ISSN 2413-5011 Научно-технический журнал ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Издается с 1992 г. Март 2020 г. № 3(339) Выходит 12 раз в год
СОДЕРЖАНИЕ |
|
ПОИСКИ И РАЗВЕДКА |
|
|
|
|
|
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ |
|
|
|
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ |
|
|
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ |
|
|
|
ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ |
|
УДК 551.7:551.243.553.98(571.56) DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-4-12
МОДЕЛЬ КОЛЛЕКТОРА И ВЫДЕЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН В ИНТЕРВАЛЕ
ОТЛОЖЕНИЙ
Олег Аркадьевич Смирнов1, канд. геол.-минер. наук, Андрей Викторович Лукашов1, Александр Владимирович Погрецкий2, Аркадий Романович Курчиков3,4, д-р геол.-минер. наук, Владимир Николаевич Бородкин3,4, д-р геол.-минер. наук, Венера Ильдаровна Самитова3,4
1ООО "ИНГЕОСЕРВИС" 625019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211, e-mail: info@ingeos.info
2ООО "Газпром геологоразведка" Россия, г. Тюмень
3Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука (ЗСФ ИНГГ СО РАН) 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, e-mail: niigig@tmnsc.ru
4ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38
Чаяндинское нефтегазоконденсатное (НГК) месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО), выделяющейся в центральной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В осадочном чехле НГО в пределах месторождения выделяются ботуобинский, хамакинский, талахский и вилючанский продуктивные горизонты. С целью изучения модели резервуаров горизонтов, влияния трещиноватости на продуктивность скважин выполнены следующие исследования: обобщение полученных ранее петрофизических зависимостей; анализ индикаторных диаграмм по скважинам; обобщение результатов FMI, выполненных в скв. 321-64 и 321-69 по оценке трещиноватости, и сопоставление с элементами микротрещиноватости, выявленными по данным сейсморазведки 3D; разработана геодинамическая модель продуктивной толщи, позволяющая выполнить районирование по продуктивности.
Ключевые слова: нефть; газ; Чаяндинское месторождение; хамакинский горизонт; индикаторная кривая; трещиноватость; скважина; коллектор; кровля пласта.
|
|
УДК 550.8.052 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-13-20
ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ НИЖНЕПЕРМСКИХ КАРБОНАТНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ СЕВЕРА
Николай Владимирович Евдокимов
Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова 119234, Россия, г. Москва, Ленинские горы, 1, e-mail: nik.evdokimov@mail.ru
В статье приведены основные результаты анализа строения и распространения залежей углеводородов, приуроченных к нижнепермским карбонатам в пределах севера Печоро-Колвинского авлакогена. Рассмотрено фациальное строение отложений и выявлена взаимосвязь большинства месторождений с ассельско-сакмарскими органогенными постройками, впервые для данного региона разделенными на скелетные и микробиальные холмы. В составе первых основную роль играют палеоаплизиновые и водорослевые баундстоуны, являющиеся важнейшими коллекторами на многих рассмотренных месторождениях. Вторые сложены плотными, слабопористыми, но трещиноватыми микробиальными и водорослево-микробиальными разностями, промышленные притоки из которых зафиксированы на настоящий момент только в единичных скважинах. Даны краткие литологические и петрофизические характеристики литотипов интервалов коллекторов для каждого рассмотренного месторождения с целью определения структуры, свойств и конфигурации пустотного пространства. При оценке объемов запасов и результатов опробований поисково-разведочных скважин отмечен общий тренд снижения продуктивности нижнепермских отложений с севера на юг.
Ключевые слова: нижняя пермь; карбонатные отложения; Печоро-Колвинский авлакоген; нефтегазоносность; органогенные постройки; залежи; коллекторы; фациальное строение.
|
|
УДК 551.86:551.468:551.763.12 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-21-26
ОБЩАЯ СТРУКТУРА НЕОКОМСКОГО МОРСКОГО ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
Владимир Филиппович Гришкевич, д-р геол.-минер. наук, Светлана Владимировна Лагутина, Геннадий Анатольевич Смоляков, Елена Владимировна Панина, Светлана Сергеевна Долматова
Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143а, e-mail: GrishkevichVF@tmn.lukoil.com, LagutinaSV@tmn.lukoil.com, SmolyakovGA@tmn.lukoil.com, PaninaEV@tmn.lukoil.com, DolmatovaSS@tmn.lukoil.com
Боковое заполнение осадками Западно-Сибирского морского бассейна в неокоме сопровождалось интенсивным изостатическим прогибанием его фундамента с образованием вдольсклонового трога и центрального компенсационного поднятия. Их наличие определяло режим циркуляции палеобассейна, распределение и состав осадков.
Ключевые слова: клиноформа; палеоокеанология; седиментация; изостазия; баженовская свита; ачимовская свита; Западная Сибирь.
|
|
УДК 550.8.072+553.98(510) DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-27-34
ПРИРОДА И МОДЕЛИРОВАНИЕ ТРЕЩИН НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВУАРА
Ли И, Александр Вячеславович Лобусев, д-р геол.-минер. наук, профессор, Анатолий Владимирович Бочкарев, д-р геол.-минер. наук, профессор
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, e-mail: anatolybochkarev@gmail.com
Ван Ци
Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina
Лю Жуйдун
Tarim Oilfield Company, PetroChina
На месторождении Х бассейна Тарим пустотное пространство нефтяного резервуара формируют трещины, каверны и поры. Значение пор и каверн резко возрастает при наличии плотной системы трещин, изучению природы которых посвящена статья. Разветвленная система трещин – важнейший элемент резервуара, вмещающего нефтяную залежь, обеспечивающий межкаверновую фильтрацию флюидов. Разрывы и трещины дифференцируются по длине и азимуту простирания, амплитуде и углу падения, величине и густоте (крупномасштабные и мелкомасштабные) и изучаются на основе результатов трехмерной сейсморазведки. При этом использованы методы распознавания, трассирования, интерпретирования и моделирования их геометрии в пространстве на современном программном продукте (в том числе модуль Ant-tracking, Discrete Fracture Network), которые позволяют решать сложно формализуемые и актуальные задачи автоматического и ручного выявления и прослеживания структурно-тектонических нарушений. Созданная система алгоритмов для автоматического выделения тектонических нарушений позволяет трассировать их с высокой точностью позиционирования, определять геометрические формы, элементы залегания и чисел трещин на единицу объема. Выделенные системы тектонических нарушений имеют разную плотность и различаются по амплитуде и углам падения, протяженности и азимутам простирания. Таким образом, возможности компьютерного моделирования разломов и трещинных систем в профессиональных программных продуктах сейсмической интерпретации отличаются надежной и стабильной методикой автоматизированного выделения тектонических нарушений во всем объеме доступных данных.
Ключевые слова: резервуар; бассейн Тарим; моделирование; трещиновато-каверновый; карбонатная карстовая залежь; трещина; скол; разрывное нарушение; сейсмические атрибуты; трехмерная модель.
|
|
УДК 550.8.072 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-35-41
УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ НЕАНТИКЛИНАЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ ГИС И СЕЙСМОРАЗВЕДКИ НА ПРИМЕРЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БВ71
Александр Сергеевич Доценко1, Виталий Сергеевич Дручин1, Николай Васильевич Сентюрев1, Глеб Владимирович Такканд1, Дмитрий Олегович Фукс1, Евгений Александрович Черепанов1,2, (канд. геол.-минер. наук
1Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143а, e-mail: Docenkoas@tmn.lukoil.com, DruchinVS@tmn.lukoil.com, SentyurevNV@tmn.lukoil.com, TakkandGV@tmn.lukoil.com, FuksDO@tmn.lukoil.com, CherepanovEA@tmn.lukoil.com
2ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.
Описан способ построения трехмерной геологической модели продуктивного пласта БВ71 Западно-Покамасовского месторождения с учетом трендового куба относительной амплитуды ПС (αпс), полученного в результате комплексирования данных ГИС и сейсморазведки. Применены современные методы обработки и улучшения данных ГИС, что положительно сказывается на качестве входных данных. Полученная трехмерная геологическая модель соответствует значениям запасов и параметрам, оцененным в подсчете запасов, при этом учитывает неоднородное строение пласта.
Ключевые слова: нефтяная залежь; геофизические исследования скважин; коллектор; фильтрационно-емкостные свойства; сейсморазведка; трехмерная геологическая модель.
|
|
УДК 550.8.072 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-42-52
СЕКВЕНС-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СУБФОРМАЦИИ MIDDLE JURUA
Алена Валерьевна Храмцова, канд. геол.-минер. наук, Александр Петрович Вилесов, канд. геол.-минер. наук
ООО "Тюменский нефтяной научный центр" 625048, Россия, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42; e-mail: avkhramtsova@rosneft.ru, apvilesov@tnnc.rosneft.ru,
Михаил Валентинович Лебедев, д-р геол.-минер. наук, Анастасия Валерьевна Полищук
ООО "Тюменский нефтяной научный центр" 625003, Россия, г. Тюмень, ул. Перекопская, 19, e-mail: mvlebedev2@tnnc.rosneft.ru, avpolischuk@tnnc.rosneft.ru;
М.П.Г. Соуза
Rosneft Brasil E&P Ltda г. Рио-де-Жанейро, Бразилия, e-mail: msouza@rosneft.ru
Объектом исследования является нефтегазоносная субформация Middle Jurua (каменноугольная система) бассейна Солимойнс (штат Амазонас, Бразилия). Субформация представлена чередованием песчаных пластов (резервуары), пачек карбонатных пород (известняков и доломитов) и ангидритов (флюидоразделы). Задачей исследования было построение секвенс-стратиграфической модели объекта как геологической основы для дальнейшего прогноза его нефтегазоносности. По результатам литолого-фациального анализа керна четырех скважин установлено, что отложения субформации Middle Jurua формировались в континентальных, переходных и морских обстановках зоны аридного климата. Выделено 13 фаций и дана их характеристика. Полученные данные совместно с общими представлениями о строении и генезисе осадочных серий позволили построить концептуальную модель стандартного секвенса субформации и описать его типовой разрез, включающий LST (континентальные эоловые и аллювиальные отложения), TST (морские аргиллиты, известняки/доломиты и их прибрежные аналоги), HST (лагунные ангидриты и их прибрежные аналоги). Данный результат стал основой детальной стратификации субформации: было выделено и прослежено по площади 12 осадочных секвенсов III порядка, объединенных в три T-R секвенса II порядка. Для секвенсов II порядка построены фациальные схемы, которые будут служить геологической основой при последующем прогнозе их нефтегазоносности. Установлено, что наилучшими коллекторскими свойствами характеризуются песчаники эоловых комплексов в восточной и центральной частях района работ.
Ключевые слова: бассейн Солимойнс; формация Jurua; субформация; фация; фациальное несогласие; секвенсы; системные тракты; керн; эоловые песчаники; карбонаты; эвапориты; ангидриты.
|
|
УДК 550.83.07+550.837+550.8.08 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-53-60
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ ПРИБОРА МНОГОЗОНДОВОГО БОКОВОГО КАРОТАЖА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 53)
Виталий Александрович Клименко, Тимур Рамилевич Салахов, канд. техн. наук
АО НПФ "Геофизика" 450005, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Комсомольская, 2, e-mail: klimenkova@npf-geofizika.ru, salahovtr@npf-geofizika.ru
Валерий Михайлович Коровин, д-р техн. наук
АО "Башнефтегеофизика" 450077, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Ленина, 13
Применение коаксиально-цилиндрической модели с плоскопараллельными границами разделов сред напрямую, для решения обратной задачи электрического (гальванического) каротажа в случае горизонтальных скважин, как правило, некорректно. Поэтому в статье рассмотрены и проанализированы результаты моделирования работы прибора пятизондового бокового каротажа (5БК, АО НПФ "Геофизика", г. Уфа) в условиях горизонтальных скважин для различного набора скважинных условий на основании упрощенной модели горизонтального пласта. В моделях осуществлен перебор различных толщин пластов, диаметров скважины, удельных электрических сопротивлений бурового раствора, пласта и вмещающих пласт пород. Рассмотрен практический пример на реальных каротажных данных в одной из скважин, где наблюдается влияние ограниченной толщины горизонтального пласта на каротажные кривые кажущихся сопротивлений для прибора многозондового бокового каротажа. Промоделированы некоторые конкретные точки на каротажных кривых, осуществлено сравнение модельных и реальных данных.
Ключевые слова: многозондовый боковой каротаж; глубинность исследования; горизонтальная скважина; вмещающие породы; толщина пласта; влияние скважины; моделирование.
|
|
УДК 662.276.1/.4"713" DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-61-68
ПОИСК ПРОПУЩЕННЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРИМЕРЕ
Михаил Львович Бабаев, Елена Витальевна Смирнова, Инна Валерьевна Савченко, Дмитрий Сергеевич Смирнов, Антон Алексеевич Шкитин
ООО "Тюменский нефтяной научный центр" 625048, Россия, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42
Денис Юрьевич Писарев
АО "Самотлорнефтегаз" 628606, Россия, Тюменская обл., ХМАО, г. Нижневартовск, ул. Ленина, 4
Самотлорское месторождение – одно из крупнейших месторождений России, разрабатывается уже более 50 лет. Месторождение имеет высокий охват сейсмическими и геофизическими исследованиями, но, несмотря на это, существует потенциал по поиску "пропущенных" продуктивных залежей. Основными причинами "пропуска" являются сложный минеральный состав коллекторов – включение железосодержащих минералов (пирит) или карбонатизация, влияющие на показания методов ГИС и определение кажущихся сопротивлений. Кроме того, плохо изучены малоамплитудные поднятия, сложно картируемые по результатам 2D сейсморазведки. Испытания этих поднятий зачастую дают положительные результаты. В статье описаны методы и подходы по поиску пропущенных продуктивных залежей, позволяющие восполнять ресурсную базу зрелого месторождения. Данный опыт можно применить на большинстве разбуренных и давно разрабатываемых нефтяных месторождений Западной Сибири.
Ключевые слова: Самотлорское месторождение; геофизические исследования; "пропущенные" продуктивные залежи; минеральный состав коллекторов.
|
|
УДК 622.276.43 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-3(339)-69-75
НОВЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ И АНАЛИЗУ
Ильнур Рамилевич Сафиуллин, канд. техн. наук, Рашит Гасымович Сарваретдинов, канд. техн. наук
ООО НПО "Нефтегазтехнология" 450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2, e-mail: npongt@gmail.com
Олег Петрович Торопчин, канд. техн. наук, Андрей Михайлович Тупицин, канд. техн. наук, Евгений Владимирович Корнев
ООО "БайТекс" 461630, Россия, Оренбургская обл., г. Бугуруслан, ул. Ленинградская, 51; e-mail: ATupitsin@rus.mol.hu
В статье приведен способ анализа текущего энергетического состояния пласта путем расчета производной давления по направлению и составления карты градиентов давления. Для увеличения надежности анализа были использованы карты компенсации отборов закачкой как параметра, характеризующего состояние энергетического баланса в системе заводнения. Вся рассматриваемая залежь была поделена на участки, которые были сгруппированы в три типа в зависимости от величины перепада давления и места его локализации. Для каждого типа определены соответствующие рекомендации по увеличению эффективности заводнения с учетом энергетического дисбаланса в пластовой системе Байтуганского месторождения.
Ключевые слова: заводнение; карта градиентов давления; энергетический баланс; Байтуганское месторождение; коллекторские свойства пласта.
|
|
ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ» |