An L.Y. Paleochannel sands as conduits for hydrocarbon leakage across faults: an example from the Wilmington oil field, California / L. Y. An
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 10. - P.1263-1279: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1278-1279.
Палеорусловые пески как подземные каналы для углеводородного просачивания сквозь разломы: на примере нефтяного месторождения Уилмингтон, Калифорния.
-6893
Atchley S.C. A case for renewed development of a mature gas field: the Devonian Swan Hills Formation at Kaybob South field, Alberta, Canada / S. C. Atchley, D. M. Cleveland, L. W. West
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2008. - Vol.56,N 2. - P.165-190: ill.,tab. - Bibliogr.: p.188-190.
В 1961 г. в отложениях Формации Сван Хиллз (девон) было открыто газовое месторождение с запасами около 3,7 трлн. куб. футов. Добыча ведется на трех газовых залежах (Залежи #s 1, 2 и 3) и началась в 1968 г. с вторичной регенерации природного сжиженного газа и конденсата из добываемого газа и реинжекции побочного бедного ароматизированного газа. Этот процесс продолжался до 1983 г., когда добыча газа сократилась в связи с уменьшением давления. На сегодняшний день, исходя из общего объема добытого газа Залежи #s 1, предполагается, что лишь около 47-56 % газа, находящегося в залежи, может быть извлечено из оставшихся продуктивных скважин. Это связано с механическими повреждениями (утерей герметичности) скважин, вызванными коррозийными (разъедающими) флюидами, а также проницаемости пород резервуара. Расчеты показывают, что бурения дополнительных 17 скважин «заполнения» может позволить увеличить добычу газа в объемах от 42 до 183 млрд. куб. футов, что вместе с 23 млрд. куб. футов, добытых из оставшихся продуктивных скважин, позволит увеличить извлекаемость газа Залежи #s 1 до 63-77 % от общего объема имеющихся запасов. Формация Сван Хиллз представляет собой толщу мелководных карбонатных осадков, накопившихся на окраине платформы. Толща подразделяется на пять пачек часто переслаивающихся осадков HFS-2 – HFS-6. Для пачек HFS-2 – HFS-4 характерен агградационный или слабо ретроградационный режим осадконакопления, в то время как пачки HFS-5 и HFS-6 накапливались в более сильно выраженных ретроградационных условиях. При планировании бурения дополнительных скважин необходимо учитывать геологические характеристики, влияющие на их эксплуатацию. Наибольшие перспективы связаны с ассоциациями фаций окраин доломитизированных рифов и мелководных строматопоровых известняков. Ранг планируемых скважин может определяться исходя из их вероятной отдачи, т.е. их расположение должно определяться исходя из прогнозируемого распределения доминирующих фаций, структурного положения, мощности, проницаемости и трещиноватости пород и т.д. В 2006 и 2007 гг. были пробурены три скважины, которые позволили проверить предлагаемую геологическую интерпретацию и подтвердить наличие значительных дополнительных газовых ресурсов, которые могут быть извлечены с использованием технологии «(?)заполнения».
-1376
Atchley S.C. Reserves growth in a mature oil field : The Devonian Leduc Formation at Innisfail field, south-central Alberta, Canada / S. C. Atchley, L. W. West, J. R. Sluggett
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N8.-P.1153-1170.
Рост запасов в зрелом нефтяном месторождении: девонская формация Leduc в нефтеносном районе Иннисфейя, юг центральной Альберты, Канада.
-7677
Basin-wide estimates of the input of methane from seeps and clathrates to the Black Sea / J. D. Kessler, W. S. Reeburgh, J. Southon и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.243,N3-4,P.366-375.
Оценки поступления метана из мест просачивания и решёток в Чёрное море.
-9136
Berger D. Sediment deposition in the northern basins of the North Atlantic and characteristic variations in shelf sedimentation along the East Greenland margin / D. Berger, W. Jokat
// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 8. - P.1321-1337: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1336-1337.
Осадконакопление в северных районах Северной Атлантики и характерные изменения в седиментации шельфа вдоль побережья Восточной Гренландии.
-3241
Caulfield P. Small company has big plans / P. Caulfield
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.20-21: ill.
Большие планы маленькой компании.
-1376
Charging of the Neogene Penglai 19-3 field, Bohai Bay Basin, Chaina: oil accumulation in a young trap in an active fault zone / F. Hao, X. Zhou, Y. Zhu и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 2. - P.155-179: ill. - Bibliogr.: p.176-179.
Ответственность за неогеновый нефтеносный район Penglai 19-3, бассейн залива Бохай, Китай: нефтяная залежь в молодой ловушке в активной зоне разлома.
-1376
Cunningham P. Using the value of information to determine optimal well order in a sequential drilling program / P. Cunningham, S. Begg
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1393-1402: ill. - Bibliogr.: p.1402.
Использование оценки информации для определения оптимального порядка бурения скважин. Риски являются неотъемлемой частью программ бурения комплексных резервуаров на удаленном шельфе. Неопределенности геологического строения могут привести к дорогостоящим ошибкам и, следовательно, дополнительная информация, полученная при бурении и эффективно использованная, может иметь определяющее значение. На основании прогнозной стоимости буровых работ и ожидаемых объемов добычи обычно в первую очередь, из-за меньших финансовых затрат, бурятся ближайшие к платформе скважины. Однако, в течение реализации программы бурения, между бурением первой и второй скважин, появляются дополнительные данные, позволяющие решать, бурить ли вторую скважину, внести в проект какие-либо изменения или вообще исключить ее из программы. Прогнозный анализ значения этих данных до начала бурения может выявить условия, влияющие на решения, касающиеся второй скважины, при которых первой может быть пробурена более глубокая скважина на удаленном шельфе. При принятии решений учитываются следующие постулаты:
При прочих равных условиях предпочтение должно быть отдано той скважине, по которой может быть получена дополнительная информация о месте заложения второй потенциальной скважины.
Если по обеим скважинам может быть получена такая информация, то предпочтение отдается скважине, по которой информация может быть более значимой.
Если же и эти условия равны, предпочтение отдается более дешевой скважине, за исключением следующих случаев:
когда более глубокая скважина обладает большим потенциалом в верхнем интервале;
когда с мелкой скважиной связана большая степень риска;
когда по более глубокой скважине может быть получена более достоверная информация.
С использованием методики «оценки информации» (value of information – VoI) проанализированы различные возможные сценарии реализации программы бурения двух скважин. Показано, насколько действенно эта методика может применяться как при разработке стратегии бурения, так и в других случаях.
-8839
Cuong T.X. Bach Ho field, a fractured granitic basement reservoir, Cuu Long Basin, offshore SE Vietnam: a "buried-hill" play / T. X. Cuong, J. K. Warren. - Bibliogr.: p.153-155.
Поле Bach Ho - разломный резервуар с гранитным основанием, бассейн Cuu Long, прибрежный юго-восточный Вьетнам: "погребенный" люфт.
-1376
Delfiner P. Uncertainty in prospect evalution: lessons from the movie industry / P. Delfiner
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1415-1429: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1429.
Неопределенность при оценке потенциальных запасов: уроки киноиндустрии. При оценке перспектив геологоразведочных работ можно полагаться на мнение нескольких высококлассных экспертов либо запрашивать оценку многих специалистов, а затем рассчитывать средние значения. Если эксперты выполняют свою работу должным образом, статистические средние значения будут располагаться между оптимистическими и пессимистическими оценками и, соответственно, должны быть близки к истине. Этот принцип дает простое руководство к действию для победителя аукциона, поскольку конечная цена на торгах основывается на максимальных оценках запасов, а не на низких. Однако применим ли этот принцип при оценке перспектив разведочных работ? Для ответа на этот вопрос был применен метод аналогий с использованием данных из области киноиндустрии. В качестве аналога были использованы прогнозы количества проданных билетов на новый фильм в день премьеры в Париже. Такие прогнозы делаются каждую неделю в соревновательной игре между профессионалами киноиндустрии с тем преимуществом, в отличие от нефтедобывающей промышленности, что действительные объемы продаж становятся известными. Некоторые выводы могут быть использованы при оценке перспектив разведки УВ запасов. Наиболее важным из них является вывод о том, что усредненное значение нескольких независимых оценок для данного объекта не соответствует его правильной оценке. Однако для достаточно большого портфеля проектов методы статистики работают, и низкие оценки могут быть отброшены. Опыт киноиндустрии свидетельствует о том, что оценка одного эксперта по точности может превосходить оценку групп специалистов, но лучше брать усредненную групповую оценку высококвалифицированных экспертов. В целом, процесс оценки требует комплексного применения аналитических способностей, интуиции и предвидения.
-1376
Dembicki H.(jun.). Three common source rock evaluation errors made by geologist during prospect or play appraisals / Dembicki H.(jun.)
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 3. - P.341-356: ill.,tab. - Bibliogr.: p.355-356.
Три общие ошибки эволюции материнских пород, допускаемые геологами во время разведки или в оценке результатов.
-1376
Ehrenberg S.N. Petroleum reservoir porosity versus depth: influence of geological age / S. N. Ehrenberg, P. H. Nadeau, O. Steen
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 10. - P.1281-1296: ill. - Bibliogr.: p.1295-1296.
Пористость нефтяных коллекторов в сравнении с глубиной: влияние геологического возраста.
-9136
Evaluation and modelling of Tertiary source rocks in the central Arctic Ocean / U. Mann, J. Knies, S. Chand и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 8. - P.1624-1639: ill. - Bibliogr.: p.1638-1639.
Оценка и моделирование материнских пород третичного периода в центральной части Северного Ледовитого океана.
-3241
Foulkes R. Profits before people? / R. Foulkes, D. Litvin
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.14-15: ill.
Прибыль прежде людей?
-9136
Gas hydrate stability zone modelling in areas of salt tectonics and pockmarks of the Barents Sea suggests an active hydrocarbon venting system / S. Chand, J. Mienert, K. Andreassen и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 7. - P.625-636: ill. - Bibliogr.: p.634-636.
Моделирование устойчивой зоны гидрата газа на территориях соляной тектоники и оспин Баренцева моря предполагает активную систему с выбросом в атмосферу углеводорода.
-1376
Geochemistry, origin, and deep-water exploration potential of natural gases in the Pearl River Mouth and Qiongdongnan basins, South China Sea / W. Zhu, B. Huang, L. Mi и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 6. - P.741-761: ill.,tab. - Bibliogr.: p.760-761.
Геохимия, происхождение и потенциал глубоководной разведки природных газов в устье реки Перл и бассейнах Qiongdongnan, Южно-Китайское море.
-6893
Geological characterization and potential for carbon dioxide (CO2) enhanced oil recovery in the Cardium Formation, central Pembina Field, Alberta / S. E. Dashtgard, Buschkuehle M.B.E., B. Fairgrieve, H. Berhane
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2008. - Vol.56,N 2. - P.147-164: ill.,tab. - Bibliogr.: p.163-164.
Геологическая характеристика и потенциал углекислого газа для катализации регенерации нефтяной залежи Формации Кардиум, центральное поле Пембина, Альберта. Повышение концентрации антропогенного СО2 в атмосфере, приводящее к глобальному потеплению, вызывает тревогу у человечества. Одним из простейших путей уменьшения выбросов СО2 является его закачка в недра земли. Это даст и экономический эффект, т.к. при его закачке в зрелые нефтяные залежи происходит рост добычи нефти и стимулируется возобновление запасов. Для поощрения таких мероприятий Департамент энергетики Альберты инициировал программу снижения арендной платы (налогов) для компаний, принимающих участие в проекте. Закачка СО2 в нефтеносные отложения Формации Кардиум (Cardium Formation) была начата в 2004 г. Для изучения поведения СО2 в нефтяных резервуарах и оценки долговременных рисков его утечки и накопления были разработаны геологическая и гидрогеологическая модели для Формации Кардиум, а также для подстилающих и перекрывающих отложений. Зона инъекций (сама формация) была подразделена на 4 проницаемых и 3 непроницаемых части. Подстилающие и перекрывающие отложения были разделены по геологическому потенциалу долгосрочного (5 тысяч лет) удержания СО2. Проницаемые части формации включают нижнюю, среднюю и верхнюю пачки песчаников и конгломераты. Основной потенциал накапливания углекислого газа связан с тремя слоями песчаников со средней пористостью от 14,8 и 16,4 %. Проницаемость песчаников предсказуемо возрастает с увеличением пористости, но варьирует в разных слоях. Средние значения проницаемости нижних песчаников примерно вдвое меньше, чем средних и верхних. В конгломератах не наблюдается взаимозависимости между пористостью и проницаемостью – они на 50 % более проницаемы, чем средние и верхние песчаники. Высокая степень проницаемости конгломератов делает их малопригодными для инъекций, учитывая непредсказуемость распределения в них проницаемости. Формация Кардиум залегает в середине 650-метровой толщи сланцев Группы Колорадо. Сланцы, являющиеся покрышкой Формации Кардиум, крайне важны для процессов долгосрочного накопления (захоронения) СО2. Утечка через эти сланцы маловероятна, т.к. их мощность превышает 300 м и они разделяют два водоносных горизонта с различными региональными режимами гидростатического давления.
-1376
Handling risk and uncertainty in petroleum exploration and asset management: an overview / P. C. Smalley, S. H. Begg, M. Naylor и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1251-1261: ill. - Bibliogr.: p.1260-1261.
Управленческий риск и неопределенность в нефтедобывающей отрасли и имущественный менеджмент: общий обзор. Неопределенность и создаваемые ею бизнес-риски охватывают все аспекты нефтегазовой отрасли. Способность осознавать и оценивать риски и неопределенности, а также знание того, как ими эффективно управлять, способствуют принятию обоснованных решений, защите проектов и имущества, и максимально увеличивает ценность всех проектов компании. На каждом этапе жизненного цикла нефтяной или газовой залежи существуют различные комбинации рисков и неопределенностей. На стадии разведки основным риском является возможность отсутствия коммерчески значимых залежей УВ; на стадии оценки и разработки – аспекты эффективных поставок по проекту; на стадии эксплуатации – несоответствие прогнозировавшихся объемов запасов реальному положению дел. Эта последовательность отвечает изменению значимости (релевантности) неопределенностей, которые на начальных этапах связаны преимущественно с нединамическими количественными факторами, а на поздних этапах – с динамическими факторами, возникающими в процессе эксплуатации залежи. Управление специфическими рисками, связанными с конкретными объектами, должно быть направлено на нивелировку случайных факторов. И, напротив, суммарный риск для добывающей компании (включая капиталы и потенциальные проекты) управляется путем оптимизации «портфеля» проектов, предназначенных к реализации. В десяти последующих статьях по этой тематике будут рассматриваться риски и неопределенности на всех стадиях «жизни» УВ поля - от конкретных залежей до портфелей проектов. В статьях рассматриваются некоторые новейшие технологии, методики моделирования ситуаций, философия и коммуникационные стили, которые помогут принимать эффективные решения для минимизации рисков и оптимизации значимости проектов и увеличения капитала.
-1376
Hydrogeochemistry and gas compositions of the Uinta Basin: a regional-scale overview / Y. Zhang, C. W. Gable, G. A. Zyvoloski, L. M. Walter
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 8. - P.1087-1118: ill. - Bibliogr.: p.1115-1118.
Гидрогеохимия и составы газа бассейна Юинта: региональный обзор.
-7677
In situ sensing of methane emissions natural marine hydrocarbon seeps: a potential remote sensing technology / I. Leifer, D. Roberts, J. Margolis, F. Kinnaman
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.245,N3-4,P.509-522.
Зондирование на месте образования выходов метана в природных морских углеводородных местах просачивания: технология потенциального дистанционного зондирования.
-9523
Katz B.J. Significance of ODP results on deepwater hydrocarbon exploration: Eastern equatorial Atlantic region / B. J. Katz
// Journal of African Earth Sciences. - 2006. - Vol.46, N4. - P.331-345: ill.,tab. - Bibliogr.: p.344-345.
Значение результатов Программы океанического бурения для глубоководной разведки углеводорода: восточно-экваториальный район Атлантики.
-3241
McColl D. What a site!: [oil sands] / D. McColl
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.12-13: ill., portr.
Что за местоположение!: [нефтеносные пески].
-1376
Mechanisms for oil depletion and enrichment on the Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin, China / F. Hao, X. Zhou, Y. Zhu, Y. Yang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 8. - P.1015-1037: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1034-1037.
Механизмы истощения и обогащения нефти на поднятии Шицзюто, бассейн залива Бохай, Китай.
-7677
Methane discharge from a deep-sea submarine mud volcano into the upper water column by gas hydratecoated methane bubbles / E. J. Sauter, S. I. Muyakshin, Charlou J.-L. и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.243,N3-4,P.354-365.
Выход метана из глубокого подводного грязевого вулкана в верхний водный столб в виде газово-гидратных метановых пузырьков.
-9136
Mikes D. Standard facies models to incorporate all heterogeneity levels in a reservoir model / D. Mikes, C. R. Geel
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 9/10. - P.943-959: ill.,tab. - Bibliogr.: p.959.
Стандартные фациальные модели, объединяющие все гетерогенные уровни в модели резервуара.
-1376
Modeling of gas generation from the Cameo coal zone in the Piceance Basin, Colorado / E. Zhang, R. J. Hill, B. J. Katz, Y. Tang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. - P.1077-1106: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1104-1106.
Моделирование газовой генерации из угольной зоны Камео в бассейне Пайсанс, Колорадо.
-8839
Neogene oil and gas reservoirs in the Progreso Basin, offshore Ecuador and Peru: implications for petroleum exploration and development / J. A. Deckelman, F. X. Connors, A. W. Shultz и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.43-60: ill., tab. - Bibliogr.: p.60.
Нефтегазовые резервуары неогена в бассейне Progreso, находящемся у побережья Эквадора и Перу: вовлечение в исследование и разработку.
В Перу этот бассейн содержит доказанные песчаные резервуары раннемиоценового возраста на месторождении Albacora и в районе скважины Барракуда-4. В Эквадоре из среднемиоценовых песчаников получена нефть из скважины Golfo de Guayaquil-1 на месторождении Amistad, средне-верхнемиоценовые и плиоценовые песчаники - газопродуктивны. В неогене преобладают литарениты и полевошпатовые литарениты, образовавшиеся за счет продуктов эрозии поднятых Andean, Amotape (метаморфических) и океанических кристаллических массивов. Они отложены в литоральной зоне в солоноватоводных и прибрежных континентальных условиях с локально крутыми наклонами. Нефтепродуктивные песчаники в Golfo de Guayaquil-1 и газопродуктивные песчаники аномально высокой пористости и проницаемости в Amistad-1 - авандельтовые. По данным каротажа эффективная толщина этого резервуара варьирует от хорошей до очень хорошей. Пористость изменяется от 15 до 30% и повсеместно и повсеместно более 20%, где толщина перекрывающих отложений менее 10.000 ft. Уплотнение - главный механизм снижения пористости. За ним следует выпадение аутигенного хлорита, цеолита, кальцита. Сохранности пористости способствует неравномерное уплотнение, обусловленное аномальными давлениями по всему бассейну. Резервуары на месторождении Amistad с проницаемостью большинства песчаников менее 20 mD имеют неослабевающий промышленный поток газа с начала добычи в 2002 году. Дебиты из резервуаров Перуанского побережья ограничены. На месторождении Amistad локально встречаются стратиграфически обособленные песчаные тела. Структурное обособление, встречающееся на месторождении Albacora обусловлено разломной тектоникой. Толщина грубозернистых песчаников снижается к западу и риск наличия резервуара возрастает в западном направлении благодаря ряду факторов включающих: возрастание расстояния от области сноса; эрозию миоценовых отложений; выклинивание неогенового цикла в аккреционном комплексе; присутствие локальных возвышений, связанных с активным грязевым диапиризмом.
