Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНАЯ КУРНА-2 С УЧЕТОМ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОМЫСЛОВОГО КАРОТАЖА (PLT).

(WEST QURNA-2 FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION BASED

ON PRODUCTION LOGGING TEST (PLT)

Таов К.А.

(научный руководитель - профессор Филиппов В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Месторождение Западная Курна-2 находится на юге Ирака, в 60 км к северу от г.Басра и обладает 4,9 млрд т. геологических запасов нефти. Месторождение является уникальным по размерам и является одной из

несколькими литотипами, соответствующими рифовому, лагунному и меловому типу отложений. Эффективная нефтенасыщенная толщина формации составляет 150м. На основе интерпретации геофизических исследований скважин, выделяются 5 петротипов: PT-1, PT-2, PT-3, PT-4, PT-5. Петротипы PT-1, PT-2 и PT-4 выделены как коллектора по характеру изменения пористости, плотности, удельного сопротивления слагающих формацию пород.

Исследование режима работы скважин и интервалов перфораций показало, что корреляция между интервалами перфораций петротипа PT-1 и интервалами продуктивности составляет 89-98,4%, что указывает на то, что практически вся добыча по формации Мишриф на текущий момент ведется из пород, относящихся к данному петротипу.

Данная работа направлена на анализ данных промысловогеологических исследований (PLT) по добывающим скважинам месторождения с целью оптимизации разработки формации Мишриф и разработки комплекса геолого-технических мер по увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта.

В итоге был сделан прогноз о возможности существенного снижения коэффициента нефтеизвлечения вследствие быстрой отработки высокопроницаемых интервалов РТ-1 и прорыва воды по ним. В этом случае неохваченными разработкой останутся низкопроницаемые прослои РТ-2,4, доля которых в суммарной нефтенасыщенной толщине пласта составляет 55%.

В работе оценены риски и возможные последствия существующих способов эксплуатации месторождения. В результате был разработан комплекс геолого-технических мероприятий по оптимизации разработки и увеличению коэффициента нефтеотдачи формации Мишриф месторождения Западная Курна-2 и сделаны выводы по их эффективности.

109

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ

(ASSESSMENT OF THE DOMANIK DEPOSITS PROSPECTS IN

SAMARA REGION)

Фролов Н.А. «СамараНИПИнефть»

Сокращение активных запасов нефти в районах добычи приводит к необходимости вовлечения в ГРР новых малоизученных районов сложного геологического строения и поиски резервов добычи за счет трудноизвлекаемых запасов и, в последнее время, все большее внимание привлекается к наращиванию сырьевой базы за счет нетрадиционных ресурсов.

Сланцевая революция в США спровоцировала интерес к нетрадиционным углеводородам во всем мире, в том числе в России. Доманиковые отложения уже давно привлекают внимание геологовнефтяников как потенциальный источник нефти. Эти отложения датируются в основном средним и верхним девоном и выделяются в самостоятельную доманиковую свиту, обогащенную органическим веществом. Они широко распространены на территории Волго-Уральской провинции.

Целью данной работы является изучение особенностей формирования и анализ перспективности доманиковых фаций Самарской области, оценка характеристик доманикитов, их сравнение с разрабатываемыми аналогами, заключение о целесообразности и возможностях их разработки.

Для решения этих вопросов, исследован процесс седиментации отложений доманиковых фаций Самарской области и выявлена зона их распространения, предлагается ряд критериев, по которым можно отделить перспективные формации от неперспективных, и проведено сравнение с успешно разрабатываемыми месторождениями-аналогами.

Научная новизна заключается в получении новых данных о строении, свойствах отложений, распределении характеристик доманиковых фаций Самарской области.

110

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКО ПОГРУЖЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕ-КУРИНСКОЙ ДЕПРЕССИИ (АЗЕРБАЙДЖАН) ПО ДАННЫМ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ФЛЮИДОВ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ

(GEOCHEMICAL STUDIES OF FLUIDS FROM MUD VOLCANOES ACCORDING TO PETROLEUM POTENTIAL OF DEEPSEATED SEDIMENTS OF THE LOWER KURA DEPRESSION (AZERBAIJAN))

Хасаева А.Б.

(научный руководитель - академик, д.г.-.м.н., Гулиев И.С.) Институт геологии и геофизики НАНА

Нижне-Куринская депрессия является частью Южно-Каспийского бассейна (ЮКБ), расположена между складчатыми областями Большого и Малого Кавказа. Данный регион характеризуется мощным осадочным чехлом 22 км (в ЮКБ до 30 км), высокой скоростью осадконакопления, пониженным геотермическим градиентом (среднее значение соответствует 2С/100м). В геологическом строение принимают участие отложения Четвертичного, Плиоценового, Миоценового и Олигоценового возраста. Отложения Миоцена и Олигоцена вскрыты поисково-разведочными скважинами на площадях Каламаддин и Гарабаглы.

На территории Нижне-Куринской впадины находится 25 грязевых вулканов, которые являются уникальным источником информации содержания углеводородов на больших глубинах. В процессе изучение данных скважин, продуктов выбросов, флюидов грязевых вулканом и исходя из геологических и термических особенностей региона, было определено, что главная фаза генерации (ПК1-АК2) углеводородов соответствует довольно широкому интервалу глубин в 6-18 км, что соответствует Плиоцен-Миоценовым отложениям, а также «нефтяному и газовому окнам» согласно предполагаемым значениям R0 ≈ 0,65-0,85 %.

Флюиды грязевых вулканов представлены газами и водами. Газовая фаза преимущественно состоит из метана (до 99%), тяжелых углеводородов (ТУ), СО2, N2, инертных компонентов He, Ar. Содержание ТУ в газах грязевых вулканов связанных с нефтяными месторождениями – повышено. Изотопный состав углерода метана для Нижне-Куринской депрессии изменяется от -40‰ до -60‰. Воды грязевых вулканов, представленным всеми четырьмя генетическими типами, однако характерными являются воды ГКН типа. Согласно Mg-Li геотермометру образование грязевулканических вод соответствуют интервалу температур от 20̊С до 140̊ С (ПК2). В твердых продуктах выбросов грязевых вулканов определено 90 минералов и 30 микроэлементов.

В результате геохимических исследований, термобарических и геологических условий, зоны нефтегазообразования - перспективность Нижне-Куринской депрессии прогнозируется на глубины свыше 10 км.

111

ИНФОРМАТИВНОСТЬ СКВАЖИННОЙ ГАММАСПЕКТРОМЕТРИИ В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ БИТУМИНОЗНЫХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

(INFORMATIVITY OF BOREHOLE GAMMA SPECTROMETRY IN OIL-SATURATED BITUMINOUS CARBONATE DEPOSITS)

Хасанов Р.К.

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

Карбонатные коллекторы, как правило, являются сложным типом коллектора в силу изменчивости литологического состава, сложной структуры емкостного пространства, геохимических особенностей отложений. Наиболее информативными являются акустические методы и скважинная радиометрия. В данном докладе рассмотрено использование данных гамма-спектрометрии естественной радиоактивности горных пород (ГМ-С) в карбонатных отложениях одного из месторождений территории РФ.

Продуктивными на месторождении являются отложения нижней перми, представленные мощной толщей карбонатных и карбонатнокремнистых пород неравномерно перекристаллизованных и доломитизированных с вторичным смешанным типом цемента. В большей степени, именно состав и тип цемента определяют ФЕС данных пород. Наряду с этим, известна высокая информативность ГМ-С при оценке состава цемента коллекторов. Однако «стандартные» методики, позволяющие оценить состав и количество цемента карбонатных коллекторов, в настоящее время отсутствуют. Поэтому для решения этой задачи привлекается оригинальная адаптивная методика интерпретации данных гамма-метода (Д.А. Кожевников, 2001). Методика основана на построении и анализе петрофизической модели коллектора. По результатам определения глинистости уточнены эффективные мощности коллекторов.

Одновременно в данных отложениях также отмечаются единичные разнонаправленные открытые трещины и субгоризонтальные стилолиты, заполненные битумно-глинистым материалом. Битуминозность дополнительно осложняет определение пористости по данным методов ГИС. В докладе показано, что включение ГМ-С также позволяет определить содержание битуминозного вещества и повысить точность оценки емкостных свойств пород.

112

МЕТОДИКА АНАЛИЗА ТЕКСТУРНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА ПУТЁМ ПОЛУЧЕНИЯ И КОМПЬЮТЕРНОЙ ОБРАБОТКИ ЕГО ЦИФРОВЫХ ИЗОБРАЖЕНИЙ. ЕЕ ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ. ОЦЕНКА ДОСТОВЕРНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ

(TECHNIQUES OF STRUCTURE ANALYSIS OF HETEROGENEITY IN CORE-SAMPLE WITH HELP OF STUDYING DIGITAL IMAGES OF CORE. ITS PRACTICAL APPLICATION. CONFIRMATION OF THE FEASIBILITY)

Хлыстова Г.И.

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

Внастоящее время изучение текстурных особенностей пород производится визуально по керну. Такая оценка носит субъективный и зачастую неточный характер. При том накапливается большое количество цифровых изображений керна, которые так же иллюстрируют текстурные особенности, но не используются должным образом для их оценки. Так было разработано программное обеспечение, которое должно помочь в оценке текстурных особенностей пород с помощью компьютерного анализа цифровых изображений кернового материала.

Целью данной работы является оценка и сравнительный анализ результатов, полученных при исследовании текстур одного и того же разреза в ходе лабораторных исследований и в результате исследования с помощью предлагаемой методики.

Для достижения данной цели было поставлено несколько задач:

1. Изучение текстурной неоднородности разреза одной из скважин месторождения приуроченного к Пур-Тазовской синиклизе ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции.

2. Оценка текстурной неоднородности того же разреза с помощью программного пакета написанного для данной методики.

3. Сравнение и анализ полученных данных.

Вкачестве исходной информации о текстурной неоднородности использовался отчет кафедры литологии по данному разрезу, содержащий необходимые данные по текстурам. В дальнейшем, проведя текстурный анализ по предлагаемой методике и сравнив его с лабораторными исследованиями, мы получили низкий процент расхождения результатов. Так, по окончанию работы, можно сделать следующие выводы:

1. Данный программный пакет достаточно точно определяет текстурные особенности кернового материала.

2. Временные затраты на исследование керна по данной методике оказываются значительно ниже.

3. С помощью данной методики удаётся избежать субъективности оценки текстурной неоднородности.

113

КОСМИЧЕСКИЕ ПОРТРЕТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ И ИХ ЧАСТЕЙ ЮГО-ВОСТОЧНОГО КИТАЯ (БОХАЙВАНЬСКИЙ, СЫЧУАНЬСКИЙ И ОРДОССКИЙ БАССЕЙНЫ)

SPACE IMAGE OIL AND GAS BASINS AND PARTS SOUTHEASTERN CHINA (BOHAYVANSKY, SICHUAN AND ORDOS BASINS)

Чжан Инпэн, Сюй Жуйвэнь, Цзяо Кай (научный руководитель - доцент Милосердова Л.В.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Работа посвящена описанию космических портретов двух северозападных нефтегазоносных бассейнов – Ордосского, Сычуанского и Бохайвань.

Центральные части нефтегазоносных бассейнов представляют собой Обширные низменности, зажатые между складчатыми системами, отчетливо выделяющиеся на космических изображениях континентального уровня генерализации своим ровным фототоном. Космические портреты Сычуанского, Ордосского и Бохайваньского бассейнов очень похожи, но если Сычуанский и Бохайваньский бассейны конформны раме, то Ордосский сечет вмещающие структуры.

Границы бассейнов, как правило, выделяются системами субпараллельных линеаментов, отражающих ограничивающие их разломы.

В центральных частях бассейнов располагаются основные месторождения, которые можно видеть по контролирующим их тектоническим поднятиям. Внутреннее строение структур дешифрируется на более детальных изображениях. Наиболее уверенно дешифрируется разломно-блоковое строение территории.

На периферии бассейнов отчетливо видны разломы и складки.

На снимках, как правило, удается увидеть геологические структуры, контролирующие зоны нефтегазонакопления и ловушки, с которыми связаны месторождения – как правило, по проявлениям небольших современных поднятий в рельефе. Нефтеконтролирующие разломы, а также разломы, осложняющие месторождения, как правило, также удается увидеть на снимках – крупные разломы – на обзорных изображениях, а небольшие – на детальных снимках.

Очень затрудняет распознавание геологических объектов интенсивная антропогенная измененность ландшафтов.

Очень хорошо на снимках опознаются опознаются системы скважин и соединяющих их дорог. Крупные месторождения представляют собой огромные площади, покрытые скважинами.

Однако самыми заметными проявлениями месторождений нефти на космических снимках являются загрязнения почвы нефтепродуктами.

114

ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГРП НА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ» (ABRASIFRAC TT) (OPTIMIZATION OF HYDRAULIC FRACTURING ON THE MULTILAYER FIELDS OF «RN-PURNEFTEGAS» (ABRASIFRAC TT))

Чунарев В.В.

(научный руководитель - Петров А.С.)

ООО"РН-Пурнефтегаз"

Вработе рассмотрена актуальность проблемы необходимости оптимизации технологии ГРП. Предлагается проведение гидропескоструйной перфорации взамен кумулятивной и проведение ГРП по технологии AbrasiFRAC TT. Рассмотрены достоинства и недостатки гидропескоструйной перфорации по сравнению с другими методами. Рассмотрены проведение ГРП по «стандартной» технологии, а также проведение двух опций абразивного ГРП. Приведены возможные проблемы рекомендуемой технологии и методы их решения. Представлен расчет экономической эффективности. Сделано заключение.

115

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ОБОРА КЕРНА

(DEVELOPMENT CONTROL SYSTEM CORING)

Шакиров Р.А.

(научный руководитель - к.х.н., доцент Емекеев А.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт

В сложившейся социально-экономической ситуации задача повышения надёжности и эффективности отечественного бурового оборудования становится всё более актуальной. Это служит поводом для всестороннего рассмотрения вопроса о модернизации систем бурения и исследования нефтяных и газовых скважин.

Данная работа относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к буровому инструменту, в частности к устройствам для бурения нефтегазодобывающих скважин с отбором керна и сохранением пластовой среды.

Целью проекта является расширение эксплуатационных возможностей системы. Первой задачей является обеспечение непрерывного отбора и сохранение заданных интервалов отбора керна, повышение качества отбираемого керна и получение на поверхности информации о работе и состоянии системы.

Второй задачей проекта является обеспечить виброанализ, для получения информации о свойствах отбираемой породы и определить вид породы по частоте.

Поставленные задачи решаются предлагаемой системой непрерывного отбора керна, которая включает керноотборный снаряд и содержит корпус, подвеску керноприемной трубы, керноприемную трубу, узел кернорвателей, бурильную головку, датчик вибрации и систему передачи данных.

Новым является то, что система оборудована блоком контроля отбора керна, включающая датчик измерения уровня керна (уровнемер) в керноприемной трубе, датчик вибрации и систему передачи данных. Система непрерывного отбора керна позволяет реализовать непрерывный отбор керна и позволяет информировать о возможном заклинивании в процессе отбора, независимо от рода сложности пород, что дает возможность принять правильное решение и сэкономить значительное количество времени.

Таким образом реализация данного проекта обеспечит эффективный процесс бурения и позволит при минимальных затратах получить качественные результаты, так же повысит эффективность отечественного бурового оборудования.

Данное технологическое решение выполнено на уровне изобретения и получен патент РФ № 133559

116

ВОЗМОЖНОСТЬ РАСЧЛЕНЕНИЯ КАРБОНАТНЫХ ТОЛЩ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

(THE POSSIBILITY OF DIVIDING CARBONATE ROCKS OIL-GAS FIELDS OF TOMSK REGION ELECTROPHYSICAL METHODS)

Шелегин А.С.

(научный руководитель - профессор Сальников В.Н.) Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Проведены исследования по расчленению карбонатных пород на основе сопоставления плотности энергии эндо-экзотермических реакций на примере литологических колонок скважин нефтегазовых месторождений. Приведены сравнительные данные по термическому анализу, электропроводности и термолюминесценции горных пород из скважин Тамбаевской, Северо-Останинской, Калиновой и Чкаловской площадей. Показаны возможности метода термического анализа по идентификации минералов и определению кинетических и термодинамических параметров фазовых превращений, как источника генетической информации.

При исследовании карбонатных пород, кроме декарбонатизации, при нагревании на кривых электропроводности отражаются процессы дегидратации, выгорания органических остатков, перераспределение пористости (декрепитация, коалинизация, перераспределение точечных и линейных дефектов). Разложение мрамора начинается с температуры 510ºС по данным электропроводности (смена энергии активации) и 530ºС по изменению вакуума. Кривая ДТА дает очень общее представление о физико-химических процессах.

Вдокладе приведены примеры типичной температурной зависимости электропроводности, импульсного электромагнитного излучения, величины вакуума в сопоставлении с кривыми ДТА.

Вкарбонатах, как и в других породообразующих минералах (полевой шпат, кварц, флюорит), наблюдаются остаточные эффекты минеральной «памяти» о дефектах кристаллической решетки, на которых были локализованы центры окраски, ответственные за ТЛ.

Выявление закономерности эволюции карбонатного вещества при воздействии теплового и электрического полей можно использовать для разделения и корреляции карбонатных толщ нефтегазовых месторождений. Метод электропроводности, термографический анализ в комплексе с методами термолюминесценции и гамматермолюминесценции, ИК-спектроскопии, петрографическим, спектральным можно рекомендовать для определения кинетики диагенетических преобразований вещества осадочных пород и генезиса нефтегазообразования.

117

ОСОБЕННОСТИ ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЕНИСЕЙХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА И АНАБАРОХАТАНГСКОЙ СЕДЛОВИНЫ

(FEATURES OF TECTONIC EVOLUTION AND PETROLEUM POTENTIAL OF YENISEIHATANGSKY REGIONAL DEPRESSION AND ANABARA-HATANGSKY SADDLE)

Шуваев А.О., Богданов О.А., Мусихин К.В.

ООО"ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"

Всвязи с истощением запасов УВ в старых нефтегазовых провинциях всё чаще поиск залежей осуществляется в новых, до этого слабо изученных областях. В работе проводится анализ тектонического

развития и нефтегазоносности двух подобных перспективных зон: Енисей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП) и АнабароХатангской седловины (АХС).

В процессе формирования, исследуемые бассейны прошли через несколько стадий тектонических преобразований. Начало формирования бассейнов связано со средне-позднерифейским рифтингом. Пострифтовая стадия развития продолжалась с позднего рифея по раннюю пермь.

Первое орогенное событие приурочено к границе перми и триаса. В это время происходит формирование инверсионных валов над рифейпалеозойскими грабенами. В пределах АХС формировались складчатонадвиговые пластины, а также надсолевые антиклинали. С этапом пермотриасового орогенеза связывается региональный трапповый магматизм и формирование сильно влияющих на прогрев газо-нефтематеринских пород интрузий. Второе орогенное событие приурочено к границе юрского и мелового периодов. Это время образования сдвиговых разломов и роста срединных мегавалов, протягивающихся через ЕХРП на многие сотни километров. К этому этапу приурочено формирование большинства современных антиклинальных структур.

Последним значительным событием стал общий подъем территории в олигоцене. Последующей за воздыманием эрозией было размыто 1.5- 2 км меловых и палеогеновых осадков, что привело к разрушению ряда антиклинальных ловушек.

Понимание особенностей тектонического развития ЕнисейХатангского регионального прогиба и Анабаро-Хатангской седловины позволяет:

определить перспективные для дальнейшей разведки на УВ комплексы;

произвести выделение и ранжирование перспективных объектов с учетом тектонической эволюции бассейна.

118