Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

ОТОБРАЖЕНИЕ МОДЕЛЕЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА СЕЙСМИЧЕСКИХ ОБРАЗАХ ПО РАЗЛИЧНЫМ СТРАТИГРАФИЧЕСКИМ СРЕЗАМ В ПРЕДЕЛАХ
БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО ШЕЛЬФА и ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 4)

Владимир Николаевич Бородкин^1,2, д-р геол.-минер. наук,

Аркадий Романович Курчиков^1,2, д-р геол.-минер. наук,

Олег Аркадьевич Смирнов³, канд. геол.-минер. наук,

Андрей Викторович Лукашов³,

Максим Александрович Маркин⁴

¹Западно-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

²ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ)

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

³ООО "ИНГЕОСЕРВИС"

625019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211,

e-mail: info@ingeos.info

⁴ООО "Литосфера"

123423, Россия, г. Москва, ул. Народного Ополчения, 34, стр. 1

e-mail: info@lithosfera.ru

В статье изложены исторические аспекты происхождения углеводородов, рассмотрены различные факты в пользу органической и абиогенной гипотез. На базе сейсморазведки 3D в пределах Западной Сибири, акватории Баренцева и Карского морей представлены образы, косвенно подтверждающие участие в процессах нефтеобразования той и другой гипотезы. Результаты данных сейсморазведки 3D, которая выполнена в Баренцево-Карском регионе, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, убедительно показывают большие масштабы проявившейся флюидодинамической модели восходящей миграции углеводородов (УВ) из глубинных недр Земли. Показано, что так называемые флюидодинамические каналы связаны с этапом рифтогенеза и формированием напряженных зон, к которым приурочены каналы деструкции и флюидопроводимости недр Земли. Изучение сейсмических артефактов позволяет подойти к объяснению природы образования таких широко распространенных природных явлений, как аномальное строение баженовской свиты, распространение аномально высоких пластовых давлений (АВПД), закономерности распределения залежей углеводородов по разрезу осадочного чехла и др.

Ключевые слова: акватории Карского и Баренцева морей; сейсморазведка 3D; органическая и абиогенная гипотезы; кольцевые структуры; аномальные разрезы баженовской свиты; рифтогенез; трубки "взрыва"; флюидомиграция.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.8.05 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-19-25

ПОГРАНИЧНЫЕ СТРУКТУРЫ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ЛИТОСФЕРЫ – ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ
ЭЛЕМЕНТЫ ГЛУБИННОЙ ТЕКТОНИКИ КРУПНЫХ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ
(НА ПРИМЕРЕ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ) (с. 19)

Владимир Степанович Дружинин, канд. геол.-минер. наук,

Николай Иванович Начапкин, канд. физ.-мат. наук,

Вячеслав Юрьевич Осипов, канд. геол.-минер. наук

Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича УрО РАН (ИГФ УрО РАН)

620016, Россия, г. Екатеринбург, ул. Амундсена, 100,

e-mail: druvs@mail.ru

В статье приведена предварительная схема тектонического районирования верхней части литосферы восточной части Прикаспийской впадины, составленная на основе сейсмогеоплотностных моделей по 6 профилям ГСЗ. Модели построены с применением разработанной технологии глубинного сейсмогеокартирования. За основу принята разломно-блоковая, слоистая, иерархическая модель строения верхней части литосферы как наиболее адекватная геологической среде. Вместо сейсмических скоростных слоёв предложена модель, составленная из сейсмогеологических этажей с выдержанными значениями физических параметров (скорость, плотность) и с поверхностями раздела между ними. Региональная граница кристаллической коры представлена поверхностью нижнеархейского гранито-гнейсового фундамента. Второй опорной границей между сейсмогеологическими этажами является поверхность основного сейсмологического раздела М между нижней корой и верхней мантией. Выполнено сравнение моделей с имеющимися разрезами по профилям ГСЗ. Показано, что древние платформы и их мегаблоки в восточной части Прикаспийской впадины разделены глубинными субмеридиональными и субширотными пограничными зонами с аномальными особенностями строения. Сделан вывод о решающем значении тектонического фактора в образовании и последующих динамических преобразованиях Прикаспийской впадины.

Ключевые слова: Прикаспийская впадина; профили ГСЗ; верхняя часть литосферы; тектоническое районирование; пограничные зоны; разломно-блоковая сейсмогеоплотностная модель; субширотный глубинный сдвиг.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.981:551.7 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-26-31

ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАССЕЙНА САНТОС (с. 26)

Алие Забанбарк, канд. геол.-минер. наук

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН (ИО РАН)

117997, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36,

e-mail: azaban@ocean.ru

Анализ более 40 крупных месторождений углеводородов, преимущественно нефтяных в глубоководной части бассейнов Сантос, выявили тенденцию залегания этих крупных месторождений в продуктивной полосе нефтезалежей, протягивающихся в интервале глубин моря от 400 до 2500 м (возможно 3000 м и более), в системе внешних прогибов, которые простираются вдоль нижней половины континентального склона. Эта полоса протягивается и далее на север. Все месторождения в этой полосе по категории запасов оцениваются как крупные и гигантские. В последние 10...15 лет поисково-разведочные работы ведутся в этой же полосе уже в подсолевых отложениях. В подсолевых глубоководных аптских (в бассейне Сантос апт-барремских) отложениях в Бразилии, открыты в последнее десятилетие гигантские скопления углеводородов, что привело почти к удвоению запасов страны по нефти и по газу, доведя общие ресурсы соответственно до более 3 млрд т и 4,7 трлн м³. Геология подсолевых отложений тесно связана с тектоническими движениями, происходившими при распаде суперматерика Гондваны на Южно-Американский и Африканский континенты около 150 миллионов лет назад, в раннемеловое время. Аптская соль является прекрасным флюидоупором, подсолевые коллекторы по своим характеристикам просто превосходны, нефть прозрачна, легкая без примесей серы, а материнские породы обогащены зрелым органическим веществом. Толща аптской соли имеет ограниченное распространение, изменяется от бассейна к бассейну, самая широкая часть в бассейне Сантос 400 км и толщина 2000 м, далее на север толщина уменьшается и ширина сужается, в бассейне Серджипи Апагоас уже достигает 100 м.

Ключевые слова: месторождение; бассейн Сантос; нефтегазоносность; поисково-разведочные работы.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.42 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-32-41

ИЗУЧЕНИЕ ГЛИНИСТОСТИ ПОРОДЫ В СВЯЗИ С ЕЁ ВЛИЯНИЕМ
НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА (с. 32)

Алина Михайловна Маляренко

ООО "Научно-производственный центр "Геостра"

450071, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Луганская, 3,

e-mail: m_alina_m@mail.ru

Юрий Алексеевич Котенёв, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: geokot@inbox.ru

Лаборатория нефтегазовых исследований ГАНУ "ИСИ РБ"

450075, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, просп. Октября, 129/3

Владислав Анатольевич Богдан

АО "Научно-производственная фирма "Геофизика"

450005, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Комсомольская, 2,

e-mail: mhen839@yandex.ru

Артем Юрьевич Котенёв, канд. техн. наук

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: geokot@inbox.ru

Вячеслав Шарифуллович Мухаметшин, д-р геол.-минер. наук, профессор

Филиал "Уфимского государственного нефтяного технического университета" в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru

Сергей Алексеевич Блинов, канд. техн. наук

ООО "Крезол-Нефтесервис"

450027, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Трамвайная, 2/4,

e-mail: s.blinov@krezol.ru

Виль Гайсович Уметбаев, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: kafedragl@yandex.ru

Залежи нефти месторождений Западной Сибири представлены глинизироваными пластами. Следует отметить, что содержание глинистого материала изменяется в широком диапазоне. Это обусловливает неоднородность пласта и, соответственно, изменчивость коллекторских свойств. Содержание глинистого материала в породе оказывает влияние на многие ее параметры: поровый состав, фильтрационные свойства, смачиваемость, диффузионно-адсорбционную активность. Исследовано влияние содержания глинистых частиц в образцах керна на фильтрационно-ёмкостные свойства, а также сопоставлены полученные зависимости с результатами исследования керна по двум месторождениям Западной Сибири для возможного "тиражирования" выработанных методических подходов на месторождениях рассматриваемого нефтегазоносного района (НГР). Характер распределения относительной глинистости для исследуемой выборки имеет довольно широкий диапазон изменения от 0,1 до 0,89, т. е. охватывает практически весь возможный интервал ее изменения. Иными словами, глинистые частицы могут занимать практически весь объем межзернового пространства. Анализ полученных регрессионных зависимостей изменения глинистости от пористости и проницаемости образцов керна показал, что с увеличением пористости и проницаемости образцов содержание в них глинистого материала уменьшается. Значения пористости обладают хорошей тесной связью с относительной глинистостью образцов во всём диапазоне её изменения, разброс значений проницаемости относительно установленной зависимости увеличивается с уменьшением глинистости образцов.

Ключевые слова: глинистость пород; фильтрационно-емкостные свойства пласта; относительная глинистость пород; пористость; проницаемость.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.65 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-42-48

ВЛИЯНИЕ "МАСШТАБНОГО" ФАКТОРА НА СВОЙСТВА ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ (с. 42)

Антон Васильевич Глотов^1,2,

Николай Нилович Михайлов^2,3, д-р техн. наук, профессор

¹АО "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (АО "ТомскНИПИнефть")

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

e-mail: GlotovAV@tomsknipi.ru

²Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

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

³РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119333, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: folko200@mail.ru

В настоящее время очень популярна тема применения тепловых методов разработки баженовской свиты. Лабораторная оценка количества извлекаемых углеводородов геохимическими методами и в реакторах или "трубах" горения указывает на возможность достижения коэффициента извлечения нефти при тепловых методах разработки (внутрипластовое горение) 60 % и более. Однако на реальном объекте баженовской свиты метод внутрипластового горения показал крайне низкие результаты, что указывает на недостаточную проработку вопросов трансформации порового пространства и количества извлекаемых углеводородов. Одной из причин является неучет в лабораторных исследованиях "масштабного" фактора пород баженовской свиты, который проявляется в зависимости между размером исследуемого образца керна и его свойствами.

Ключевые слова: синхронный термический анализ; открытая пористость; масс-спектроскопия; водосодержание; микротомография; смачиваемость.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.42 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-49-52

ВЫБОР КОРРЕЛИРУЮЩЕЙ ФУНКЦИИ КРИВЫХ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ
В УСЛОВИЯХ КОЛЛЕКТОРОВ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 49)

Расуль Тухбатуллович Ахметов, канд. техн. наук, профессор,

Любовь Сергеевна Кулешова,

Шамиль Григорьевич Мингулов, д-р техн. наук, профессор,

Павел Михайлович Малышев

Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru

Вячеслав Вячеславович Мухаметшин, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: vv@of.ugntu.ru

В статье рассмотрены вопросы выбора математической модели для описания кривых капиллярного давления в пластах Западной Сибири. Изучена взаимосвязь между двумя коррелирующими функциями капиллярных кривых: J-функция Леверетта и функция Брукса – Кори. Показано что J-функция и функция Брукса – Кори имеют одинаковый физический смысл, отличие состоит лишь в том, что первое описывает все пространство пласта, а второе лишь его эффективную часть (приведённая водонасыщенность), по которой происходит движение флюидов.

Авторами рекомендуется построить по данным лабораторных исследований керна две зависимости: J-функция – текущая водонасыщенность и J-функция – приведенная водонасыщенность и выбрать график, отличающийся большей теснотой связи (меньшим разбросом точек). При близкой тесноте связей следует отдать предпочтение функции Леверетта, поскольку она зависит только от двух параметров (проницаемости и пористости).

Ключевые слова: капиллярное давление; водонасыщенность; коррелирующая функция; критерий выбора.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4(571.12) DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-53-55

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К ГИДРОФОБНЫМ
КОЛЛЕКТОРАМ В УСЛОВИЯХ ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА (с. 53)

Юлий Яковлевич Большаков, д-р геол.-минер. наук, профессор,

Евгения Юльевна Неёлова, канд. геол.-минер. наук,

К.В. Салова

Тюменский индустриальный университет

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 70,

e-mail: bolshakov30@yandex.ru

В гидрофобном коллекторе капиллярное давление, возникающее на контакте воды и нефти согласно закону Юнга – Лапласа, является отрицательным. Это явление в сочетании со свойствами жидкостей самопроизвольно принимать положение и форму, при которых их поверхностная (капиллярная) энергия достигает минимального значения, приводит к тому, что в гидрофобном коллекторе воде, в отличие от нефти, энергетически выгодно занимать наиболее крупные поры и трещины, по которым она в условиях водонапорного режима очень быстро прорывается к добывающим скважинам, увлекая за собой некоторые объемы нефти. Это приводит уже в начальную стадию разработки к высокой обводненности добывающих скважин, достигающей 90 % и более.

В статье сделаны рекомендации по мероприятиям, которые могут сократить степень негативности такого явления.

Ключевые слова: гидрофобные коллекторы; капиллярное давление; водонапорный режим.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.42 + 6, 517.958:531.72 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-56-62

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ ГАЗОМ НА ОСТАТОЧНЫЕ ЗАПАСЫ
НЕФТИ В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛА (с. 56)

Александр Петрович Чижов, канд. техн. наук, доцент,

Александр Вячеславович Чибисов, канд. техн. наук, доцент,

Вадим Евгеньевич Андреев, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: 4ap@list.ru

Лаборатория нефтегазовых исследований ГАНУ "ИСИ РБ"

450075, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, просп. Октября, 129/3;

Евгений Романович Ефимов

Лаборатория нефтегазовых исследований ГАНУ "ИСИ РБ"

450075, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, просп. Октября, 129/3,

e-mail: intnm@ya.ru

Вячеслав Вячеславович Мухаметшин, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: vv@of.ugntu.ru

Любовь Сергеевна Кулешова

Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: markl212@mail.ru

Шамиль Григорьевич Мингулов, д-р техн. наук, профессор

Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru

Прогноз технологических показателей при воздействии газом на остаточные запасы базировался на усовершенствованной модели воздействия. Модель учитывает как геолого-физические особенности продуктивных пластов эксплуатационных объектов и физико-химические свойства пластовых флюидов и вытесняющего агента, так и фазовые превращения, происходящие в процессе вытеснения. Расчёты позволили определить оптимальный объём воздействия, величины изменения технологических показателей терригенных эксплуатационных объектов и прирост извлекаемых запасов нефти для условий месторождений Волго-Урала.

Ключевые слова: прогнозирование; газовое воздействие; остаточные запасы; углеводородный, неуглеводородный газ; увеличение дебитов.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.98.061.3(262.81):51.24 DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-63-70

РОЛЬ ДИНАМИЧЕСКИХ И ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПРОСТРАНСТВЕННОМ РАСПРЕДЕЛЕНИИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ТЕРРИТОРИЙ (с. 63)

Н.Р. Нариманов, канд. геол.-минер. наук,

М.С. Бабаев, канд. геол.-минер. наук,

Г.Д. Насибова, канд. геол.-минер. наук

Азербайджанский университет нефти и промышленности

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

А.А. Ахвердиев, канд. геол.-минер. наук

Институт геологии и геофизики НАНА

AZ1143, Азербайджан, г. Баку, просп. Гусейна Джавида, 119

К.Н. Каграманов, канд. геол.-минер. наук

Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики – SOCAR

AZ1012, Азербайджан, г. Баку, ул. Г.Б. Зардаби, 88а,

e-mail: gahraman@inbox.ru

В статье с позиции концепции динамической эволюции земной коры (КДЭЗК) рассмотрены условия генезиса углеводородов (УВ), формирование их скоплений в глобальном и региональном масштабах, что свидетельствует о непосредственной их связи как с геодинамическими процессами в литосфере Земли, так и с динамическими напряжениями, возникающими в результате вращения Земли вокруг своей оси, Солнца и с гравитационным взаимодействием небесных тел. Решение данного вопроса может открыть новые возможности в поисках территорий на нефть и газ. При рассмотрении данного вопроса в свете размещения нефтегазоносных поясов на отдельных территориях типа Южно-Каспийской мегавпадины, Персидского бассейна проявляется определенная закономерность, связанная с динамической эволюцией земной коры, проявляющейся через силу Кориолиса.

Ключевые слова: геодинамические, динамические процессы; пояс нефтегазонакопления; органическое вещество; углеводороды; субдукционные, рифтогенные бассейны; зоны регионального сжатия и растяжения; океанические и континентальные плиты; пассивные окраины; сжимающие напряжения; сила Кориолиса.

Заказать статью в электронной библиотеке

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

Главная страница журнала