.

К основным трудностям в изучении колганской толщи можно отнести сложности ее корреляции (отсутствие четких реперов как в самой толще, так и в подстилающих и перекрывающих породах), недостаточность фактического материала по скважинам, глубины залегания толщи в пределах 4000-5800 м, а также достаточно ограниченный ареал распространения данных отложений.

Перспективы нефтегазоносности колганской толщи в первую очередь связываются с западной и юго-западной частями Восточно-Оренбургского поднятия.


ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЗИЧЕСКИХ И КОЛЛЕКТОРСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОБРАЗЦОВ

Дахнов А.В., Жуков В.С., Иселидзе О.В., Крюкова И.Б.,

Семенов Е.О.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ)

Как известно, петрофизика является основой использования методов геофизических исследований скважин (ГИС) с целью расчленения геологического разреза, определения подсчетных параметров, оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов. Одной из наиболее трудноопределяемых характеристик пласта является его проницаемость.

В докладе представлены результаты экспериментальных исследований фильтрационно-емкостных и физических характеристик образцов юрского возраста как в атмосферных, так и в пластовых условиях.

Зависимости между электрическими , акустическими свойствами и коэффициентом пористости указывают на наличие достоверных интерпретационных моделей для определения емкостной характеристики пласта. Связь параметра насыщения с коэффициентом водонасыщенности также характеризуется высокой степенью надежности, и позволяет оценить характер насыщения объекта.

Однако, и параметр пористости и параметр насыщения и интервальное время, а также акустический импеданс не позволяют оценить фильтрационную характеристику пласта.

Уравнение Козени-Кармана показывает, что коэффициент проницаемости зависит от нескольких характеристик породы (пористости, гидравлической извилистости, удельной поверхности каналов фильтрации и от форму сечения каналов фильтрации). Взяв за основу это уравнение, авторами было проведено комплексирование петрофизических характеристики, изучены связи между коэффициентом проницаемости и комплексным параметром, исходные данные для которого могут быть получены из результатов интерпретации ГИС. Подобное комплексирование позволяет получить интерпретационную модель для оценки коэффициента проницаемости по данным ГИС.


ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ ПРОДУКТИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

(КРАСНОЛЕНИНСКИЙ СВОД)

Вертиевец Ю.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Целью данной работы является геологическое обоснование возможности промышленного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к отложениям баженовской свиты Западной Сибири. В процессе работы решалась задача изучения продуктивности отложений баженовской свиты на основе геолого-промыслового анализа разработки двух месторождений Красноленинского свода.

Западная Сибирь обладает уникальными нефтегазоматеринскими породами баженовской свиты. Углеводородный ресурсный потенциал отложений баженовской свиты, по всем проведенным оценкам, превышает 1 трлн. тонн. Если предположить, что геологически и технологически возможно освоить небольшую долю УВ сырья баженовской свиты, то это позволят прирастить извлекаемые запасы нефти не менее чем на 35-50 млрд. тонн.

В баженовской свите выделяются 3 типа коллекторов: карбонаты, песчаники и собственно аргиллиты:

- карбонатный коллектор имеет каверново-трещинный тип пустотного пространства, не смотря на сложность этого типа коллектора, довольно большой опыт разработки накоплен как на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, так и в Тимано-Печорской НГП;

- песчаники представлены линзами и имеют небольшое распространение по площади, разработка данных объектов не представляет особой сложности, и с большой долей успеха можно использовать традиционные методы нефтеизвлечения, закачкой воды в линзы;

- характерной особенностью аргиллитов баженовской свиты, является тонко- и микроплитчатость, слойчатость и листоватость. Ряд многих факторов позволяют сделать вывод, что первичным и, видимо, главным является межплитчатое и межслойчато-листоватое пространство аргиллитов баженовского природного резервуара. Это совершенно новый тип коллектора, который требует нетрадиционного подхода к разработке.

В данной работе на основе геолого-промыслового анализа разработки двух месторождений Красноленинского свода, был выявлен характер работы добывающих скважин, проведен анализ добычи на этапе пробной эксплуатации и сделаны выводы о коллекторских свойствах баженовской свиты, с целью оптимизации промышленного освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.


НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЦЕССА ИЗУЧЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ НЕДР В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ (НА ПРИМЕРЕ ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ)

А.В. Шадрин

(ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ»)

Система поисков и освоения новых месторождений нефти и газа в Волгоградской области не имела существенных отличий от процесса изучения и освоения недр, осуществляемого в пределах других регионов в советское время. В основе процесса освоения недр лежал принцип государственной собственности на участки недр и на добываемые из них полезные ископаемые, а все работы фи­нансировались из средств государственного бюджета.

С распадом СССР и переходом России к рыночной экономике возникла необходимость создания принципиально новой схемы изучения и освоения недр. Предоставление недр в пользование оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии. Принятое вслед за Законом «О недрах» «Положение о порядке ли­цензирования пользования недрами» определило в общих чертах механизм предоставления и отзыва лицензий по различным объектам не­дропользования.

Однако, в процессе оформления лицензионных соглашений, в частности при определении границ лицензионных участков, была допущена одна очень существенная ошибка. Из-за существующей на тот момент секретности координаты будущих лицензионных участков определялись с точностью до минуты, а их секундные характеристики отсутствовали, что в свою очередь привело к сильному искажению границ и площадей лицензионных участков.

Как результат, в ряде случаев часть месторождения выходит за пределы границ лицензионного участка, а соответственно на незалиценированной территории недропользователь не имеет прав пользования недрами, а значит производить разведку и добычу углеводородного сырья.

Отсутствие на сегодняшний день данного механизма и оперативного оформления документов при изменении границ площади лицензионного участка (в случае необходимости его увеличения) значительно сдерживает процесс рационального освоения углеводородных ресурсов, как на территории Российской Федерации, так и на территории Волгоградской области в частности.

Федеральным законом «О недрах» было установлено, что разграниче­ние предметов ведения и полномочий между органами государствен­ной власти Российской Федерации и органами государственной власти субъектов Российской Федерации в сфере регулирования отношений недропользования осуществляется Конституцией Российской Федера­ции, а также заключаемыми в соответствии с ней федеративными и иными договорами о разграничении предметов ведения и полномочий.

Однако, разграничение государствен­ной собственности на федеральную, субъек­тов федерации и муници­пальную, как это принято в ряде федератив­ных государств, до 2004 года не было произ­ведено. По этой причине утвердилась прак­тика принятия совместных решений по вопросам недропользования по принципу «двух ключей», т.е. согласованные решения должны прини­маться федеральным орга­ном управления фондом недр и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Поскольку главенство того или иного «ключа» не было установлено, любой из них мо­г заблокировать решение выдачи лицензии или дополнения к лицензии на право пользования недрами. Такой механизм принятия решений Конституцией РФ не предусмотрен.

Эффективное государственное регулирование процесса недропользования позволит соблюсти баланс экономических интересов недропользователей и государства, будет способствовать организации рационального недропользования, препятствовать выборочной отработке высокорентабельных залежей и стимулировать разработку трудноизвлекаемых и низкорентабельных запасов.


ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ МОНИТОРИНГ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

М.А.Лобусев

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Одним из действенных путей повышения эффеткивности недропользования является замена традиционного контроля разработки залежей УВ мониторингом этого процесса.

Различие между контролем и мониторингом заключается в следующем: - контроль, в сущности, представляет собой формальное установление соответствия объекта контроля действующим нормам, стандартам и принятым решениям.

Применительно к требованиям оптимизации условий недропользования при разработке месторождений УВ целесообразно включить следующие виды работ, представляющих собой неразрывную целостную систему мониторинга разработки месторождений.

- систематическое наблюдение за фактическим состоянием объекта и его изменением; характер и направленность протекающих в нем техногенных процессов; постоянное накопление, оперативную систематизацию получаемой информацию и создание банка первичных данных; периодический глубокий анализ результатов наблюдений с оценкой текущего состояния объекта на определенные даты (раз в месяц, полугодие, год); прогноз изменений состояния объекта на перспективу, если выявленные закономерности сохраняются; рекомендации и принятие решений по управлению техногенным процессом

Разрабатываемую залежь следует рассматривать как сложнопостроенный геолого-технический комплекс (ГТК), в котором совмещены два разнородных объекта. Первый из них это объективно существующая природная система. Другой, техногенный объект, это система разработки залежи, которая вначале проектируется исходя из особенностей природного объекта, а затем начинает функционировать по мере ее реализации на практике.

Характер и степень изменений залежей углеводородов в основном зависит от реализуемых технологических и технических решений, из числа которых выбирается и утверждается вариант наиболее эффективный, исходя из имеющихся на текущий момент представлений об особенностях природного объекта. В дальнейшем при реализации по различным причинам утвержденная система подвергается различным уточнениям, добавлениям, а иногда даже коренным изменениям.

При организации мониторинга должны выделяться такие компоненты и элементы техногенной системы, которые являются определяющими в вопросе обеспечения полноты извлечения запасов УВ именно на этом объекте. Таким базовым элементом во всех применяемых системах разработки является фонд добывающих скважин.


ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА НИЖНЕГО КАРБОНА В СВЯЗИ С ИХ РАЗРАБОТКОЙ (НА ПРИМЕРЕ РЯДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

Волк Е.Ю.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В геологическом строении изучаемых шести месторождений Самарской области принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения.

Предметом изучения являются пласты бобриковского горизонта нижнекаменноугольного возраста. Они имеют широкое распространение и к ним приурочены многочисленные промышленные залежи нефти Урало-Поволжья.

Для изучения особенностей геологического строения и условий залегания продуктивных пластов бобриковского горизонта была проведена детальная корреляция разрезов скважин.

Основной песчаный пласт бобриковского горизонта – Б2, имеет однородное строение общей толщиной от 20 до 25 м. Средняя проницаемость по керну 0,806 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях – 2,5 мПа.с, газосодержание нефти 22-27 м3/т, Рпл=22,5МПа, Рнас=3,5МПа. Залежи в пласте Б2 почти повсеместно подстилаются подошвенной водой и разрабатываются при естественном водонапорном режиме без ППД.

Основными особенностями работы скважин являются интенсивный рост обводненности и практически отсутствие безводного периода добычи нефти, хотя они перфорируются на 5-7 м выше начального ВНК. Дебиты по нефти напрямую зависят от обводненности скважин.

Такая динамика разработки должна была сложиться при совместном влиянии определенных природных и техногенных факторов. К природным факторам, свойственным эксплуатационному объекту Б2 следует отнести:

- особенности преимущественно монолитного строения песчаного пласта Б2, его высокую продуктивность и вертикальную проницаемость близкую к горизонтальной;

- характер залегания нефти в залежах пласта Б2, повсеместно подстилаемых подошвенной водой;

- естественном водонапорный режим, обеспечивающий в данных геолого-физических условиях наиболее благоприятный процесс вытеснения нефти подошвенной водой.

К технологическим факторам, которые могут отрицательно сказаться на выработке запасов пласта Б2, следует отнести:

- возможность конусообразования при чрезмерных депрессиях, создающихся за счет снижения забойного давления;

- низкое качество цементирования эксплуатационных колонн в интервалах продуктивных пластов.


Результаты мониторинга разработки меловых нефтегазовых пластов Западной Сибири методами ГИС через стеклопластиковую обсадную колонну

Боркун Ф.Я. Новак А.В.

(ФГУП «ЗапСибНИИГГ», Тюменский ГУНГ)

Наличие зацементированных металлических обсадных колонн, в условиях довольно слабой минерализации пластовых вод (в пределах 20 г/л) не позволяет достоверно реализовать контроль за выработкой нефти из всех меловых, а также большинства юрских пластов-коллекторов Западной Сибири. Причина этого, в основном, в невозможности проведения методов электрометрии для оценки характера насыщения, коэффициента нефтенасыщенности и местоположения начальных и текущих контактов «вода-нефть» и «нефть-газ».

Применение стеклопластиковых обсадных колонн в интервале залегания нефтегазовых пластов позволило успешно решить не только вышеприведенные задачи, но и ряд дополнительных вопросов, комплексируя проведение электромагнитных методов с нейтронным методом по тепловым нейтронам (НКт).

Исследования через стеклопластиковую обсадную колонну проводились в течении 90 месяцев с 1999 по 2007 гг., в диапазоне глубин залегания пластов АС4 и АС5 1880-1935,0 м. Основными методами скважинных циклических измерений являются в обсаженном стволе методы индукционного (ИМ), высокочастотного индукционного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) и нейтронного метода по тепловым нейтронам (НМт).

В результате 8 циклов измерений указанным комплексом получены ответы на решение следующих основных поставленных задач за характером выработки нефтегазовых пластов-коллекторов:

1. Уверенно выделено начальное и текущее местоположение контактов пластовых флюидов «ВНК» и «ГНК».

2. С высокой степенью повторяемости оценен характер изменения текущих значений газонасыщенности (Кг) и нефтенасыщенности (Кн).

3. В зоне обводнения продуктивных пластов довольно уверенно определено значение коэффициентов остаточного нефтегазонасыщения (Кно и Кнг).

4. Уверенно индексируются интервалы прорыва нагнетаемых вод в продуктивные пласты.

5. В целом, в течении 90 месяцев разработки нефтегазовых пластов мониторинг процесса извлечения продуктивных флюидов уверенно реализован через стеклопластиковые обсадные колонны.

Существенным препятствием широкомасштабного приложения стеклопластиковых вставок в обсадных колоннах эксплуатационных скважин является нестойкость пластмассового композитного материала труб к повышенным температурам недр, что ограничивает глубину их спуска в более глубокие интервалы разреза.


ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМНОЙ РАБОТЫ С КЕРНОВЫМ МАТЕРИАЛОМ И ПЛАСТОВЫМИ ФЛЮИДАМИ В ООО «ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ»

Рыжов А.Е.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Для сбалансированного развития работы с базовыми первичными данными по объектам разведки и разработки ОАО «Газпром» в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» организована системная работа по научному хранению и изучению кернового материала и флюидов. В начале 2009 года создан Центр исследований нефтегазовых пластовых систем и технологического моделирования. В состав Центра вошли основные профильные лаборатории, занимающиеся выполнением лабораторных и промысловых работ: физики пласта, физико-химических исследований углеводородных систем, физического моделирования многофазных процессов и отдел комплексных исследования скважин, пластов и пластовых флюидов. Кроме перечисленных подразделений в состав Центра входит современное кернохранилище на 220 погонных км керна и флюидохранилище.

Создание Центра направлено на комплексное экспериментальное решение широкого спектра задач, таких как:

- геологические задачи;

- задачи разработки месторождений (фильтрационные характеристики, строение пустотного пространства, физико-химические и PVT-свойства пластовых флюидов, анализ работы скважин с применением новых информационных технологий)

- задачи интенсификации добычи и повышения углеводородоотдачи (физическое моделирование пластовых процессов, физическое моделирование системы пласт-скважина)

- задачи бурения и строительства скважин (деформационно-прочностные свойства пород и цементного камня, свойства буровых жидкостей и технологических растворов, физическое моделирование призабойной зоны)

- математическое моделирование пластовых процессов.

К первостепенным по важности задачам Центра относятся также:

  • подготовка инженерно-технических и научных специалистов в области экспериментальных исследований нефтегазовых пластовых систем;

  • сертификация оборудования и методик исследования керна и флюидов, используемых дочерними обществами ОАО «Газпром».


РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ КОМПОНЕНТОВ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Бурханова И.О.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

На сегодняшний момент вводится новое понятие в нефтяной геологии - матричная нефть, которая включает в себя углеводороды С11+. Важно, что высокомолекулярные компоненты матричной нефти способны связывать и удерживать в себе значительные количества газа и конденсата, которые не учитывались в полном объеме при подсчете запасов УВ на месторождении. Задачей проводимых исследований являлась оценка суммарного количественного содержания высокомолекулярных компонентов (ВМК) матричной нефти в карбонатных отложениях по данным ГИС.

Объектом изучения послужили артинский, ассельский и сакмарский ярусы нижнепермского возраста на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ). Коллекторы в данных отложениях относятся к сложным по составу матрицы, структуре емкостного пространства и насыщению. В работе были использованы данные петрофизических и геофизических исследований по одной разведочной скважине. Данная скважина была пробурена с 90-100 % отбором керна, на кернах были выполнены стандартные и специальные исследования.

Особое внимание в работе уделено изучению сакмарского репера, который выделяется среди вмещающих пород высокой гамма-активностью, в основном за счет урановой компоненты. Репер прослеживается по всему месторождению. С целью выяснения причины аномальных свойств пород сакмарского репера были привлечены описания шлифов.

В результате проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

  1. установлено повышенное содержание асфальтенов в породах сакмарского репера. Породы, содержащие асфальтены, характеризуются повышенными значениями естественной гамма-активности и УЭС;

  2. породы артинского, ассельского и низов сакмарского яруса характеризуются низкими значениями гамма-активности и пониженными значениями УЭС;

  3. для пород сакмарского репера установлена достаточно тесная зависимость показаний гамма-метода от относительного содержания матричной нефти. В породах артинского, ассельского и низов сакмарского яруса аналогичной связи не выявлено;

  4. установлен разный характер зависимостей Рп=f(Кп) и Р0=f(ηвмк) для пород с пористостью выше и ниже 6 %.


КАРТОСХЕМЫ ГЛУБИННЫХ ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Полозков К.А., Филиппов В.П.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Осложнения и аварии, происходящие на нефтяных и газовых скважинах в России при их строительстве и эксплуатации в зонах многолетнемерзлых (ММП) и низкотемпературных (НП) пород, в значительной степени происходят из-за отсутствия детальных данных по строению низкотемпературного разреза, геокриологическим (мерзлотным) условиям и, соответственно, недостаточным их учетом при строительстве скважин, контроле за взаимодействием скважин с ММП и НП.

Разработанный и усовершенствованный нами в последние годы метод исследования криолитозоны с использованием специальной обработки данных стандартного каротажа (МОСК) на скважинах газовых и нефтяных месторождений явился важным шагом в решении проблемы регионального картирования глубинных геокриологических условий (ГГУ). В связи с разработкой метода решается вопрос исследования ГГУ по данным стандартного каротажа и кавернометрии на всех скважинах осваиваемого месторождения и разведочных площадях.

Значительная изменчивость глубинных геокриологических условий в пределах площади одного месторождения требует районирования их площади по условиям строительства и эксплуатации скважин, что является основанием для выбора различных технологий строительства, конструкций эксплуатационных скважин, а также для проведения соответствующих мероприятий по контролю за качеством строительства и техническим состоянием скважин и, соответственно, разработки районированных рабочих проектов на строительство скважин по площади месторождений.

В проекты разработки, доразработки месторождения должны включаться, построенные по результатам исследований скважин, кустов, картосхемы по просадочности разрезов ММП и другим выявленным глубинным мерзлотным условиям, изменяющимся по площади месторождения, по прогнозируемым объемам отсыпки провалов по кустам при оттаивании ММП, а также по значениям критериям аварийной опасности (КАО) по продольной устойчивости крепи в просадочных, кавернозных ММП и оценкам критерия (КАСК) аномального строения криолитозоны, отражающего активность флюидодинамических процессов на больших глубинах.

Построенные картосхемы по ГГУ позволило авторам выявить на различные зоны по глубинам залегания подошвы ММП, по суммарным толщинам мерзлых пород, по просадочности разрезов ММП, по обводненности криолитозоны, а также по газопроявлениям, по сложности геокриологических условий на кустах, по уровню аварийной опасности, оказывающих влияние на техническое состояние скважин при их эксплуатации.


ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО КРАЕВОГО ПРОГИБА (ПЕРМСКИЙ КРАЙ)

Щербинина Г.П., Геник И.В.

(Горный институт УрО РАН)

В Пермском крае значительные перспективы для поисков нефтегазоносных структур имеет Предуральский краевой прогиб. В связи с этим в последнее десятилетие в прогибе выполнен большой объем гравиметрических и сейсмических работ различного назначения, начиная от региональных и заканчивая детальными при доразведке месторождений.

На рассматриваемой территории основные направления поисков связаны с прослеживанием Камско-Кинельской системы прогибов, к бортовым зонам которой приурочены верхнедевонско-турнейские органогенные массивы и структуры их облекания, являющиеся основными ловушками нефти и газа. В связи с этим перед гравиразведкой стоят задачи, связанные как с выделением районов возможного распространения органогенных построек, так и с поиском отдельных рифов. Возможность поиска основывается на том, что их аномальная плотность может достигать величины +0.2 г/см3. Другие гравиактивные границы в осадочном чехле связаны с нижнепермскими органогенными постройками (аномальная плотность до +0.2 г/ см3) и кунгурской соляной толщей (аномальная плотность до -0.4 г/см3).

Особенностями данного этапа гравиметрических исследований Предуральского краевого прогиба являются высокая точность наблюдений и развитие новых технологий цифровой обработки данных. Использование современных гравиметров позволяет достигать общей точности гравитационных аномалий на отдельных площадях 0.04-0.07 мГал, что соответствует точности съемки масштаба 1:5 000 – 1:10 000 (согласно «Инструкции по гравиразведке»). Новые технологии цифровой обработки гравиметрической информации, реализованные в системе VECTOR [1] позволяют «сканировать» потенциальные поля и выделять источники, расположенные в различных интервалах глубин. Основными этапами процесса интерпретации гравиметрических данных являются: построение априорной физико-геологической модели, гравитационное моделирование, выделение гравитационных эффектов слоев, соответствующих глубинам залегания изучаемых объектов, геологическое истолкование выявленных аномалий.


ЛИТЕРАТУРА

  1. Простолупов Г.В., Новоселицкий В.М., Конешов В.Н., Щербинина Г.П. Об интерпретации гравитационного и магнитного полей на основе трансформации горизонтальных градиентов в системе ”VECTOR”/ Физика Земли. 2006. №6. С.90-96.


Исследование коллоидных структур природных нефтей методом динамического рассеяния света. Динамика агрегации и устойчивость асфальто-смолистых компонент

Курьяков В.Н., Петрова Л.М., Городецкий Е.Е., Юдин И.К.

(ИПНГ РАН, ИОФХ им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН)

Физико-химические и реологические свойства природных углеводородных систем, включая нефть и газоконденсат, в значительной степени определяются наличием в них различных надмолекулярных коллоидных структур. Экспериментальное и теоретическое изучение свойств коллоидных фаз, термодинамики и кинетики фазовых переходов в таких модельных и природных системах актуально как для понимания фундаментальных основ процессов, происходящих в сложных коллоидных системах, так и для создания теоретической базы разработки и усовершенствования новых технологических процессов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья.

В данной работе представлены экспериментальные результаты исследования коллоидных структур в природных нефтях методом динамического рассеяния света (ДРС). Объектами исследования были нефти Урус-Тамакского месторождения РТ добытые с разных горизонтов.

Для десяти образцов нефтей определена предельная концентрация осадителя необходимая для появления в объеме частиц, фиксируемых методом ДРС. Сопоставление полученных экспериментальных данных по пороговой концентрации гептана с физико-химическими свойствами исследованных образцов нефтей позволило выявить существенную корреляцию этого параметра с такими свойствами нефтей, как их вязкость, характерный состав и некоторые другие свойства.

Методом ДРС исследована динамика агрегации асфальто-смолистых компонент в природных нефтях при нарушении устойчивости добавлением осадителя (гептана). Выявлено два типа нефтей по типу агрегации. К первому типу нефтей относятся такие нефти, для которых добавление пороговой концентрации гептана приводит к появлению частиц, размер которых растет со временем, и скорость роста пропорциональна концентрации добавленного осадителя. Ко второму типу нефтей относятся нефти, в которых, образовавшиеся после добавления пороговой концентрации осадителя агрегаты имеют не изменяющийся со временем средний размер. При концентрациях осадителя превышающих пороговую, средний размер агрегатов в таких нефтях остается стабильным во времени, но пропорционален концентрации гептана. Можно сказать, что в нефтях второго типа существует механизм «самоингибирования».


Работа выполнена в рамках программы Президиума РАН №14 2009-2011 гг.


Геолого-промысловое изучение залежи пласта Б2 месторождения Самарской области и оценка достоверности геологической модели по результатам последующего бурения

Рыльцева Г.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Целью работы является геолого-промысловое изучение залежи, построение трехмерной цифровой геологической модели для уточнения геологического строения, мониторинга основных параметров залежи и подсчета запасов углеводородов на разных стадиях изученности, обоснование целесообразности объединения категорий А и В в одну категорию в будущей классификации запасов.

На основе информации, полученной в результате бурения 14 новых скважин в период 1989-2009 гг. и дополнительной обработки уже имевшихся данных, была построена трехмерная цифровая геологическая модель, позволившая детализировать и уточнить геологическое строение месторождения по сравнению с геологической 3D-моделью, построенной по данным 1989 года.

В результате проведенной работы были рассмотрены вопросы, касающиеся особенностей геологического строения исследуемой территории, проведена детальная корреляция нижнекаменноугольных отложений, обоснованы параметры для подсчета запасов и проведен подсчет запасов нефти и растворенного газа пласта Б2 месторождения Самарской области.

В процессе выполнения работы построены цифровые геологические модели пласта Б2 по данным на 1989 и 2009 гг., на основании которых уточнена геологическая модель месторождения и скорректированы его запасы нефти и растворенного газа.

Подсчет запасов выполнен объемным методом. По состоянию изученности залежи пласта Б2 на 01.01.89г. запасы нефти и растворенного газа отнесены к категориям В и С1 и подсчитаны раздельно по категориям. По состоянию изученности на 01.01.2009г. запасы залежи пласта Б2 отнесены к категории А.

Для того, чтобы установить как изменяются запасы по мере дополнительного изучения залежи, запасы категории А дополнительно были подсчитаны в контуре прежних категорий В и С1.

Было установлено, что, в связи с бурением новых скважин, начальные геологические запасы нефти в целом по залежи увеличились на 9%. Это, в первую очередь, связано с увеличением эффективных нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности в новых скважинах по сравнению с ранее установленными значениями.

На заключительном этапе работы были подсчитаны расхождения между запасами категорий А и В, а также А и С1. Разница запасов категории А нового подсчета в зоне категории В и запасов категории В незначительная и составляет 3,3%. Вместе с тем, разница между запасами категории А в зоне категории С1 и запасами категории С1 прежнего подсчета равна 13,5%. Малая разница величины запасов категории А нового подсчета в зоне категории В и запасов категории В дает основание полагать, что объединение в будущей классификацией запасов категорий А и В целесообразно.


УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ

ПОРИСТЫХ СРЕД, НАСЫЩЕННЫХ ФЛЮИДОМ

Гусейнов Г.Г.

(Учреждение РАН Институт физики

Дагестанского научного центра РАН)
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   38

Похожие:

Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconТезисы докладов Часть II секции 5−11 Москва − 2010 в части II сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
В части II сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития...
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconТезисы докладов Научной секции «В» подготовлены к печати Группой научно-технической информации и рекламно-издательской деятельности ОАО нпф «Геофизика»
Научная секция «В». «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин». Тезисы докладов. Секции «В» VIII...
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconТезисы докладов международной конференции «Актуальные проблемы планктонологии»
...
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconТезисы докладов VIII международной конференции. Москва, 4-6 октября 2010 г. М.: Рудн, 2010. 558 с. Isbn 978-5-209-03871-9 в сборнике представлены тезисы докладов vie междуна­родной конференции «Биоантиоксидант»
Российская академия наук институт биохимической физики им. Н. М. Эмануэля ран институт химической физики им. Н. Н. Семенова ран
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconПрограмма москва 2012 Глубокоуважаемые коллеги! Приглашаем Вас принять участие в работе IX всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconМати посвящается научные труды издание основано в 1940 году Выпуск 18 (90) Москва 2011
Ряд статей сборника подготовлен по материалам докладов, рекомендованных к публикации секциями Всероссийской научно-технической конференции...
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconПроблемы токсикологии и радиобиологии
В сборнике представлены тезисы докладов Российской научной конференции с
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconПечат. Конференция "Научно-технический прогресс и экология". Тезисы докладов I i республиканской научно-технической конференции 27-29 мая г. Актау. 1992 г. 0,1
Субдукционная модель нефтегазообразования в западной части Туранской плиты (Бузачи, Мангышлак)
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconПрограмма расчета износостойкости номинально-неподвижных соединений Печ. Тезисы докладов Российского симпозиума по трибологии “Актуальные проблемы трибологии”. Самара, Самгту, 1994г. 1стр
Тезисы докладов Российского симпозиума по трибологии “Актуальные проблемы трибологии”. Самара, Самгту, 1994г
Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» iconТезисы докладов в электронном виде (по e-mail) объемом не более 1 страницы (приложение 3)
Приглашаем Вас принять участие во Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса высших учебных заведений, осуществляющих...
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©lib.znate.ru 2014
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница