Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

По мере роста изученности Восточно-Перевального месторождения становится более сложным его геологическое строение. На примере нефтяной залежи в пластах ачимовского горизонта представлена интегрированная модель залежи с горизонтальными положениями уровней ВНК, учитывающая наличие сбрососдвигов в разломно-блоковой структуре месторождения. Обоснование разрывного нарушения и определение его основных характеристик выполнено путем стратиграфической корреляции разрезов скважин с использованием правил проективной геометрии и подтверждено другими традиционными методическими приемами. Один из установленных сбросов имеет продолжение на север в пределы Верхне-Надымского месторождения.

Ключевые слова: сбрососдвиг; разрывное нарушение; продуктивность скважины; разломно-блоковая модель; методы выявления разрывных нарушений; ВНК.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.98(597)

ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ШОНГХОНГСКОГО ПРОГИБА (СЕВЕРНЫЙ ШЕЛЬФ ВЬЕТНАМА) (с. 10)

Гаврилов В.П., Леонова Е.А.

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

тел.: (499) 135-87-75,

факс: (499) 135-88-95,

e-mail: gavrilov@gubkin.ru

Статья посвящена особенностям тектонического строения Шонгхонгского прогиба. Определяющую роль в нем играют региональные зоны разломов сдвиг-раздвигового типа (pull-apart): Шонгло, Центральный (сдвиг р. Красной) и Шонгтяи, которые делят прогиб на три части: Юго-Западный борт, Центральную часть (депоцентр) и Северо-Восточный борт.

Принципиально новым в тектонике Шонгхонгского прогиба является вычленение зоны краевых поднятий в пределах его Юго-Западного борта. В их составе выделяются две крупные положительные структуры облекания: Дай Банг и Хай Ен.

В центральной части Шонгхонгского прогиба располагаются антиклинальные поднятия, которые интерпретируются как погребённые грязевые вулканы (Бао Ванг, Бао Ден, Бао Чанг и др.).

С учётом установленных локальных структур рекомендуется проведение дальнейших поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Ключевые слова: Шонгхонгский прогиб; региональные зоны разломов; антиклинальные поднятия; поисково-разведочные работы на нефть и газ.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.834.072(470.53)

МНОГОВАРИАНТНОЕ 3D МОДЕЛИРОВАНИЕ С КОНТРОЛЕМ

КАЧЕСТВА РЕАЛИЗАЦИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ

ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ (с. 17)

Путилов Иван Сергеевич^{1, 2},
Потехин Денис Владимирович¹,
Галкин Владислав Игнатьевич²

¹Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29,

тел.: (342) 233-64-58,

e-mail: putilov@permnipineft.com

²Пермский национальный исследовательский политехнический университет

614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

тел.: (342) 219-80-17,

e-mail: gng@pstu.ru

Строение залежей нефти и газа можно описать различными способами, которые достаточно сложно формализовать. В настоящей статье построение моделей залежей нефти и газа решается с помощью многовариантного трехмерного геологического моделирования. Данная технология позволяет учитывать неопределенность знаний о геологическом строении залежей нефти и газа. Для получения достоверного описания геологического строения залежи нефти необходимо выполнять процедуру контроля качества реализаций и отбора наиболее оптимальных решений, которые позволят снизить количество вариантов решений. В настоящее время нет общепринятого подхода к решению этой проблемы. Все рассматриваемые множества решений принимаются как равновероятные, что приводит к большой неоднозначности оценки геологического строения и не позволяет строить достоверные трехмерные геологические модели. Для повышения достоверности построения трехмерных геологических моделей необходим поиск оптимальных решений с учетом приемлемой точности оптимизации и числа выборки реализаций. Для поиска оптимальных решений необходимо разработать ряд условий для их оценки. Для решения данной задачи выбраны объекты, где проведена пространственная сейсморазведка 3D и выполнена интерпретация методом многовариантного прогноза коллекторов, результаты которой послужили одним из критериев оценки выбора достоверных решений. Традиционная методика моделирования залежей нефти усовершенствована путем включения в неё нового этапа – выбора оптимальных вариантов модели залежей нефти.

Ключевые слова: прогноз коллекторов; многовариантная модель; эффективные толщины.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.98.061.17(47)

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ЮГО-ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ (с. 21)

Лян Синьпин^{1, 2}, Барков С.Л.¹

¹ОАО "Институт геологии и разработки горючих ископаемых" (ОАО "ИГ и РГИ")

117312, Россия, г. Москва, ул. Вавилова, 25, корп. 1,

тел.: (499) 124-91-55,

факс: (499)129-41-07,

e-mail: 547540768@qq.com, igirgi@orc.ru

²Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65

В статье проведена систематизация новых данных по геохимии органического вещества (ОВ), хлороформенных битумоидов (ХБА) и углеводородов (УВ) в пределах юго-востока Русской платформы (Самарской и Оренбургской областей) от семилукского до заволжского горизонтов верхнедевонского яруса.

В результате показано: 1) максимум накопления органического вещества (ОВ) и ХБА связан с отложениями собственно доманикитов семилукского горизонта, вверх по разрезу накопление приурочено к породам доманиковой фации осевых и приосевых зон Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) и отчетливо проявляется тенденция снижения битумного коэффициента; 2) битумоиды доманиковой фации по распределению углеводородов имеют большое сходство с битумоидами доманикитов семилукского горизонта; 3) стадии катагенеза пород доманиковой формации соответствуют градациям МК₁–МК₂; 4) преобладание фитана над пристаном является характерным для морских относительно глубоководных фаций с интенсивным развитием в толще воды фотосинтезирующих организмов; 5) методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ) установлено большое сходство УВ и их распределения во всей толще доманиковых отложений.

Ключевые слова: юго-восток Русской платформы; доманиковая формация; геохимические характеристики; хлороформенные битумоиды; стадии катагенеза; отношения П/Ф.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.832.4:553.98(262.81+575+66)

ПРОГНОЗ КОЛЛЕКТОРОВ И УВ-СОДЕРЖАНИЯ В ТЕРРИГЕННЫХ И

КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

(НА ПРИМЕРЕ КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА, СРЕДНЕЙ АЗИИ

И ШЕЛЬФА ЗАПАДНОЙ АФРИКИ) (с. 27)

Гатаулина Э.Р., Бочкарев В.А.

ДФ "ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис Б.В."

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

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

Выполнен амплитудный анализ сейсмических материалов морских и наземных трехмерных съемок на примерах месторождений нефти и газа в терригенных и карбонатных средах Каспийского региона, Средней Азии и шельфа Западной Африки. Наиболее уверенный прогноз даже при использовании простого анализа RMS атрибутов подтверждается на крупных газовых залежах с большой толщиной продуктивных пластов в терригенном разрезе с высококачественной морской сейсмической съемкой. В случае карбонатных резервуаров и малых нефтенасыщенных толщин при наземной сейсмической съемке достоверность прогноза существенно снижается даже при использовании специальных методов обработки и интерпретации сейсмических данных (AVO и инверсия).

Ключевые слова: аномалии типа "яркого пятна"; AVO; терригенные и карбонатные породы; акустический импеданс.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.8.01:550.8.05

ПРИМЕНЕНИЕ ПРОФИЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ

ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН (с. 33)

Глушков Денис Васильевич,
Попов Никита Андреевич,
Сергеев Михаил Сергеевич,

Чугаева Анастасия Александровна

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29,

тел.: (342) 717-01-23,

e-mail: Denis.Glushkov@pnn.lukoil.com

Качественная и надежная привязка керна к разрезу скважины по глубине стоит на первом плане при повышении достоверности количественной интерпретации данных ГИС. В терригенных и карбонатных разрезах гамма-каротаж по керну и ГИС не всегда достаточно хорошо коррелируется. Разработаны методические рекомендации по качественной привязке керна по глубине. Для качественной привязки керна к разрезам скважин по глубине необходимо использовать комплекс результатов профильных исследований. Для повышения достоверности привязки керна к данным ГИС или для ее корректировки необходимо также использовать результаты петрофизических исследований образцов керна. Для достоверного описания изучаемого разреза необходимо дифференцированно отбирать образцы стандартного размера и полноразмерные образцы по результатам профильных исследований. Результаты исследований полноразмерных образцов керна и качественная привязка керна по глубине повышают связи "керн–ГИС" при подсчете запасов и количественной интерпретации данных ГИС.

Ключевые слова: керн; профильные методы исследований; гамма-каротаж; плотностный гамма-гамма-каротаж; привязка керна к разрезу по глубине; карбонатный коллектор; полноразмерный образец керна; геофизические исследования скважин (ГИС).

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.344/.43"5"

ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ НЕСТАЦИОНАРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КИН УЧАСТКОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

(с. 39)

Гуляев Вячеслав Николаевич,
Киприн Иван Иванович,
Захарова Наталья Павловна

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: 8 (3452) 54-53-44, 54-53-40,

e-mail: GulyaevVN@tmn.lukoil.com, KiprinII@tmn.lukoil.com, ZaharovaNP@tmn.lukoil.com

Статья посвящена описанию положительного опыта комплексного применения ГТМ: нестационарного (циклического) заводнения и химических методов ПНП на Ключевом месторождении в 2014 г. и технологии с периодическими отборами и закачкой на месторождениях производственного объединения "Белоруснефть". При выборе участков для применения этого метода увеличения нефтеотдачи рекомендовано использовать методику филиала "КогалымНИПИнефть", по которой многослойный пласт преобразуется в четырёхслойную геолого-статистическую модель пласта с последующим определением продолжительности полуцикла по её параметрам и результатам геолого-промыслового анализа. Рекомендовано проведение опытно-промышленных работ в 2016 г. по комплексному нестационарному воздействию на участке объекта БВ₃ Ключевого месторождения и на одном из участков на юрских отложениях месторождения ТПП "Покачевнефтегаз".

Ключевые слова: нестационарное заводнение; геолого-статистическая модель пласта (ГСМП); геолого-технические мероприятия (ГТМ); эффективность ГТМ.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4.038.004.14:622.276.344

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ЗОН ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

ЗА СЧЕТ ВОВЛЕЧЕНИЯ В РАЗРАБОТКУ НИЗКОПРОНИЦАЕМОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА

(НА ПРИМЕРЕ ГРИБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) (с. 45)

Москальчук Анатолий Владимирович

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: 8 (3452) 54-53-43,

e-mail: MoskalchukAV@tmn.lukoil.com

Пахаруков Юрий Вавилович

ФГБОУ ВПО "Тюменский государственный нефтегазовый университет"

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

тел.: 8 (3452) 41-68-89,

e-mail: PacharukovYu@yandex.ru

Рассмотрены особенности геологического строения пласта ЮС₁¹ Грибного месторождения. Наблюдается резкое различие фильтрационно-емкостных свойств отложений интервалов разреза пласта, что обусловлено литологической и минералогической неоднородностью изучаемого пласта. Описываются особенности выработки запасов на данном объекте. Показано, что ввиду недостаточной степени разработки низкопроницаемой части разреза, на объекте не будет отобран весь объем запасов нефти при существующей системе разработки. Даны рекомендации по проведению дострелов нефтенасыщенной части пласта. Данные мероприятия позволят осуществить оптимальное воздействие на остаточные запасы, что обеспечит повышение уровней текущих отборов нефти, конечное извлечение запасов.

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы нефти; остаточные запасы нефти; дострелы нефтенасыщенной части пласта.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.43:678

ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И

КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА ПОЛИМЕРА (с. 48)

Черепанова Наталья Алексеевна

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

628486, Россия, г. Когалым, ул. Дружбы народов, 15,

тел.: (3466) 76-29-62 (119),

e-mail: cherepanova@nipi.ws.lukoil.com

В работе произведено обобщение результатов лабораторных исследований полимеров с целью выделения наиболее значимых свойств и определения оптимальных характеристик. Приведены статистические зависимости вязкости раствора полиакриламида (ПАА) от проницаемости, вязкости нефти, концентрации ПАА, фактора остаточного сопротивления. Методом регрессионного анализа установлено влияние молекулярной массы, степени гидролиза, солестойкости, механической деструкции на вязкость раствора по лабораторным данным.

Ключевые слова: полиакриламид; вязкость; концентрация; фактор остаточного сопротивления; солестойкость; механическая деструкция; степень гидролиза; молекулярная масса; проницаемость.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.66

ПРОВЕДЕНИЕ БОЛЬШЕОБЪЕМНЫХ ГРП НА ОБЪЕКТАХ БОЛЬШОЙ ТОЛЩИНЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЧЕТВЕРТОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

(НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА БВ₈ ПОВХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) (с. 53)

Бухаров Александр Валерьевич,
Алимханов Рустам Тагирович,
Родионов Антон Владимирович,
Астафьев Дмитрий Анатольевич,
Мальшаков Евгений Николаевич

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: 8 (3452) 54-50-59, 54-51-24, 54-51-62,

e-mail: BuharovAV@tmn.lukoil.com, AlimhanovRT@tmn.lukoil.com, RodionovAV@tmn.lukoil.com, AstafevDA@tmn.lukoil.com, MalshakovEN@tmn.lukoil.com

В статье представлен анализ большеобъемных ГРП на объекте с большой толщиной и клиноформным строением в условиях высокой обводненности продукции. Охват разреза по вертикали и большая протяженность трещины ГРП позволили получить высокие и стабильные результаты: начальный прирост дебита нефти в 1,3...1,6 раза выше по сравнению со стандартными обработками. Статистический анализ позволил выявить прямое влияние массы проппанта на эффективность ГРП.

Ключевые слова: ГРП; масса проппанта; клиноформное строение; дисперсионный анализ.

Заказать статью в электронной библиотеке

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

Главная страница журнала