Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ЛОВУШЕК В ТРИАСОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СЕВЕРОВОСТОКА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

(THE GEOLOGICAL STRUCTURE AND FORMATION CONDITIONS OF LITHOLOGIC TRAPS IN THE TRIASSIC TERRIGENOUS DEPOSITS IN THE NORTHEAST OF THE TIMAN-PECHORA PROVINCE)

Маракова И. А.

(научный руководитель - к.г.-м.н. Ростовщиков В. Б.) Ухтинский государственный технический университет

До последнего времени основными объектами поисков залежей и месторождений нефти и газа в континентальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции были нижнепермско-каменноугольные, верхнедевонские карбонатные и среднедевонско-нижнефранские терригенные и силурийско-нижнедевонские карбонатные отложения.

Терригенный надкарбонатный пермско-триасово-юрский комплекс составляет не менее трети всего осадочного наполнения ТиманоПечорской провинции и представляет несомненный интерес по наращиванию ресурсной базы углеводородов.

Несмотря на огромное количество скважин, которые вскрывали эти отложения, характеризуется очень низкой изученностью, хотя по объемам он составляет не менее трети всего осадочного наполнения ТиманоПечорской провинции.

Встатье рассматриваются:

1)Строение триасового терригенного комплекса в пределах вала

Сорокина (Варандей-Адзьвинская структурная зона) и Коротаихинской впадины.

2) Условия формирования литологических ловушек в пределах Варандейской и Торавейской площадей, прогнозируется наличие ловушек такого типа в Коротаихинской впадине.

79

БАШКИРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮМЫШСКОЙ ПЛОЩАДИ

(BASHKIR DEPOSITS OF YUMYSHSKAYA SQUARE)

Мастин А.В.

(научный руководитель - доцент Дурникин В.И.) Пермский национальный исследовательский политехнический

университет

В работе предлагается фациальное расчленение башкирских отложений Юмышской площади. Башкирские отложения Юмышской площади вскрыты 12 скважинами, часть из которых фрагментарно охарактеризована керновым материалом. Карбонатный разрез представлен различными по происхождению известняками с редкими прослоями доломитов. Фациальная интерпретация отложений построена на литологическом анализе ископаемых осадков, исследовании шлифов и данных ГИС. В отложениях мы выделяем фации мелководного шельфа(РМДП); Среднеглубоководного шельфа(РМДС); биогермов и возможно отмелей морского мелководья(ОТ). Имеются построенные нами вспомогательные карты, дающие представление о фациальном распределении по всей площади. Каждая фация литологически и палеонтологически описана.

80

ВЛИЯНИЕ ПАЛЕОГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ФОРМИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ

(INFLUENCE ON THE FORMATION OF

PALEOGIDROGEOLOGICHESKIH PETROLIFEROUS OIL FIELD

SOLIKAMSK DEPRESSION)

Мельник Е.В.

(научный руководитель - к.г. - м.н., профессор А. И. Савич) Пермский национальный исследовательский политехнический

университет

Березниковское девонско-турнейское палеоплато приурочено к Центральной части Соликамской впадины (СВ), которая содержит залежи нефти в нижнепермском и верейском терригенно-карбонатных, визейскобашкирском и верхнедевонско-турнейском карбонатных, а также визейском терригенном комплексах (открыто более 20 месторождений нефти).

Многие авторы при выборе классификационных признаков зон нефтегазонакопления обычно ограничиваются двумя основными критериями – тектоническим и литолого-фациальным, при этом не учитываются геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства УВ, а также гидрогеохимическую зональность.

Анализ физико-химических свойств пластовых вод свидетельствует о существовании в северо-восточной части Березниковского палеоплато отчетливой инверсионной гидрогеохимической зональности.

При изучении особенностей Березниковской зоны нефтегазонакопления анализировались изменения свойств флюидов. В результате анализа, с учетом гидрохимических особенностей пластовых вод, выделено две подзоны нефтегазонакопления Б1 и Б2 в пределах Березниковского палеоплато, в которых отмечаются закономерности распределения физико-химических свойств нефтей и степень заполнения ловушек.

В статье рассмотрены особенности изменения свойств флюидов (плотность нефти и пластовой воды, газонасыщенность, вязкость нефти, содержание смол, асфальтенов, парафинов и пр.) в пределах Березниковского палеоплато.

Установленные закономерности необходимо учитывать при планировании геологоразведочных работ, подсчете запасов нефти и проектировании разработки месторождений.

81

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПО ДАННЫМ АКУСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

(CEMENT BOND QUALITY EVALUATION BASED ON ACOUSTIC

METHODS)

Минязева А.Р., Мокрушина Т.А. (научный руководитель - доцент Черноглазов В.Н.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Цементирование затрубного пространства обсадных колонн является важным этапом строительства скважины, необходимым для изоляции в продуктивном интервале газо-, нефте- и водоносных пластов, для исключения межпластовых перетоков пластовых флюидов и обеспечения максимально длительного периода безводной добычи углеводородов.

Для контроля качества цементирования проводится комплекс исследований геофизическими методами, по которым оценивается качество, механический контакт цементного камня с колонной и породой (акустическая цементометрия) и плотность цементного камня (гамма плотнометрия (СГДТ)).

Акустическая цементометрия отражает состояние и объемы уже сформировавшегося в затрубном пространстве цементного камня и его механические контакты (зазоры) с обсадной колонной и стенкой скважины.

Большинство скважин исследуется лишь на высоких частотах, при этом чувствительность прибора занижена при зазорах более 50 мкм, которые и являются причиной перетоков за колонной. Для полной характеристики размеров зазоров исследование следует проводить как на высоких, так и на низких частотах.

Целью работы является изучение влияния частоты сигнала на результаты оценки качества цементирования.

Для анализа использовались волновые поля, полученные при двухчастотном режиме записи сигнала. По амплитудам волны по колонне, зарегестрированной на разных частотах, определялось качество сцепления цемента с колонной и породой, и вычислялся размер зазора по контакту колонна-цемент. Показано влияние частоты на расчетные параметры.

Анализ акустических полей был дополнен данными СГДТ, что позволило оценить и форму дефектов: кольцевой зазор, одиночный желоб, каверна.

Комплексная интерпретация данных акустической цементометрии и гамма плотнометрии позволяют выделять интервалы с переточными зазорами и устанавливать характер дефектов цементного камня.

82

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОСТИ ПЛАСТОВ, НЕ ЧИСЛЯЩИХСЯ НА БАЛАНСЕ В ПРЕДЕЛАХ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «ОРЕНБУРГНЕФТЬ»

(PROSPECTIVITY ASSESSMENT OF NON-BOOKED RESERVOIRS

WITHIN DEVELOPED FIELDS OF OJSC “ORENBURGNEFT”)

Миропольцев К.Ф.

(научный руководитель - к.г-м.н. Шакиров В.А.)

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

Цель работы - Расширение минерально-сырьевой базы активных запасов и увеличение добычи нефти на разрабатываемых месторождениях ОАО “Оренбургнефть”

Задачи:

1). Провести углубленный анализ нефтегазоносности в пределах разрабатываемых месторождений ОАО “Оренбургнефть”

2). Выполнить количественную оценку прироста запасов за счет новых залежей УВ

3). Выработать рекомендации для доисследования перспективных пластов с целью вовлечения в разработку

Объектами исследования являются месторождения, расположенные в центральной и южной частях Оренбургской области. Оценка потенциала производилась по месторождениям Бобровского, Первомайского, Восточного и Понамаревского активов.

Углубленный анализ нефтегазоносности, позволил оценить перспективность пластов по разрезу и тектоническим элементам. По состоянию изученности на 01.01.2015г оценены запасы по 65 предполагаемым залежам. Территориально наиболее перспективным для поиска залежей УВ являются Бобровско-Покровский вал и КамеликЧеганская система дислокации. По разрезу наибольший потенциал выявлен в нижнем карбоне. Остаются интересными, но недоизученными бурением девонские отложения Бобровско-Покровского вала. К наименее перспективным можно отнести месторождения, расположенные в пределах Восточно-Оренбургского поднятия (ВОСП), где залежи выше девонской системы, как правило, обладают незначительными запасами. Суммарные геологические запасы перспективных пластов – 27,5 млн.т. нефти. В 2014 г. по программе «пропущенные объекты» на госбаланс были поставлены запасы (3.1 млн.т. НИЗ) по четырем новым залежам, в которых продуктивность подтверждается притоками нефти.

Выводы:

Проведен анализ перспективных пластов по 38 месторождениям Проанализирована перспективность отложений по структурно-

тектоническим зонам Рекомендовано увеличение расширенного комплекса ГИС для

доисследования перспективных объектов

В2014 году на баланс поставлены запасы пропущенных объектов в объеме геол/извл 6,9/3,1 млн т.

В2015 г. планируется продолжить анализ перспективности по 40 месторождениям.

83

ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ ШЛАМОВЫХ АМБАРОВ В СВЕТЕ ИЗМЕНЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА

(ECOLOGICAL AUDIT OF SUMPS IN RELATION TO CHANGES OF

ENVIRONMENTAL LEGISLATION)

Молоствова А.Ю.

(научный руководитель - доцент, к. г.-м. н. Субботина Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В связи с изменениями в 2014 г. экологического законодательства в части обращения с отходами хотелось бы отметить основные положения, которые необходимо учесть при разработке программы аудита шламовых амбаров:

изменение права собственности на отходы бурения;

изменения/уточнения в терминологии объектов размещения отходов, например, «объект хранения и захоронения отходов»;

увеличение срока хранения отходов в шламовых амбарах;

отмена платы за размещение отходов на объектах, имеющих подтверждение исключения негативного воздействия на окружающую среду (01.01.2019);

введение понижающих коэффициентов к плате за негативное воздействие на окружающую среду, стимулирующих обезвреживание/переработку отходов перед захоронением;

включение в перечень лицензированных видов деятельности по обращению с отходами I-IV классов опасности деятельности по сбору, транспортированию, обработке, утилизации, размещению отходов

(01.07.2015);

уточнение формулировки и расширение перечня объектов государственной экологической экспертизы, используемых для размещения и (или) обезвреживания отходов I - V классов опасности;

введение термина «наилучшая доступная технология» и включение добычи нефти и газа в область применения наилучших доступных технологий.

Таким образом, при составлении программы и проведении

экологического аудита шламовых амбаров необходимо дифференцировать:

старые шламовые амбары (собственник отходов бурения - владелец лицензии);

новые амбары (буровой шлам размещен после 01.01.2015, собственник – буровой подрядчик).

84

ПОТЕНЦИАЛ ПАЛЕОЦЕНОВЫХ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОД И ИХ ВКЛАД В ГЕНЕРАЦИЮ НАКОПЛЕННЫХ В ЭОЦЕНЕ НЕФТЕЙ РЕЗЕРВУАРА PILA SPI НА МЕСТОРОЖДЕНИИ TAQ TAQ, КУРДИСТАН, ИРАК.

(POTENTIALITY OF PALEOCENE SOURCE ROCKS AND THEIR CONTRIBUTION IN GENERATING THE ACCUMULATED OIL IN THE EOCENE PILA SPI RESERVOIR IN TAQ TAQ OIL FIELD, KURDISTAN REGION, IRAQ)

Мохаммед К.С., Бабан Д.Х.

(научный руководитель - профессор Хафизов С.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Органическое вещество было изучено в пределах палеоценовых формаций Aaliji и Kolosh в скважине TT-04, нефтяного месторождения Taq Taq в Курдистане, северо-восточный Ирак оптическими и аналитическими методами (пиролиз, газовая хроматография (ГХ), а также газовая хроматография/масс-спектрометрия (ГХ/МС)).

В пределах изучаемого разреза доминирующими компонентами экстрагированных органических веществ были установлены аморфные органические вещества с явным увеличением фитокластов в верхней части формации Kolosh. Индекс термической преобразованности (TAI), отражающая способность витринита, результаты пиролиза и газовой хроматографии указывают на зрелость нижней части изучаемых отложений (известных как формации Aaliji/Kolosh), находящиеся на ранних стадиях нефтегенерации.

Корреляция нефть – нефтематеринская порода указывает на возможность вклада нефтематеринских пород палеоценового возраста в генерацию накопленных в резервуарах Pila Spi, датируемых эоценом, нефтей, кроме того установлено, что они являются зрелыми нефтематеринскими породами морского или смешанного генезиса.

Корреляция нефть-нефть между нефтью в резервуарах Pila Spi и нефтью верхнемеловых резервуаров показали возможность существования более чем одного источника для нефтей этих резервуаров. ГХ / МС анализ нефти резервуара Pila Spi показал наличие эффекта биодеградации, который можно рассматривать как одну из причин того, что плотность этой нефти около 24 ° API, а нефти в меловых резервуарах более чем 47 °

API.

85

ОЦЕНКА ДЛИНЫ ТРЕЩИН ГРП ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЧИСЛЕННОГО ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

(FRACTURE LENGTH EVALUATION BY NIMERICAL THERMAL SIMULATION)

Мельников С.И, Мусалеев Х.З (научный руководитель - д.т.н. Кременецкий М.И.)

РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Впервые технология гидроразрыва пласта была применена для повышения продуктивности некоторых малодебитных скважин Канзаса в середине 40-х годов. На сегодняшний день создание трещин ГРП является весьма распространенной практикой.

Гидроразрыв пласта с последующим закреплением трещины проппантом оказывает значительное воздействие на поведение полей давления и температуры в скважине. Причем поведение давления в скважинах с ГРП и информативные возможности ГДИС подробно рассматривались многими авторами, начиная с 1980-ых годов. При этом особенности геофизических и промыслово-геофизических исследований для условий скважин с ГРП встречаются в публикациях гораздо реже. Наиболее часто встречающимися являются акустические исследования, которые используют для оценки ширины, высоты, азимута трещины. Также применяют сейсмический мониторинг для определения направления развития трещины ГРП.

В данной работе была создана численная модель с возможным решением задач нестационарной термометрии. Тепломассоперенос в добывающих скважинах имеет определенную специфику. Помимо кондуктивного и конвективного теплообмена на распределение температуры в стволе и вмещающих породах в этом случае более существенно влияют термодинамические процессы, которые связаны с выделением (поглощением) теплоты, в первую очередь дроссельный и адиабатический. В связи с аномально высокой проводимостью трещины характер протекания этих процессов в скважине с ГРП существенно меняется в сравнении с обычной вертикальной скважиной.

Анализируя особенности протекания различных термодинамических процессов, получены важные выводы, касающиеся информативности нестационарной термометрии, а так же приведена методика оценки длинны трещины ГРП, по данным промыслово-геофизических исследований.

Зная длину трещины, появляется возможность оптимизировать добычу и таким образом повысить нефтеизвлечение на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами (ТРИЗ).

86

ПЕРСПЕКТИВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ТРЕЩИННОГО ГИДРОТЕРМАЛЬНО-МЕТАСОМАТИЧЕСКОГО ГЕНЕЗИСА В ВЕНД-КЕМБРИЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОБРАЗОВАНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ГЕОСИНЕКЛИЗЫ

(PROSPECTS OF FORMATION OF RESERVOIR ROCKS FRACTURED HYDROTHERMAL-METASOMATIC GENESIS IN THE VENDIAN-CAMBRIAN CARBONATE FORMATIONS OF THE WESTSIBERIAN GEOSYNCLISE)

Нестерова А.С., Мамедов О.Н., Ковешников А.Е. (научный руководитель - доцент Ковешников А.Е.)

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

В пределах Западно-Сибирской геосинеклизы (ЗСГ) в последние годы выделен целый ряд новых венд-кембрийских толщ и свит преимущественно карбонатного состава. Ранее нами показано [1], что в образованиях ЗСГ при проявления герцинской складчатости сформировались гигантские синклинорные и антиклинорные складки. В [2] нами предложен новый поисковый объект - трещинные гидротермально-метасоматические зоны проявления процессов преобразования карбонатных пород.

Для изучения вендских и кембрийских карбонатных отложений нами построена серия палеокарт, при анализе которых сделаны следующие выводы о формировании карбонатных пород:

1.В венд-нижнекембрийских образованиях Западно-Сибирской геосинеклизы установлено развитие карбонатной платформы (Вездеходный, Нюрольский СФР), которые в восточном направлении сменяются преимущественно карбонатными мелководными образованиями, а в западном – относительно глубоководными образованиями, переходными к шельфовым.

2.Предполагается развитие аналогичных отложений в восточной и северовосточной частях Западно-Сибирской геосинеклизы к северо-востоку от уже установленных.

Литература

1.Ковешников А. Е. Влияние герцинского складкообразования на сохранность палеозойских образований Западно-Сибирской геосинеклизы

//Изв. Том. политехн. ун-та. – 2013. – Т. 323, № 1. – С. 148–151.

2.Ковешников А.Е. // Месторождения нефти и газа трещиннометасоматического генезиса в до-юрских отложениях Западно-Сибирской геосинеклизы// Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 322. - № 1. - С. 105-110.

87

НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 302-303 ЗАЛЕЖЕЙ С УЧЕТОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТРЕЩИНОВАТОСТИ И КАВЕРНОЗНОСТИ

(NEW INSIGHT INTO GEOLOGIC STRUCTURE OF DEPOSITS NOS. 302-303 WITH ACCOUNT OF FRACTURING AND VUGULAR POROSITY DISTRIBUTION)

Нигмадзянова И.В., Бакиров И.И.

(научный руководитель - научный сотрудник Агафонов С.Г.) Институт «ТатНИПИнефть»

Залежи 302-303 приурочены к карбонатной толще башкирских и серпуховских отложений среднего и нижнего карбона, с различными типами пустотного пространства: межзерновым, трещинным и кавернозным.

На залежах 302 и 303 Куакбашского участка проводилось большое количество исследований направленных на определение причин различия дебитов и различий в интенсивности обводнения продукции в соседних скважинах, опробовались методики интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. Все исследования базировались на пластовой модели строения залежей и к настоящему времени не удалось разработать методики повышения эффективности разработки залежей.

Внастоящей работе предложена новая модель распределения пустотного пространства.

Вработе был проведен анализ юго-западного участка 302-303 залежи, который приурочен к Сортоводско-Шугуровской зоне, на предмет подтверждения предложенной схемы разломов данными бурения и разработки. На основе данных сейсморазведки и анализа геометрических атрибутов кровли верейского горизонта прослежены крупные линейные зоны трещиноватости, обязанные своим происхождением разломам и линеаментам. В пределах исследуемого участка выделены два субширотных разлома, образованных в результате формирования Прикаспийской впадины, два субмеридиональных разлома, образованных во время погружения Мелекесской впадины и два современных

1.Предложенная система разломов и линеаментов, выделенная на основе сейсмических данных, в основном, подтверждается данными глубокого бурения.

2.В верхней части разреза поровое пространство представляет

преимущественно трещинная составляющая с небольшой долей каверн малых размеров и с небольшим ареалом их распространения. В нижней части наравне с трещинами присутствуют каверны больших размеров и в большем количестве.

88