Изотов В.Г.
Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе разработки / В. Г. Изотов, Л. М. Ситдикова
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.21-23:ил. - Библиогр.:с.23.
-
-9741
|
Изотопно-геохимические критерии газоносности больших глубин севера Западной Сибири / Т. В. Карасева, В. И. Горбачев, Г. И. Титова, М. Г. Фрик
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №6.-С.20-30:ил. - Библиогр.:15 назв. - Рез.рус.англ.:с.61.
| -
Б75123
|
Изучение потенциалов УВ сырья мелководноморских,транзитных и переходных зон - основная задача работ на нефть и газ ГНЦ ФГУГП "Южморгеология" на 2006 и последующие годы / А. П. Пронкин, В. И. Савченко, Б. В. Шумский и др.
// Нефть и газ юга России,Черного,Азовского и Каспийского морей-2006:тез.докл. - Геленджик,2006. - С.21-23.
| -
Б75097
|
Илеменова О.Д.
Роль конодонтовых комплексов в изучении и оценке перспектив нефтегазоносности доманикового горизонта (верхний девон) Башкирского Приуралья / О. Д. Илеменова, В. Н. Пазухин, Р. Х. Масагутов
// Современная палеонтология:классич.и нетрадиц.:тез.докл. - 2006. - С.60-62.
| -
-10060
|
Индексация продуктивных пластов нижней и средней юры Западной Сибири / В. И. Кислухин, И. В. Кислухин, О. Ю. Картовицкая, Е. И. Логинова
// Горн.ведомости. - 2009. - №6.-С.16-22:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Рез.англ.
| -
-2383
|
Исаев В.П.
Перспективы нефтегазоносности межгорных впадин Бурятии / В. П. Исаев, П. В. Исаев
// Разведка и охрана недр. - 2007. - №12.-С.32-37:ил.,табл. - Библиогр.:10 назв.
В 2002-2004 гг. сотрудниками кафедры геологии нефти и газа ИГУ была проведена геохимическая съемка Баргузинской впадины. Полученные данные, а также анализ накопленных к настоящему времени материалов по геологическому строению региона позволяют сделать следующие выводы: - Все впадины байкальского типа перспективны на обнаружение газовых месторождений. Можно предположить, что их совокупность образует Байкальскую нефтегазоносную провинцию. - Устьселенгинская и Баргузинская впадины характеризуются положительными признаками газоносности (мощный чехол терригенных осадочных пород, высокое содержание ОВ, повышенный тепловой режим, выходы горючего газа на поверхность). - Газовые залежи в этих впадинах могут быть выявлены на небольших глубинах в неогеновых и четвертичных отложениях. В качестве покрышек могут выступать глинистые прослои и многолетнемерзлые породы. - Предполагается присутствие сложно построенных залежей литологического и структурно-тектонического типов. - Присутствие «грязевых» вулканов во всех изученных впадинах может свидетельствовать о выявлении новой грязевулканической провинции. - Для перехода к стадии оценки в каждой крупной впадине необходимо выполнить минимальный комплекс геохимических и геофизических работ, по результатам которых выполнить бурение в каждой впадине одной-двух глубоких (до фундамента) скважин.
| -
Г22685
|
Исмагилов Р.А.
Перспектива открытия новых скоплений углеводородов в зоне передовых складок Урала / Р. А. Исмагилов, А. Р. Гумерова
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.246-247. - Библиогр.: с.247.
| -
-9741
|
Использование гравимагнитной съемки для прогноза нефтегазоперспективности труднодоступных и сложных по сейсмогеологическим условиям площадей / С. М. Карнаухов, В. С. Коваленко, И. А. Зинченко и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №11.-С.4-11:ил. - Библиогр.:4 назв.
При обработке и интерпретации материалов площадных гравимагнитных наблюдений, выполненных на акватории Обской и Тазовской губ и прилегающей суше, были получены данные о соотношении гравимагнитных полей со структурами чехла и фундамента для различных по степени изученности, геологическому строению и газонасыщению площадей. При интерпретации использовались традиционный метод трансформации потенциальных полей, корреляционный анализ, а также программный комплекс «Вектор», позволяющий выполнять обработку и анализ векторов горизонтальных градиентов гравимагнитных пунктов и, соответственно, дающий возможность более уверенно локализовать крупные аномалии и оценивать их природу. В зависимости от степени преобразования палеозойских выступов фундамента выделяются 4 группы источников аномалий и соответствующих им потенциальных полей. К первой группе относятся выступы, в пределах которых не отмечены проявления ранне- и среднетриасового магматизма. В осадочном чехле, как правило, формируются огромные продуктивные структуры, к которым приурочены гигантские и уникальные месторождения (Заполярное, Ямбургское). Гравитационные и магнитные поля представляют собой обширные отрицательные зоны простых форм, примерно одинаковые по размерам, морфологии и достаточно большой интенсивности. Ко второй группе относятся крупные выступы фундамента, в которых отмечены проявления ранне- и среднетриасового магматизма в виде небольших интрузий основного состава. В результате в поднятиях осадочного чехла образуются структуры, к которым приурочены гигансткие, крупные, средние и мелкие месторождения (Харвутинская, Северо-Каменномысская, Чугорьяхинская площади). В гравитационном и магнитном полях прослеживаются две или более отрицательные локальные аномалии, разделенные сравнительно узкой зоной повышенных значений (зона пережима). К третьей группе отнесены выступы, в которых процессы ранне- и среднетриасового магматизма проходили более интенсивно. В осадочном чехле, как правило, формируются большие продуктивные структуры, к которым могут быть приурочены крупные месторождения (Няхартинская площадь). Гравитационное поле представляет собой выдержанную слабо отрицательную локальную зону близкой к эллипсовидной формы. Магнитное поле неоднородно, состоит из занимающей не менее половины участка развития широкой градиентной зоны отрицательной аномалии и положительной аномалии. Четвертую группу составляют крупные выступы фундамента, в которых процессы тектономагматической деятельности протекали наиболее интенсивно. Зоны разрывных нарушений с внедрившимися интрузиями основного состава занимают большую площадь, чем неизменная часть выступа (месторождение Каменномысское-море). В гравитационном поле нет выраженных и замкнутых отрицательных аномалий. Оно представляет сложное сочетание мощной гравитационной ступени и разделенных ею морфологически неоднородных участков положительны и отрицательных значений силы тяжести. Магнитное поле также неоднородно и представляет собой участки развития отрицательного поля с включением локальных положительных аномалий. Полученные результаты позволяют проводить первичную оценку поисково-разведочных объектов осадочного чехла и выбор первоочередных участков для постановки детальных сейсмических работ, что повышает эффективность ГРР на малоизученных или имеющих сложные сейсмогеологические условия площадях.
| -
-5995
|
Калинин А.Г.
Перспективы развития глубокого бурения на нефть и газ в России / А. Г. Калинин
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2007. - №6.-С.79-84:табл. - Библиогр.:8 назв.
Экономический потенциал государства зависит от наличия национальных энергетических ресурсов и эффективности их добычи. На современном этапе нефтегазовый комплекс России характеризуется снижением прироста запасов по отношению к их добыче, т.е. высокой выработанностью запасов. Такое положение дел обусловлено как экономическими, так и технико-технологическими (традиционная методика нефтедобычи) причинами. Нефтегазовые месторождения характеризуются самым низким коэффициентом извлечения; нефтеотдача месторождений не превышает 30-40 %, т.е. более половины геологических запасов нефти остаются неизвлеченными и считаются "похороненными". Для повышения эффективности нефтедобычи, особенно на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, необходимо широкое внедрение бурения горизонтальных (ГС) и разветвлено-горизонтальных (РГС) скважин. Метод разработки месторождений с применением ГС и РГС был разработан и успешно апробирован в различных районах нашей страны в середине 50-х годов 20 века. Однако метод не получил широкого применения, что привело к значительному отставанию в этой области от развитых зарубежных стран. Между тем, мировой опыт применения технологии бурения ГС и РГС свидетельствует о значительном росте дебита таких скважин. Результатом применения этой технологии происходит сокращение количества эксплуатационных скважин, изменение категории запасов, считавшихся ранее неизвлекаемыми, увеличение времени безводной эксплуатации и т.п. Следствием всего этого становится удешевление разработки месторождения и, соответственно, снижение себестоимости добываемых углеводородов. Кроме того, эта методика позволяет возобновить добычу из старых "отработанных" и законсервированных месторождений и извлечения из них оставшихся запасов, составляющих, по расчетам, 60-80 % от начальных запасов. Т.о. широкое применение метода ГС и РГС позволит снизить темпы падения добычи углеводородов без затрат, необходимых для ввода в эксплуатацию новых месторождений. В настоящее время в России факторами, препятствующими эффективному внедрению в практику новых технологий бурения и эксплуатации ГС и РГС, являются: 1. отсутствие единой системы управления и финансирования НИОКР со стороны государства; 2. отсутствие у нефтяных компаний опыта применения таких технологий и заинтересованности в финансировании отечественных разработок в этой области; 3. отсутствие кооперации между разработчиками наукоемких технологий и фирмами, занимающимися их внедрением на нефтегазодобывающем рынке; 4. ориентированность ведущихся разработок на морально устаревшие зарубежные аналоги; 5. постоянно меняющиеся экономическая и законодательная базы России. Одной из проблем в мировой практике является методика добычи углеводородного сырья с вязкостью более 1000 Па/с. Специалистами РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина предложено вести разработку месторождений тяжелых нефтей и битумов путем бурения двухустьевых горизонтальных скважин (ДУГС), что значительно повысит добычу. Перспективы нефтегазодобывающего комплекса связаны также с освоением ресурсов Мирового океана и, в первую очередь, его континентального шельфа. По прогнозным оценкам на шельфе России содержится до 13.7 млрд. т нефти и 52.3 трлн. м3 газа; доля разведанных запасов составляет соответственно 3.4 % и 9.1 %. Для успешного освоения этих запасов необходимым условием является строительство современных самоподъемных полупогружных буровых установок и буровых кораблей. Перспективы прироста запасов нефти и газа в России связаны с освоением новых месторождений шельфа Каспийского и Баренцева морей, территории Тимано-Печорской провинции и Восточной Сибири. Несмотря на все проблемы, Россия продолжает оставаться крупнейшим в мире производителем и экспортером углеводородного сырья; в настоящее время ее доля в мировой добыче нефти составляет 12 %, газа - 22 %.
| -
Г22685
|
Камалетдинов М.А.
К проблеме открытия новых скоплений углеводородов в Башкортостане / М. А. Камалетдинов, Р. А. Исмагилов
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.244-245. - Библиогр.: с.245.
| -
Б75464
|
Ким Б.И.
Геологическое строение и нефтегазоносность Восточно-Арктического шельфа России / Б. И. Ким, Н. К. Евдокимова, Л. Я. Харитонова
// Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.1. - С.266-271.
| -
-5746
|
Ким Б.И.
Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических морей России и перспективы их нефтегазоносности / Б. И. Ким, Н. К. Евдокимова, О. И. Супруненко
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.49-59. - Библиогр.:5 назв.
Уточнены границы двух потенциально нефтегазоносных провинций (ПНГП) - Новосибирско-Чукотской и Восточно-Арктической, а также Лаптевской ПНГО. Лаптевская ПНГО охватывает западную и центральную части шельфа моря Лаптевых и является акваториальным продолжением Сибирской платформы с тремя этажами нефтегазоносности: нижний (PRr3-C1t) преимущественно карбонатный, средний (C1v - K1n) терригенный и верхний (K1a - Kz), терригенный. В нижнем этаже наиболее перспективны кавернозные доломиты кровли венда и терригенно-карбонатные породы кембрия с регионально выдержанной битуминозностью. В среднем этаже нефтегазоносности наиболее благоприятны для генерации и аккумуляции УВ пермские отложения, состоящие из чередующихся глинистых и песчаных пачек с глубинами залегания 1.5 - 6 км. В верхнем этаже нефтегазоносности имеются коллекторы дельтовых фаций и глинистые покрышки, залегающие на глубине до 5 км. Вышележащие глинистые отложения палеогена являются покрышками и одновременно нефтегазоматеринскими толщами при погружении до 3 км. Все впадины ПНГО - крупные очаги генерации, все положительные структуры - зоны аккумуляции (Трофимовское поднятие, вал Минина и Западно-Ленский купол). Высокая перспективность структур подтверждается аномальными (до 2.3 см3/кг) содержаниями УВ газов. Новосибирско - Чукотская ПНГП состоит из восточной части шельфа моря Лаптевых и южной части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей, осадочный чехол которых представлен отложениями (K1a - Kz) и состоит из двух ПНГО. В Новосибирской ПНГО к наиболее перспективным относятся прогибы Анисинский, Толля и Санга-Балаганский. В Южно-Чукотской ПНГО (восточная часть Южно-Чукотского прогиба) возможным источником УВ могут быть апт-альбские глинистые отложения формации Торок, а коллекторами - турбидитовые песчаники этой же формации, содержащие проявления нефти в американском секторе. В качестве основного объекта поисков УВ рассматриваются пески палеогена. Восточно-Арктическая ПНГП занимает северные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей и включает две перспективные НГО: Де-Лонга (на западе) и Северо- Чукотскую (на востоке). В ПНГО Де-Лонга интерес для поиска нефти и газа представляют терригенно-карбонатные отложения карбона и терригенные отложения триаса, а также меловой и палеогеновый комплексы. Северо- Чукотская ПНГО развита на севере Чукотского шельфа. Перспективы нефтегазоносности доказаны открытием газоконденсатного месторождения Бюргер в нижнемеловых отложениях американского сектора. Наиболее перспективны резервуары верхней юры-палеогена.
| -
-5995А
|
Кислухин И.В.
Перспективы нефтегазоносности малышевского горизонта северо-западных районов Западной Сибири / И. В. Кислухин
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №4.-С.26-29:ил. - Рез.англ.
| -
-10058
|
Кичигина Т.М.
Детализация сложнопостроенных залежей с обоснованием выделения в них обводненных зон / Т. М. Кичигина, В. Г. Мирошкин
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №4.-С.19-21:ил.
Падение добычи нефти на давно разрабатываемых залежах потребовало поисков новых резервов, как для поддержания текущей добычи, так и для ее возможного увеличения. В статье рассматривается один из методов повышения отборов жидких углеводородов, который заключается в выборе участков с минимальным обводнением на залежи для бурения новых скважин или стволов. Комплексный набор геолого-промысловых и геофизических методов позволяет на залежах длительно разрабатываемых месторождений исключить обводненные внутри залежные зоны коллектора и выбрать наиболее благоприятные участки для бурения новых скважин и вторых стволов, а также повысить или стабилизировать добычу нефти. Дифференциация залежей по зонам насыщения коллекторов дает возможность скорректировать площадь распространения нефтесодержащих пластов, уточнить начальные запасы углеводородов и выбрать наиболее рациональный способ их эксплуатации.
| -
Г22733
|
Клименко С.С.
Нафтидогенез и перспективы поисков углеводородов в ордовикско-нижнедевонском комплексе Тимано-Печорского бассейна / С. С. Клименко, Л. А. Анищенко
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.54-57: табл. - Библиогр.: 5 назв.
| -
-9767
|
Клычев Н.В.
Водно-растворенные газы глубокозалегающих горизонтов как показатели нефтегазоматеринского потенциала осадочных толщ / Н. В. Клычев, В. В. Гонтарев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.48.-С.56-59:ил. - Библиогр.:9 назв.
| -
В54280
|
Коблов Э.Г.
Система ресурсно-геологических оценок морских объектов детального прогноза / Э. Г. Коблов, Н. А. Ткачева
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.55-76: ил., табл. - Библиогр.: 17 назв. - Рез.англ.
| -
-9741
|
Кононов Ю.С.
Некоторые предпосылки нефтегазоносности палеозоя восточного замыкания кряжа Карпинского / Ю. С. Кононов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №3.-С.17-21:ил. - Библиогр.:28 назв.
| -
-7253
|
Конюхов А.И.
Строение и геологическая история осадочных нефтегазоносных бассейнов Северной Атлантики / А. И. Конюхов
// Литология и полез.ископ. - 2009. - №3.-С.253-269:ил. - Библиогр.:с.268-269.
| -
Г22733
|
Коротков Б.С.
Методические аспекты нефтегазопоисковых работ на больших глубинах / Б. С. Коротков, С. Б. Коротков
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.62-64.
| -
Г22753
|
Корсунь В.В.
Нефтегазоносность Узбекистана и Западной Сибири / В. В. Корсунь. - СПб.: Недра, 2008. - 179 с., [12] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.174-179(112 назв.). - ISBN 978-5-94089-113-0.
| -
-9741
|
Красавчиков В.О.
Линейные решающие правила,минимальные по числу признаков,при решении прогнозных задач геологии нефти и газа / В. О. Красавчиков
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №1.-С.23-30. - Библиогр.:22 назв.
Описывается разработанный автором метод распознавания, свыше десяти лет применяющийся в ИГНГ (в настоящее время - институт нефтегазовой геологии и геофизики) СО РАН при решении широкого круга задач геологии нефти и газа. Это - линейный метод, т. е. отыскивающий гиперплоскость, разделяющую объекты обучения разных классов (задача распознавания рассматривается в двухклассовой постановке). Его применение иллюстрируется на примере картографирования границ распространения реперного угольного пласта У10 (нижняя-средняя юра) для Пудинского района (Томская область) Западно-Сибирского НГБ.
| -
-9741
|
Кривощеков С.Н.
Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края / С. Н. Кривощеков, В. И. Галкин
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №8.-С.20-23:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:3 назв.
| -
Г22749
|
Кропачев Н.М.
Реконструкции литолого-фациальных моделей горизонта Ю1 васюганской свиты по данным сейсморазведки и бурения / Н. М. Кропачев, К. Г. Скачек; отв.ред. Г.Г.Шемин; Открытое акционер.о-во "СибНАЦ", Закрытое акционер.о-во "Науч.-произв.центр "СибГео", О-во с огранич.ответственностью "Лукойл-Зап.Сибирь", Террит.произв.предприятие "Когалымнефтегаз". - Новосибирск: Изд-во Сиб.отд-ния РАН, 2008. - 184,[2] с., [5] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.178-184. - ISBN 978-5-7692-0990-1.
| -
-9741
|
Крылов Н.А.
Оценка возможных направлений дальнейших поисков нефти и газа в Ферганской впадине / Н. А. Крылов, М. С. Кучеря, Н. У. Мухутдинов
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2009. - №2.-С.4-13:ил. - Библиогр.:8 назв. - Рез.англ.
| -
В54280
|
Крылов Н.А.
Показатели качества ресурсов газа и их прогноз / Н. А. Крылов
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.100-109: ил., табл. - Библиогр.: 16 назв. - Рез.англ.
| -
-9741
|
Крылов Н.А.
Формации и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений межгорных впадин Тянь-Шаня / Н. А. Крылов, М. С. Кучеря
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №6.-С.4-10:ил. - Библиогр.:8 назв. - Рез.рус.англ.:с.60.
| -
Б75403
|
Крючков В.Е.
Влияние конседиментационной складчатости на формирование ловушек углеводородов в неокомских отложениях Западной Сибири на примере Песцового месторождения / В. Е. Крючков, Г. Р. Пятницкая, А. М. Радчикова
// Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли. - Екатеринбург, 2008. - Т.1. - С.384-386.
| -
-5995А
|
Курчиков А.Р.
Модель формирования и перпективы нефтегазоносности ачимовской толщи Западной Сибири / А. Р. Курчиков, В. Н. Бородкин, К. О. Забоев
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №4.-С.30-35:ил. - Библиогр.:7 назв. - Рез.англ.
| -
-9741
|
Лавренова Е.А.
Газогеохимические методы поисков углеводородов на акваториях.Технология проведения работ / Е. А. Лавренова
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №7.-С.46-51. - Библиогр.:17 назв.
| -
-5746
|
Ларкин В.Н.
Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления на юго-западе Восточной Сибири / В. Н. Ларкин, В. И. Вальчак
// Геология нефти и газа. - 2007. - №1.-С.24-31:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.
Новые зоны нефтегазонакопления на юго-западе Лено-Тунгусской НГП прогнозируются по результатам геолого-разведочных работ, проведенных в последние годы по региональным опорным профилям "Батолит", "Алтай - Северная Земля" и диагональному профилю "скв. Мадринская - 156 - п. Кежма". Разрез представлен слоистыми осадочными породами и сильно деформированным комплексом осадочно-вулканогенных толщ, глубоко метаморфическими образованиями докембрия, прорванными интрузиями от ультраосновного до кислого состава, а также метаморфитами земной коры. Подтверждены стратиграфические границы резервуаров и нефтегазоносных пластов подсолевых вендских и нижнекембрийских отложений центральных районов Лено-Тунгусской НГП. Терригенный комплекс венда трансгрессивно с угловым несогласием залегает на размытой поверхности рифейских пород. Выклинивается в северном направлении в центральной части Байкитской антеклизы, но широко развит в Присаяно-Енисейской синеклизе, на Катангской седловине и западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. Регионально нефтегазоносен на Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизах, Ангаро-Ленской ступени и Катангской седловине. Второй по масштабам нефтегазоносности - карбонатный комплекс осинского горизонта, зонально нефтегазоносен вдоль обрамления палеовершин Непско-Ботуобинской антеклизы. Нижний перспективный резервуар - карбонатные породы верхне - (куюмбинская свита) и среднерифейского (юрубченская свита) комплексов. Промышленная нефтегазоносность установлена на Камовском своде Байкитской антеклизы в процессе разведки Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений. На основании комплексной интерпретации геолого-геофизического материалов в структуре венд-палеозойского плитного комплекса выделены приподнятые бортовые зоны Иркинеевско-Чадобецкого авлакогена. В некоторых из них уже открыты нефтяные месторождения.
| -
-5663
|
|
Достарыңызбен бөлісу: |
