Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ ОПТИМИЗАЦИИ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

(UPDATE GEOLOGICAL MODEL ACHIMOVSKY DEPOSITS FOR THE PURPOSE OPTIMIZATION EXPLORATION HARD TO RECOVER OIL DEPOSITS)

Вересович А.А.

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

На данный момент на большинстве месторождений с традиционными запасами углеводородов происходит постепенное ожидаемое падение уровня добычи, что связано с хорошей изученностью данного типа коллекторов. Более чем вероятно, будущие перспективы будут связаны с месторождениями с трудноизвлекаемыми запасами, которые требуют особого подхода и технологий как на геологоразведочной стадии изучения, так и на этапе разработки.

Ачимовские отложения Западно-Сибирского бассейна являются перспективным нефтегазоносным комплексом. Однако до настоящего времени они изучены недостаточно. Кроме того, отсутствуют систематические детальные литолого-фациальные исследования, позволяющие однозначно судить о механизме образования отложений.

В данной работе рассмотрены проблемы, связанные со структурным строением ачимовских пластов (сложное клиноформное строение ачимовских отложений, осложнение данного участка многочисленными разломами), с особенностями вмещающих пород (сложность прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств, что связано с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, с низким коэффициентом песчанистости).

Для решения целого ряда проблем был проведен комплекс исследований, направленных на выявление перспективных зон, который включал в себя: проведение сейсмической корреляции, на основе которой была создана концептуальная модель ачимовских отложений; создание седиментологической модели с выделением основных обстановок осадконакопления и их характеристикой по фациальному составу. На основе полного комплекса исследований была построена трехмерная геологическая модель.

Построение и уточнение сейсмогеологической, седиментологической моделей позволило уверенно воспроизвести в трехмерной геологической модели основные особенности строения ачимовских отложений, а также выявить благоприятную зону для бурения. Были приведены основные выводы и предложения по дальнейшей разработке месторождения.

29

ФАЦИАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ МЕГИОНСКОЙ И ЗАПОЛЯРНОЙ СВИТ В ИСТОРИИ РАЗВИТИЯ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ

ВПАДИНЫ (FACIES MODELING OF MEGIONSKAYA AND

ZAPOLYARNAYA SERIES IN THE HISTORY OF

BOLSHEKHETSKAYA DEPRESSION)

Воронова Д.А (научный руководитель - профессор Хафизов С.Ф.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Данная работа посвящена восстановлению палеогеографических обстановок формирования мегионской и заполярной свит в разрезе отложений Большехетской впадины. Территория Большехетской зоны, расположена в северной части Западно-Сибирской равнин и является перспективной в целях обнаружения, разработки и добычи углеводородных месторождений.

При изучении осадочных бассейнов с точки зрения поисков месторождений нефти и газа необходимо понять как соотносятся различные типы пород в разрезах и определить те условия, при которых формировались отложения. Это позволяет определить тип бассейна седиментации, направление источника сноса, выделить трансгрессивнорегрессивные этапы формирования, и выделить фации, которые наиболее перспективные для изучения нефтегазоносности.

Для восстановления палеогеографических обстановок формирования мегионской и заполярной свит был поставлен ряд задач: определения состава и изменчивости отложений свиты, выделения гидродинамических уровней формирования отложений свит, выделения трансгрессивных и регрессивных этапов, выделения общей седиментологической модели формирования свит, а также на основании проанализированного материала создать фациальные модели для каждой свиты. Для каждой фациальной модели были установлены закономерности распределения выделенных фаций на рассматриваемой территории распространения, изменения глубины бассейна, эвстатические колебания уровня моря, направления трансгрессивно - регрессивных циклов, направления источника сноса.

Фациальная модель мегионской и заполярной свит позволила выделить общий тренд эвстатических колебаний - регрессивный. Направление трансгрессии - северо - восточное. Направление регрессии - юго - западное. Во время осадконакопления заполярной свиты, активное развитие получили фации барьерных островов, трансгрессивных и регрессивных вдольбереговых баров, устьевых баров. Фации открытого моря постепенно испытывают сокращение распространения по мере продвижения к кровле отложений свиты и замещаются отложениями лагун. Установлено, что в процессе относительного понижения уровня моря во время формирования мегионской свиты, фации траснгрессивно - регрессивных баров постепенно переходят в фации барьерных островов, распространение фаций забаровых лагун остается неизменным, фации открытого моря испытывают постепенное сокращение распространения.

30

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КАМОВСКОГО СВОДА БАЙКИТСКОЙ АНТИКЛИЗЫ И ПРОЕКТ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ НА ТЕРРИТОРИИ ТЕРСКО-КАМОВСКОГО (ЮЖНОГО) ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА

(GEOLOGICAL AND GEOCHEMICAL CONDITIONS OF PETROLEUM KAMOVSKOGO ARCH BAIKITSKOY ANTECLISE AND THE PROJECT EVALUATION SURVEY OF OIL AND GAS ON THE TERRITORY OF THE TERSKO-KAMOVSKOGO (SOUTH) LICENSE AREA)

Вострикова О. И.

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

Целью проведения проектируемых геологоразведочных работ является обоснование видов и объемов работ по разведке и поиску залежей в пределах Терско-Камовского (южного) лицензионного участка Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения, для проведения поискового и разведочного бурения, уточнения запасов и ресурсов углеводородного сырья, составления проектной документации и подготовки открытых залежей к опытно-промышленной эксплуатации. Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в центральной части Камовского мегасвода – структурного элемента 1-го порядка в составе Байкитской антеклизы. В геологическом строении участка принимают участие отложения ордовика, кембрия, венда и рифея. Основные перспективы нефтегазоносности участка связаны рифейским резервуаром. Перспективными, но не исследованными являются резервуары: осинский, собинский, оскобинский и ванаварский. На месторождении в пределах Терско-Камовского (южного) лицензионного участка оценены запасы и ресурсы нефти и газа по семи залежам в рифейских отложениях, подсчет выполнен объемным методом по общепринятым формулам. Суммарные извлекаемые запасы нефти рифейских отложений категории С1 - 459 тыс. т, категории С2 – 61,73 млн.т, растворенного газа по категории С1- 89 млн. м3, С2-11,94 млрд. м3; суммарные геологические запасы газа категории С1 – 0,4 млрд. м3, категории С2 – 28,7 млрд. м3; суммарные извлекаемые запасы конденсата категории С1 - 25 тыс. т, категории С2 – 1981 тыс.т. Также оценены и поставлены на государственный баланс ресурсы категории С3, которые составляют: извлекаемые по нефти - 59,23 млн. тонн, извлекаемые по газу – 11,44 млрд.м3. Общий метраж бурения данных скважин составил 21 652 м. Для выполнения целевого назначения проектируемых работ предусматривается бурение нескольких поисковооценочных и разведочных скважин. Проектный горизонт всех проектных скважин - рифей.

31

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В КЫУЛОНГСКОМ БАССЕЙНЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОДЕЛИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

(THE CONDITIONS OF FORMATION AND DISTRIBUTION TENDENCY OF HYDROCARBONS IN KYULONG BASIN BASED ON RESULTS OF HYDROCARBON SYSTEM SIMULATION)

Ву Нам Хай (научный руководитель - д.г-м.н., профессор Керимов В.Ю.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

На сегодняшний день Кыулонгский бассейн, с точки зрения нефтегазоносности, является самым богатым из семи осадочных бассейнов на континентальном шельфе СРВ (Шонг-хонг, Кыулонг, Фу-кхань, Нам- кон-шон, Малаи-тхочу, Тычинь-вунгмаи, Спратло-Парасельских). По состоянию на 2010г. на площади в пределах бассейна были проведены значительные объемы 2D и 3D сейсмических работ, пробурены более 500 поисково-разведочных, оценочных и эксплуатационных скважин, открыты 18 нефтегазовых месторождений, в том числе 11 были введены в

эксплуатацию (Белый Тигр, Дракон, Черный Лев, Желтый Тунец и др.) с общей накопленной добычей - 344.8 млн.м3 приведенной нефти. СП «Вьетсовпетро» подписаны 25 нефтяных контрактов по 25 блокам данной площади.

Разрез Кыулонгского бассейна представлен терригенными породами продуктивных комплексов нижнего миоцена, верхнего и нижнего олигоцена осадочного чехла, а также трещиноватыми породами вулканогенно-магматогенного фундамента.

Коллекторы нижнего олигоцена являются наиболее сложными в петрофизическом отношении, главным образом, вследствие глубоких катагенетических преобразований, возникающих на больших глубинах. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС составляет 13.3%. Среднее значение проницаемости составляет 21.3мД.

Породы фундамента Северного свода представлены, в основном, гранодиоритами и кварцсодержащими диоритами, породы Центрального - преимущественно гранитами, фундамент Южного свода сложен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми диоритами. Открытая пористость пород фун-дамента изменяется по глубине и варьирует от нескольких десятых до 20%.

На основании результатов создания цифровой модели генерационноаккумуляционных углеводородных систем исследуемого бассейна дан прогноз зональности распределения ловушек и залежей УВ в Кыулонгском бассейне с целью планирования поисково-разведочных работ.

32

АНАЛИЗ ФАЦИИ УЧАСТКА DM ДЖУНГАРСКОГО БАССЕЙНА КНР

(ANALYSIS OF THE SEDIMENTARY FACIES OF THE BLOCK DM IN

THE JUNGGAR BASIN СHINA)

Вэн Ци (научный руководитель - доцент Кузнецова Г.П.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Джунгарский бассейн находится на северо-западе КНР. Наш участок DM находится в меторождении Хэбен данного бассейна. Его открыли в 2005 году и у нас много сейсмических и скважинных данных.

В соответствии с характеристиками литологии, условий осадконакопления, сочетающих нахождений области изучения в бассейне, тектонических условий, климатических условий и обнажений, считают что, отложения представлены дельтово-речными отложениями. В соответствии с анализом профилей каротажных диаграмм и данных регионального фона,разделили три субфации и шесть микрофаций (таб.1).

Таблица 1 Схема типичных фаций отложений в районе DM

33

БИОСТРАТИГРАФИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

(BIOSTRATIGRAPHIC PARTITION OF THE UPPER CRETACEOUS

DEPOSITS)

Вязовкина А.О., Вязовкина Е.О.

(научный руководитель - старший преподаватель Бортников М.П.) Самарский государственный технический университет

Вразных районах России мезозойские отложения перспективны на обнаружение нефти и газа. В Западно-Сибирской НГП они являются основным источником углеводородного сырья. Верхнемеловой НГК Скифской плиты Северо-Кавказской НГП – важнейший в провинции по концентрации ресурсов углеводородов. В мезозойских отложениях на территории Самарской области промышленных запасов нефти и газа пока не обнаружено. Приволжская возвышенность большей частью сложена мезо-кайнозойскими осадками, в том числе маастрихтскими отложениями, представленными белым писчим мелом с прослоями мелоподобных мергелей.

Впроцессе полевых работ вблизи поселков Ивашевка и Новоселки в Сызранском районе нами были отобраны пробы для исследования микрофауны. В результате исследований были найдены: фораминиферы, моллюски, иглокожие и остракоды. Фораминиферы являются самыми значительными находками. В процессе нашей работы определены следующие представители видов: Orbignyna sacheri (Reuss) - при определении используется в комплексе фораминифер кампана, нижнего и верхнего маастрихта; Spiroplectammina suturalis (Kalinin) - при определении используется в комплексе фораминифер кампана, нижнего и верхнего маастрихта; Cibicidoies voltzianus (Orbigny) - при определении используется в комплексе фораминифер от зоны Brotzenella praeacuta до зоны Brotzenella complanata; Bolivina incrassata crassa (Vass) - при определении используется в комплексе фораминифер от зоны Hanzawaia ekblomi до зоны Brotzenella complanata.

Врезультате работ установлено, что изученный комплекс фораминифер характерен для маастрихтского яруса. Находка вида Cibicides voltzianus (Orbigny) позволяет ограничить фаунистические зоны с

Brotzenella praeacuta до Brotzenella complanata. По литологии можно сделать предварительный вывод о том, что данные отложения относятся к радищевской свите и фаунистической зоне Brotzenella praeacuta (верхний маастрихт). Отобранные пробы залегали на 1-2 м ниже палеогеновых опок. Возраст отложений 65-70 млн. лет. Вопрос детальной стратификации отложений Самарской области в настоящее время является открытым. Микрофаунистические исследования помогут с решением этой задачи.

34

ИЗУЧЕНИЕ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПО ДАННЫМ ЯМР

(THE STUDY OF FACTORS AFFECTING THE DETERMINATION OF

PETROPHYSICAL PARAMETERS BY NMR)

Вячистая А.А.

(научный руководитель - к.т.н. Кононенко И.Я.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В настоящее время основной прирост объема промышленных запасов нефти приурочены к сложным коллекторам. Поэтому становятся актуальными вопросы изучения и оценки параметров таких коллекторов, решаемые с помощью специальных геофизических методов, одним из которых является метод Ядерного магнитного резонанса.

Для получения корректных параметров при интерпретации данных ЯМК необходимо учитывать ряд факторов, влияющих на получаемый сигнал: водородосодержание, температура, давление, аппаратурные параметры. Измеряемый при ЯМР исследованиях сигнал определяется величиной ядерной намагниченности, которая зависит от количества ядер. Следовательно, амплитуда сигнала свободной индукции (ССИ) прямо пропорциональна содержанию ядер водорода в образце.

При наличии минерализованных пластовых вод, содержащих меньшее количество атомов водорода, происходит уменьшение амплитуды ССИ. В ходе работы были проведены теоретические расчеты и лабораторные измерения амплитуды ССИ растворов с минерализацией от 0 до 300 г/л. При анализе результатов обнаружено, что существуют отличия между практическими и теоретическими данными, что связано с влиянием проводимости растворов на катушку прибора.

Еще одним фактором, влияющим на величину ядерной намагниченности, является температура исследуемых объектов. С ростом температуры происходит уменьшение амплитуды ССИ. Были проведены измерения амплитуды ССИ растворов различной минерализации, образцов нефти с разной вязкостью и образцов керна. Полученные данные подтверждают связь ядерной намагниченности с температурой, при этом наблюдается различный характер спада амплитуды для растворов, образцов нефти и керна.

Также существует связь температуры с временами релаксации. С ростом температуры происходит увеличение времен релаксации, что связано с увеличением подвижности ядер. Были измерены времена поперечной релаксации (Т2) растворов различной минерализации, образцов нефти и керна. Результаты измерений подтверждают связь времени релаксации с температурой, при этом также видны различия в характере изменения времён с температурой для растворов, образцов нефти и образцов керна.

35

ДИЗЪЮНКТИВНЫЕ ДИСЛОКАЦИИ ТЕРРИТОРИИ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ ВПАДИНЫ ПО ДАННЫМ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ДЕШИФРИРОВАНИЯ КОСМИЧЕСКИХ СНИМКОВ

(DISJUNCTIVE DISLOCATIONS SITE BOLSHEKHETSKAYA DEPRESSION ACCORDING TO THE GEOLOGICAL INTERPRETATION OF SPACE IMAGES)

Гаврилов Е.В.

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

Работа посвящена описанию результатов геологического дешифрирования дизъюнктивных дислокаций территории Большехетской впадины. Актуальность работы обусловлена тем, что по разным причинам на геологических и структурных картах нефтегазоносных территорий почти не показывают дизъюнктивные дислокации. Однако, они играют важную роль для геологии нефтегазоносных территорий как непроводящие экраны, или, напротив, зоны повышенной проницаемости горных пород.

Дешифрирование космических изображений позволяет выявить практически полную картину вертикальных дизъюнктивных дислокаций различного масштаба, установить закономерности их распространения и новейшие движения по ним, недоступные другим методам. Многочисленными исследованиями установлено, что разломы отражаются в ландшафте, и затем на снимках, в виде линеаментов – спрямленных элементов изображения.

Дешифрирование проводилось на снимках серии Landsat визуально и с применением компьютерной программы LESSA.

На изображениях различного уровня генерализации установлено,

что:

1 Территория Большехетской впадины выделяется системой разломов, образующих полигональную фигуру, разделенную разломами на отдельные блоки, воздымающиеся и прогибающиеся друг относительно друга, что определяется по интенсивности заозеренности отдельных блоков. Поперечник этих блоков примерно равен 50 км.

2.При более детальном рассмотрении выявленные блоки разделяются на фрагменты меньшего размера – около 12 км. Ориентировка разделяющих их линеаментов примерно северо-восточная и юго-западная. При еще более детальном рассмотрении выявляются системы блоков еще меньшего размера, в среднем – 3-4 км при, в основном той же ориентировке ограничивающих их дизъюнктивов.

3.Известные месторождения территории приурочены к нарушениям этой почти, правильной сетки.

36

ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД НИЖНЕГО МЕЛА НА ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ (LITOLOGICAL CHARACTERISTICS OF LOWERCRETACEOUS CLASTIC ROCKS IN THE WESTERN-SIBERIAN PLATFORM)

Ганаева М. Р.

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

Работа посвящена изучению литологии нижнемеловых отложений на территории нефтяного месторождения, расположенного в Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Цель работы – литологическая типизация и расчленение разреза, установление обстановок осадконакопления и выделение наиболее перспективных коллекторов в разрезе.

Исходным материалом для исследований послужил керн, отобранный из трех скважин данного месторождения, характеризующий один и тот же горизонт. Суммарная мощность керна по трем скважинам составила около 75 м, вынос керна стремится к 100%.

В разрезе было выделено четыре основных литотипа: аргиллиты, алевро-глинистые биотурбированные породы, алевролиты биотурбированные с глинистым цементом и алевролиты с глинистокарбонатным цементом. Все породы обладают трещиноватостью, однако большинство трещин минерализовано. Аргиллиты и алевро-глинистые породы плотные, а алевролиты представляют собой коллектор порового типа. Коэффициент пористости варьирует от 5 до 18%.

Разрез имеет простое строение и является идентичным для всех трех скважин. В нижней его части расположена пачка алевро-глинистых биотурбированных пород, на ней с отчетливым контактом залегает пачка алевролитов с глинисто-карбонатным цементом. В средней части разреза находятся алевролиты с глинистым цементом, которые плавно переходят в алевро-глинистые биотурбированные породы. Завершается разрез пачкой плотных черных аргиллитов.

Наилучшими коллекторскими свойствами в разрезе обладают алевролиты биотурбированные с глинистым цементом. Данные породы образовались в условиях проксимальной переходной зоны морского водоема. Важную роль сыграла деятельность илоедов, которая привела к увеличению процента алевритовой составляющей, где оказалось сосредоточено пустотное пространство. Цементация алевролитов кальцитом свидетельствует о переходе в дистальную часть предфронтальной зоны пляжа и существенно уменьшает объем пустотного пространства.

37

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФ ТЕГАЗОНОСНОСТИ И ПРОЕКТ ПОИСКОВЫХ РАБОТ НА ДЕВОНСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ СТРУКТУРЫ КЛИНЦОВСКАЯ-2 ПУГАЧЕВСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА

(GEOLOGICАL STRUCTURE, PROSPECTS FOR OIL АND GАS OF STRUCTURE KLINOWSKА-2 PUGАCHEV LICENSE АREА)

Горбатова Г.С.

(научный руководитель - Гаджи-Касумов А.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В административном отношении cтруктура Клинцовская-2 расположена в Краснопартизанском районе Саратовской области. В тектоническом отношении структура приурочена к западному склону Клинцовской вершины Пугачёвского свода. Перспективы структуры связываются с нижнепермскими (свободный газ), каменноугольными и девонскими отложениями (нефть и растворённый газ; кроме верейского горизонта, где ожидается свободный газ)

Целью данной работы является поиск залежей нефти и газа на Клинцовской-2 структуре, расположенной в Краснопартизанском районе Саратовской области в пределах Пугачёвского-1 лицензионного участка.

Для поисков залежей нефти и газа в пермских, каменноугольных и девонских отложениях, уточнения стратиграфического разреза и установления основных характеристик выявленных залежей проектируется бурение одной независимой поисковой скважины № 4 на пересечении сейсмопрофилей PR21 и PR38 глубиной 2300 м и четырёх зависимых поисково-оценочных скважин с проектной глубиной 2350 м со вскрытием рифейских отложений. Предусматривается отбор керна во всех возможно продуктивных горизонтах в количестве 125 м (где отбор керна технически возможен), а так же опробования в открытом стволе всех возможно продуктивных горизонтов (где это технически возможно) исследования скважин в интервалах перфорации и пробная эксплуатация с целью предварительной оценки запасов УВ.

Не смотря на то, что в пределах Пугачёвского-1 лицензионного участка в настоящее время месторождений не выявлено, на расстояниях от 32 до 110 км открыто множество месторождений, с утверждёнными запасами нефти, газа и конденсата. Относительная близость месторождений, подготовленная к глубокому поисковому бурению Клинцовская-2 структура, подсчитанные извлекаемые перспективные ресурсы нефти в количестве 10837 тыс.т. и свободного газа в количестве 828 млн. м3, являются благоприятными предпосылками для открытия месторождения углеводородов. Подсчёт ожидаемых запасов нефти, газа, растворенного в нефти и свободного газа произведён объёмным методом.

38