ISSN 2413-5011

Научно-технический журнал

ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

                                                                                                    Издается с 1992 г.

Апрель 2021 г.                       4(352)                  Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА

 

Куранов Ю.В., Гридин В.А., Шарафутдинов В.Ф. Современная оценка перспектив нефтегазоносности Республики Калмыкия и прилегающей акватории Каспийского моря на основе новейших геолого-геофизических данных с обоснованием дальнейших приоритетных направлений геолого-разведочных работ (стр. 5‑13)

 

Котик И.С., Галушкин Ю.И. Термическая история и эволюция нефтегазообразования внешней зоны Коротаихинской впадины, Тимано-Печорский бассейн (результаты 1D моделирования) (стр. 14‑23)

 

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ В ГЕОЛОГИИ

 

Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. , Смирнов О.А., Лукашов А.В., Погрецкий А.В. Мезозойско-кайнозойский магматизм шельфа Баренцева моря (стр. 24‑33)

 

Маслов В.В. Палеотектонические предпосылки перспектив нефтегазоносности Восточного Устюрта (стр. 34‑42)

 

МОДЕЛИРОВАНИЕ В ГЕОЛОГИИ

 

Предеин А.А., Клыков П.И., Гаршина О.В., Окромелидзе Г.В., Кузнецов С.А., Килина М.Ф., Кучевасов С.И. Построение численной 3D геомеханической модели на примере месторождений ПАО "ЛУКОЙЛ" (стр. 43‑48)

 

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Куклинский А.Я., Штунь С.Ю., Морошкин А.Н., Ермоловский А.В. Использование геохимических технологий при оценке перспектив нефтегазоносности средне-, верхнеюрских и нижнемеловых (берриасский ярус) отложений Сарматско-Хвалынской зоны поднятий (стр. 49‑52)

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Афанаскин И.В. Новый метод интерпретации гидродинамических исследований и прогноза работы вертикальных скважин с трещинами гидроразрыва пласта (стр. 53‑61)

 

Юдин В.А., Вольпин С.Г., Ефимова Н.П., Афанаскин И.В. Выявление непроницаемого экрана по анализу кривой стабилизации давления в скважине, находящейся в зоне динамического влияния разлома (стр. 62‑67)

 

ЮБИЛЕЙНЫЕ ДАТЫ

 

Поздравляем А.Б. Золотухина с юбилеем! (стр. 68‑69)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 553.98:550.812          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-5-13

 

СОВРЕМЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕСПУБЛИКИ КАЛМЫКИЯ
И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ АКВАТОРИИ КАСПИЙСКОГО МОРЯ НА ОСНОВЕ НОВЕЙШИХ
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ С ОБОСНОВАНИЕМ ДАЛЬНЕЙШИХ
ПРИОРИТЕТНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ (с. 5)

 

Юрий Вячеславович Куранов,

Вадим Фоатович Шарафутдинов, д-р геол.-минер. наук

 

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1,

e-mail: yvkuranov@yandex.ru, vsharaf@inbox.ru

 

Владимир Алексеевич Гридин, д-р геол.-минер. наук

 

Институт нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета

355035, Россия, г. Ставрополь, просп. Кулакова, 16, стр. 1,

e-mail: gridinva@mail.ru

 

За последние два десятилетия на территории Республики Калмыкия научно-исследовательскими организациями и недропользователями выполнен существенный объем геолого-разведочных работ, результаты которых не нашли должного обобщения ранее. В представляемой авторами современной оценке перспектив нефтегазоносности использован значительный объем ранее не проанализированных и не обобщавшихся материалов по территории Калмыкии и региону в целом. Современная оценка показывает, что территория Республики Калмыкии и прилегающая акватория мелководного шельфа Каспийского моря по-прежнему обладают значительными перспективами нефтегазоносности и не вовлеченной в освоение ресурсной базой углеводородов (УВ).

На основании анализа геохимических данных с применением методов бассейнового анализа авторами предложена модель формирования залежей УВ на территории Калмыкии и прилегающей акватории Каспийского моря. Согласно предложенной модели, нефтегазоносность территории Республики обусловлена двумя основными областями генерации УВ: юго-западная окраина Прикаспийской впадины на северных территориях Калмыкии и Восточно-Манычский прогиб (зона Манычских прогибов) в ее южной части. В формировании залежей в акватории калмыцкого мелководного шельфа Каспийского моря прогнозируется значимая роль Терско-Каспийского прогиба.

Территория Республики характеризуется недостаточной и неравномерной степенью геолого-геофизической изученности, отсутствием стадийности геолого-разведочных работ, незавершенностью регионального этапа геологического изучения. В настоящее время наиболее подготовлена для дальнейшего освоения южная часть Республики, представленная в тектоническом отношении валом Карпинского и зоной Манычских прогибов. Как приоритетные направления для дальнейших геолого-разведочных работ на юге Республики авторами предлагаются: юрско-меловой комплекс отложений (в том числе в акватории калмыцкого мелководного шельфа Каспийского моря), пермо-триасовый и палеозойский комплексы. Юрские и меловые отложения еще не исчерпали своего ресурсного потенциала и способны обеспечить поддержание существующих уровней добычи УВ в Республике, о чем свидетельствуют открытия новых месторождений и залежей. Отложения доюрского комплекса способны существенно увеличить как потенциальную ресурсную базу УВ в Калмыкии, так и объемы добычи УВ в Республике. В пермо-триасовом комплексе основные перспективы нефтегазоносности связываются с нефтекумской свитой Восточно-Манычского прогиба (первоочередной рекомендуемый объект – Цекертинская структура) и возможным аналогом ее карбонатной формации в грабенах вала Карпинского. В палеозойском комплексе требуют уточнения перспективы нефтегазоносности каменноугольных отложений вала Карпинского и зоны Манычских прогибов (первоочередной рекомендуемый полигон для геолого-разведочных работ – Цубукско-Промысловский вал).

 

Ключевые слова: перспективы нефтегазоносности; Восточное-Предкавказье; вал Карпинского; Восточно-Манычский прогиб; Республика Калмыкия; мезозойские отложения; пермо-триасовые отложения; нефтекумская свита; палеозойский комплекс; акватория Каспийского моря.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 551.24:553.98(470.1)           DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-14-23

 

ТЕРМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ И ЭВОЛЮЦИЯ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ ВНЕШНЕЙ ЗОНЫ
КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ, ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ БАССЕЙН
(РЕЗУЛЬТАТЫ 1D МОДЕЛИРОВАНИЯ) (с. 14)

 

Иван Сергеевич Котик, канд. геол.-минер. наук

 

Институт геологии имени акад. Н.П. Юшкина Коми науч-ного центра Уральского отделения Российской академии наук (ИГ ФИЦ Коми НЦ УрО РАН)

167982, Россия, г. Сыктывкар, ул. Первомайская, 54,

e-mail: ivkotik@gmail.com

 

Юрий Иванович Галушкин, д-р техн. наук

 

Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Музей Землеведения

119991, Россия, г. Москва, Ленинские горы, 1,

e-mail: yu_gal@mail.ru

 

В Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне Коротаихинская впадина является одной из наименее изученных структур и рассматривается как перспективная территория для выявления новых месторождений углеводородов (УВ). Бассейновый анализ и моделирование процессов нефтегазообразования в Коротаихинской впадине представлены в работах специалистов различных организаций (ВНИГРИ, Института геологии Коми НЦ УрО РАН, МГУ им. М.В. Ломоносова, ЛУКОЙЛ–Инжиниринг и др.). Однако в данных работах эволюция термического режима бассейна практически не рассматривалась. В статье представлены результаты моделирования тепловой эволюции бассейна и реализации УВ потенциала по данным скв. 1-Коротаихинской с применением системы моделирования осадочных бассейнов ГАЛО.

Анализ вариаций тектонического погружения фундамента предполагает три этапа растяжения литосферы с амплитудами β = 1,04…1,07 (β-фактор) в раннем ордовике, живетско-раннепермское и кунгурско-позднетриасовое время. Тепловая активизация литосферы приходится на юрско-кайнозойское время и сопровождается значительной эрозией накопленных отложений. Для большей части палеозойского и в мезокайнозойский этап развития бассейна плотность теплового потока через поверхность фундамента изменялась в пределах 40…50 мВт/м2.

Моделирование истории реализации УВ потенциала показало, что органическое вещество (ОВ) верхнесилурийских, нижне- и верхнедевонских нефтегазоматеринских отложений полностью реализовало свой генерационный потенциал. Степень реализации генерационного потенциала ОВ в нижнепермских нефтегазоматеринских отложениях составляет около 70 %.

Погружение верхнесилурийских и девонских отложений на значительные глубины (до 9,4 км) могло привести к частичному разложению генерированных ранее жидких УВ на газ и кокс при вторичном крекинге, при условии, если они не мигрируют в горизонты с более умеренными термическими условиями. Пермские нефтегазоматеринские отложения, содержащие гумусовое, реже сапропелево-гумусовое ОВ, могли генерировать в основном газовые УВ. Таким образом, фазовый состав потенциальных залежей УВ в исследуемой части Коротаихинской впадины предполагается либо преимущественно газовый, либо газовый и газонефтяной в каменноугольном и пермско-триасовом комплексах при наличии вертикальной миграции нефтяных УВ из верхнесилурийско-девонских отложений.

 

Ключевые слова: Коротаихинская впадина; бассейновое моделирование; нефтегазоматеринские породы; катагенез; генерация углеводородов.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98(571.1)(–17)          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-24-33

 

МЕЗОЗОЙСКО-КАЙНОЗОЙСКИЙ МАГМАТИЗМ ШЕЛЬФА БАРЕНЦЕВА МОРЯ (с. 24)

 

Владимир Николаевич Бородкин1,2, д-р геол.-минер. наук,

Аркадий Романович Курчиков1, д-р геол.-минер. наук,

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

Андрей Викторович Лукашов3,

Александр Владимирович Погрецкий4

 

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 "Газпром геологоразведка"

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

 

В статье приводится анализ распространения магматических образований по результатам многолетних исследований как в пределах Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба, так и на прилегающих островах. Выделено несколько этапов проявления магматизма в пределах исследованной территории, установлены три цикла максимальной активности магматической деятельности. В пределах одного из лицензионных участков Баренцевоморского шельфа проявление магматизма установлено как по данным бурения, так и по материалам сейсморазведки 3D.

Магматические проявления способствовали формированию аномально высоких пластовых давлений в триасовых и нижезалегающих отложениях в связи с подтоком флюидов из глубокозалегающих горизонтов и, по-видимому, формированию за счет этого вторичных залежей углеводородов.

 

Ключевые слова: шельф; архипелаг; магматизм; цикличность; сейсморазведка 3D.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98(575.1)          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-34-42

 

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ВОСТОЧНОГО УСТЮРТА (с. 34)

 

Вадим Владимирович Маслов, канд. геол.-минер. наук, доцент

 

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

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: maslov.v@gubkin.ru

 

Статья посвящена рассмотрению вопроса о палеотектонических предпосылках перспектив нефтегазоносности Восточного Устюрта. Палеотектонические реконструкции, представленные автором, позволили научно обоснованно проследить геологическую историю развития Восточного Устюрта до юрского периода. Отмечено, что в среднем триасе интенсивные стрессовые напряжения охватили весь Устюртский регион, что привело к формированию систем взбросов и надвигов. В юрский период произошло оформление всех современных структурных элементов исследуемого региона. Фактор наличия глубоких прогибов под антиклинальными ловушками, развитыми в мезокайнозое, играет положительную роль при формировании залежи углеводородов.

 

Ключевые слова: Восточный Устюрт; палеотектоника; прогноз нефтегазоносности; юра; палеозой.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.24.001.57          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-43-48

 

ПОСТРОЕНИЕ ЧИСЛЕННОЙ 3D ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПАО "ЛУКОЙЛ" (с. 43)

 

Андрей Александрович Предеин,

Павел Игоревич Клыков,

Ольга Владимировна Гаршина,

Геннадий Владимирович Окромелидзе, канд. техн. наук,

Сергей Александрович Кузнецов,

Мария Федоровна Килина,

Сергей Иванович Кучевасов

 

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

614022, г. Пермь, ул. Советской армии, 29,

e-mail: Andrej.Predein@pnn.lukoil.com, Pavel.Klykov@pnn.lukoil.com, Olga.Garshina@pnn.lukoil.com, Gennadij.Okromelidze@pnn.lukoil.com, Sergej.Kuznecov@pnn.lukoil.com, Maria.Kilina@pnn.lukoil.com, Sergej.Kuchevasov@pnn.lukoil.com

 

В статье рассматриваются результаты геомеханического моделирования для решения задач в области обеспечения безаварийной проводки скважин. Построена численная 3D геомеханическая модель для исследуемого месторождения с последующим расчетом устойчивости добывающих скважин. Рассмотрена методика одномерного геомеханического моделирования на опорных скважинах, в том числе определение динамических и статических упругопрочностных характеристик пород, расчет порового давления, вертикального и горизонтального напряжений. Получены и проанализированы расчеты устойчивости скважин по результатам 1D геомеханического моделирования. Проанализированы результаты трехмерного геомеханического моделирования: определение границ и построение структурного каркаса модели, тестирование геометрии, наполнение сетки механическими свойствами, а также расчет полного тензора напряжений методом конечных элементов (МКЭ). Проведено сопоставление результатов 1D и 3D моделирования. Таким образом, построена численная 3D геомеханическая модель для исследуемого месторождения. Следующим этапом работ был расчет устойчивости стволов для планируемых скважин. Дополнительно рассчитаны кубы градиентов давления поглощения бурового раствора, давления обрушения и гидроразрыва пород при различных зенитных углах и азимутах бурения. Разработаны рекомендации для безаварийного строительства скважин на исследуемом месторождении, в том числе по сопровождению и обновлению геомеханической модели в режиме реального времени в процессе бурения скважин. Полученные результаты и методика выполнения работ могут быть использованы при проектировании и строительстве скважин на других месторождениях с учетом региональных особенностей.

 

Ключевые слова: геомеханика; расчет напряженного состояния; метод конечных элементов; устойчивость ствола скважины; поровое давление; давление обрушения пород; давление поглощения; давление гидроразрыва; горизонтальное бурение.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98(262.81)+550.84          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-49-52

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ ОЦЕНКЕ ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕ-, ВЕРХНЕЮРСКИХ И НИЖНЕМЕЛОВЫХ
(БЕРРИАССКИЙ ЯРУС) ОТЛОЖЕНИЙ САРМАТСКО-ХВАЛЫНСКОЙ
ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ (с. 49)

 

Арнольд Яковлевич Куклинский, канд. хим. наук,

Алексей Николаевич Морошкин, канд. геол.-минер. наук,

Алексей Владимирович Ермоловский, канд. техн. наук

 

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Волгограде

400078, Россия, г. Волгоград, просп. Ленина, 96,

e-mail: Arnold.Kuklinsky@lukoil.com, Alexey.Moroshkin@lukoil.com, Alexey.Ermolovsky@lukoil.com

 

Сергей Юрьевич Штунь, канд. геол.-минер. наук

 

ООО "ЛУКОЙЛ–Нижневолжскнефть"

414000, Россия, г. Астрахань, ул. Адмиралтейская, 1, к. 2,

e-mail: Sergej.Shtun@lukoil.com

 

Выполнено обобщение результатов геохимических исследований и дана оценка перспектив нефтегазоносности средне-, верхнеюрских и нижнемеловых (берриасский ярус) отложений Сарматско-Хвалынской зоны поднятий по геохимическим данным. Выделены основные направления межскважинных корреляций разрезов и геохимическая зональность нефтегазонакопления. Исследования базировались на изучении физико-химических свойств и молекулярного состава нефтей и конденсатов.

 

Ключевые слова: геохимические исследования; перспективы нефтегазоносности; углеводородный состав; нефтяные залежи.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.5.001.42          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-53-61

 

НОВЫЙ МЕТОД ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПРОГНОЗА
РАБОТЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ТРЕЩИНАМИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (с. 53)

 

Иван Владимирович Афанаскин, канд. техн. наук

 

Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук"

117218, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36, корп. 1,

e-mail: ivan@afanaskin.ru

 

Описаны точные и приближенные решения задачи о притоке однородной сжимаемой жидкости в упругом однородном бесконечном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой к вертикальной скважине с трещиной гидроразрыва пласта. Больше внимания уделено случаю с трещиной конечной проводимости. Предложен метод интерпретации гидродинамических исследований и прогноза работы вертикальных скважин с трещинами гидроразрыва пласта с помощью приближенного решения. Он основан на применении решения для расчета забойного давления не только для характерных режимов притока, но и для промежуточных между ними режимов. Рассмотрены два примера.

 

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин; вертикальные скважины с ГРП.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.4:551.243          DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-62-67

 

ВЫЯВЛЕНИЕ НЕПРОНИЦАЕМОГО ЭКРАНА ПО АНАЛИЗУ КРИВОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ
ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ, НАХОДЯЩЕЙСЯ В ЗОНЕ ДИНАМИЧЕСКОГО
ВЛИЯНИЯ РАЗЛОМА (с. 62)

 

Валерий Адольфович Юдин, канд. физ.-мат. наук,

Сергей Григорьевич Вольпин, канд. техн. наук,

Наталья Петровна Ефимова,

Иван Владимирович Афанаскин, канд. техн. наук

 

Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук"

117218, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36, корп. 1,

e-mail: yudinval@yandex.ru

 

Оценена возможность выявления непроницаемого экрана в зоне динамического влияния разлома (ЗДВ) по данным гидродинамических исследований скважины, пробуренной и пускаемой в эксплуатацию в этой зоне. Рассмотрены варианты наличия и отсутствия разлома, различные варианты сочетания проницаемости и ширины ЗДВ, эксцентричности положения в ней скважины. Показано, что наличие непроницаемого экрана может быть установлено путём сравнения близости экспериментальной кривой стабилизации давления (КСД) и КСД, соответствующей проверяемой альтернативной модели, в которой отсутствует непроницаемый экран. Установлено, что это возможно, если истинная ширина высокопроницаемой полосы в ЗДВ разлома не превосходит некоторого порогового значения. Во многих случаях решение указанной задачи приводит к неоднозначным заключениям о наличии разлома.

 

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин; кривая стабилизации давления; разлом; фильтрационная структура разлома; непроницаемый разлом.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

 

 

ПОЗДРАВЛЯЕМ А.Б. ЗОЛОТУХИНА С ЮБИЛЕЕМ! (с. 68)

 

 

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

ФГАОУ ВО "РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА"

Главная страница журнала