Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА

(GEOCHEMICAL RESEARCHES OF THE MESOZOIC DEPOSITS OF THE EASTERN PART OF THE YENISEI-KHATANGA REGIONAL TROUGH)

Басалаева А.Ш.

(научный руководитель - к.г.-м.н. Ким Н.С.) Новосибирский государственный университет

Впоследние годы появилась необходимость в переоценке перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений ЕнисейХатангского регионального прогиба, расположенного на северо-западе Сибирской платформы, с помощью современных методов исследования имеющегося кернового материала.

Нижнеюрские-нижнемеловые породы из скважин Кубалахская-1 и Логатская-361 были изучены в ИНГГ СО РАН такими геохимическими методами, как определение содержания органического углерода и битумоидов в породах, группового состава битумоидов, пиролиз пород.

Всреднем содержание органического углерода (Сорг) в изученных аргиллитах составляет по 106 образцам 1,4 % на породу (разброс 0,6- 5,2 %). Выявлена прямая зависимость выходов хлороформенного

битумоида от значений Сорг. В надояхской, шараповской, вымской, гольчихинской, суходудинской и нижнехетской свитах, присутствуют

образцы, характеризующиеся повышенными концентрациями Вхл (0,1- 0,4 % на породу). На диаграмме Успенского-Вассоевича эти образцы находятся в области аллохтонных битумоидов (битумоидный коэффициент β>4,9 % на органическое вещество). Присутствие аллохтонных битумоидов в этих породах подтверждается пиролитическими данными –

пониженными значениями Тmax (429-430 °С) и раздвоенным пиком S2. Результаты битуминологических и пиролитических исследований

показывают, что среди изученных пород, содержащих автохтонные битумоиды, присутствуют образцы, органическое вещество которых имеет аквагенный генезис и его катагенетическая преобразованность соответствует главной зоне нефтеобразования.

Присутствие аллохтонных битумоидов в нижне-среднеюрских и нижнемеловых отложениях свидетельствует о происходивших в мезозойской толще восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба процессах генерации и миграции жидких углеводородов, что позволяет оценить перспективы нефтегазоносности этой территории как высокие.

19

К ВОПРОСУ ОЦЕНКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ ПРИ ИЗУЧЕНИИ И ОСВОЕНИИ УГЛЕВОДОРОДОВ СЛАНЦЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ РОССИИ

(ON ASSESSMENT OF THE GEOLOGICAL HAZARDS IN STUDYING AND DEVELOPMENT HYDROCARBON OF RUSSIA’S SHALE DEPOSITS)

Баскакова А.А.

(научный руководитель - заместитель генерального директора по научной работе в области геологии ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» Катаев О.И.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Современные тенденции и появившиеся технологии добычи сланцевых формаций стимулируют углубленное их изучение, включая решение вопросов объективной оценки рисков их освоения. При этом геологические риски являются наиболее существенными.

В работе дана оценка геологических рисков основных сланцевых отложений России, известных в достаточно широком стратиграфическом интервале.

Сравнительный анализ геологического строения различных формаций показывает, что, несмотря на определенные общие черты в их формировании, наблюдаются присущие особенности, которые накладывают отпечаток и на оцениваемые риски их освоения.

Для проектов освоения УВ сланцевых формаций характерны все риски, присущие проектам освоения традиционных УВ, но существуют и дополнительные риски, обусловленные особенностями геологического строения сланцевых толщ: отсутствие адекватных геолого-геофизических, гидродинамических и геомеханических моделей, корректно отражающие физические процессы; неопределенность поведения скважин при вскрытии перспективных отложений, обусловленные изменчивостью нефтенасыщенности, пористости, проницаемости, водонасыщенности; отсутствие лабораторной исследовательской базы для подобного типа коллектора и др.

С учетом анализа геологических рисков, степени изученности, особенностей геологического строения, освоенности территорий, значимость освоения сланцевых отложений России можно ранжировать в следующей последовательности: Баженовские отложения Западной Сибири, доманиковые отложения востока Русской платформы, майкопские отложения Предкавказья, верхнеюрские сланцы Самарской области, терригенный девон нижнего Поволжья, отложения ордовика и нижнего силура Калининградского региона, куонамские отложения Восточной Сибири.

20

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ ПОРОД

(THE TYPE OF SECONDARY POROSITY DETERMINATION)

Бата Л.К.

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

Карбонатные породы являются одними из самых широко распространенных в осадочном чехле Земли, а на приуроченные к ним коллекторы нефти и газа приходится около половины мировой добычи углеводородов. Изучение фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов является непростой задачей из-за сложного строения порового пространства и разнообразного литологического состава, которые связаны с условиями осадконакопления и постседиментационными процессами.

Целью данной работы является оценка возможности разделения карбонатных коллекторов разрезов двух скважин по типам пористости, а также определение преобладающего типа.

Для решения данной задачи применялась методика Добрынина В.М., основанная на совместном рассмотрении данных волнового акустического каротажа и общей пористости пород, рассчитанной по показаниям нейтронного метода ГИС.

Известно, что сжимаемости пор различного типа (межзерновые, каверновые, трещинные) характеризуются соотношением:

βп.кав <βп.мз< βп.трещ., что отражается на величине интервального времени продольной волны для пород, содержащих поры определенного типа. Данная закономерность использовалась для разделения пород по типу пористости.

По волновым акустическим полям, зарегистрированным в скважине, были рассчитаны кривые интервальных времен для продольной tр волны, а

значения общей пористости Кп.н. определены по показаниям нейтронного метода. Кроме этого, были найдены теоретические зависимости

долю вторичной пористости.

В результате анализа типа пустотного пространства было выявлено, что породы, в основном, имеют межзерновой тип пористости. В изучаемых карбонатных разрезах выделяются единичные пропластки с трещинным и каверновым типом пористостей. ВАК в данных геологических условиях является наиболее информативным методом для определения типа вторичной пористости.

21

ПЕРЕСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО УГЛЕРОДА И ВОДОРОДНОГО ИНДЕКСА НГМТ ИСХОДЯ ИЗ СОВРЕМЕННЫХ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И СТЕПЕНИ ПРЕОБРАЗОВАННОСТИ ОВ

(RECALCULATION OF THE INITIAL CONTENT OF ORGANIC CARBON AND HYDROGEN INDEX OF SOURCE ROCK BASED ON MODERN GEOCHEMICAL INDICATORS AND THE DEGREE OF ORGANIC MATTER TRANSFORMATION)

Бондарева А.М.

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Известно, что нефтегазоматеринская порода, попадая в подходящие термобарические условия начинает преобразовываться в течении длительного периода времени (десятки, иногда сотни миллионов лет). Те геохимические исследования которые проводятся на образцах керна, шламового материала или из обнажений изучают материнскую породу как она есть на сегодняшний день, однако, для задач прогноза и моделирования нам необходимо знать начальные геохимические показатели материнской породы, те что были у нее в момент осадконакопления, а не преобразованные миллионами лет эволюции, процессами генерации и эмиграции УВ.

Очевидно, что начальное содержание органического углерода должно быть заведомо выше чем современные значения. Одним из способов оценки начального состояния НГМТ является геохимический калькулятор компании ZetaWare (Source Rock Potential Calculator). Для работы этому калькулятору нужны следующие показатели: Современный Сорг, Современный водородный индекс, степень преобразованности ОВ (Индекс истощенности), пик S1.

В результате своей работы калькулятор позволяет оценить исходное содержание Сорг и исходный водородный индекс.

При помощи этого инструмента нами была пересчитана вся имеющаяся база данных геохимического материала, что позволило нам перестроить карты содержания Сорг в Хадумских отложениях и карты водородного индекса.

22

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ 3Д ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ УВС СТРУКТУР, ПОДГОТОВЛЕННЫХ К ПОИСКОВОМУ БУРЕНИЮ

(USING 3D PETROPHISICAL MODELING TO THE ESTIMATION OF HYDROCARBONS STRUCTURES, PREPARED FOR EXPLORATION DRILLING)

Букатов М.К.

(научный руководитель - к.т.н. доцент Курамшин Р.М.)

Геологическое моделирование является синтезом работы предшествующих специалистов, которые рассматривали месторождение углеводородов с позиции своей специализации.

Геологическая модель представляется в виде трехмерных объектов (3Д) сеток, либо в виде послойных цифровых карт.

Первым этапом построения геологической модели является подготовка данных. Для петрофизического моделирования потребовалось:

-координаты скважин -результаты обработки данных ГИС -геолого-промысловые данные.

На втором этапе приступаем к построению структурного каркаса. Этот процесс делится на два этапа:

-построения структурного каркаса, по стратиграфическим поверхностям

-построение структурных карт по кровлям и подошвам коллекторов. На третьем этапе переходим к построению карт эффективных

толщин по коллектору и по продуктивной части коллектора, что соответствует литологическому моделированию при построении трехмерной модели.

На четвертом этапе приступаем к построению цифровых сеток петрофизических параметров. В обязательном порядке строим сетки пористости, проницаемости и насыщения.

При построении сеточных моделей пористости и проницаемости может применяться как прямое построение по их средним значениям, так и путем петрофизической интерпретации цифровых сеток геофизических параметров.

Одной из особенностей расчета моделей распределения петрофизических параметров является невозможность использования одинаковых операций интерполяции для всех параметров в силу их нелинейных связей между собой.

Заключительный этап построения модели должен включать подсчет запасов в целых объектах и оценку достоверности построенной модели.

23

АНАЛИЗ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ И КАРОТАЖНЫХ ДАННЫХ ПОРОД ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

(PETROPHYSICAL AND LOG DATA ANALYSIS OF THE ROCKS OF

TIMAN-PECHORA OIL-AND-GAS PROVINCE)

Бурханов А.А.

(научный руководитель - – к.г.-м.н. Беляков М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Целью данной работы является установление петрофизических связей, определение граничных значений фильтрационно-емкостных свойств и сопоставление данных петрофизических исследований с каротажными кривыми пород Девонской и Каменноугольной системы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Объектом исследования являются отложения, отобранные с глубин 3213,0-3231,0 и 3278,0-3372,80 м, которые могут быть разделены на 3 интервала по характеру трещиноватости:

Интервал 3213,0-3231,0 м. (C1ok). Породы характеризуются средней, относительно остальной части разреза, нарушенностью. Интервал представлен светло-коричневого и серого цвета, массивными, разнокристаллическими, нефтенасыщенными известняками.

Интервал 3278,0-3331,0 м. (D3fmIII - D3fmIV). На данном промежутке отмечается наименьшая нарушенностью по разрезу. Породы представлены доломитистыми, плотными, в различной степени кристаллизованными разностями известняка.

Интервал 3331,0-3372,80 м. (D3fmIII). Включает в себя отложения Девонской системы, отличаются наибольшей нарушенностью. Представлен серого, коричневого цвета, нефтенасыщенными, тонкотрещиноватыми известняками.

Наибольший интерес представляли первый и третий интервалы, так как именно с них в результате испытании скважины был приток нефти с водой, а второй интервал оказался сухим. ФЕС матриц трех интервалов получились схожими, поэтому приток в первом и третьем интервалах объясняется повышенной трещиноватостью.

В ходе данной работы были построены петрофизические связи типа «керн-керн» и «гис-керн», по которым можно увидеть достаточно высокие значения коэффициента корреляции между различными петрофизическими параметрами. Данный проведенный анализ может служить основанием для качественной геологической интерпретации геофизических данных.

24

ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПГИ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ДЛЯ МАКСИМИЗАЦИИ ИНФОРМАТИВНОСТИ ИССЛЕДОВАНИЙ

(PRODUCTION LOGGING TECHNOLOGY OPTIMIZATION FOR HORIZONTAL WELLS TO IMPROVE LOGGING RESULTS)

Буянов А. В.

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

Одна из основных задач промыслово-геофизических исследований (ПГИ) эксплуатационных скважин состоит в оценке профиля и состав притока. Часто информативность стандартного комплекса ПГИ в вертикальных, наклонно-направленных и в особенности горизонтальных скважинах крайне ограничена. Основными осложняющими факторами являются: низкий нестабильный приток, сложный режим течения флюида в стволе, расслоенная структура потока, наличие застойных зон с тяжелой фазой или газовые пробки. Таким образом, с учетом всех этих сложностей интерпретация промыслово-геофизических исследований становится крайне тяжелой задачей, решение которой требует нестандартных технологий и новых методов.

В данной работе приведен обзор ряда исследований, в котором продемонстрированы возможности стандартного комплекса ПГИ с учетом всех его преимуществ и недостатков. Такие неоднозначности как многофазное течение, скопление флюида в искривленных участках горизонтального ствола, маленький дебит и т.п. отражаются на показаниях методов оценки «приток-состава» и довольно сильно затрудняют обработку данных. Точность исследований может быть повышена при смене режима работы, либо при наличии естественных или искусственно созданных трещин. Проанализировав подобные сложности и неопределенности было определено, в каких случаях рассмотренные геофизические методы обладают максимальной эффективностью и были предоставлены рекомендации по оптимизации комплексов исследований горизонтальных скважин. Также предметом изучения стали наиболее совершенные современные технологии, способные дать в определенных случаях наиболее полную картину протекающих процессов. Среди них яркими примерами являются модифицированные многодатчиковые приборы и оптоволоконные стационарные распределенные датчики.

Значимость работы состоит в обеспечении информации, которая могла бы помочь провести диагностирование причин снижения продуктивности горизонтальных скважин, а именно: провести анализ оценки профиля притока в горизонтальных скважинах для определения вклада в общий дебит каждого работающего интервала; определить тип флюида в каждом интервале притока; выявить возможные заколонные перетоки; Всё это поможет вырабатывать необходимую стратегию для улучшения эксплуатационных параметров в процессе разработки.

25

КОСМИЧЕСКИЕ ПОРТРЕТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ И ИХ ЧАСТЕЙ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО КИТАЯ (ДЖУНГАРСКИЙ И ТАРИМСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ)

(SPACE IMAGE OIL AND GAS BASINS AND PARTS OF THE NORTHWEST CHINA (JUNGAR AND TARIM OIL AND GAS BASINS)

Ван Нань, Ван Юйбин (научный руководитель - доцент Милосердова Л.В.)

РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Работа посвящена описанию космических портретов двух северозападных нефтегазоносных бассейнов – Джунгарского и Таримского, центральные части которых представляют собой песчаные пустыни, зажатые между горными системами, отчетливо выделяющиеся на космических изображениях континентального уровня генерализации своим ровным фототоном. Портреты Таримского и Джунгарского бассейнов очень похожи, но если Таримский бассейн конформен раме, то Джунгарский сечет вмещающие структуры.

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

Вцентральной части бассейнов их внутреннее строение угадывается

струдом, однако по зонам изменения характера песчаных барханов, наблюдаемых на разновременных изображениях можно угадать их разломно-блоковое строение.

На периферии бассейнов отчетливо видны разломы и овальные брахиморфные складки. С некоторыми из них связаны известные месторождения (Кела). Для других нефтегазоносность пока не установлена.

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.

Значительно надежнее на снимках опознаются системы скважин и соединяющих их дорог. Однако самыми заметными проявлениями месторождений нефти на космических снимках являются загрязнения почвы нефтепродуктами.

Не на всех снимках нефтегазоносные объекты видны одинаково хорошо. Часто приходится просматривать изображения , сделанные в разное время, в разных зонах спектра и с различными вариантами их синтеза.

26

ИЗУЧЕНИЕ МОРФОМЕТРИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА КАРБОНАТНЫХ ПОРОД – КОЛЛЕКТОРОВ МЕТОДАМИ ОПТИЧЕСКОЙ И РАСТРОВОЙ ЭЛЕКТРОННОЙ МИКРОСКОПИИ

(STUDYING OF MORPHOMETRIC CHARACTERISTICS OF PORE SPACE OF CARBONATE RESERVOIR ROCKS BY OPTICAL AND SCANNING ELECTRON MICROSCOPY)

Васина Ю.И.

(научный руководитель - д.г-м.н., профессор Постникова О.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Объектом исследования послужили венд-нижнекембрийские карбонатные породы нефтегазоносных отложений юга сибирской платформы, основными продуктивными горизонтами которых являются ербогаченский, преображенский, усть-кутский и осинский горизонты. В данной работе изучались отложения усть-кутского и осинского горизонтов, которые представлены следующими литотипами: доломиты разнокристаллические, доломиты разнокристалические с реликтовой органогенно-водорослевой структурой, доломиты комковато-сгустковые, доломиты строматолитовые, доломиты интракластовые, доломиты микрокристаллические, доломиты микро-тонкокристаллические горизонтальнослоистые и ангидрито-доломиты.

По результатам литологических исследований были выделены несколько типов пустотного пространства.

Восинском горизонте основными породами коллекторами являются доломиты разнокристаллические, доломиты разнокристаллические с реликтовой органогенно-водорослевой структурой, в которых пористость в основном связана с межкристаллическими пустотами доломитизации и остаточными межкристаллическими пустотами размером от 0,004 до 3 мм, коэффициент пористости в образцах колеблется от 3 до 16 %.

Вусть-кутском горизонте помимо вышеуказанных пород коллекторов таковыми являются доломиты комковато-сгустковые, доломиты интракластовые. Пористость в усть-кутском горизонте в основном связана с межкристаллическими пустотами доломитизации, остаточными межкристаллическими пустотами, остаточными внутрикаркасными пустотами, и межформенными пустотами размером от 0,007 до 5,5 мм, коэффициент пористости в образцах колеблется от 3,3 до

9,1 %

27

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И ПРОЕКТ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНОГО БУРЕНИЯ НА БАШКИРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮЖНОГО КУПОЛА АКОБИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСТАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(GEOLOGICAL STRUCTURE, PETROLEUM POTENTIAL, SEARCH AND ESTIMATION PROJECT OF AKOBINSKOE GAS AND

KONDENSATE DEPOSIT’S OF SOUTH DOME’S BASHKIR

SEDIMENTS)

Вахрамова М.С.

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

Оренбургская область уже несколько десятилетий занимает одно из ведущих мест по добыче газа, конденсата, гелия. Стабильное обеспечение нефтегазохимических предприятий сырьевыми ресурсами, совершенствование структуры их потребления путем глубокой переработки являются важнейшими задачами социально-экономического развития Оренбургской области. Однако, степень разведанности запасов УВ уже не компенсирует темпы отбора, поэтому необходимо увеличить объемы поисково-разведочного бурения на сопредельных территориях.

Акобинское месторождение открыто в 2006 году по результатам ГРР. В 2008 году была подтверждена газоносность башкирских карбонатов двумя скважинами, пробуренными в центральной части лицензионного участка. Выполненный подсчет запасов говорит об экономической эффективности дальнейшего изучения и разработки данного месторождения.

В нашем случае, считаем необходимым проведение дополнительного анализа сейсмических данных в южной части ЛУ, построение геохимической модели для территории Предуральского краевого прогиба и зоны передовых складок Урала по результатам региональных данных Волго-Уральской провинции, а также локальных скважин. После чего целесообразно построить генерационноаккумуляционную модель месторождения с помощью программного обеспечения PetroMod c целью детального изучения путей миграции и мест возможного скопления УВ.

28