ISSN 0234-1581

Научно-технический журнал

ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

                                                                                                                   Издается с 1992 г.

Ноябрь 2014 г.                                        11              Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА

 

Шиловская Т.И., Шиловский А.П. Геологические аспекты нефтегазоносности центральных районов Европейской России (стр. 4-7)

 

Жилина И.В., Новикова О.В., Попова М.Н. Прогноз размеров месторождений нефти в нефтегазо­носных областях Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций (стр. 7-13)

 

Фомин М.А. Тектонические предпосылки нефтегазоносности юрско-меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба (стр. 14-25)

 

Вилесов А.П., Чертина К.Н., Воронцов И.П., Девятка Н.П. Генезис доломитовых коллекторов бийско-афонинской карбонатной толщи Оренбургской области (стр. 25-34)

 

Киселева Н.Л. Нефтегазоматеринские породы северной части Аравийской плиты (стр. 34-38)

 

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Блинова Е.Ю. Оценка точности количественного прогноза проницаемости терригенных коллекторов по петрофизическим зависимостям (стр. 38-44)

 

Акименко С.С., Бочкарев В.А. Опыт оценки продуктивности сульфатно-карбонатных отложений (Денгизкульское месторождение Узбекистана) (стр. 44-49)

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Кузнецов М.А., Черковский Н.Л., Бахтияров Г.А., Сарваретдинов Р.Г., Махмутов А.А. Способ определения поправок абсолютных отметок в наклонных скважинах и водонефтяного контакта многопластового месторождения (стр. 49-51)

 

Черковский Н.Л., Бахтияров Г.А., Сарваретдинов Р.Г., Махмутов А.А. Использование метода определения абсолютных отметок в наклонных скважинах и водонефтяного контакта в промысловых условиях (стр. 52-54)

 

Федорова К.В., Кривова Н.Р., Колесник С.В., Решетникова Д.С. Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов покурской свиты (стр. 54-58)

 

Информационные сведения о статьях (стр. 59-64)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 553.98(470.3)

 

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ

ЕВРОПЕЙСКОЙ РОССИИ (с. 4)

 

Шиловская Т.И., Шиловский А.П.

 

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

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

е-mail: ashilovsky08@gmail.com

 

На основе анализа фактических данных на территории восточной части Восточно-Европейской платформы выделяется Московский осадочный бассейн. В пределах последнего делается вывод о существовании в осадочном разрезе траппов силурийского – нижнедевонского возраста. Этот факт в сочетании с известными признаками нефтегазоносности территории позволяет дать высокую оценку перспективам обнаружения значительных залежей углеводородов.

 

Ключевые слова: залежи углеводородов; нефтегазоносность; авлакогены; флюидоупоры.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.8.011

 

ПРОГНОЗ РАЗМЕРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЛАСТЯХ

ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ И ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИЙ (с. 7)

 

Жилина Инна Вячеславовна, Новикова Ольга Валентиновна, Попова Марина Николаевна

 

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

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

тел.: (499) 135-72-56,

факс: (499) 135-54-65,

e-mail: 58mo@mail.ru, popova@ipng.ru

 

В работе выполнен прогноз величины запасов крупнейших месторождений (в пределах НГО) на территориях Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций с использованием методики, основанной на анализе стохастических связей параметров распределения скоплений по крупности с характеристиками осадочного выполнения бассейна. Под крупнейшим месторождением подразумевается месторождение, которое будет самым крупным в рассматриваемой НГО.

Результаты показали, что, несмотря на различную геологическую историю, полученное для Волго-Уральской провинции уравнение для прогноза размеров крупнейшего месторождения в пределах НГО может быть прямо использовано для Тимано-Печорской провинции. Определены НГО, в пределах которых могут быть открыты или доразведаны крупные месторождения нефти.

 

Ключевые слова: нефть; прогноз запасов крупнейшего месторождения; Тимано-Печорская провинция; Волго-Уральская провинция; нефтегазоносная область.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98

 

ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ЮРСКО-МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО

РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА (с. 14)

 

Фомин Михаил Александрович

 

ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (ИНГГ СО РАН)

630090, Россия, г. Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3,

тел./факс: (383) 306-63-70,

e-mail: FominMA@ipgg.sbras.ru

 

В рамках исследования в западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба выявлены предпосылки для локального прогноза нефтегазоносности. Выделены 19 не изученных глубоким бурением поднятий площадью не более 2000 км2. Обоснована необходимость проведения дополнительных геолого-геофизических исследований на Семеновской, Тампейской, Малохетской, Яровской, Паютской и Токачинской площадях с целью поиска залежей углеводородов в конкретных толщах. Сделан раздельный прогноз нефте- и газоносности в регионе.

 

Ключевые слова: Енисей-Хатангский региональный прогиб; нефтегазоносность; юрско-меловые отложения; перспективные объекты; залежь; углеводороды.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98(470.56)

 

ГЕНЕЗИС ДОЛОМИТОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

БИЙСКО-АФОНИНСКОЙ КАРБОНАТНОЙ ТОЛЩИ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ (с. 25)

 

Вилесов А.П., Чертина К.Н., Воронцов И.П., Девятка Н.П.

 

ООО Тюменский нефтяной научный центр (ООО "ТННЦ")

625048, Россия, г. Тюмень, ул. М. Горького, 42

 

Рассмотрены седиментологические модели формирования бийско-афонинской карбонатной толщи Оренбургской области. Подтверждено развитие бийско-афонинского комплекса по модели карбонатного рампа. Показано, что известняки среднего девона, не подверженные доломитовому метасоматозу, характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Впервые предложена гидротермальная модель образования вторичных доломитов, приведены ее доказательства. На примере Гаршинского месторождения выдвинуто предположение о связи зон гидротермальной проработки с раннефранскими грабенообразными прогибами.

 

Ключевые слова: средний девон; эйфельский ярус; афонинский надгоризонт; бийский горизонт; Оренбургская область; известняки; вторичные доломиты; модель доломитизации.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98(567)

 

НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ

АРАВИЙСКОЙ ПЛИТЫ (с. 34)

 

Киселева Надежда Львовна

 

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

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

e-mail: nadine_cool@mail.ru

 

Северная часть Аравийской плиты, охватывающая примерно 1,5 % территории и населения Земли, располагает технически извлекаемыми ресурсами планеты в объеме 40 % нефти и 20 % газа. Данные о нетрадиционных ресурсах сланцевых углеводородов практически отсутствуют. В предлагаемой работе проведен анализ фактической информации о нефтегазоматеринских породах северной части Аравийской плиты, приведенной в монографии "Geology of Iraq" (2006). На основании данных по стратиграфии, литологии и углеводородным системам возможно выделить 22 нефтегазоматеринские формации этого региона.

 

Ключевые слова: Аравийская плита; нефтегазоматеринские породы; сланцевые углеводороды.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276

 

ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ КОЛИЧЕСТВЕННОГО ПРОГНОЗА ПРОНИЦАЕМОСТИ

ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ПЕТРОФИЗИЧЕСКИМ ЗАВИСИМОСТЯМ

(с. 38)

 

Блинова Екатерина Юрьевна

 

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

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

e-mail: eublinova@ya.ru

 

Предложен подход к определению точности количественной оценки проницаемости по корреляционным петрофизическим зависимостям. Правильность воспроизведения неоднородности проницаемости в пределах отдельных интервалов продуктивного пласта исследована с помощью коэффициента Дайкстра – Парсонса и параметра среднеквадратичной величины относительного отклонения смоделированных значений проницаемости от керновых данных. Показано существенное превосходство прогнозирования проницаемости на основе параметров эффективной пористости и полной водоудерживающей способности коллектора по сравнению с традиционными подходами.

 

Ключевые слова: проницаемость; неоднородность; коэффициент Дайкстра – Парсонса; открытая пористость; эффективная пористость; полная водоудерживающая способность.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.832+552.54

 

ОПЫТ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ СУЛЬФАТНО-КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

(ДЕНГИЗКУЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ УЗБЕКИСТАНА) (с. 44)

 

Акименко Светлана Сергеевна, Бочкарев Виталий Анатольевич

 

ДФ ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис БВ

ОАЭ, г. Дубай, Dubai Properties Group Headquarters building, TECOM, P.O. Box 500551,

e-mail: Vitaliy.Bochkarev@lukoil-overseas.com

 

В статье поднимается вопрос диагностирования продуктивности коллекторов сульфатно-карбонатной пачки (СКП) подсолевых верхнеюрских отложений, считающейся до настоящего времени бесперспективной на участке Хаузак-Шады. В силу особенностей морфологии и вещественного состава коллекторов СКП для получения достоверных результатов обозначена необходимость усложнения интерпретационной модели и предложены варианты решения данной проблемы. Условия осадконакопления обусловили наличие в разных фациальных зонах различных типов коллекторов со значительно изменяющимися фильтрационно-емкостны­ми свойствами как по площади, так и по разрезу карбонатного массива, предопределяющих наличие гидродинамически несвязанных или частично связанных залежей углеводородов в различных ритмостратиграфических пачках. При оценке продуктивности коллекторов СКП, обладающих повышенной битуминозностью, искажающей истинные значения коэффициентов газонасыщенности пород, следует обращать внимание на компонентный состав пластовых вод, содержащих в высоких концентрациях окиси бора и косвенно выражающихся в аномальных показаниях нейтронного каротажа, как на еще один признак водонасыщенности пласта. Предложенный новый методический подход оценки продуктивности коллекторов СКП позволяет оценить их фильтрационно-емкостные свойства и характер насыщения с высокой степенью достоверности и на этом основании может быть рекомендован к практическому применению как на этапе планирования объектов перфорации, так и при выполнении оценки запасов углеводородов СКП участка Хаузак-Шады и сопредельных месторождений.

 

Ключевые слова: сульфатно-карбонатная пачка; перспективность; ритмостратиграфические принципы; битуминозность; интерпретационная модель; влияние газа; компонентный состав пластовых вод.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:532.51(1-04)

 

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОПРАВОК АБСОЛЮТНЫХ ОТМЕТОК

В НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ И ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА

МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 49)

 

Кузнецов М.А., Черковский Н.Л., Бахтияров Г.А.

 

ОАО "Славнефть–Мегионнефтегаз"

628684, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, г. Мегион, ул. Кузьмина, 51,

тел.: (346) 434-14-16,

e-mail: odp@mng.slavneft.ru

 

Сарваретдинов Р.Г., Махмутов А.А.

 

НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

тел.: (347) 228-18-75,

е-mail: npo@ngt.ru

 

Способ определения абсолютных отметок скважин и ВНК направлен на уточнение и повышение достоверности исходной базы данных нефтяного многопластового месторождения для оценки геологических запасов и состояния их выработки в режиме активного заводнения путем создания новой откорректированной исходной базы. Показано, что неточности в определении геологических запасов вызваны искажениями при определении абсолютных отметок по инклинометрии в наклонных скважинах (растяжение кабеля, погрешности измерения искривления ствола, глубины залегания пластов и удлинение ствола).

Разработанный способ и алгоритм определения абсолютных отметок забоя, пластов и водонефтяного контакта предусматривает построение модели определения допустимых поправок для каждой наклонной скважины и значений абсолютных отметок кровли и подошвы многопластовой залежи и водонефтяного контакта.

Метод основан на построении модели, сопоставлении всех абсолютных отметок кровли, подошвы пластов, устьев скважин с вычислением наибольших и наименьших превышений абсолютных отметок от вычисленной погрешности по каждому пласту с границей доверительного интервала с выделением отдельных значений индивидуальных скважин в сравнении с окружающими (не менее 4).

 

Ключевые слова: инклинометрия; наклонные скважины; абсолютная отметка; водонефтяной контакт; вычисление погрешности.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:532.51(1-04)

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ АБСОЛЮТНЫХ ОТМЕТОК

В НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ И ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ (с. 52)

 

Черковский Н.Л., Бахтияров Г.А.,

 

ОАО "Славнефть–Мегионнефтегаз"

628684, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, г. Мегион, ул. Кузьмина, 51,

тел.: (346) 434-14-16,

e-mail: odp@mng.slavneft.ru

 

Сарваретдинов Р.Г., Махмутов А.А.

 

НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

тел.: (347) 228-18-75,

е-mail: npo@ngt.ru

 

Применение метода расчета по новой методике в промысловых условиях позволяет принимать поправки на абсолютные отметки для наклонных (горизонтальных) скважин, которые учитывают одновременно соответствие всех пластов принятым значением водонефтяного контакта (ВНК), структуре поверхности и статистической погрешности определения абсолютных отметок по инклинометрии.

Способ экономически эффективен, так как ранее данная задача решалась и выполнялась вручную. Трудозатраты по разработанному алгоритму при ревизии и обработке базы данных с фондом более 1000 скважин снижаются в 17 раз, а самое главное, увеличивается достоверность расчета геологических запасов на 5…8 %. Программа расчета находится в фондах НПО "Нефтегазтехнология".

 

Ключевые слова: наклонная скважина; геологические запасы; водонефтяной контакт; абсолютные отметки.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4(571.1)

 

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

ИЗ ПЛАСТОВ ПОКУРСКОЙ СВИТЫ (с. 54)

 

Федорова Ксения Владимировна, Кривова Надежда Рашитовна,

Колесник Светлана Владимировна, Решетникова Дарья Сергеевна

 

Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)

628600, Россия, Тюменская обл., г. Нижневартовск, ул. Ленина, 5,

тел./факс: (346) 663-18-43, (346) 624-33-34,

e-mail: fed-xuh@mail.ru, nrkrivova@rosneft.ru

 

Рассмотрены особенности разработки покурской свиты Ван-Еганского месторождения, которые обусловлены сложным геологическим строением. Установлено, что разработка таких залежей ведется, в основном, за счет бурения новых скважин и зарезки боковых стволов. Проанализированы проблемы, возникающие при вводе скважин в эксплуатацию. Выявлено, что недостижение планового дебита обусловлено попаданием фильтрата бурового раствора в поровое пространство песчаника. По проведенным промысловым исследования построена карта остаточных нефтенасыщенных толщин, которая показывает зоны с локализацией остаточных запасов нефти. На основе анализа бурения боковых стволов в 2012 г. с применением различных буровых растворов сделан вывод о целесообразности использования оптимизированного биополимерного бурового раствора при бурении новых горизонтальных скважин и боковых стволов в зонах локализации остаточных запасов.

 

Ключевые слова: покурская свита; Ван-Еганское месторождение; сложное геологическое строение; литолого-фациальный анализ; зарезка боковых стволов; скин-фактор; буровой раствор.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала