7. Нефть и газ 2 Разработка, разведка, поиски, прогнозирование

49. 
    Г22682
    

50. 
    -9807
    

Промышленная газоносность Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) связана с парфёновским горизонтом (терригенный комплекс, мотская свита, венд). Парфёновский горизонт представляет собой гигантскую линзу пластового типа, являющуюся частью дельтового комплекса осадков. Внутри линзы фиксируется скопление основного объема песчано-алевролитовых пород (промышленный резервуар), фильтрационно-ёмкостные характеристики которых соответствуют критериям "коллектора". Собственно "резервуар" локализуется в палеогеографическом плане в пределах дельтовой равнины и проксимальной части фонта дельты. С севера и юга резервуар контролируется литологическими барьерами, местоположение которых в плане фиксируется по данным бурения и сейсморазведки. Проведены замеры пористости и проницаемости пород коллектора, а также изучение продуктивности пластов парфёновского горизонта и добывных возможностей скважин Ковыктинского ГКМ. На основе всех исследований проведено фациальное районирование продуктивных отложений горизонта, выделено 9 типов фаций. Результаты фациального ГИС-анализа хорошо корреспондируются с данными группирования скважин по дебитам. В результате проведенных работ установлены следующие закономерности: - Потенциальная продуктивность отложений парфёновского горизонта не связана с их эффективной толщиной в разрезе соответствующей скважины. - Потенциальная продуктивность отложений в целевом интервале исследований зависит только от их фациальной принадлежности. - Варьирование дебитов скважин внутри отдельных групп подчиняется определенной закономерности, что представляет определенный интерес и требует дальнейших исследований. - Все выявленные авторами закономерности зависимости потенциальной продуктивности от фациальной принадлежности отложений повторяются как для различных типов УВ (нефтяные и газоконденсатные месторождения), так и для отложений различного генезиса (дельтовые, переходные от флювиальных к дельтовым).

51. 
    Г22687
    

52. 
    -6779
    

53. 
    -10074
    

Проведенный комплекс современных аналитических исследований (изотопный анализ углерода δ¹³С, газовая хромотография, хромато-масс-спектрометрия, определение микроэлементов ванадия и никеля, пиролиз по данным Rock-Eval) месторождений Карского моря и п-ова Ямал, российской части Баренцева моря, о. Колгуев, Печорского моря, ЗФИ, Шпицбергена и Аляски позволил выявить особенности состава УВ систем Арктики, выполнить сравнительный анализ УВ и разработать геохимические критерии для научного обоснования перспектив нефтегазоносности и определения дальнейших направлений поисково-разведочных работ в регионе. Акватория Карского моря является крупнейшей по величине и плотности суммарных перспективных ресурсов газа (15-20 трлн. м³). Здесь открыты уникальные газовые месторождения Русановское и Ленинградское с общими запасами 9 трлн. м³; выявлены крупные Кропоткинское, Скуратовское и Нярмейское поднятия с ожидаемыми суммарными перспективными ресурсами газа более 6 трлн. м³. В пределах Баренцевоморской нефтегазоносной провинции выделяются два крупных района - Центрально-Баренцевоморский газоносный и Южно-Баренцевоморский нефтеносный. В Центрально-Баренцевоморском газоносном районе все выявленные к настоящему времени запасы УВ сосредоточены в супергигантском Штокмановском газоконденсатном (3,7 трлн. м³ газа, 26 млн. т конденсата), крупнейшем Мурманском (1,21 млрд. м³ газа), уникальном Ледовом газоконденсатном, крупных Лудловском и Северо-Кильдинском газовых месторождениях, приуроченных к триасовым и юрским отложениям. Установлен ряд перспективных структур: Центральная, Восточная, Демидовская и Ферсмановская. Прогнозные ресурсы оцениваются в 19,8 трлн. м³, суммарные выявленные запасы составляют 3,96 трлн. м³. В Южно-Баренцевском нефтеносном районе, являющемся акваториальным продолжением Тимано-Печорской НГП, открыты крупные Северо-Гуляевское и Песчано-Озерское (о. Колгуев) нефтегазоконденсатные, Поморское газоконденсатное, нефтяные Варандей-море и Медын-море месторождения. Продуктивными являются карбонатные отложения каменноугольно-пермского возраста. В настоящее время в качестве перспективного на присутствие залежей УВ рассматривается район архипелага Земля Франца-Иосифа, по многим показателям сходный с нефтеносным районом Аляски - мегавалом Барроу. Т.о. Баренцевоморская провинция является одной из наиболее перспективных при поисках месторождений УВ. Значительные мощности осадочного чехла, приуроченные к отрицательным структурам, позволяют предполагать высокий нефтегенерирующий потенциал провинции, а примыкающие к ним обширные поднятия и присутствующие в разрезе региональные коллекторы и покрышки свидетельствуют о большом аккумулирующем потенциале всей провинции.

54. 
    -5746
    

55. 
    -2383
    

56. 
    -9741
    

На основе комплексного изучения осадочных протерозойских комплексов Волго-Уральского региона с применением бассейнового моделирования и вероятностных методов был проведен прогноз нефтегазоносности этих отложений. Прогноз базировался на тенденциях и закономерностях изменения специфических критериев генерации, миграции, аккумуляции и сохранности УВ, дифференцированных по стадиям формирования залежей. Были проанализированы следующие критерии генерации и эмиграции УВ: -содержание С_орг и ОВ; -тип ОВ; -мощность нефтегазоматеринских пород в свитах; -степень прерывистости нефтегазоматеринских свит; -геологическое время проявления главных фаз нефте- и газообразования; -максимальная степень катагенеза ОВ и др. Критерии аккумуляции и миграции УВ: -общая мощность и степень распространения оцениваемого комплекса; -доля пород-коллекторов и степень их распространения; -гипсометрическое положение пластов; -степень распространения локальных структур. Критерии сохранности залежей УВ: -степень закрытости недр; -влияние гипергенных факторов в периоды преддевонского и предвендского перерывов; -современный и палеотемпературный режим; -качество и степень сохранности флюидоупоров. Т.о. на основе обобщения результатов бурения и геофизических исследований протерозойских отложений Волго-Уральской НГП выполнен прогноз нефтегазоносности с учетом всех основных стадий формирования залежей УВ. Поскольку рифейские и вендские отложения отличаются по особенностям геологического строения и формирования, для них был проведен раздельный прогноз. Наиболее перспективные на залежи УВ районы в рифейском комплексе выделены в пределах северной части Бельской впадины и центральной приподнятой по фундаменту Орьебаш-Чернушенской зоны Камско-Бельского прогиба. Степень перспективности вендского комплекса несколько ниже, т.к. контролируется процессами формирования нефтегазоносности в нижележащих отложениях, и связана с южными районами Верхнекамской впадины и северной частью Шкапово-Шиханской впадины.

57. 
    Б75170
    

58. 
    Г22389
    

Рассмотрены результаты промышленного применения современных информационных технологий и технико-аналитических комплексов геохимических и петрофизических ядерно-магнитных исследований горных пород и флюидов при разведке и разработке месторождений и залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых и вязких нефтей. Полигонами для испытаний явились Западно-Сибирская, Тимано-Печорская, Волго-Уральская и другие нефтегазоносные провинции. В процессе поиска и разведки апробировалась технология ядерно-магнитного каротажа, аппаратурно-методический комплекс керно-шламового каротажа, оперативная документация скважин. В процессе эксплуатации проходила испытание технология оперативного мониторинга, экпресс-тестирование нефтебитумных флюидов, магнито-индикаторного трассирования нефтяных залежей.

59. 
    Г22733
    

60. 
    Б75324
    

61. 
    -10036
    

За последние 15 лет в связи с нерациональными методами нефтедобычи, коэффициент извлечения нефти (КИН) снизился до 27-28 % (один из наиболее низких показателей в мировой практике). При сохранении этой тенденции к 2015 г. активные запасы нефти в России будут исчерпаны. Одной из причин такого положения является невостребованность современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) - тепловых, газовых, химических, микробиологических, несмотря на увеличение в структуре нефтедобывающего комплекса доли трудноизвлекаемых запасов. Одной из принципиально новых (1971 г.) отечественных разработок в области МУН является авторский термогазовый метод увеличения нефтеотдачи легких нефтей, предлагаемый к использованию на месторождениях Западной Сибири. Метод был успешно апробирован на ряде месторождений бывшего СССР и США. Метод основан на закачке в пласт доступных и дешевых рабочих агентов (воздуха и воды) на месторождениях, характеризующихся высоким пластовым давлением и, что особенно важно, повышенными пластовыми температурами (свыше 65° С). При таких температурах закачка воздуха в скважину приводит к внутри-пластовой генерации высокоэффективного газового агента (смесь азота с углекислым газом и легкими фракциями нефти), обеспечивающего кардинальный прирост нефтеотдачи. В отличие от других методов водогазового воздействия, предложенный метод технологически и экономически более эффективен, т.к. происходит увеличение коэффициентов вытеснения в первую очередь за счет самопроизвольного выравнивания фронта вытеснения. При применении данного метода происходит значительное, до кратного, увеличение добычи нефти в течение длительного времени; дополнительное извлечение нефти достигает 30-40 % и более от остаточных, после заводнения, запасов. Метод может применяться на месторождениях: с низкопроницаемыми коллекторами; с высокопроницаемыми монолитными пластами (в т.ч. после заводнения для извлечения остаточной нефти в кровельных частях); со значительным углом наклона пластов; массивного типа; с материнскими породами. В настоящее время метод в России не применяется; происходит внедрение метода на 11 месторождениях США (2005 г.).

62. 
    В54186
    

63. 
    -5746
    

64. 
    -9741
    

65. 
    Г22584
    

Одной из задач НГК России является освоение залежей УВ на больших глубинах. В связи с этим проанализированы особенности размещения резервуаров УВ в глубоко погруженных мезозойских отложениях нефтегазоносных районов Восточно-Кубанской впадины, Терской и Сунженской зонах Терско-Каспийского прогиба. По результатам анализа были выявлены следующие закономерности: " Для глубокопогруженных отложений характерно развитие гидродинамически изолированных проницаемых резервуаров различного объема со сложным типом коллектора, приуроченных к неотектонически активным участкам. Высоконапорные резервуары имеют локальное распространение и генетически связаны с внедрением флюидов в осадочную толщу по тектоническим нарушениям. Объем резервуаров и пластовая энергия в них зависят от интенсивности вертикальной миграции флюидов, способствующих формированию вторичных емкостнофильтрационных свойств и их изоляции флюидоупором. - В связи с неотектонической активностью в Терско-Сунженской зоне возникают наиболее благоприятные условия для формирования массивных высоконапорных резервуаров УВ. Из-за большей чувствительности к тектоническому воздействию карбонатных отложений (по сравнению с другими литотипами пород), В них в пределах Терско-Сунженской зоны присутствуют линейно-расположенные высоконапорные залежи нефти, приуроченные к приразломным участкам. В менее мобильной Восточно-Кубанской впадине залежи нефти и газа характеризуются значительно меньшими объемами. - Для терригенных отложений в Терско-Сунженском прогибе по сравнению с Восточно-Кубанской впадиной характерны более массивные, но меньшие по объему пластовосводовые залежи. - На локальных структурах наиболее благоприятные условия для развития коллекторов сложного типа отмечаются в приосевых зонах складок и на крутых перегибах в краевых и периклинальных частях, осложненных нарушениями. При этом объем залежи УВ прямо пропорционален неотектонической активности и амплитуде складки. Ведущая роль в формировании многопластовых залежей УВ и высокой пластовой энергии принадлежит экранирующим свойствам изолирующих толщ.

66. 
    Г22575
    

Первое реальное свидетельство нефтегазоносности архипелага Шпицберген было получено в 1988 г. при бурении колонковой скважины на Лайленской площади с глубины 238 м (баренцбургская свита, палеоген) произошел самоизлив густой тяжелой парафинистой нефти, сопровождаемый кратковременными выбросами газа. В 1990 г. при бурении нефтепоисковых скважин в Билле-фьорде в среднекаменноугольных (башкирский ярус) отложениях был выявлен ряд нефтяных и газовых скоплений. В пяти скважинах были получены притоки горючего газа, в двух из них - притоки легкой нефти. Газовые скопления обнаружены на глубинах 210 м и глубже, нефтяные– начиная с глубины 684 м. В конце 90-х годов нефтяной компанией Norvegian Petroleum Group ASA на акватории Ван-Мейен-фьорда по результатам сейсмических исследований была выявлена перспективная структура типа «джокер-складка». Запасы УВ в ней оцениваются в 31 млн. баррелей при вероятности присутствия залежи 15 %. На востоке Ис-фьорда выявлено присутствие двух локальных структур с перспективами обнаружения в них залежей УВ 13 %. Региональные исследования, выполненные российскими специалистами на архипелаге, прилегающих акваториях и Баренцевоморском шельфе (в т.ч. в Печорской синеклизе) позволили установить принципиальное сходство геологического строения этих территорий, что позволяет проводить сравнительную оценку их нефтегазоносных потенциалов. Данные о распространении коллекторных зон в разрезе, развитии и типах локальных ловушек, интенсивности проявления дизъюнктивной тектоники, параметрах продуктивных пластов свидетельствуют о наличии всех необходимых предпосылок для положительной оценки перспектив нефтегазоносности территории архипелага. Полученная за 40 лет исследований сумма эмпирических данных свидетельствует о том, что перспектива выявления на Шпицбергене крупных скоплений нефти может оцениваться не ниже, чем в Печорской НГП.

67. 
    Б75464
    

68. 
    -9794
    

69. 
    Г22637
    

70. 
    -5995А
    

71. 
    -9741
    

72. 
    -9767
    

По материалам научно-практической конференции «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного ФО на 2009 и последующие годы», состоявшейся в апреле 2008 г. в Саратове, проведен анализ рекомендаций по проведению региональных и поисковых работ на конкретных объектах. В качестве перспективных рассматриваются следующие участки и направления работ: - восточный склон Токмовского свода (Волго-Уральская НГП, Мелекесская НГО) - рекомендуется постановка параметрического бурения на Козловском своде и Ибресинской площади; - центральная часть Волго-Уральской НГП - рекомендуется продолжение регионально-зональных и поисковых работ с целью открытия нефтяных месторождений в каменноугольных отложениях западной части Бузулукской впадины, в Ставропольской депрессии, на Жигулевском своде; -Серноводско-Абдуллинский авлакоген - рекомендуется проведение регионально-зональных работ по выявлению перспектив нефтегазоносности неглубоко залегающих рифей-вендских образований. - Бельский прогиб Предуральского мегапрогиба (восточная часть Волго-Уральской НГП), Оренбургская область (северная часть Прикаспийской НГП) - рекомендуется бурение параметрических скважин, ориентированное на возможное открытие крупных газоконденсатных месторождений; -Алтатинско-Никольская зона (северная часть Прикаспийской НГП, карбонатный девонско-каменноугольный массив предположительно рифтогенного типа) - рекомендуется проведение сейсмо-электроразведочных работ и бурение Глазовской параметрической скважины; -Алтатинско-Озинская зона (северная часть Прикаспийской НГП) - рекомендуется проведение сейсмо- и электроразведочных работ и бурение двух параметрических скважин для уточнения конфигурации структуры Озинская 1 и строения одноименной зоны в целом; -Иголкинское, Дальнее и Западно-Укатненское поднятия в подсолевом палеозое (южная акваториальная часть Прикаспийской НГП) - рекомендуется проведение дальнейших исследований, включая постановку опережающего параметрического бурения; -Белинское и Кировско-Каралатское поднятия (Кулалинско-Полдневский вал, переходная структура между Прикаспийской и Северо-Кавказской НГП) - рекомендуется проведение дальнейших работ с целью открытия крупных нефтегазовых месторождений в мезозойских и палеозойских частях разреза.

73. 
    Г22586
    

Одним из прямых геохимических методов поисков залежей УВ сырья является ртутометрический метод изучения полей концентрации УВ. В силу своих уникальных физико-химических особенностей ртуть является наиболее чутким геотермодинамическим и геодинамическим индикатором. Специализированной геохимической группой ООО «СБНЭ-2» в пределах Сюрхаратинского нефтяного месторождения (Колва-Висовский НГР Хорейверской НГО) была проведена газортутная съемка в двух модификациях: традиционной – с отбором проб почвенного воздуха и новой – с отбором проб грунтов из почвенных горизонтов. В результате проведенных работ над залежами нефти были выделены контуры аномальных содержаний ртути (до 350-380*10^-9 мг/л), что подтвердило эффективность примененного метода усиления полезного сигнала. Подтверждением перспективности предлагаемого метода явился факт отсутствия газортутной аномалии над рекомендованной по данным сейсмических исследований Пюсейской структурой, где по результатам поискового бурения залежи обнаружено не было. По результатам выполненных на Сюрхаратинской площади комплексных геохимических работ были установлены следующие закономерности: - В наблюдаемых полях содержания УВ газов залежи УВ четко фиксируются аномалиями дугообразной или кольцевой формы. - Аномалии приурочены к периферийным частям залежи, т.е. фиксируют ее контакты в толще вмещающих пород. - Газортутные аномалии фиксируются над контурами нефтяной залежи, высококонтрастны, с большой степенью воспроизводимости результатов. Т.о. апробированная в процессе поисковых работ методика может быть успешно использована для аналитического обеспечения высокоэффективной экспрессной ртутной съемки на нефть и газ, как по подпочвенному воздуху, так и по почвенным пробам и донным отложениям. Комплекс газортутных исследований может также быть применен при решении экологических задач, в том числе дистанционного выявления линз нефтепродуктов на территории нефтебаз, обследования трасс нефтепроводов и т.д.

74. 
    Г22704