Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ОСИНСКОМ ГОРИЗОНТЕ В СВОДОВОЙ ЧАСТИ

НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

Николаев А.А.

(научный руководитель - Китаева И.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Объектом исследования являются нижнекембрийские карбонатные отложения. Осинский горизонт нижнего кембрия является одним из основных нефтегазоносных горизонтов в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. С ним связаны залежи углеводородов (УВ) на Талаканском, Марковском, Большетирском и др. месторождениях.

Исследованию данных отложений посвящены многочисленные работы В.Г. Кузнецова, О.В. Постниковой, А.П. Железновой, П.Н. Колосова, Н.М. Скобелевой, Л.С. и многих других. Несмотря на значительный объем проведенных исследований осинского горизонта, в настоящее время остается ряд вопросов, связанных с проблемой формирования и закономерностями распространения пород-коллекторов.

Основой для проведения исследования явились результаты изучения кернового материала по скважинам Ярактинского, Северо-Могдинского, Ичединского, Марковского месторождений. Так же в работе были использованы результаты петрофизических и ГИС исследований.

Отложения осинского горизонта прослеживаются по всей территории НепскоБотуобинской антеклизы, но отличаются высокой степенью неоднородности, что во многом связано с различными условиями образования пород.

В целом, в осинское время территория Непско-Ботуобинской антеклизы представляла собой отмельную зону, в сводовой части которой, в отложениях фаций крайнего мелководья формировались органогенные биостромы, а на склонах, в относительно погруженной части шельфа, шло формирование биогермных массивов.

Всего в разрезе осинского горизонта выделяются 6 основных литотипов: известняки биогермные, доломиты разнокристаллические, доломиты разнокристллические с реликтовой органогенно-водорослевый структурой, доломиты микрозернистые, доломиты комковато-сгустковые, ангидрито-доломиты. Между выделенными литотипами существуют переходные разности.

Закономерное чередование в разрезе осинского горизонта определенных структурно-генетических типов пород указывает на циклическое развитие процессов седиментации в бассейне, которое определялось трансгрессивно-регрессивным режимом бассейна. В целом, циклиты имеют трехчленное строение. В основании циклитов, в условиях крайнего мелководья при слабом привносе глинистого материала отлагались микрокристаллические глинистые доломиты. Средняя часть циклита представлена следующими литотипами: доломиты разнокристллические с реликтовой органогенноводорослевый структурой, разнокристаллическими доломитами, известняками органогенно-водорослевыми, которые были сформированы при максимальном развитии трансгрессии. Завершают разрез циклита существенно сульфатизированные породы, отлагавшиеся в условиях повышенной солёности, вызванной частичной изоляцией бассейна осадконакопления и его обмелением. В ряде случаев обмеление бассейна сопровождалось усилением гидродинамической активности и появлением в разрезе комковато-сгустковых разностей, а также брекчиевидных текстур.

Породы, слагающие нижнекембрийские отложения осинского горизонта в значительной степени преобразованы вторичными изменениями, что во многом изменило структуру и объем их порового пространства. Установлено несколько типов вторичных преобразований, которые как положительно, так и отрицательно влияли на объем пустотного пространства.

Формирование пустотного пространства пород обусловлено первичной структурой пород и направленностью развития вторичных процессов.

89

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕВЛИНСКОРУССКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НИЖНЕМЕЛОВЫХ И ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

(PETROPHYSICAL CHARACTERISTICS OF TEVLINSKO-

RUSSKINSKAYA’S FIELD OF LOWER CRETACEOUS DEPOSITS

AND UPPER JURASSIC)

Нилова В.А.

(научный руководитель - доцент Беляков М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Многие месторождения, открытые в Западной Сибири, по сей день являются основными объектами добычи углеводородов, некоторые из них недостаточно изучены, поэтому исследование данного месторождения представляет большой интерес для геологов и геофизиков.

Данное месторождение слагают песчано-глинистые отложения, которые характерны для района Западной Сибири.

Целью данной работы является оценка фильтрационно-емкостных свойств ряда пластов.

Для решения данной задачи были построены основные

петрофизические зависимости, такие как Кпэф = f(Коп), Кпр = f(Кп ), Кпр =

f(Кво ), Кп.эф. = f(Кво ), Кво = f(Кп), Кп.дин = f(Кп).

Также важно заметить, что рассмотренное в работе Кп.эф.гр

необходимо для подсчета запасов, а Кп.дин. дает возможность уточнения режима разработки.

На основе данных был оценен коэффициент нефтеотдачи, который

всреднем составил 0,3, что соответствует трудноизвлекаемым запасам нефти.

Известно, что петрофизические исследования тесно связаны с интерпретацией данных ГИС. В данной работе также были построены зависимости типа «керн-ГИС», которые позволяют провести комплексную интерпретацию.

В результате построения и анализа зависимостей типа «керн-керн» были выявлены граничные значения динамической пористости, которые указывают на возможное передвижение флюидов в породе, а также получены уверенные зависимости петрофизических величин, что указывает на хорошие фильтрационно-емкостные свойства пород. При оценке зависимостей типа «керн-ГИС» было изучено два геофизических метода ПС и ГК. В обоих случаях были получены зависимости с хорошим коэффициентом корреляции.

90

ОЦЕНКА ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

(INDIVIDUAL LAYER CONDITIONS DIAGNOSTICS BY

COMPLEXED GEOPHYSICAL STUDEIS)

Панарина Е.П.

(научный руководитель - профессор, д.т.н Кременецкий М.И.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Совместная эксплуатация нескольких продуктивных интервалов может осуществляться только при условии контроля выработки каждого пласта на технологической депрессии. Неотъемлемой частью контроля является определение относительных дебитов совместно работающих пластов по результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ). К сегодняшнему дню разработаны технологии и соответствующее оборудование, например, такие как байпасные системы «Y- tool»,обеспечивающие проведение ПГИ на технологическом режиме отбора.

Для месторождений с низкой проницаемостью характерен слабый и нестабильный приток. В таких условиях стандартные методы определения приток-состава не работают и единственным методом, позволяющим определить относительные дебиты является термометрия. Причем наибольшей результативностью обладает метод интерпретации термограмм вне интервалов притока.

Известные методы интерпретации термограмм предполагают, что в тепловое поле в скважине формируется на фоне геотермического распределения температуры в условиях работы скважины со стабильным дебитом.

Для обоснования методики интерпретации результатов термических исследований в условиях, боле приближенных к реальным автором выполнен анализ особенностей теплового поля при циклической работе скважины, нестабильном многофазном притоке, в отсутствие данных о геотермической температуре, тепловых свойствах флюида и вмещающих пород.

На основе полученных результатов нами обоснованы оптимальные условия проведения исследования (продолжительность, режим отбора и пр.)

Полученные результаты позволяют оценить спектр индивидуальных параметров пластов для обоснования ГТМ по увеличению охвата выработкой и интенсификации притока. Использование данной информации позволяет оптимизировать:

процесс вытеснения по пластам;

увеличить объем добычи нефти.

91

ПРОЦЕССЫ НАКОПЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ЧАЯНДИНСКОМ НГКМ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ 2D БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

(THE PROCESSES OF ACCUMULATION OF HYDROCARBONS IN THE CHAYANDINSKOYE OIL AND GAS CONDENSATE FIELD ON 2D BASIN MODELLING)

Перепилятников А.А.

(научный руководитель - ассистент Бондарев А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В целях лучшего понимания процессов, сформировавших Чаяндинское НГКМ нами было проведено моделирование по синтезированому геологическому профилю (Рис 1).

Этот профиль простирается от центральной части курейской синеклизы на юго-восток до Чаяндинского НГКМ. Направление профиля было выбрано исходя из вероятных путей миграции углеводородов из погруженных частей Курейской синеклизы в поднятые части Непскоботуобинской антеклизы. Профиль был сформирован из набора региональных структурных карт по восточной Сибири по основным отражающим горизонтам.

По данному профилю проведено моделирование процессов осадконакопления, прогрева осадочных толщ, генерации УВ в материнских породах и процессы их миграции до Чаяндинской площади. Отдельным пунктом в задачах моделирования был численный расчет воздействия Сибирских интрузий раннего триаса на тепловую историю развития бассейна и в целом на его нефтегазоносность. Оценено увеличение тепловых потоков в связи с подходом Сибирского суперплюма и общее остывание осадочного чехла в связи с прекращением вулканической и интрузивной деятельности.

Рисунок 1 Синтетический региональный геологический профиль через курейскую синеклизу до Чаяндинского НГКМ.

92

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИНФОРМАЦИИ О ПОВЕРХНОСТНЫХ ВОЛНАХ ДЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА (USE OF INFORMATION ABOUT SURFACE WAVES TO NEAR SURFACE CHARACTERIZATION AND MODEL BUILDING)

Петров С.А.

(научный руководитель - к.т.н., доцент Белоусов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Цель работы – построение модели верхней части разреза при использовании информации о поверхностных волнах для вычисления статических поправок и их использования в дальнейшей обработке данных 3D сейсморазведки.

Для анализа использовались данные, ограниченные по удалениям, которые преобразовывались в область частота - волновое число с помощью высокоразрешенного f-k преобразования. Каждый спектр был сформирован с использованием трасс фиксированной группы приемников, в пределах приемной линии спектры были рассчитаны с определенным шагом. На полученных спектрах была пропикирована поверхностная волна.

Для инверсии была задана начальная модель путем установки количества слоев в модели и мощности каждого слоя. Заданная начальная модель используется для построения синтетической дисперсионной кривой, которая итеративно приближается к дисперсионной кривой, рассчитанной по результатам анализа спектров. Для приближения синтетической кривой к реальной в процессе инверсии изменяются значения скоростей поперечных волн.

Полученная на выходе глубинно-скоростная модель может быть использована как для характеристики литологии разреза, так и для расчета статических поправок.

93

ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ ФАМЕНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛИКАМСКОЙ ВПАДИНЫ

(RESERVOIR CHARACTERIZATION FAMENNIAN DEPOSITS

SOLIKAMSK DEPRESSION)

Плюснин А.В.

(научный руководитель - профессор Карасева Т.В.)

Пермский государственный национальный исследовательский университет

Внастоящее время почти половина мировой добычи углеводородов связана с карбонатными отложениями, и по прогнозу в будущем добыча из карбонатов будет преобладать. В Пермском крае, в карбонатных рифогенных массивах верхнего девона открыто более 118 залежей. Промышленные скопления нефти связаны, главным образом, с зонами развития Камско-Кинельской системой прогибов. Предметом рассмотрения в настоящей работе является залежь нефти в рифогенных отложениях фаменского яруса верхнего девона в месторождении им. Сухарева.

При изучении карбонатной толщи рассматриваемой территории проблема распространения пород-коллекторов должна решаться в совокупности с литологическими исследованиями, так как распространение, свойства и типы пород неразрывно связаны с фациальной изменчивостью отложений и вторичными процессами изменения пород.

Встатье даётся характеристика пород нефтенасыщенной (фаменской) части разреза месторождения, полученной при изучении керна скважин №1-4. По результатам детального исследования литологических особенностей продуктивной части, автором были выделены структурные типы и приведено их описание. Дана характеристика пористости и проницаемости нефтенасыщенных пластов.

Врезультате проведённых исследований было изучено строение фаменской части резервуара и дана характеристика основных литотипов. Выявлено, что наиболее распространённым типом (по мощности) является водорослевые известняки, затем идут органогенно-детритовые и комковатые. По коллекторским свойствам наиболее хорошими являются органогенно-детритовые, затем идут водорослевые и комковатые известняки. Формирование коллекторов в данных типах пород связано с образованием отложений в условиях активной гидродинамики (выше базиса действия волн), а также увеличение пустотного пространства произошло за счет активных процессов выщелачивания и трещинообразования. Получены закономерности распределения продуктивных пород внутри рифа, которые позволят в дальнейшем прогнозировать развитие коллекторов, как по разрезу, так и по площади на изучаемой территории.

94

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЕРМСКИХ И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО-АВСТРАЛИЙСКОГО БАССЕЙНА КУПЕР

(PREDICTION OF OIL AND GAS PRESENCE IN PERMIAN AND TRIASSIC FORMATIONS OF SOUTH AUSTRALIAN COOPER BASIN)

Репник А.А.

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Южно-Австралийский бассейн Купера является одним из самых перспективных бассейнов для поиска нетрадиционных запасов углеводородов. Бассейн Купера представляет отложения позднего карбона, триаса с широким распространением складчатости, региональным поднятием и эрозии. Бассейн залегает несогласно с палеозойскими отложениями бассейна Уорбертон и перекрывается несогласно с центральной частью бассейна Эроманга. В северной части прогиба Патчавара, бассейн локально перекрывается триасовыми отложениями формации Куддапан. Три главных прогиба разделены горными хребтами, связанными с активацией движения в северо-западном направлении в основание бассейна Уорбертон. Наиболее главный тектонический эпизод в разделении бассейна Купера и Уорберто интерпретируется как горообразование Алис-Спрингс во время девона и карбона. Данный бассейн заполнен пермскими и триасовыми осадками. Бассейн содержит некоторое число не-морских обстановок осадконакопления в пределах поздно пермских и средне триасовых отложений.

Для прогнозирования нефтегазоносности была построена динамическая модель, на основание сейсмических, скважинных данных, а также произведённого фациального анализа. На основании модели были выделены нетрадиционные резервуары со сланцевой нефтью, газом, а также угольным газом. В работе произведён анализ геологических рисков, а также выбраны участки для возможного инвестирования с учетом будущего развития ценообразования в нефтегазовой отрасли.

95

НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ НИЖНЕЧУТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

( NEW DATE ON THE GEOLOGICAL STRUCTURE OF THE

NIZHNECHUTINSKOE FIELD)

Рогозина С.А., Большакова Ю.А. (научный руководитель - доцент Овчарова Т.А.)

Ухтинский государственный технический университет

Вданной работе рассматривается геологическое строение Нижнечутинского месторождения. Приводится анализ нефтегазоносности по продуктивным пластам с характеристикой ФЕС коллекторов и флюидоупоров.

Нижнечутинское месторождение расположено в Ухтинском районе Республики Коми. В нефтегазогеологическом отношении месторождение приурочено к Тиманской НГО Тимано-Печорской провинции.

Вгеологическом строении месторождения принимают участие

породы верхнего протерозоя, представленные серыми, кварцслюдистыми, метаморфическими сланцами; верхнедевонские отложения в объеме тиманского горизонта, сложенные серыми аргиллитами, с редкими тонкими прослоями известняков и четвертичные отложения.

На основании данных разведочного и эксплуатационного бурения установлено, что на Нижнечутинском месторождении три пласта: пласт I, пласт «А» и пласт II.

Продуктивность месторождения связана с пластом А, который представляет собой неравномерное переслаивание песчаника, пропитанного нефтью, алевролита, слабо пропитанного нефтью, серого аргиллита.

Коллекторы в продуктивных отложениях тиманского горизонта представлены песчаниками, алевропесчаниками от тонкодо среднезернистых, крепкими и трещиноватыми.

Флюидоупором для залежи в пласте А служат плотные песчаноглинистые межпластовые породы тиманского горизонта.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная.

96

ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ЗОНЫ ЛАБОРАТОРНОГО ЯМРРЕЛАКСОМЕТРА BRUKER MINISPEC MQ10

(RESEARCH OF A WORKING ZONE OF NMR LABORATORY

DEVICE BRUKER MINISPEC MQ10)

Самохвалов Н. И.

(научный руководитель - доцент Лазуткина Н. Е.) РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Настольный ЯМР-релаксометр предназначен для быстрого анализа жидких и твердых образцов. Работа анализатора основана на различной скорости магнитной релаксации протонов в разных компонентах, что позволяет определять различные параметры образца.

Однако магнитное поле, создаваемое в рабочей камере, неоднородно и следовательно для получения достоверных результатов необходимо помнить о неоднородности магнитного поля в приборе, и, как следствие, располагать образец в рабочей зоне, где магнитное поле наиболее однородно.

Для исследования рабочей зоны был проведен эксперимент, в котором была использована специальная пробирка, позволяющая фиксировать образец внутри рабочей камеры.

В данной работе представлены результаты исследования рабочей зоны лабораторного ЯМР-релаксометра Bruker minispec mq10.

97

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ПРИ ГЕОМЕТРИЗАЦИИ ЗАЛЕЖЕЙ И ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ

(APPLICATION OF FACIES ANALYSIS RESULTS FOR DEPOSITS GEOMETRIZATION AND HYDROCARBONS RESERVES ESTIMATION AT THE NORTHERN PART OF YAMAL PENINSULA FIELDS)

Санькова Н.В., Мазуркевич В.В., Романов А.В.

ООО «Газпром геологоразведка», Инженерно-технический центр, г. Тюмень

Вкачестве объекта исследований в настоящей статье рассмотрены неморские отложения танопчинской и яронгской свит Малыгинского, Тасийского, Северо-Тамбейского и Западно-Тамбейского месторождений.

Уточнена фациальная принадлежность отложений танопчинской и яронгской свит на рассматриваемых месторождениях. Так, в интервале пластов группы ТП15-ТП30 авторами определены фации русловых отмелей спрямленных и ограниченно-меандрирующих рек (русловые фации), а также фации внешней и внутренней частей пойм. Русловые фации и фации внешней части поймы представлены, в основном, песчаными разностями, а фации внутренней части поймы – глинистыми.

Установлено, что оценки среднего значения коэффициента пористости для различных групп фаций различны. Это обстоятельство необходимо учитывать при подсчете запасов, а именно, построение карты пористости необходимо осуществлять в соответствии с направлением палеорусел. Поскольку существующие в настоящее время алгоритмы картопостроения не дают возможности создавать подобные карты, то авторами разработан основанный на методе кригинг алгоритм построения цифровых моделей геологических параметров, в котором весовые коэффициенты контрольных точек (скважин) оцениваются с учетом расположения их относительно предполагаемого палеорусла.

Впредлагаемой модификации кригинга эвклидово расстояние между точками заменено на длину кратчайшего пути, вычисляемого методами теории графов (метод Декстра) по узлам интерполяционной сетки. Для этого сетка рассматривается как взвешенный граф, в котором вершинами являются узлы сетки, а отрезки, соединяющие смежные узлы, - дугами.

Выводы:

Предложенная методика геометризации залежей дает возможность использовать в геологическом моделировании априорную информацию об особенностях процессов осадконакопления, что позволит повысить достоверность геологической модели для подсчета запасов и проектирования геологоразведочных работ.

98