Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

В статье рассмотрены проблемы геологического моделирования и определения положения флюидных контактов в литологически неоднородных залежах нефти и газа на примере отложений континентальной (флювиальные макрофации) и переходной (приливно-отливные равнины) групп фаций. Для обоснования резкой смены характера насыщенности и положения флюидных контактов на начальной стадии эксплуатационного бурения, в случае отсутствия предпосылок гидродинамической несвязности песчаных тел рекомендуется использовать условную линию разобщения, которая проводится либо на половине расстояния между скважинами с противоречивым насыщением, либо в зоне ухудшенных ФЕС в межскважинном пространстве.

Ключевые слова: геометризация залежей; условная линия разобщения; геологическое моделирование; литологически неоднородный разрез; подсчет запасов углеводородов; сопровождение бурения скважин.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4(571.56) DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-11-13

НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ОСВОЕНИЯ ПЕРМО-ТРИАСОВЫХ ВУЛКАНОГЕННЫХ
И ВУЛКАНОТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) (с. 11)

Маргарита Павловна Юрова

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

e-mail: mpyurova@mail.ru

Статья имеет цель ещё раз напомнить о специфике вулканогенных коллекторов, методах изучения, а также особенностях их освоения и разработки с учётом уже открытых и частично эксплуатируемых газовых месторождений Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы в связи с присутствием аналогичных пород в северных районах Якутии.

Ключевые слова: газовые месторождения; вулканогенные коллекторы; Вилюйская синеклиза.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 551.21 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-14-19

ГРЯЗЕВОЙ ВУЛКАНИЗМ И МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ (с. 14)

Намаз Пути Юсубов,

Гюльнара Марифат Ализадe,

Бахтяр Джавахир Раджабли

Институт нефти и газа, Национальная Академия наук Азербайджана

AZ1000, Азербайджан, г. Баку, ул. Ф. Амирова, 9,

e-mail: nyusubov@gmail.com

Для формирования любого типа месторождений нефти и газа необходимы наличие в земной коре условий для первичного образования углеводородов (нефтематеринские породы); наличие пористых (проницаемых) горных пород (коллекторов); каналов для миграции углеводородов в верхние слои; пластов-покрышек, состоящих из непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (экранов или покрышек). Среди этих условий особое место занимает процесс миграции углеводородов, который происходит из области высоких давлений в область относительно низких – возможна их миграция вверх, вниз и в стороны в зависимости от конкретных условий. Миграция углеводородов из очагов их образования в верхние этажи геологической среды происходит вдоль вертикальных (субвертикальных) каналов, соединяющих очаг образования углеводорода с проницаемыми породами. Флюид, попав в проницаемые участки геологического разреза, мигрирует и по площади, вдоль непроницаемого пласта – формируется залежь. В статье рассматривается вопрос формирования вертикальных каналов миграции за счет напряжений, созданных внутри зоны генерации углеводородов.

Ключевые слова: грязевой вулканизм; разлом; диапир; нефтематеринская толща; миграция углеводородов; бассейн осадконакопления; неньютоновская жидкость; залежь; углеводород; ловушка; органическое вещество; нефтегазоносность; палеоген-миоцен; майкоп.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.834:[05+017+052] DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-20-30

СОЗДАНИЕ ЛИТОФАЦИАЛЬНЫХ 2D-МОДЕЛЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ КАК ОСНОВЫ ПРОГНОЗА КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ МОГТ 3D (с. 20)

Ольга Владимировна Елишева, канд. геол.-минер. наук

ООО "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ")

630025, Россия, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42,

e-mail: ovelisheva@tnnc.rosneft.ru

Корректно построенная фациальная модель и адекватное ей распределение эффективных толщин по сейсмическим данным являются залогом успешного поискового и эксплуатационного бурения. На примере отложений пласта Ю₃ тюменской свиты южных районов центрального Увата показан методический подход к построению фациальной модели резервуаров континентального генезиса на основе комплексирования данных единичного бурения и результатов динамической интерпретации материалов МОГТ 3D. Показано, что развитие эффективных толщин по площади контролируется определенным типом разреза, содержащего генетически разные "песчаные" фации, сочетание которых в разрезе соответствует определенным суммарным эффективным толщинам коллекторов.

Ключевые слова: литофациальный анализ; тюменская свита; русловые фации; типовые разрезы континентальных отложений; прогноз коллекторов; сейсмофациальный анализ.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.98:551.247(575.1, 575.4) DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-31-40

МОРСКОЕ СОЛЕНАКОПЛЕНИЕ И ГЕНЕЗИС УГЛЕВОДОРОДОВ
(НА ПРИМЕРЕ АМУДАРЬИНСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА) (с. 31)

Асхат Хабибуллович Нугманов, д-р геол.-минер. наук

АО "Институт геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений" (ИГИРНИГМ)

100059, Узбекистан, г. Ташкент, ул. Шота Руставели, 114,

e-mail: nugmanov_a_x@ rambler.ru

По новой схеме соленакопления море должно иметь ваннообразное сечение дна, обширное мелководье, постоянный неограниченный приток океанической воды и относительно неглубокий подводный выступ, служащий границей между эпиконтинентальным морем и океаном. На мелководьях моря на подготовительном этапе галогенеза в условиях аридного климата кристаллизовался гипс, что сопровождалось формированием высокоминерализованного остаточного раствора, который стекал в глубокие области моря, создавая наддонный рассол – источник толщи переслаивающихся сульфатных и хлоридных солей. Рассол на подготовительном этапе галогенеза заполнял ложе моря до подводной возвышенности между морем и океаном. Над наддонным рассолом располагалось море, в котором в течение подготовительного этапа существовали морские организмы, остатки которых служили источником органического вещества и углеводородов в подсолевых отложениях, характеризовавшихся резко восстановительной обстановкой.

Ключевые слова: морской галогенез; гипс; галит; калийные соли; эпиконтинентальное море; подготовительный этап; прибрежное мелководье; слои наддонного рассола; парагенезис соленакопления и нефтегазообразования.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.4:552.578:553.983+551.76 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-41-55

ХАРАКТЕРИСТИКА СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПАЛЕОЗОЙСКО-МЕЗОЗОЙСКИХ КОМПЛЕКСОВ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ РОССИЙСКОГО СЕКТОРА БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО ШЕЛЬФА ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3D (с. 41)

Олег Аркадьевич Смирнов¹, канд. геол.-минер. наук,

Владимир Николаевич Бородкин^2,3, д-р геол.-минер. наук,

Андрей Викторович Лукашов¹,

Аркадий Романович Курчиков², д-р геол.-минер. наук,

Венера Ильдаровна Самитова²,

Екатерина Вениаминовна Шарифьянова¹,

Александр Владимирович Погрецкий⁴

¹ООО "ИНГЕОСЕРВИС"

²Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука (ЗСФ ИНГГ СО РАН)

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 56,

e-mail: niigig@tmnsc.ru

³ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ)

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

⁴ООО "Газпром геологоразведка"

В статье приводится характеристика геологического строения каменноугольного-нижнепермского, верхнепермско-триасового, нижнесреднеюрского (аален-байос), среднеюрского (бат-келловей), верхнеюрского, неокомского и апт-альб-сеноманского комплексов. Дана краткая характеристика модели их седиментации и установленной нефтегазоносности.

На основании комплексного анализа сейсморазведочных данных, с учетом особенностей геологического строения комплексов, выделены перспективные зоны.

В связи с большей нарушенностью исследованной территории дизъюнктивной тектоникой делается заключение о возможном отрицательном влиянии ее на перспективы нефтегазоносности нижезалегающих комплексов (разрушение залежей УВ). С другой стороны, в связи с наблюдаемыми процессами вертикальной миграции УВ по тектоническим нарушениям возможно формирование вторичных залежей УВ в вышезалегающих отложениях.

Ключевые слова: акватория Баренцева моря; осадочный комплекс; сейсмический разрез; отражающий горизонт; сейсмические атрибуты; дизъюнктивная тектоника; миграция УВ.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 551.7.022 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-56-61

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА Ю₁³ В РАЙОНЕ ЮЖНОЙ ПЕРИКЛИНАЛИ КАЙМЫСОВСКОГО СВОДА НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ ДАННЫХ
СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3D И БУРЕНИЯ (с. 56)

Александр Викторович Бобров

АО "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа"

634027, Россия, г. Томск, просп. Мира, 72,

e-mail: BobrovAV@tomsknipi.ru

Владимир Борисович Белозеров, д-р геол.-минер. наук

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет"

634050, Россия, г. Томск, просп. Ленина, 30,

e-mail: belozerov@tpu.ru

В статье рассмотрен опыт применения комплексного прогнозирования верхнеюрских коллекторов на основе литолого-седиментологических исследований керна, данных ГИС и результатов интерпретации данных сейсморазведки 3D. В результате сделан вывод, о том, что пласт Ю₁³ имеет полифациальную природу с распространением отложений дельтового комплекса. Применяемая методика комплексной интерпретации может использоваться на сопредельных площадях для решения задач оптимального размещения добывающих скважин и поиска литологических ловушек.

Ключевые слова: васюганская свита; керн; сейсморазведка; сейсмофациальный анализ; сейсмические атрибуты; литологическая ловушка.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.9 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-62-74

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РИФЕЙ-ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЛЕНО-АНАБАРСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЙ (с. 62)

Петр Николаевич Соболев, канд. геол.-минер. наук,

Данил Сергеевич Лежнин

АО "Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья" ("СНИИГГиМС")

630091, Россия, г. Новосибирск, Красный просп., 67

Иван Александрович Панарин,

Екатерина Николаевна Гаврилова,

Анна Михайловна Пименова

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1

В статье приведена геохимическая характеристика органического вещества (ОВ) основных перспективных нефтегазоносных комплексов, определен их генерационно-аккумуляционный потенциал. На основе схематических карт геохимических параметров и геолого-геофизических данных составлена прогнозная карта нефтегазоносности рифей-палеозойских отложений Лено-Анабарского регионального прогиба и сопредельных территорий.

Ключевые слова: геохимическая характеристика; органическое вещество; нефтегазоносные комплексы; генерационно-аккумуляционный потенциал; рифей-палеозойские отложения; Лено-Анабарский региональный прогиб.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 552.578 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-75-80

О МИКРОЭЛЕМЕНТНОМ СОСТАВЕ НЕФТЕЙ РОМАШКИНСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 75)

Светлана Александровна Пунанова¹, д-р геол.-минерал. наук,

Михаил Владимирович Родкин^1,2, д-р физ.-мат. наук

¹Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

e-mail: punanova@mail.ru, rodkin@mitp.ru

²Институт теории прогноза землетрясений и математической геофизики РАН

117997, Россия, г. Москва, ул. Профсоюзная, 84/32

В статье рассмотрены особенности микроэлементного (МЭ) состава нефтей Ромашкинской группы месторождений Волго-Уральского региона. Результаты выявленных корреляционных зависимостей между МЭ составами нефтей, биоты, нижней, средней и верхней земной коры позволили предварительно оценить вклады этих геохимических сред в формирование МЭ облика нефтей, уточнить влияние экзогенного и эндогенного факторов на процесс нефтеобразования этого уникального месторождения и подкрепить предположение о современной его подпитке.

Ключевые слова: углеводороды; биота; верхняя, средняя и нижняя кора; микроэлементы; коэффициенты корреляции; вклад; месторождение Ромашкино.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.43:661.97 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-81-86

ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАКАЧКИ CO₂
НА ЗАЛЕЖАХ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ ПОМОЩИ ЛАБОРАТОРНЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ И ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (с. 81)

Артем Владимирович Некрасов,

Кирилл Игоревич Максаков,

Геннадий Александрович Усачев

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1,

e-mail: Artem.Nekrasov@lukoil.com, Kirill.Maksakov@lukoil.com

Валерий Борисович Карпов, канд. техн. наук

ООО "РИТЭК"

115035, Россия, г. Москва, ул. Большая Ордынка, 3

Алексей Николаевич Черемисин, канд. техн. наук

Сколковский институт науки и технологий

Активное вовлечение в разработку месторождений с высоковязкими нефтями в настоящее время является актуальной проблемой. Одним из способов увеличения нефтеотдачи таких месторождений является закачка углекислого газа. В данной статье описываются результаты специальных лабораторных исследований и моделирования закачки CO₂ методом Huff-n-Puff на исследуемых объектах. При проведении специального PVT-анализа была определена концентрация CO₂ в нефти, при которой наступает разделение на две фазы. Минимальное давление смесимости (МДС) определялось тремя способами, из которых эффективным оказался только метод Huff-n-Puff. Проницаемость керновых образцов после закачки CO₂ ухудшилась. При моделировании закачки CO₂ по двум объектам были получены результаты, которые соответствуют мировому опыту.

Ключевые слова: высоковязкие нефти; технология закачки углекислого газа; двухфазная система; эксперимент на slim tube; Rapid Pressure Increase метод; несмешивающийся режим вытеснения; минимальное давление смесимости; Huff-n-Puff тест.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276/692.12 DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-87-90

О ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕРМАЛЬНЫХ ВОД ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕДОБЫЧИ СКВАЖИН (с. 87)

Ф.Т. Мурватов

Нефтегазодобывающее управление "Сиязань–нефть"

AZ5300, Азербайджан, г. Сиязань, ул. Г. Алиева, 37,

e-mail: fmurvetov@mail.ru

М.М. Исмайлова

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 20,

e-mail: mehribani@inbox.ru

В статье обоснована возможность использования термальных вод для интенсификации нефтедобычи в скважинах. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности добывающих скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких, парафинистых и смолистых нефтей.

Ключевые слова: трудноизвлекаемая нефть; парафин–смола–асфальтен; забойная площадь; термальные воды; проницаемость.

Заказать статью в электронной библиотеке

Bookmark09

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала