ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА

«АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ»

VIII Всероссийская научно-техническая конференция,

посвященная 80-летию Российского государственного университета

нефти и газа имени И.М. Губкина

13 февраля 2010 г.

Тезисы докладов

Часть I

Секции 14

Москва 2010

В части I сборника представлены тезисы докладов VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина
(секции 14). В докладах рассматривается широкий круг вопросов геологии, геофизики и мониторинга месторождений нефти и газа, разработки и эксплуатации месторождений природных углеводородов, проектирования, сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта углеводородов и нефтегазопродуктообеспечения, вопросов технологии переработки нефти и газа, нефтехимии и химмотологии топлив и смазочных материалов.

Ответственный редактор: проф. В.Г. Мартынов.

Редакционная комиссия: проф. А.Ф.Андреев,

проф. Е.В. Глебова,

проф. А.М. Короленок.

проф. А.В. Лобусев,

проф. И.Т. Мищенко,

проф. А.В. Мурадов,

проф. В.Е. Попадько,

проф. А.К. Прыгаев,

проф. С.Н. Рожнов,

проф. И.Ф. Симонова,

доц. Л.И. Ситнова,

проф. Б.П. Тонконогов,

проф. А.И. Ходырев.

© РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

СЕКЦИЯ 1

ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И МОНИТОРИНГ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

Лобусев А.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Очевидно, что с каждым десятилетием в России значительно ухудшается структура запасов нефти в сторону преобладания доли трудноизвлекаемых запасов. В конце прошлого века Канада из третьей десятки стран ресурсодержателей нефти вышла на второе место в мире по запасам, только за счет разработки и внедрения разведочных и эксплуатационных технологий освоения залежей высоковязких нефтей и битумов. Этот пример свидетельствует о том, что применение инновационных высокотехнологичных методов разведки, оценки и добычи открывает новые возможности значительного прироста запасов.

В нашей стране к категории трудноизвлекаемых относятся залежи высоковязкой нефти и битумов, запасы нефти, связанные с низкопроницаемыми, как терригенными, так и карбонатными коллекторами, подгазовые залежи нефти (нефтяные оторочки). В своих исследованиях мы изучали геологические возможности эффективного освоения залежей высоковязкой нефти и нефтебитумов на примере месторождений Волго-Уральского региона - Ашальчинское и Мордово-Кармальское, Тимано-Печорской провинции – Усинское, Зап. Ярегское, Нижнечутинское и др., также были проведены оценки потенциала нефте- и битумосодержания песчаников Якутии. В течение ряда последних лет были проведены комплексные исследования по оценки потенциала промышленной нефтегазоносности баженовской свиты Западной Сибири, которая, по нашему мнению даст прирост извлекаемых запасов не менее 20 млрд. тонн нефти.

На основании литологических, геохимических и промыслово-геологических исследований были разработаны рекомендации по разработке эффективных подходов к разработке. Коротко, суть этих предложений сводится к следующему: внедрение системы смешивающегося вытеснения и поддержания пластового давления за счет закачки попутного газа, создание искусственной трещиноватости за счет применения ГРП, использование природных зон повышенной трещиноватости для дренирования пластов баженовской свиты через подстилающие их песчаные пласты (абалакские отложении верхней юры), используя сверхгидростатическое давление в «бажене».

Также была в последние годы разработана и опробована методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных с широким применением метода НВСП, при изучении деталей строения карбонатных природных резервуаров, на примере исследований пермско-каменноугольной залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.

Проблема эффективного нефтеизвлечения из подгазовых залежей к сожалению состоит в нашей стране не только из геологического аспекта, но и зачастую зависит от недропользователей и их внутренних приоритетов по добыче газа или жидких углеводородов. Хотя необходимо признать, что единых, с геолого-промысловой точки зрения, подходов и соответствующих регламентов к эффективному освоению нефтяных оторочек пока не существует.

Резюмируя, должен отметить, что мы продвигаемся по сложному пути создания новых методологий и геолого-технологических решений по повышению эффективности нефтегазового недропользования в России, пытаясь работать на научном опережении потребностей ТЭК.

Термобарические условия и коллекторские свойства глубокопогруженных отложений

Южно-Карского региона

В.И.Богоявленский, М.С.Крайнюк, И.В.Богоявленский

(ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

За рубежом на больших глубинах и в “нетрадиционных” комплексах пород открыты и разрабатываются сотни промышленных месторождений нефти и газа, включая крупные и уникальные. К ним относится и группа газоконденсатных месторождений Shearwater, Elgin, Franklin и др. Центрального грабена Северного моря с залежами в высокопористых (до 20-35%) песчаниках юры на глубинах до 6100 м в условиях АВПД и температур 197-2020С за пределами ”нефтяного окна”.

Не вызывает сомнений большая роль региона Западной Арктики, в котором на акватории и суше уже открыты уникальные месторождения углеводородов: Штокмановское, Ленинградское, Русановское, Харасавэйское, Крузенштернское, Бованенковское и другие. Южно-Карский регион, включающий полуострова Ямал и Гыдан с разделяющей их Обской губой, является уникальным нефтегазоносным бассейном в планетарном масштабе.

В Южно-Карском регионе основными нефтегазоносными комплексами являются отложения мела и юры. На Новопортовской и Бованенковской площадях получены значительные (до 500-600 тыс.м3/сут) притоки газа с конденсатом из карбонатных пород палеозоя, доказавшие возможность обнаружения промышленных скоплений углеводородного сырья в отложениях нижнемезозойского и верхнепалеозойского комплексов. Породы этих комплексов залегают в широком диапазоне глубин с различными термобарическими условиями, имеют разные уровни метаморфизма и перспективы нефтегазоносности.

Для условий Западной Арктики нами проводится трехмерное моделирование термобарических условий на локальных и региональных уровнях, основными целями которого являются: повышение достоверности прогнозирования зон, перспективных в нефтегазоносном отношении; выявление необнаруженных залежей из-за применения тяжелых буровых растворов; прогнозирование коллекторских свойств резервуаров и залежей ниже забоя скважин; оптимизация процесса бурения и уменьшение числа аварийных скважин.

В результате моделирования выявлен ряд региональных и локальных особенностей, имеющих большое значение для понимания характера нефтегазоносности региона Западной Арктики. В частности, для Мурманского газового месторождения обосновано возможное существование залежей углеводородов ниже забоев скважин в отложениях верхнего палеозоя.

Для ряда месторождений Южно-Карского региона изучен характер изменения коллекторских свойств терригенных резервуаров с глубиной и повсеместно доказана большая роль АВПД для сохранения промышленных емкостей углеводородов. На рис.1 приведены результаты обобщенного анализа изменений коэффициентов открытой пористости (Кп) с глубиной для Уренгойской группы нефтегазоконденсатных месторождений (Большой Уренгой) с коэффициентами аномальности давлений Ка, достигающими 1.8-2. В зоне развития АВПД в нижнемеловых (ачимовских) отложениях происходит кардинальное изменение тренда снижения с глубиной Кп – его средние значения стабилизируются около 15% и практически не меняются с погружением в юрском комплексе.

Бурение ФГУП НПЦ “Недра” на севере Западной Сибири глубоких скважин Ен-Яхинская-7 и Тюменская-6 (8250 и 7502 м) в условиях АВПД не привело к открытию промышленных залежей. Однако, несмотря на высокий метаморфизм пород (АК1-3) было доказано сохранение хороших резервуаров (Кп до 15-20%) и значительное насыщение углеводородными газами практически до забоев (В.И.Горбачев, О.А.Есипко и др., 2000, 2007).

Рис.1. Большой Уренгой. АВПД и пористость

Для развития минерально-сырьевой базы России представляется крайне важным проведение нефтегазопоисковых исследований на всех доступных современному бурению глубинах в комплексах пород разного уровня метаморфизма.

МОНИТОРИНГ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

На кафедре ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина разработана технология геофизического контроля за обводнением продуктивных пластов с использованием данных волнового акустического каротажа (ВАК) и стандартных методов ГИС. Технология включает набор программных средств и приемов обработки волнового поля как для стандартных и многоэлементных акустических зондов, так и зондов нового поколения - кросс-дипольных, а также методики количественной интерпретации для оценки упруго-деформационных и фильтрационно-емкостных свойств и текущего характера насыщения пород. Применение данной технологии на месторождениях, позволяет осуществлять комплексный мониторинг текущего состояния пласта и скважины в течение всего срока их разработки, контролировать проведение и оценивать эффективность методов интенсификации нефтедобычи.

Решение задачи определения текущей нефтенасыщенности коллекторов основано на различии в величине сжимаемости основных компонентов коллектора - твердой фазы, минерального каркаса и флюидов - нефти, газа и воды. Методика базируется на петрофизической модели объемных деформаций дифференциально упругих пористых насыщенных тел, полученной на основе модифицированной теории Био – Гассмана.

Основным местом применения новой технологии является старый фонд скважин. При этом решаются следующие практические задачи:

0. оценка коэффициента текущего нефтенасыщения;
1. выделение промытых интервалов и текущее положение ВНК;
2. Отбивка газожидкостных контактов;
3. выделение пластов с низким газонасыщением и интервалов разгазирования нефти;

Сегодня нефтяные компании применяют компьютерные системы гидродинамического моделирования для оптимизации процесса разработки месторождения. Эффективность применения таких систем при прогнозе показателей разработки определяется во многом надежностью данных о текущей нефтенасыщенности объектов разработки. Акустическая технология оценки текущей нефтенасыщенности пластов может применяться как на этапе построения гидродинамической модели месторождения, так и для контроля достоверности прогнозных оценок насыщенности, выполненных по таким моделям.

Применение геологического дешифрирования космических снимков для выявления разломно-блоковой структуры месторождений нефти и газа

Милосердова Л.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Несмотря на более чем полувековую историю применения, геологического дешифрирования космических изображений при нефтегазогеологических работах, его ценность не всеми осознана, а результаты недоучитываются. Особенно это относится к дешифрированию разломно-блокового строения территории месторождений, проявленных системами линеаментов и отражающих, как правило, малоамплитудные знакопеременные разломы и зоны трещиноватости. Пренебрежение к результатам геологического дешифрирования приводит, зачастую, к нерациональной системе заложения сейсмических профилей, и, в конечном итоге, – к построению модели залежи, не подтверждающейся в процессе разработки. Это можно наблюдать как в старых районах нефтегазодобычи (Волго-Уральская область), так и в интенсивно изучающихся и разрабатываемых (Западная Сибирь), и новых (Камчатка). Недоверие к результатам геологического дешифрирования космических снимков обусловлено, вероятно, невоспроизводимостью и неоднозначностью его результатов при кажущейся доступности и простоте применения. Эти недостатки минимизируются при применении для геологического дешифрирования и интерпретации его результатов системы разномасштабных (разного разрешения) изображений, подобранных в соответствии с размером (рангом) изучаемого объекта и использования компьютерной программы (LESSA).

Рассмотрены примеры проявления месторождений нефти и газа и их разломно-блокового строения на космических снимках:

• на древней платформе (Бухарское нефтяное месторождение, Татарский свод), где месторождение проявляется в виде разбитой разломами системой кольцевых структур, отражающих, по всей видимости, новейшее тектоническое поднятие;
• в геосинклинальной области (Схумочская газоносная площадь, Западно-Камчатская нефтегазоносная область), где дешифрируется система новейших разломов, разбивающих площадь;
• на месторождениях Западной Сибири, расположенных в различных орографических и тектонических условиях Вынгояхинском, Восточно Сургутском, Усть-Харампурском, где при применении специальных приемов дешифрирования удается выявить разломно - блоковое строение, позволяющее по-новому интерпретировать результаты традиционных геологических работ.

Использование тектонофизического моделирования для оценки флюидной проницаемости пород земной коры

Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В, Зайцев В.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, ОАО «Газпром промгаз»)

Распределение флюида по разрезу осадочного бассейна определяется двумя факторами: степенью проницаемости горных пород и характером их напряженного состояния. Причем, напряженное состояние не только определяет направление миграции флюида, но и оказывает значимое влияние на величину проницаемости самих горных пород (особенно для трещинных коллекторов). Оценить напряженное состояние можно с помощью тектонофизического моделирования, выполненного на оптически активных материалах. Поляризационно-оптический метод исследования напряжений на прозрачных моделях (метод фотоупругости) основан на способности большинства прозрачных изотропных материалов под действием напряжений приобретать свойство двойного лучепреломления. Величина двойного лучепреломления связана с величиной напряжения и может быть измерена оптическим методом. Экспериментальные исследования проводятся на прозрачных моделях путем просвечивания их поляризованным светом. Целью моделирования являлось выявление фрагментов разреза имеющих минимальные значения напряжений, которые потенциально могут являться геодинамическими ловушками углеводородов. Принимая во внимание данное обстоятельство, была предпринята попытка оценить распределение поля напряжений по нескольким разрезам южной части Печорского моря. Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующих структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным, и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой. Моделирование проводилось путем поперечного сжатия.

В результате моделирования было установлено, что весь разрез разделен на отдельные участки относительно повышенных и пониженных значений напряженного состояния. Области относительно разгруженные, как правило, примыкающие к крупным разрывным нарушениям, представляют собой своеобразные геодинамические ловушки для УВ-флюидов. В частности Долгинское нефтяное месторождение расположено как раз в такой ловушке в пределах нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Помимо этой уже известной залежи, по результатам моделирования выделяются аналогичные геодинамические ловушки в пределах верхнедевон-нижнефранском и силур-нижнедевонском нефтеносных комплексах.

ПРОБЛЕМЫ КАЧЕСТВА ВОЛНОВОГО АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ

Черноглазов В.Н., Городнов А.В., Митин А., Ежов К.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Волновой акустический каротаж (ВАК) успешно применяется в обсаженных скважинах для решения следующих задач: определение общей и динамической пористости, проницаемости, вторичной пористости, нефтенасыщенности, отбивки газожидкостных контактов, оценки качества вскрытия пластов перфорацией, оценки эффективности проведения ГРП и других методов повышения продуктивности скважин, а также для определения качества цементирования скважин.

Однако, возможности метода существенно снижаются при ухудшении качества сцепления цемента с обсадной колонной из-за появления на волновом поле дополнительной помехи – волны по колонне, которая интерферирует с продольной волной по породе. При этом точность определения кинематических и динамических параметров продольной волны резко снижается.

Для устранения влияния волны по колонне на акустический сигнал, распространяющийся по породе, разработан способ подавления данной помехи. В его основу положены следующие предпосылки: волна по колонне распространяется с известной постоянной скоростью, фазовая и групповая скорости этой волны близки, затухание волны происходит по известному закону. Таким образом, можно построить синтетический образ волны по колонне для каждой трассы регистрируемого сигнала. Если вычесть синтетическую волну по колонне из исходного зарегистрированного сигнала, то во временной области суперпозиции колебаний волн по колонне и породе получим очищенную от помехи продольную волну.

Предложенный способ реализован в программе обработки данных ВАК компьютерной системы Камертон. Опробование алгоритма проводилось на материалах многоэлементного акустического каротажа (аппаратура АМАК) в скважине с переменным по разрезу качеством цементирования обсадной колонны. В интервалах частичного сцепления цемента с колонной достигается практически полное подавление помехи – волны по колонне. При отсутствии сцепления цемент-колонна полностью устранить помеху не удается, но отношение сигнал/помеха возрастает, и это позволяет в отдельных случаях идентифицировать продольную волну на дальних приемниках.

Применение процедуры подавления регулярной помехи позволило с высокой точностью оценить параметры продольной волны в интервале перфорации продуктивного пласта и определить фильтрационно-емкостные свойства и текущую нефтенасыщенность пород.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ТЕРРИТОРИИ СТАРЫХ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ ЕВРОПЕЙСКОЙ ЧАСТИ РОССИИ

Сидорчук Е.А., Сивков С.Н.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ)

Изучение стратиграфии и литологии, особенностей строения и нефтегазоносности горных пород доказывает наличие достаточно высокого УВ-потенциала старых газодобывающих регионов.

Средняя степень разведанности начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов (УВ) по отдельным регионам старых районов составляет: по Северо-Кавказскому - 37,2%, в том числе - по Краснодарскому краю – 32%, по Ставропольскому краю – 53%, по Дагестану – 12,4%; по Оренбургской области – 75%; по Астраханской области – 67,3%; по Северу Европейской части (Ненецкоий АО, Республики Коми и север Пермского края) – 86,2%.

Для Краснодарского края основным перспективным направлением геологоразведочных работ на будущее являются чокракские отложения со сложным строением, наличием блоковой тектоники, зональностью распространения коллекторов, аномально высокими пластовыми давлениями.

В Ставропольском крае основные перспективы связаны с альбскими и аптскими отложениями в структурных и неструктурных ловушках, а также трещиноватые известняки нефтекумской свиты нижнего триаса и гравелиты куманской свиты верхней перми.

В Дагестане перспективы имеются от неогена до триаса и связаны со структурными и неструктурными ловушками. Основным поисковым объектом являются трещиноватые известняки нефтекумской свиты нижнего триаса.

В Оренбургской области наибольшими потенциальными возможностями обладают палеозойские коллекторы колганской толщи, представленые переслаиванием песчаников, алевролитов с прослоями аргиллитов и известняков. Распространение пластов по площади неравномерное и обусловлено фациальным замещением пород. Это поиск неантиклинальных и литологически ограниченных залежей.

В Астраханской и Оренбургской областях максимальные прогнозные ресурсы имеют глубокозалегающие отложения девона и карбона. Исследования показали, что на фоне общего ухудшения с глубиной межзерновой пористости и проницаемости коллекторов имеются отдельные аномалии, которые можно связывать с разуплотнением пород. В этих зонах разуплотнения улучшаются коллекторские свойства пород за счет раскрытия трещин или пор.

На территории Севера Европейской части основным перспективным объектом являются девонско-каменноугольные трещиноватые карбонаты в тектонически-экранированных ловушках.

Проблемы поисков залежей нефти и газа в юрских и ачимовских отложениях северных районов Западной СИБИРИ

Журавлев Е.Г.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Эффективность геолого-поисковых работ на нефть и газ в отложениях юры и ачимовской толщи Надым-Пурского региона, Тазовского полуострова низкая. Большая часть пробуренных скважин не вскрыла продуктивные отложения, либо дала не кондиционные для больших глубин притоки нефти и газа. Это обусловлено главным образом ориентированием поисково-разведочных работ на русловые и склоновые ловушки, выделенные на основании анализа амплитудных, частотных, динамических и других параметров отраженных сейсмических волн. Достоверность выделения сейсмическими методами перспективных глубоко залегающих русловых и склоновых сильно измененных катагенезом песчаных тел небольшой толщины невелика. Песчаные породы юры и ачимовской толщи испытали глубокий катагенез, приведший к утрате ими первичных кондиционных коллекторских свойств.

Не способствует повышению эффективности поисково-разведочных работ и широко распространенное представление о формировании отложений ачимовской толщи путем осаждения поступавшего с востока и юго-востока обломочного материала в прибрежной части моря, на шельфе, склоне (клиноформы) и в глубоководной части моря. Это представление является ошибочным, так как в мезо-кайнозойское время на территории Западной Сибири океанский бассейн с его атрибутами - шельфом и континентальным склоном не существовал.

Проведенные нами исследования показали, что кондиционными в рассматриваемых отложениях являются ловушки с вторичными терригенными коллекторами, распространенными по площади зонально, а по разрезу на определенных стратиграфических уровнях. Перспективы различных морфоструктурных частей клиноформенных комплексов пород ачимовской толщи не одинаковы. Клиноформные тела комплексов, широко распростаненные на рассматриваемой территории, малоперспективны. Перспективными являются песчаные отложения с вторичными кондиционными коллекторами конусов выноса обломочного материала подножия дельт (фондоформ) и рукавов авандельт (ундаформ).

В полифациальных гетерогенных отложениях юры перспективны два палеогеоморфологических типа литолого-стратиграфических ловушек с вторичными песчаными коллекторами: а - крупные палеодренажные речные системы в низменных участках палеорельефа; б - овражно-речные системы на склонах высокоамплитудных палеоподнятий.

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ВИЛЮЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

Юрова М.П.

(Институт проблем нефти и газа РАН)

Газовые месторождения Якутии (Хапчагайский мегавал Вилюйской синеклизы) были открыты в 60-х годах прошлого столетия и законсервированы в связи со значительной удаленностью и отсутствием транспортных коммуникаций. Для местных нужд использовались несколько скважин Средне-Вилюйского и Мастахского месторождений. В последнее время этот регион становится реально востребован в связи с истощением ресурсов УВ старых районов и необходимостью ввода в эксплуатацию уже открытых запасов Восточной Сибири. Газовые месторождения Вилюйской синеклизы представляют собой массивные залежи вулканогенных пород нижнетриасового возраста. Коллекторами являются трещинно-поровые разности вулканитов. При подсчете запасов (1965 г.)продуктивными считались терригенные пласты с межзерновым типом емкости. При опробовании были получены незначительные притоки газа, которые определили площадь газоносности залежей. Изучение вулканогенных пород в Комплексной отраслевой научно-исследовательской лаборатории Восточной Сибири и Якутии (КНИЛ ВостСиб) показало, что наличие в разрезе вулканогенных пород коренным образом меняет представление о строении залежи, типе коллектора,запасах месторождений.

В связи со значительными вторичными изменениями вулканитов, при формировании фильтрационно-емкостного пространства основную роль приобретают поры субкапиллярных размеров (доля пор с размером 1мкм составляет до 60%). Как следствие, коллектора характеризуются высокой гидрофильностью и содержанием связанной воды (40-60%). При разрушении цеолитов, а также в заключительной стадии каолинизации глинистых минералов образуется значительная масса свободной воды. Это приводит к появлению очагов повышенного давления, за счет чего образуются участки гидроразрывов (микротрещиноватость). Поэтому при эксплуатационном разбуривании таких месторождений необходимо учитывать следующее. В силу слабой механической прочности и высокой пластичности рассматриваемые коллекторы не переносят значительных механических напряжений (высокого давления на пласт в процессе бурения, значительных депрессий в процессе опробования и эксплуатации). Высокие депрессии при эксплуатации приводят не к повышению притоков углеводородов, а к разрушению пласта и закупориванию путей подтока газа и жидкости, поэтому, если иметь в виду наиболее полное извлечение углеводородов, необходимо ориентироваться на сравнительно малые депрессии, малые дебиты и значительные сроки эксплуатации.

Литература: 1. Дмитриевский А.Н., Томилова Н.Н., Юрова М.П., Рудов А.А. «Вулканогенные природные резервуары Якутии».

О механизме «УВ-дыхания Земли» и нефтегазонакоплЕНия (краевая зона БаренцовоморскОй ПРОВИНЦИИ)

Кочетков О.С.

(УГТУ)

Термин «углеводородное дыхание Земли», по академику А.В. Сидоренко, означает повсюдность и глубинность восходящих к земной поверхности углеводородных (УВ) флюидов, среди которых метан занимает первое место по своим объемам как конечный УВ-продукт деструкции более сложных УВ и как продукт глубинного синтеза водорода и углерода. Планетарная абиогенная первичность метана и его гомологов установлена по наличию «метановых» атмосфер на некоторых малых планетах-спутниках Солнечной Системы. Тем самым доказано, во-первых, что метан был одним из компонентов протовещества планеты Земля, причем – с относительно высоким содержанием тяжелого изотопа С13, во-вторых, постоянство процесса «выжимания» его из ядра Земли.

При проведении в последние годы газовой съемки в пределах баренцевоморского побережья севера Кольского полуострова (п-ва Средний и Рыбачий) нами установлено, что байкалиды Варангер-Канино-Тиманского древнего подвижного пояса, выходящего здесь на поверхность, содержат участки с аномально высокими выделениями метана и пропана (еденицы и десятки процентов) по регматическим трещинам (Кочетков, Адищев, 2008). Максимально высокие УВ-выделения были приурочены к ранее выявленным пересечениям, как правило, нескольких разломов, т.е. к «трубам дегазации и конденсации УВ» (ТДК), выделенных и так поименованных нами ранее в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Кочетков и др., 2001). Мантийность источников генерации УВ-газов подтверждается материалами бурения сверхглубокой скважины СГ-3, пробуренной примерно в 30 км западнее рассматриваемого Средненско-Рыбачинского региона, в пределах распространения архейско-нижнепротерозойского фундамента (Печенгинский район). Здесь на глубине около 12 км, вплоть до забоя, в плагиогнейсах фиксируются свободные УВ-газы, воздымающиеся снизу и состоящие преимущественно из метана.

Кроме того, в пределах продольного разлома Комагельв-Тролльфиорд в рифейских метаморфизованных псаммолитах нами обнаружены выделения по открытым трещинам черного антраксолита (Кочетков, Двоеглазов, 2008), свидетельствующего о бывших нефтяных эманациях в зоне этого разлома, имеющих возраст, по косвенным данным абсолютного возраста, 40-50 тысяч лет. Таким образом, на примере в Средненско-Рыбачинском регионе Варангер-Канино-Тиманского подвижного палеопояса байкалид наглядно показана реальность «подпитки» углеводородами кроющего осадочного чехла в ближайших нефтегазоносных провинциях, Баренцевоморской и Тимано-Печорской. Одновременно имеем убедительную аргументацию молодости формирования нефтегазовых месторождений обеих провинций.

АДАПТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОСТРОЕНИЯ

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ КОЛЛЕКТОРОВ

(НА ПРИМЕРЕ СИСТЕМЫ DV-SEISGEO)

Жемжурова З.Н., Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е., Сафронов М.А.

(ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»,

РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

При построении цифровых геологических моделей месторождений по комплексу промыслово-геофизических (ГИС) и сейсмических данных привлекаются данные ГИС, обработанные в автономных автоматизированных интерпретирующих системах, использующих многочисленные эмпирические зависимости. Адаптивная беспоправочная и беспалеточная технология интерпретации данных ГИС (Д.А.Кожевников, 2005) предоставляет возможность унифицированного проведения интерпретации непосредственно в системе моделирования. Технология обеспечивает определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) сложных коллекторов с полиминеральным составом матрицы и глинистого цемента. В качестве интерпретационного параметра используется эффективная пористость Кп.эф, характеризующая и емкостные, и фильтрационные свойства коллектора.

В основе петрофизического обеспечения адаптивной интерпретации лежат математически сформулированные петрофизические модели коллекторов. На основе петрофизического моделирования определяются параметры коллекторов, характеризующие содержания связанной воды в матрице и глинистом цементе, максимально возможная емкость и эффективная пористость, связь эффективной пористости с абсолютной проницаемостью.

Для реализации методики адаптивной интерпретации при геологическом моделировании выбран пакет DV-SeisGeo (ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», г.Москва), поскольку программные средства пакета позволяют настроить процесс моделирования на вычислительные алгоритмы, соответствующие геологическому строению объекта. Оригинальные алгоритмы адаптивной интерпретации данных ГИС были включены в технологию построения трехмерной геологической модели, как этап, предшествующий прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве.

Средствами пакета DVSeisGeo впервые выполнено построение геологической модели ФЕС по первичным данным ГИС без использования внешних автоматизированных систем интерпретации ГИС. Опробование представляемой технологии было выполнено на примере пластов БВ6, БВ8 одного из месторождений Западной Сибири.

Комплексный гидрогеоэкологический мониторинг природно-техногенных систем нефтегазовых объектов (концепция, технологии, внедрение)

КОМПЛЕКСНЫЙ ГИДРОГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ ПРИРОДНО-ТЕХНОГЕННЫХ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ (КОНЦЕПЦИЯ, ТЕХНОЛОГИИ, ВНЕДРЕНИЕ)

Фокина Л.М.

(Газпром ВНИИГАЗ)

Новая концепция системы комплексного гидрогеоэкологического мониторинга, созданная на основе анализа связей систем гидрогеологического и экологического контроля на объектах добычи, транспорта и хранения природного газа, позволяет достоверно оценить состояние и прогнозировать трансформации гидросферы под воздействием газового производства, что способствует повышению информативности и оперативности мониторинга. Система гидрогеоэкологического мониторинга включает подсистемы: исходной информации и управления техногенными процессами. Первая предназначается для обеспечения данными наблюдений информационно-измерительной сети (региональной и специализированной). Вторая осуществляет функции: - сбора, накопления, обработки измерительной информации; - ведения геоинформационной базы данных; - оценки техногенного воздействия (опасности, ущербов, рисков) на природные воды и их защищенности; - прогноза экологической ситуации.

Обработка измерительной информации производится на основе современных технологий, включающих:

• лабораторное и математическое моделирование процессов геомиграции загрязнителей и их физико – химических трансформаций;

• термодинамическое моделирование процессов совместимости промстоков и пластовых вод при подземном захоронении;

и др. Рассматриваются результаты апробации и внедрения концепции системы комплексного гидрогеоэкологического мониторинга на Астраханском, Уренгойском, Заполярном месторождениях, Касимовском и Щелковском ПХГ.

Проблемы механизмов образования локальных структур ПРИКАСПИЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОСНОГО БАССЕЙНА

Родина Е.С.

(ИПНГ РАН)

В докладе автором рассматривается северо-западная часть прибортовой зоны Прикаспийской впадины (ПКВ), в пределах Ахтубинско-Ерусланского мегавала, представленного сложно дислоцированной системой протяженных локальных валов и разделяющих их прогибов, ориентированных, в целом, субпараллельно бортовому уступу. Он имеет ступенчатое строение. Образование ступеней связывается с разломами сбросового типа. На временных сейсмических разрезах видно, что эти сбросы в основном затухают в верхах среднего или низах верхнего девона. Амплитуда погружения отдельных блоков по сбросам может составлять величину около полутора км. Глубина кровли девонских отложений при погружении изменяется от 4400 до 6500 м. В пределах Николаевско-Городищенской ступени по отложениям турнейского яруса выявлено свыше 50 локальных поднятий, ниже которых прогнозируются девонские биогермы.

Повышенная плотность ресурсов в данном регионе связывается, в настоящее время с приподнятыми блоками фундамента, осложняющими внутреннее строение осадочного чехла северо-западной части ПКВ в пределах подсолевых отложений, отражающих дислоцированный характер разреза.

По данным разных авторов освоение потенциальных ресурсов западного Прикаспия сдерживается большими глубинами залегания возможных продуктивных горизонтов, слабой геолого-геофизической изученностью и низкой достоверностью интерпретации сейсмических данных из-за сложного их тектонического строения.

К настоящему времени существующие геодинамические модели исследуемой территории, не позволяют объяснить характер и механизмы пространственно-временных особенностей тектонического строения и увязать их с геологической историей развития данного региона и локальными условиями геодинамических режимов осадконакопления.

Существующее различие в точках зрения на геодинамические условия формирования локальных тектонических структур этой части территории ПКВ не всегда позволяют объяснить механизмы их образования, что оказывает влияние на разработку объективных критерий перспектив нефтегазоносности этой части отложений и направление поисково-разведочных работ.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ПЛОЩАДИ БАО ВАНГ ШЕЛЬФА ЦЕНТРАЛЬНОГО ВЬЕТНАМА

Михайленко С.П.

(Совместная операционная компания «Вьетгазпром»)

Геологоразведочные работы на шельфе центрального Вьетнама начались с региональных сейсмических исследований 2Д в 1989 году и продолжаются до настоящего времени.

В результате этих исследований была составлена геолого-тектоническая модель центральной части Шонг Хонг бассейна, которая уточнялась по мере получения данных по новым исследованиям, которые проводились разными компаниями на протяжении последних 20-ти лет.

В строении бассейна Шонг Хонг принимают участие четвертичные отложения, неогеновые и палеогеновые образования и докайнозойские породы (комплекс основания третичного бассейна, представленный карбонатами девона и пермо-карбона, метаморфизованными породами кембрия и мезозойскими гранитами).

Бассейн Шонг Хонг является крупным осадочным бассейном третичного возраста в Юго-Восточной Азии. Бассейн сформирован в позднем эоцене или в начале олигоцена вследствие растяжения, возникшего в процессе поперечного передвижения малого Индо-Китайского щита вдоль разломной системы Шонг Хонг. Осадочный бассейн Шонг Хонг ограничен с востока системой разломов Шонг Ло, а с запада системой разломов Шонг Хонг. В бассейне Шонг Хонг выделяются краевые районы и Центральный прогиб. Краевые районы выделяются к востоку от разлома Шонг Ло (восточный краевой район) и к западу от разлома Шонг Хонг (западный краевой район).

Вблизи от района поднятия Бао Ванг в пределах Центрального прогиба бассейна Шонг Хонг имеется ряд пробуренных поисково-разведочных скважин различной глубины. Однако большинство из них находится на территории Китая. Часть скважин, расположенных в акватории Вьетнама, были несанкционированно пробурены китайской компанией, и данные по ним отсутствуют.

На основе сейсмических данных сейсморазведки 2Д в южной части Центрального прогиба Шонг Хонг, в пределах акватории Вьетнама, выявлено несколько антиклинальных структур: Бао Ванг, Бао Ден, Бао Нау, Бао Чанг, Бао Хоа. Эти структуры представлены замкнутыми антиклинальными складками с небольшой амплитудой, значительной площадью и сформированы в результате развития глинистых диапиров. Обработка и интерпретация сейсмических данных 2Д проводилась российскими компаниями при техническом сопровождении специалистов ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз».

Поднятие Бао Ванг представляет собой замкнутую двухсводовую антиклинальную складку. Северный купол поднятия Бао Ванг частично заходит в территориальные воды Китая.

По всем отражающим горизонтам поднятие Бао Ванг является сквозной диапировой брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания. Зоны диапиров выделены в пределах сводовых участков южного купола и северного купола. Диапиры прослежены до верхней части разреза четвертичных отложений.

Скважина BV-1X, пробуренная компанией СОК «Вьетгазпром» в 2007 году в пределах южной части поднятия Бао Ванг, вскрыла четвертичные и плиоценовые осадочные отложения. По материалам ГИС в изученном разрезе выделен ряд коллекторских пластов, представляющих тонкое переслаивание песчаников с глинистыми породами. Толщина подобных пластов в разрезе скважины Бао Ванг составляет от нескольких метров до мощных пачек толщиной до 30-60 м. Однако, суммарная эффективная толщина коллекторских прослоев в этих пластах составляет от нескольких метров (в маломощных пластах) до 14,1 м. В разрезе четвертичных отложений коллекторские пласты расположены, в основном, в средней и нижней частях разреза. В плиоценовых отложениях коллекторские пласты песчаников расположены в верхней части разреза.

В нижней части разреза скважины BV-1X встречены тонкие прослои известняков, рассматриваемые также в качестве коллекторов. Основными потенциальными резервуарами в рассматриваемом районе и в пределах поднятия Бао Ванг являются пласты песчаников.

При испытании, выделенных по данным ГИС объектов, было открыто новое газоконденсатное месторождение с дебетом метанового газа около 400 тыс. куб. м и конденсата около 13 куб.м.

В 2007 - 2008 годах были проведены сейсмические исследования 3Д, по результатам обработки и интерпретации которых была уточнена геологическая модель месторождения Бао Ванг. Было выявлено распространение литологических неоднородностей, которые могут быть дополнительными объектами поисков.

В 2009 году СОК «Вьетгазпром» завершила бурение разведочной скважины BV-2X. Обработка и анализ геологических результатов бурения и испытания, в настоящее время проводит СОК «Вьетгазпром».

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ В ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЕВРОПЕЙСКОЙ РОССИИ

Коротков Б.С., Истратов И.В., Коротков С.Б.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Выявление перспективных объектов и освоение еще значительного оставшегося газонефтяного потенциала надвиго-складчатого обрамления передовых прогибов Предкавказья сталкиваются с актуальными проблемами методологии освоения больших глубин (более 4500 м) во всех старых нефтегазоносных регионах не только России, но и мира.

Нефтегазонакопление в земной коре обусловлено целым рядом причин, основными из которых являются: характер исходного органического вещества, время его захоронения, условия преобразования и термобарический режим недр, особенности миграции, аккумуляции и консервации скоплений углеводородных флюидов. Не останавливаясь на генерационных возможностях недр, подчеркнем, вслед за акад. И.М. Губкиным, что движение нефти (и, особенно, газа) обусловливается, в конечном счете, тектоническим фактором. Именно тектонические движения обусловили геоблоковую делимость литосферы и геофлюидодинамические напряжения земной коры, ответственные за формирование путей миграции УВ-флюидов по высокопроницаемым межблоковым зонам – глубинным разломам различного ранга и оперяющим их разрывным нарушениям различной морфогенетической выраженности – сбросам, сдвигам, раздвигам. Другие типы разрывных нарушений – взбросы, надвиги, шарьяжи в условиях сжатия могли создавать тектонические экраны, благоприятствующие аккумуляции и консервации углеводородов в структурных (антиклинальных) ловушках. При этом, на наш взгляд, два главнейших фактора определяют промышленную значимость таких скоплений – наличие мощной сульфатно-галогенной покрышки над залежами нефти (особенно газа) и благоприятные фильтрационно-емкостные свойства вмещающего флюиды продуктивного пласта (карбонатного или терригенного, со вторичной трещинной (кавернозно-трещинной) пористостью и достаточной проницаемостью). Именно эти характеристики и аномально-высокие пластовые давления (характерные для больших глубин и подобных комплексов пород) обусловливают наличие средних и крупных нефтегазовых месторождений и высокие дебиты по скважинам (до нескольких тысяч тонн и миллионов кубических метров в сутки).

В южной части Европейской России глубины свыше 4500 м уже давно промышленно освоены в Терско-Каспийском передовом прогибе (Терско-Сунженской зоне дислокаций) и имеют определенный практический интерес в Западно-Кубанском прогибе, где эти глубины продолжают осваиваться (Крупская поисковая скважина).

ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ И ДАННЫХ ГИС

Стрельченко В.В, Жуков А.М., Кунаков С.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Применение сейсморазведки для решения задач прогнозирования УВ, даже при наличии большого числа атрибутов волнового поля, связанных с нефтегазоносностью геологического разреза, может привести к неопределенности прогноза. Уменьшить неопределенность можно в результате комплексной геологической интерпретации наземных геофизических методов, геофизических исследований скважин, исследований в процессе бурения, дистанционных методов и др. Конечной задачей такой интерпретации является построение объемной модели залежи, включающей информацию о распределении коллекторов и флюидоупоров, положения флюидальных контактов, значениях коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и изменения их в пространстве, о вертикальной и латеральной неоднородности фильтрационно-емкостных параметров продуктивных отложений.

Геологическая модель может быть представлена в виде карт, профилей, объемных изображений, диаграммами различных методов ГИС, таблицами геолого-геофизических параметров.

Такая модель непригодна к практическому использованию из-за избыточности информационного содержания. Чтобы ее создать и представить, необходимо мысленно сопоставить десятки, а то и сотни вариантов.

Решением данной проблемы является представление модели в виде трехмерного массива ячеек, однозначно определяющих в пространстве положение проницаемых зон, их фильтрационно-емкостных свойств, нефтегазонасыщенности и других геолого-геофизических параметров.

Задачу прогнозирования геологического разреза и прогноза латерального изменения коллекторских свойств продуктивных горизонтов возможно решить на основе анализа сейсмических атрибутов совместно с данными ГИС с помощью технологии нейронной инверсии. При этом необходимо определить наиболее информативный набор сейсмических атрибутов, имеющих наибольшую степень значимости при преобразовании сейсмического куба в куб псевдокаротажа или в куб петрофизического параметра.

На двух примерах показана взаимосвязь атрибутов сейсмической записи (декремент поглощения) и газового каротажа, а также прогнозирование дебитов скважин.

НОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ОРЕНБУРГСКОГО ОНГКМ

Политыкина М.А., Кутеев Ю.М., Багманова С.В., Багманова Ю.Р.

(ООО «ВолгоУралНИПИгаз», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Территория Оренбургской области в геологическом отношении является уникальным регионом, не имеющим аналогов не только в России, но и в мире, располагаясь на стыке Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской впадины и Предуральского краевого прогиба.

К настоящему времени начальные запасы газа основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения выработаны более чем на 60%. Подобное состояние с восполнением запасов природного газа ставит Оренбургский нефтегазохимический комплекс в неустойчивое положение с позиции перспектив поддержания стабилизации добычи и переработки газа.

В связи с этим в 2002 г. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» подготовил Проект подготовки промышленных запасов углеводородного сырья для обеспечения работы Оренбургского нефтегазохимического комплекса на период до 2030 г. Актуальным направлением является поиск средних и мелких залежей вблизи Оренбургского месторождения. В настоящее время опоискована западная периклиналь Оренбургского вала.

В результате бурения скважины № 105 в 2005 г. на Редутском сейсмическом поднятии Западно-Оренбургского участка Оренбургского НГКМ выявлено две залежи нефти в песчаных породах-коллекторах верхнего девона. Кроме того, уточнено строение филипповской залежи (пласт “плойчатые доломиты”) по новым данными сейсморазведки, выявившей тектоническое нарушение, которое отделяет Редутскую структуру от Оренбургского вала. Прирост запасов нефти филипповской залежи на ОНГКМ в 2005 г. составил по категории С1 более 1 млн.т. нефти (извлекаемых).

В 2006 году на Редутском блоке пробурена вторая поисковая скважина 106, по результатам которой запасы нефти залежи пласта РIII были пересчитаны в оперативном порядке.

На соседней с Редутским блоком, Приразломной структуре пробурены и опробованы скважины 103 и 107 Западно-Оренбургские, в которых при испытании пласта РIII филипповской залежи получены фонтанные притоки нефти дебитом от 11 до 22 м3/сутки. Запасы нефти пласта РIII «плойчатые доломиты» филипповской залежи Приразломной структуры подсчитаны в оперативном порядке.

Доразведка западного участка Оренбургского месторождения продолжается.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

Ю.Б. Силантьев, Т.О. Халошина

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Республика Саха (Якутия) расположена в северо-восточной части Сибирской платформы и считается одним из наиболее крупных минерально-сырьевых регионов Российской Федерации. По величине запасов углеводородов (УВ) она входит в число пяти ведущих нефтегазовых районов страны. Большая часть начальных геологических ресурсов газа (до 95 %) сосредоточена в Западно-Вилюйской, Непско-Ботуобинской и Предпатомской НГО, входящих в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной (НГП). Основная часть запасов и ресурсов УВ (до 90-95 %) локализована в интервале глубин 1–3 км. На сегодняшний день разведанные запасы нефти в Якутии составляют более 300 млн. т, газа – 2,3 трлн. м3. Основными месторождениями с наиболее крупными разведанными извлекаемыми запасами нефти в Республике Саха (Якутия) являются Среднеботуобинское, Талаканское и Чаяндинское (92,2 % от запасов республики), их планируется подключить к строящемуся нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО).

Осуществление проекта ВСТО позволяет вовлечь в освоение запасы и ресурсы нефти Иркутской области, Республики Саха и Красноярского края и интенсифицировать ГРР на нефть и газ на территории Сибирской платформы. Большая часть выявленных запасов и прогнозируемых ресурсов УВ сосредоточена в зонах, прилегающих к крупным месторождениям, которые могут служить базой для освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Актуальной задачей освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири является определение возможных объемов добычи углеводородного сырья и его потребления в среднесрочной и отдаленной перспективе. Создание Чаяндинского центра газодобычи на базе одноименного месторождения является одним из ключевых моментов в формировании и развитии экономики Якутии и развитии проекта ВСТО. Для эффективного развития ТЭК республики необходимо реализовать следующие направления:

• освоение базовых месторождений (Чаяндинского, Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского) для комплексного развития газовой отрасли республики;

• создание газоперерабатывающего производства для получения синтетических моторных топлив, получения сжиженного природного газа, получения гелия, а также производственных мощностей для его хранения и его утилизации;

• газификация населенных пунктов, как за свет расширения трубопроводной системы, так и за счет использования сжиженного природного газа, что наиболее актуально для мелких потребителей.

ОСОБЕННОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ПРЕДЕЛАХ МАЛЫШЕВСКО-ПЕТРОВСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ

Вылегжанина А. С.

(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)

В результате выполненных исследований получены новые данные, направленные на получение доказательств о возможных градиентных тектонических движениях земной коры в пределах Малышевско-Петровской зоны поднятий, традиционно считающейся тектонически пассивной.

Данные исследования вызваны расхождением в представлении о геологическом строении рассматриваемой территории соответственно по геофизической и промысловой информации, в частности по Алексеевскому месторождению, на котором начата пробная эксплуатация.

По геофизическим данным Алексеевское месторождение имеет пликативное строение, а промысловая информация (значительное расхождение уровней ВНК в пределах близкорасположенных скважин, волновой характер увеличения пластового давления, иногда ярко выраженный импульсный, присутствие гелия в газообразных и жидких флюидах) указывает на блоковое строение.

Результаты анализа прозрачных петрографических шлифов, изготовленных из керна пород продуктивных и непродуктивных горизонтов, установили довольно густую сеть микротрещин, характеризующиеся разной генерацией, разной ориентировкой, степенью открытости.

По итогам исследований сделаны следующие выводы [1]:

1. территория имеет прогнозное трещинно-блоковое строение;
2. важную роль в формировании залежей имеют молодые зоны повышенной трещиноватости вертикальной ориентировки, трассированных из глубин Прикаспийской впадины, и наклонной.
3. система разноранговых трещинных зон собственно определила размещение углеводородных скоплений данной территории.

Литература:

1. Касьянова Н. А., Вылегжанина А. С., Кирика Д. Д., Бурлин Ю. К., Брыжин А. А., Медведев П. В. «Роль трещиноватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины», «Геология нефти и газа», №4/2009, 10-16 стр.

Особенности формирования, строения и перспективы нефтегазоносности, колганской толщи в пределах Бузулукской ВПАДИНЫ

Афанасьева М.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

В разрезе осадочного чехла Бузулукской впадины открыто большое количество нефтяных, газонефтяных, газоконденсатных и газовых залежей, приуроченных к терригенным и карбонатным пластам-коллекторам отложений девонской, каменноугольной и пермской систем.

Последние принято группировать в восемь нефтегазоносных комплексов: I - нижнедевонско-франский, II - франско-турнейский, III - визейский, IV- визейско-башкирский, V - верейский, VI - каширско-верхнекаменноугольный, VII - нижнепермский, VIII - верхнепермский.

В качестве перспективных выделяются нижнепалеозойский и верхнепротерозойский комплексы.

Нефтепоисковые и разведочные работы в области, в основном, сосредоточены на отложения I, II, III нефтегазоносных комплексов. К этим комплексам приурочено около 65% разведанных ресурсов нефти и газа, а с ними связаны основные перспективы нефтегазоносности.

Расчленение разреза осадочной толщи и выделение пластов-коллекторов производится с позиций седиментационной цикличности, поэтому не всегда соответствует определению возраста пород. Это относится к нижнефаменским, средне-верхнефранским (колганская толща), кыновско-пашийским, бийско-койвенским отложениям.

В северо-восточной части Бузулукской впадины установлено замещение карбонатных отложений верхнефранско-фаменского возраста терригенными образованиями. Ареал распространения этой толщи прослеживается от северных границ Соль-Илецкого выступа до южных скважин Колганской площади и закономерное уменьшение мощности в северном направлении. Толща получила название "колганской". Интересным представляются условия ее формирования и источники сноса терригенных отложений. Установлены зоны различного литологического содержания рассматриваемых отложений и основные отражающие горизонты в ее кровле и подошве. В отложениях т.н. колганской толщи на указанной территории выявлено несколько залежей нефти, в т.ч. Донецко-Сыртовское, Кариновское, Дачно-Репинское.

Колганская толща представляет собой "клин" песчано-алевролитовых пород, замещающихся сначала глинистыми, а затем и карбонатными разностями, являющимися типичными для данной части разреза.

К основным трудностям в изучении колганской толщи можно отнести сложности ее корреляции (отсутствие четких реперов как в самой толще, так и в подстилающих и перекрывающих породах), недостаточность фактического материала по скважинам, глубины залегания толщи в пределах 4000-5800 м, а также достаточно ограниченный ареал распространения данных отложений.

Перспективы нефтегазоносности колганской толщи в первую очередь связываются с западной и юго-западной частями Восточно-Оренбургского поднятия.

ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЗИЧЕСКИХ И КОЛЛЕКТОРСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОБРАЗЦОВ

Дахнов А.В., Жуков В.С., Иселидзе О.В., Крюкова И.Б.,

Семенов Е.О.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ)

Как известно, петрофизика является основой использования методов геофизических исследований скважин (ГИС) с целью расчленения геологического разреза, определения подсчетных параметров, оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов. Одной из наиболее трудноопределяемых характеристик пласта является его проницаемость.

В докладе представлены результаты экспериментальных исследований фильтрационно-емкостных и физических характеристик образцов юрского возраста как в атмосферных, так и в пластовых условиях.

Зависимости между электрическими, акустическими свойствами и коэффициентом пористости указывают на наличие достоверных интерпретационных моделей для определения емкостной характеристики пласта. Связь параметра насыщения с коэффициентом водонасыщенности также характеризуется высокой степенью надежности, и позволяет оценить характер насыщения объекта.

Однако, и параметр пористости и параметр насыщения и интервальное время, а также акустический импеданс не позволяют оценить фильтрационную характеристику пласта.

Уравнение Козени-Кармана показывает, что коэффициент проницаемости зависит от нескольких характеристик породы (пористости, гидравлической извилистости, удельной поверхности каналов фильтрации и от форму сечения каналов фильтрации). Взяв за основу это уравнение, авторами было проведено комплексирование петрофизических характеристики, изучены связи между коэффициентом проницаемости и комплексным параметром, исходные данные для которого могут быть получены из результатов интерпретации ГИС. Подобное комплексирование позволяет получить интерпретационную модель для оценки коэффициента проницаемости по данным ГИС.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ ПРОДУКТИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

(КРАСНОЛЕНИНСКИЙ СВОД)

Вертиевец Ю.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Целью данной работы является геологическое обоснование возможности промышленного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к отложениям баженовской свиты Западной Сибири. В процессе работы решалась задача изучения продуктивности отложений баженовской свиты на основе геолого-промыслового анализа разработки двух месторождений Красноленинского свода.

Западная Сибирь обладает уникальными нефтегазоматеринскими породами баженовской свиты. Углеводородный ресурсный потенциал отложений баженовской свиты, по всем проведенным оценкам, превышает 1 трлн. тонн. Если предположить, что геологически и технологически возможно освоить небольшую долю УВ сырья баженовской свиты, то это позволят прирастить извлекаемые запасы нефти не менее чем на 35-50 млрд. тонн.

В баженовской свите выделяются 3 типа коллекторов: карбонаты, песчаники и собственно аргиллиты:

- карбонатный коллектор имеет каверново-трещинный тип пустотного пространства, не смотря на сложность этого типа коллектора, довольно большой опыт разработки накоплен как на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, так и в Тимано-Печорской НГП;

- песчаники представлены линзами и имеют небольшое распространение по площади, разработка данных объектов не представляет особой сложности, и с большой долей успеха можно использовать традиционные методы нефтеизвлечения, закачкой воды в линзы;

- характерной особенностью аргиллитов баженовской свиты, является тонко- и микроплитчатость, слойчатость и листоватость. Ряд многих факторов позволяют сделать вывод, что первичным и, видимо, главным является межплитчатое и межслойчато-листоватое пространство аргиллитов баженовского природного резервуара. Это совершенно новый тип коллектора, который требует нетрадиционного подхода к разработке.

В данной работе на основе геолого-промыслового анализа разработки двух месторождений Красноленинского свода, был выявлен характер работы добывающих скважин, проведен анализ добычи на этапе пробной эксплуатации и сделаны выводы о коллекторских свойствах баженовской свиты, с целью оптимизации промышленного освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЦЕССА ИЗУЧЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ НЕДР В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ (НА ПРИМЕРЕ ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ)

А.В. Шадрин

(ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ»)

Система поисков и освоения новых месторождений нефти и газа в Волгоградской области не имела существенных отличий от процесса изучения и освоения недр, осуществляемого в пределах других регионов в советское время. В основе процесса освоения недр лежал принцип государственной собственности на участки недр и на добываемые из них полезные ископаемые, а все работы фи­нансировались из средств государственного бюджета.

С распадом СССР и переходом России к рыночной экономике возникла необходимость создания принципиально новой схемы изучения и освоения недр. Предоставление недр в пользование оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии. Принятое вслед за Законом «О недрах» «Положение о порядке ли­цензирования пользования недрами» определило в общих чертах механизм предоставления и отзыва лицензий по различным объектам не­дропользования.

Однако, в процессе оформления лицензионных соглашений, в частности при определении границ лицензионных участков, была допущена одна очень существенная ошибка. Из-за существующей на тот момент секретности координаты будущих лицензионных участков определялись с точностью до минуты, а их секундные характеристики отсутствовали, что в свою очередь привело к сильному искажению границ и площадей лицензионных участков.

Как результат, в ряде случаев часть месторождения выходит за пределы границ лицензионного участка, а соответственно на незалиценированной территории недропользователь не имеет прав пользования недрами, а значит производить разведку и добычу углеводородного сырья.

Отсутствие на сегодняшний день данного механизма и оперативного оформления документов при изменении границ площади лицензионного участка (в случае необходимости его увеличения) значительно сдерживает процесс рационального освоения углеводородных ресурсов, как на территории Российской Федерации, так и на территории Волгоградской области в частности.

Федеральным законом «О недрах» было установлено, что разграниче­ние предметов ведения и полномочий между органами государствен­ной власти Российской Федерации и органами государственной власти субъектов Российской Федерации в сфере регулирования отношений недропользования осуществляется Конституцией Российской Федера­ции, а также заключаемыми в соответствии с ней федеративными и иными договорами о разграничении предметов ведения и полномочий.

Однако, разграничение государствен­ной собственности на федеральную, субъек­тов федерации и муници­пальную, как это принято в ряде федератив­ных государств, до 2004 года не было произ­ведено. По этой причине утвердилась прак­тика принятия совместных решений по вопросам недропользования по принципу «двух ключей», т.е. согласованные решения должны прини­маться федеральным орга­ном управления фондом недр и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Поскольку главенство того или иного «ключа» не было установлено, любой из них мо­г заблокировать решение выдачи лицензии или дополнения к лицензии на право пользования недрами. Такой механизм принятия решений Конституцией РФ не предусмотрен.

Эффективное государственное регулирование процесса недропользования позволит соблюсти баланс экономических интересов недропользователей и государства, будет способствовать организации рационального недропользования, препятствовать выборочной отработке высокорентабельных залежей и стимулировать разработку трудноизвлекаемых и низкорентабельных запасов.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ МОНИТОРИНГ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

М.А.Лобусев

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Одним из действенных путей повышения эффеткивности недропользования является замена традиционного контроля разработки залежей УВ мониторингом этого процесса.

Различие между контролем и мониторингом заключается в следующем: - контроль, в сущности, представляет собой формальное установление соответствия объекта контроля действующим нормам, стандартам и принятым решениям.

Применительно к требованиям оптимизации условий недропользования при разработке месторождений УВ целесообразно включить следующие виды работ, представляющих собой неразрывную целостную систему мониторинга разработки месторождений.

- систематическое наблюдение за фактическим состоянием объекта и его изменением; характер и направленность протекающих в нем техногенных процессов; постоянное накопление, оперативную систематизацию получаемой информацию и создание банка первичных данных; периодический глубокий анализ результатов наблюдений с оценкой текущего состояния объекта на определенные даты (раз в месяц, полугодие, год); прогноз изменений состояния объекта на перспективу, если выявленные закономерности сохраняются; рекомендации и принятие решений по управлению техногенным процессом

Разрабатываемую залежь следует рассматривать как сложнопостроенный геолого-технический комплекс (ГТК), в котором совмещены два разнородных объекта. Первый из них это объективно существующая природная система. Другой, техногенный объект, это система разработки залежи, которая вначале проектируется исходя из особенностей природного объекта, а затем начинает функционировать по мере ее реализации на практике.

Характер и степень изменений залежей углеводородов в основном зависит от реализуемых технологических и технических решений, из числа которых выбирается и утверждается вариант наиболее эффективный, исходя из имеющихся на текущий момент представлений об особенностях природного объекта. В дальнейшем при реализации по различным причинам утвержденная система подвергается различным уточнениям, добавлениям, а иногда даже коренным изменениям.

При организации мониторинга должны выделяться такие компоненты и элементы техногенной системы, которые являются определяющими в вопросе обеспечения полноты извлечения запасов УВ именно на этом объекте. Таким базовым элементом во всех применяемых системах разработки является фонд добывающих скважин.

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА НИЖНЕГО КАРБОНА В СВЯЗИ С ИХ РАЗРАБОТКОЙ (НА ПРИМЕРЕ РЯДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

Волк Е.Ю.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В геологическом строении изучаемых шести месторождений Самарской области принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения.

Предметом изучения являются пласты бобриковского горизонта нижнекаменноугольного возраста. Они имеют широкое распространение и к ним приурочены многочисленные промышленные залежи нефти Урало-Поволжья.

Для изучения особенностей геологического строения и условий залегания продуктивных пластов бобриковского горизонта была проведена детальная корреляция разрезов скважин.

Основной песчаный пласт бобриковского горизонта – Б2, имеет однородное строение общей толщиной от 20 до 25 м. Средняя проницаемость по керну 0,806 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях – 2,5 мПа.с, газосодержание нефти 22-27 м3/т, Рпл=22,5МПа, Рнас=3,5МПа. Залежи в пласте Б2 почти повсеместно подстилаются подошвенной водой и разрабатываются при естественном водонапорном режиме без ППД.

Основными особенностями работы скважин являются интенсивный рост обводненности и практически отсутствие безводного периода добычи нефти, хотя они перфорируются на 5-7 м выше начального ВНК. Дебиты по нефти напрямую зависят от обводненности скважин.

Такая динамика разработки должна была сложиться при совместном влиянии определенных природных и техногенных факторов. К природным факторам, свойственным эксплуатационному объекту Б2 следует отнести:

- особенности преимущественно монолитного строения песчаного пласта Б2, его высокую продуктивность и вертикальную проницаемость близкую к горизонтальной;

- характер залегания нефти в залежах пласта Б2, повсеместно подстилаемых подошвенной водой;

- естественном водонапорный режим, обеспечивающий в данных геолого-физических условиях наиболее благоприятный процесс вытеснения нефти подошвенной водой.

К технологическим факторам, которые могут отрицательно сказаться на выработке запасов пласта Б2, следует отнести:

- возможность конусообразования при чрезмерных депрессиях, создающихся за счет снижения забойного давления;

- низкое качество цементирования эксплуатационных колонн в интервалах продуктивных пластов.

Результаты мониторинга разработки меловых нефтегазовых пластов Западной Сибири методами ГИС через стеклопластиковую обсадную колонну

Боркун Ф.Я. Новак А.В.

(ФГУП «ЗапСибНИИГГ», Тюменский ГУНГ)

Наличие зацементированных металлических обсадных колонн, в условиях довольно слабой минерализации пластовых вод (в пределах 20 г/л) не позволяет достоверно реализовать контроль за выработкой нефти из всех меловых, а также большинства юрских пластов-коллекторов Западной Сибири. Причина этого, в основном, в невозможности проведения методов электрометрии для оценки характера насыщения, коэффициента нефтенасыщенности и местоположения начальных и текущих контактов «вода-нефть» и «нефть-газ».

Применение стеклопластиковых обсадных колонн в интервале залегания нефтегазовых пластов позволило успешно решить не только вышеприведенные задачи, но и ряд дополнительных вопросов, комплексируя проведение электромагнитных методов с нейтронным методом по тепловым нейтронам (НКт).

Исследования через стеклопластиковую обсадную колонну проводились в течении 90 месяцев с 1999 по 2007 гг., в диапазоне глубин залегания пластов АС4 и АС5 1880-1935,0 м. Основными методами скважинных циклических измерений являются в обсаженном стволе методы индукционного (ИМ), высокочастотного индукционного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) и нейтронного метода по тепловым нейтронам (НМт).

В результате 8 циклов измерений указанным комплексом получены ответы на решение следующих основных поставленных задач за характером выработки нефтегазовых пластов-коллекторов:

1. Уверенно выделено начальное и текущее местоположение контактов пластовых флюидов «ВНК» и «ГНК».

2. С высокой степенью повторяемости оценен характер изменения текущих значений газонасыщенности (Кг) и нефтенасыщенности (Кн).

3. В зоне обводнения продуктивных пластов довольно уверенно определено значение коэффициентов остаточного нефтегазонасыщения (Кно и Кнг).

4. Уверенно индексируются интервалы прорыва нагнетаемых вод в продуктивные пласты.

5. В целом, в течении 90 месяцев разработки нефтегазовых пластов мониторинг процесса извлечения продуктивных флюидов уверенно реализован через стеклопластиковые обсадные колонны.

Существенным препятствием широкомасштабного приложения стеклопластиковых вставок в обсадных колоннах эксплуатационных скважин является нестойкость пластмассового композитного материала труб к повышенным температурам недр, что ограничивает глубину их спуска в более глубокие интервалы разреза.

ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМНОЙ РАБОТЫ С КЕРНОВЫМ МАТЕРИАЛОМ И ПЛАСТОВЫМИ ФЛЮИДАМИ В ООО «ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ»

Рыжов А.Е.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Для сбалансированного развития работы с базовыми первичными данными по объектам разведки и разработки ОАО «Газпром» в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» организована системная работа по научному хранению и изучению кернового материала и флюидов. В начале 2009 года создан Центр исследований нефтегазовых пластовых систем и технологического моделирования. В состав Центра вошли основные профильные лаборатории, занимающиеся выполнением лабораторных и промысловых работ: физики пласта, физико-химических исследований углеводородных систем, физического моделирования многофазных процессов и отдел комплексных исследования скважин, пластов и пластовых флюидов. Кроме перечисленных подразделений в состав Центра входит современное кернохранилище на 220 погонных км керна и флюидохранилище.

Создание Центра направлено на комплексное экспериментальное решение широкого спектра задач, таких как:

- геологические задачи;

- задачи разработки месторождений (фильтрационные характеристики, строение пустотного пространства, физико-химические и PVT-свойства пластовых флюидов, анализ работы скважин с применением новых информационных технологий)

- задачи интенсификации добычи и повышения углеводородоотдачи (физическое моделирование пластовых процессов, физическое моделирование системы пласт-скважина)

- задачи бурения и строительства скважин (деформационно-прочностные свойства пород и цементного камня, свойства буровых жидкостей и технологических растворов, физическое моделирование призабойной зоны)

- математическое моделирование пластовых процессов.

К первостепенным по важности задачам Центра относятся также:

• подготовка инженерно-технических и научных специалистов в области экспериментальных исследований нефтегазовых пластовых систем;
• сертификация оборудования и методик исследования керна и флюидов, используемых дочерними обществами ОАО «Газпром».

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ КОМПОНЕНТОВ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Бурханова И.О.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

На сегодняшний момент вводится новое понятие в нефтяной геологии - матричная нефть, которая включает в себя углеводороды С11+. Важно, что высокомолекулярные компоненты матричной нефти способны связывать и удерживать в себе значительные количества газа и конденсата, которые не учитывались в полном объеме при подсчете запасов УВ на месторождении. Задачей проводимых исследований являлась оценка суммарного количественного содержания высокомолекулярных компонентов (ВМК) матричной нефти в карбонатных отложениях по данным ГИС.

Объектом изучения послужили артинский, ассельский и сакмарский ярусы нижнепермского возраста на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ). Коллекторы в данных отложениях относятся к сложным по составу матрицы, структуре емкостного пространства и насыщению. В работе были использованы данные петрофизических и геофизических исследований по одной разведочной скважине. Данная скважина была пробурена с 90-100 % отбором керна, на кернах были выполнены стандартные и специальные исследования.

Особое внимание в работе уделено изучению сакмарского репера, который выделяется среди вмещающих пород высокой гамма-активностью, в основном за счет урановой компоненты. Репер прослеживается по всему месторождению. С целью выяснения причины аномальных свойств пород сакмарского репера были привлечены описания шлифов.

В результате проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1. установлено повышенное содержание асфальтенов в породах сакмарского репера. Породы, содержащие асфальтены, характеризуются повышенными значениями естественной гамма-активности и УЭС;
2. породы артинского, ассельского и низов сакмарского яруса характеризуются низкими значениями гамма-активности и пониженными значениями УЭС;
3. для пород сакмарского репера установлена достаточно тесная зависимость показаний гамма-метода от относительного содержания матричной нефти. В породах артинского, ассельского и низов сакмарского яруса аналогичной связи не выявлено;
4. установлен разный характер зависимостей Рп=f(Кп) и Р0=f(вмк) для пород с пористостью выше и ниже 6 %.

КАРТОСХЕМЫ ГЛУБИННЫХ ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Полозков К.А., Филиппов В.П.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Осложнения и аварии, происходящие на нефтяных и газовых скважинах в России при их строительстве и эксплуатации в зонах многолетнемерзлых (ММП) и низкотемпературных (НП) пород, в значительной степени происходят из-за отсутствия детальных данных по строению низкотемпературного разреза, геокриологическим (мерзлотным) условиям и, соответственно, недостаточным их учетом при строительстве скважин, контроле за взаимодействием скважин с ММП и НП.

Разработанный и усовершенствованный нами в последние годы метод исследования криолитозоны с использованием специальной обработки данных стандартного каротажа (МОСК) на скважинах газовых и нефтяных месторождений явился важным шагом в решении проблемы регионального картирования глубинных геокриологических условий (ГГУ). В связи с разработкой метода решается вопрос исследования ГГУ по данным стандартного каротажа и кавернометрии на всех скважинах осваиваемого месторождения и разведочных площадях.

Значительная изменчивость глубинных геокриологических условий в пределах площади одного месторождения требует районирования их площади по условиям строительства и эксплуатации скважин, что является основанием для выбора различных технологий строительства, конструкций эксплуатационных скважин, а также для проведения соответствующих мероприятий по контролю за качеством строительства и техническим состоянием скважин и, соответственно, разработки районированных рабочих проектов на строительство скважин по площади месторождений.

В проекты разработки, доразработки месторождения должны включаться, построенные по результатам исследований скважин, кустов, картосхемы по просадочности разрезов ММП и другим выявленным глубинным мерзлотным условиям, изменяющимся по площади месторождения, по прогнозируемым объемам отсыпки провалов по кустам при оттаивании ММП, а также по значениям критериям аварийной опасности (КАО) по продольной устойчивости крепи в просадочных, кавернозных ММП и оценкам критерия (КАСК) аномального строения криолитозоны, отражающего активность флюидодинамических процессов на больших глубинах.

Построенные картосхемы по ГГУ позволило авторам выявить на различные зоны по глубинам залегания подошвы ММП, по суммарным толщинам мерзлых пород, по просадочности разрезов ММП, по обводненности криолитозоны, а также по газопроявлениям, по сложности геокриологических условий на кустах, по уровню аварийной опасности, оказывающих влияние на техническое состояние скважин при их эксплуатации.

ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО КРАЕВОГО ПРОГИБА (ПЕРМСКИЙ КРАЙ)

Щербинина Г.П., Геник И.В.

(Горный институт УрО РАН)

В Пермском крае значительные перспективы для поисков нефтегазоносных структур имеет Предуральский краевой прогиб. В связи с этим в последнее десятилетие в прогибе выполнен большой объем гравиметрических и сейсмических работ различного назначения, начиная от региональных и заканчивая детальными при доразведке месторождений.

На рассматриваемой территории основные направления поисков связаны с прослеживанием Камско-Кинельской системы прогибов, к бортовым зонам которой приурочены верхнедевонско-турнейские органогенные массивы и структуры их облекания, являющиеся основными ловушками нефти и газа. В связи с этим перед гравиразведкой стоят задачи, связанные как с выделением районов возможного распространения органогенных построек, так и с поиском отдельных рифов. Возможность поиска основывается на том, что их аномальная плотность может достигать величины +0.2 г/см3. Другие гравиактивные границы в осадочном чехле связаны с нижнепермскими органогенными постройками (аномальная плотность до +0.2 г/ см3) и кунгурской соляной толщей (аномальная плотность до -0.4 г/см3).