Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

КОНКРЕЦИИ ТАБАГИНСКОГО МЫСА

(CONCRETIONS OF TABAGA CAPE)

Алексеев В.В.

(научный руководитель - доцент Горюнова Л.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Разнообразие конкреционных образований связано с разными геологическими процессами, составом осадков, породы и др.

Образование конкреций есть следствие перемещения определенных веществ — углекислого кальция, углекислого железа, сернокислого кальция, кремнезема и др. к центрам, например, разложения органической материи в массе осадка. Инфильтрация растворов происходит или в еще не затвердевшей массе осадка, или через поры. Концентрация этих веществ происходит в форме сферических, эллипсоидальных, гроздевидных или ветвистых стяжений. Разнообразие морфологии конкреций зависит от характеристик среды: глубины залегания осадка, солености, состава осадка, проницаемости, геологических процессов и др. Центром кристаллизации большею частью органическое тело (раковина, тело рака или рыбы). Конкреции образуются на всех стадиях петрогенеза - от седиментационной до метаморфической, но чаще в процессе диагенеза.

Работа основана на изучении собранных образцах конкреций Табагинского мыса, который находится на территории Центральной Якутии в 40 км к югу от г. Якутска. Массовое развитие разнообразных конкреций здесь наблюдается не только в естественных горизонтах «конденсации», но и в переотложенном виде на узкой береговой линии реки Лены. По минеральному составу выделяются железо-карбонатные, железо-сульфидные (пирит-марказитовые) и известковые или сидерит - содержащие конкреции, присутствующие в среднеюрских отложениях, в составе которых выделяются следующие свиты:

Укугутская свита сложена серыми песчаниками и обогащенными гравийно-галечными материалом с прослойками алевролитов, конкреции железо-карбонатные, что указывает на образование этих пород в условиях мелкого моря.

Тюнгская и Сунтарская свиты представлены песчаниками с прослоями глин и алевролитов, конкреции, в основном, железосульфидные, сформировавшихся в лагунных озерах.

Якутская свита, сложенная чередованием серых тонкозернистых песков и алевролитов с редкими прослоями глин, конкреции известковые и сидерит - содержащие, что также указывает на формирование этих отложений в условиях озер и болот.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что в среднеюрское время на территории Табагинского мыса происходила регрессия моря.

9

РОЛЬ ПАЛЕОРЕКОСТРУКЦИЙ И ТЕКТОНИЧЕСКОГО АНАЛИЗА В ОЦЕНКЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ПРИМЕРЕ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(SAMOTLOR FIELD CASE STUDY: ROLE OF PALEORECONSTRUCTION AND TECTONIC ANALYSIS IN PETROLEUM POTENTIAL EVALUATION)

Анохина М.С.

(научный руководитель - старший эксперт Нассонова Н.В.)

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

Самотлорское месторождение – одно из крупнейших в мире месторождений нефти, практически вся его площадь охвачена эксплуатационным бурением. С момента начала его освоения в 1965 г. было проведено множество исследований, тем не менее, ряд проблем остается и на текущее время.

Исследования Самотлорского месторождения, вследствие его большой площади и фонда скважин, носят преимущественно детальный характер. Проект создавался с целью консолидации материалов по данной теме за длительный исторический период, а также выработки единой концепции для оптимизации разработки месторождения.

В работе рассмотрено влияние тектонических процессов на формирование и переформирование залежей углеводородов, произведена оценка целостности покрышки юрских отложений, оценка перепадов ВНК. Также обобщен и проанализирован ряд данных по трещиноватости пластов Самотлорского месторождения. Данная работа может быть использована для оптимизации дизайна трещин гидроразрыва и выбора направления бурения горизонтальных скважин. Комплекс геолого-геофизической информации позволил выделить три блока, сформированных сдвигосбросами: западный, восточный и центральный. Центральный блок имеет максимальную дезинтеграцию. Наибольшее количество крупных залежей в верхнеюрских отложениях связано с западным и восточным блоками. Тектонические движения вызвали дезинтеграцию блоков. Микросейсмические данные показывают: трещины имеют азимут 114° - 165°, что совпадает с простиранием выделенных блоков. Практические рекомендации для бурения: располагать горизонтальные скважины под углом 90° к направлению трещин. Сравнительная характеристика дебитов скважин, расположенных перпендикулярно к направлению трещин и вдоль них подтверждает данное предположение.

Новизна данной работы заключается в привлечении материалов по анализу микросейсмических событий. Данные материалы ранее не были использованы в работах подобного рода.

10

СТРОЕНИЕ РАЗРЕЗА ЧУНСКОЙ СВЕРХГЛУБОКОЙ СКВАЖИНЫ ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

(SECTION STRUCTURE OF THE CHUNSKII SUPERDEEP BOREHOLE OF THE SOUTHERN SIBERIAN PLATFORM)

Антипова О.А.

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

В работе представлены результаты литологических исследований керна из сверхглубокой скважины, пробуренной в пределах юговосточного склона Богучано-Манзинского выступа Присаяно-Енисейской синеклизы. В пределах исследуемого региона в терригенных отложениях верхнего рифея-венда были открыты крупные газовые месторождения (Абаканское, Ильбокичское, Имбинское и др.). Исследуемые рифей-венд- кембрийские отложения отличаются крайне слабой степенью изученности, весьма неоднозначными являются представления о стратиграфической приуроченности подразделений верхнего рифея-венда, что затрудняет прогнозирование и выявление закономерностей развития основных продуктивных горизонтов по площади. Верхнерифей-вендские терригенные и терригенно-карбонатные отложения характеризуются высокой степенью неоднородности литологического состава и переменной мощностью. В связи с этим исследование кернового материала в скважине Чунская №1 представляет собой весьма актуальную задачу.

Результаты исследований позволяют сделать предварительные выводы о типах разрезов рифей-венд-кембрийских отложений и их генезисе. В пределах исследуемого региона скважиной Чунская №1 впервые были вскрыты породы фундамента, представленные гранитоидами, на глубине 5276 м. На породах фундамента залегают мощные (более 300 м) грубообломочные гравийно-песчаные красноцветные отложения, формирование которых происходило в континентальных обстановках. Выше залегают сероцветные алевропесчаные и карбонатные отложения прибрежно-морского генезиса мощностью 140 м. Сероцветные толщи перекрываются континентальными красноцветными грубообломочными гравийно-песчаными отложениями мощностью около 170 м. Выше терригенный разрез сменяется терригеннокарбонатными, карбонатными отложениями, которые еще выше сменяются карбонатными и сульфатно-карбонатными толщами.

Изучение строения разреза Чунской скважины позволило сделать вывод о том, что в пределах исследуемой площади были вскрыты наиболее полные разрезы тасеевской серии верхнего рифея-венда, детально изученные в обнажениях на Енисейском кряже.

11

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА КОМПЬЮТЕРНОЙ РЕНТГЕНОТОМОГРАФИИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

(APPLICATION OF X-RAY IMAGING CORE’S METHOD FOR

RESERVOIR PROPERTIES DETERMINATION

OF RESERVOIR ROCKS)

Арсланова Г.Д., Захрутдинова С.Т. (научный руководитель - доцент Муминов А.С.)

Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

В работе рассмотрено применение метода компьютерной рентгеновской томографии, который позволяет изучить внутреннюю структуру материала, не разрушая его. При этом происходит послойное исследование структуры неоднородных образцов керна в рентгеновском изучении, которое основано на зависимости линейного коэффициента поглощения в рентгеновском диапазоне от состава и плотности вещества. С помощью томографов могут изучаться различные свойства образца: пористость, объемная плотность, плотность матрицы, нефте- и водонасыщенность, литология, распределение пор по размерам, вязкость, влажность, диффузионный коэффициент, зоны разрушения, степень проникновения бурового раствора, сжимаемость и др. Быстрое сканирование может обеспечить воссоздание изображений в очень короткий временной интервал, наблюдение динамики течения флюида через породу.

Метод компьютерной томографии имеет ряд преимуществ:

1) Для исследования достаточно одного образца, так как применение метода гарантирует результат (при отсутствии повреждений внутренней структуры образца); 2) Время определения всех характеристик составляет порядка нескольких дней; 3) Образец не претерпевает никаких изменений, различные расчетные эксперименты на полученных методом компьютерной томографии данных можно проводить сколь угодно раз; 4) Возможность исследовать неконсолидированные керны и шлам.

Таким образом, определение петрофизических свойств горных пород методом компьютерной томографии обусловливается высокоточными данными о продуктивном пласте, что, в свою очередь, позволяет повысить эффективность и точность газогидродинамического моделирования месторождений, оценки запасов, выбора режимов разработки и интенсификации и в конечном итоге существенно снизить расходы компаний.

12

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ НИЖНЕВЕНДСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БОТУОБИНСКОГО, ХАМАКИНСКОГО И ТАЛАХСКОГО ГОРИЗОНТОВ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НЕПСКОГО СВОДА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

(FEATURES OF THE STRUCTURE AND FORMATION CONDITIONS OF VENDIAN TERRIGENOUS DEPOSITS OF NORTH-EASTERN PART OF THE NEPA ARCH OF NEPA-BOTUOBA ANTECLISE)

Артёмова О. И.

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

В пределах северо-восточной части Непского свода НепскоБотуобинской антеклизы (НБА) расположено крупнейшее Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение.

Нефтегазоносность месторождения связана с тремя продуктивными горизонтами: ботуобинским, хамакинским и талахским.

Ботуобинский продуктивный горизонт приурочен к нижнебюкской подсвите венда и характеризуется наибольшим площадным распространением в пределах Непско-Ботуобинской Нефтегазоносной Области (НБ НГО). Горизонт сложен преимущественно хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками с небольшой долей КПШ и слюд. Отмечаются прослои алевролитов и аргиллитов.

Хамакинский горизонт приурочен к нижнепаршинской подсвите венда и распространен в пределах контура месторождения. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, отличающимися низкой степенью отсортированности, высоким содержанием глинистого цемента, бо́льшим содержанием КПШ и присутствием глауконита.

Талахский горизонт, соответствующий талахской свите венда, распространен локально. Коллектор талахского горизонта представлен песчаниками, гравелитами с содержанием сильно преобразованных КПШ. Отмечаются многочисленные вторичные процессы, сократившие первичное поровое пространство и, тем самым, оказавшие влияние на ФЕС.

Литологические характеристики горных пород определяют особенности их ФЕС. Изменение в структурных характеристиках и минеральном составе обусловлено особенностями условий осадконакопления и направленностью вторичных изменений. В заключение работы проводится анализ условий осадконакопления данных пород. Наблюдается постепенный переход от континентальных отложений талахского горизонта к прибрежно-морским отложениям ботуобинского горизонта.

13

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗОН ГЕНЕРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИПЯТСКОЙ ВПАДИНЫ

(PREDICTION AREAS OF GENERATION AND ACCUMULATION HYDROCARBONS ON THE TERRITORY OF PRIPYATSKY DEPRESSION)

Астапенко А.В.

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

Объектом исследования является Припятский прогиб, представляющий собой составной сегмент Припятско-Днепровско- Донецкого палеозойского авлакогена, который расположен в пределах западной части древней Восточно-Европейской платформы. Припятский прогиб имеет сложное геологическое строение. Кристаллический фундамент залегает на различных участках в пределах глубин от 2 до 7 километров. Осадочный чехол представлен двумя соленосными, надсолевым терригенным, межсолевым терригенно-карбонатным и подсолевыми карбонатным и терригенным комплексами пород. Серией глубинных разломов Припятский прогиб разделен на три структурных ареала, каждый из которых разбит на ряд тектонических ступеней и блоков.

С целью прогнозирования зон нефтегазогенерации и аккумуляции углеводородов построена 2D модель осадочного бассейна в программной среде Schlumberger PetroMod. Входными данными являются региональный разрез, литологическая характеристика пород, амплитуды движений блоков по разломам, установленные значения глубин осадконакопления во времени, их тепловых потоков и др.

На основании анализа тектонических подвижек вдоль разломов выявлены наиболее активные подфазы рифтинга: евлано-ливенская подфаза активного рассеянного рифтинга с амплитудами движений от 100 до 400 метров при средней скорости 150 м/млн лет и лебедянскострешинская подфаза зрелого рифтинга с амплитудами свыше 1000 метров и скоростями 400-500 м/млн лет.

Литологический состав различных комплексов пород, а также скорости движений по разломам позволили воссоздать приближенную зависимость интенсивности теплового потока от времени. Наибольшим значениям (свыше 100 мВт/м2) соответствует средняя (главная) фазам рифта, к которой относят проявление основного вулканизма в пределах восточных районов прогиба.

14

ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СЕВЕРО-ВАРТОВСКОЙ МЕГАТЕРРАСЫ

(PALEOGEOGRAPHIC FEATURES OF THE STRUCTURE AND PETROLEUM POTENTIAL OF THE UPPER JURASSIC BEDS FROM THE WESTERN NORTH-VARTOVSKIJ TERRACES)

Астаркин С.В.

(научный руководитель - заведующий Лабораторией мониторинга геологоразведочных работ по ХМАО Саратинян Н.А.)

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Вработе рассматривается группа месторождений, приуроченных к западной части Северо-Вартовской мегатеррасы, в зоне ее сочленения с крупными тектоническими элементами – Сургутским сводом и Ярсомовским прогибом. Особенности тектонического строения и развития территории предопределили литофациальную неоднородность верхнеюрских отложений как по площади, так и по разрезу.

Основной целью работы является уточнение седиментационной модели формирования регионально нефтеносных верхнеюрских

отложений (пласт ЮВ1) для повышения эффективности поисковоразведочных работ на нефть и газ. Достижение поставленной цели осуществлялось общепринятыми как в отечественной, так и зарубежной практике методами исследований, включающих макро- и микроскопическое изучение керна, интерпретацию материалов ГИС, сейсморазведочных работ 2D и 3D, расчленение и корреляцию разрезов.

Врезультате проведенных исследований установлено, что верхнеюрские отложения представлены комплексом прибрежно-морских и мелководно-морских фаций барьерного побережья, сформировавшихся под воздействием волновой и приливно-отливной деятельности. Выделены тела, наиболее благоприятные для формирования залежей углеводородов,

иоконтурены зоны развития улучшенных коллекторов:

•береговые барьерные бары – вероятность обнаружения эффективного коллектора 0,50-0,70;

•подводные валы предфронтальной зоны пляжа – вероятность обнаружения эффективного коллектора 0,25-0,35.

На основе выполненных палеогеографических реконструкций,

детальных структурных построений по кровле пласта ЮВ1, анализа результатов испытания скважин, распределения петрофизических свойств

вотдельных субобстановках построена карта прогноза эффективных

коллекторов пласта ЮВ1 и выделены первоочередные объекты для проведения дальнейших геологоразведочных работ.

15

РЕНТГЕНОВСКОЕ КОМПЬЮТЕРНОЕ ТОМОГРАФИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ КЕРНА

(X-RAY COMPUTED TOMOGRAPHIC STUDIES OF CORE)

Ахмадиева Г.Н., Файзуллаев Д.Ш. (научный руководитель - к.ф.-м.н. Колдаев М.В)

Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

В отделении физики, электротехники и электроники Ташкентского филиала Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина имеется рентгеновский компьютерный томограф (РКТ) немецкой фирмы LDDidacticGmbH модель 554 821 (спонсор - ООО

«Лукойл»), что не входит в стандартный комплект оборудования

изображений.Исследованиесостоитизследующихэтапов:

1) рентгеновское 2D-сканирование образца при различной его ориентации, определяемое заданными параметрами сканирования и осуществляемое соответствующейкомпьютернойпрограммой;

2)программное обеспечение ПК позволяет послойно восстановить распределение плотности образца, после чего реконструировать исследуемый объект в трехмерном пространстве, что можно увидеть на рис.1.

Результатом опыта является получение 3D-модели образца керна и определение его физических свойств, методом плотности и коэффициента линейного поглощения μ.

16

ВЕРОЯТНОСТНАЯ ОЦЕНКА НЕФТЯНЫХ ЗАПАСОВ С УЧЁТОМ НЕОПРЕДЕЛЁННОСТЕЙ И ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ

Ахмедов Э.Г., Рагимов Ф.В., Керимов С.В. (научный руководитель - д.г-м.н. Салманов А.М.) ГНКАР НИПИ «Нефтегаз»

Нефтегазовая отрасль представляет собой яркий пример производства с высокими рисками, которые можно описать как: геологические, экономические, экологические, технические и т.д. Геологические риски и неопределённости — это понятия, которые встречаются на каждом этапе геологоразведочных работ. Неопределённость показывает недостаточность знаний об изучаемом объекте, в то время как «риск» - это понятие, указывающий на характер возникшей неопределённости. Особенно важно надежно оценивать риски и неопределённости на ранних стадиях геологического изучения месторождения и подсчёта запасов. Для этого рассмотрен анализ оценки рисков при подсчёте запасов по вероятностным моделям. В этом случае каждый параметр, входящий в формулу подсчёта запасов, рассматривается как случайная величина, а оценка запасов как результирующая функция проявлений этих параметров. Наиболее часто вероятностный метод подсчёта запасов используется в классификации AAPG, SPE, WPC и т.д. С целью анализа рисков в работах по подсчёту запасов, отдельное внимание должно быть уделено проявлению неопределённостей подсчётных параметров. Процесс анализа можно разделить на 4 этапа:

1.Выбор результирующих показателей

2.Определение основных переменных факторов

3.Многовариантное итерационное моделирование геологопромысловых параметров модели

4. Построение диаграммы Торнадо Основываясь на результаты анализа, было определено, что на

точность подсчёта запасов нефти наибольшее влияние оказывают три параметра: площадь нефтеносности, эффективная толщина, пористость пород коллекторов. Были проведены работы по подсчёту оценки рисков и построению диаграммы Торнадо. На основе диаграммы Торнадо, была построена матрица, показывающая степень влияния геолого-промысловых параметров на точность подсчёта запасов и оценку геологических рисков, возникающий при расчётах. Была определена связь между степенью точности подсчитанных запасов и геологическими рисками.

17

ВЫДЕЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ИНТЕРВАЛОВ В БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЕ НА ЮГЕ ЗАПАДНОСИБИРСКОЙ НГП, С ПОМОЩЬЮ ГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

(ISOLATION PROMISING OILAND GAS INTERVALS IN THE BAZHENOV FORMATION THE SOUTH WEST SIBERIAN BASIN BY GEOCHEMICAL METHODS)

Баршин А.В.

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

В наше время одними из самых востребованных ресурсов являются нефть и газ, а что бы не находится в постоянной зависимости от иностранных поставщиков, необходимо увеличивать и наращивать запасы нефти и газа. Так как большинство традиционных объектов уже выявлено, необходимо обратиться к выявлению новых, нетрадиционных объектов поисков, разведки и добычи углеводородного сырья. В число таких объектов входят богатые органическим веществом породы Баженовской свиты.

Баженовская свита выявленна на территории около миллиона квадратных километров в Западной Сибири. Образована осадочными породами морского дна в Титонском-Берриасском ярусах. Свита залегает на глубинах двух-трех километров и имеет небольшую толщину: обычно двадцать-тридцать метров, не более 60 метров в депоцентре. Свита по большей части сложена из карбонатных глинистых и кремнистых пород. Общее содержание органического вещества — около 14 %.

Для повышения эффективности поисково-разведочных и оценочных работ на нефть и газ в баженовских отложениях необходимо проведение целенаправленного разностороннего изучения этих толщ с использованием широкого комплекса современных видов исследований. В этот комплекс обязательно должны входить геохимические исследования, поскольку только они позволяют получить прямую информацию о количестве и особенностях распределения различных форм ОВ, в том числе и нефти, в изучаемых отложениях. Эта информация необходима для обоснованного моделирования нефтегазонасыщенности рассматриваемых толщ и для качественного и количественного прогноза их нефтегазоносности в малоизученных зонах.

При изучении конкретных локальных объектов основными задачами, решению которых могут способствовать геохимические исследования, являются:

-выделение нефтенасыщенных интервалов разреза; -определение пространственной протяженности и флюидосообщаемости нефтенасыщенных тел; -идентификация приточных интервалов при испытании скважин.

18