НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ЖУРНАЛЫ, ИНФОРМАЦИОННО-ИЗДАТЕЛЬСКАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

 

№  3 / 2009

 

СОДЕРЖАНИЕ:

 ПОИСКИ И РАЗВЕДКА

Смирнов Е.В., Хилько А.П., Боровикова Л.В., Литвинова И.В.   "Использование геолого-геофизических, неотектонических и геохимических критериев при прогнозе нефтегазоносности осадочных бассейнов Сибири."
     Предложен комплекс методов прогноза нефтегазоносности, основанный на анализе геологических, неотектонических и геохимических критериев. Преимуществами предложенного комплекса являются возможность использования как на малоизученных территориях, так и на участках с доказанной нефтегазоносностью и оптимальное  соотношение цены исследования и степени вероятности прогноза нефтегазоносности.
     Authors offer a complex of methods of the forecast oil-and-gas based on the analysis of geological, neotectonical and geochemical criteria. The essence and the order of use of applied techniques is briefly shown. Petroleum potential forecast of sedimentary pools of a complex of methods is shown on a number of objects of Western and Eastern Siberia. Advantages of the suggested complex is the opportunity of use both in insufficiently studied territories, and on sites with proved petroleum potential an optimum ratio of the research price, and probability of the forecast.

Красноярова Н.А., Серебренникова О.В., Зайцев С.П.   "Условия седиментации и катагенез рассеянного органического вещества нижней юры Западной Сибири."
     Статья посвящена проблеме изучения состава рассеянного органического вещества (РОВ) нижней юры на территории Западной Сибири, изменению состава ОВ по разрезу (от геттанг-синемюра до нижнего аалена) и простиранию, оценке фациально-генетической принадлежности ОВ и степени его термической преобразованности. В раннеюрском седиментационном бассейне Западной Сибири выделяются три фациальные области (ФО): Ямало-Гыданская, Обь-Тазовская и Обь-Иртышская и 20 фациальных зон (ФЗ). Разрез нижней юры представлен чередованием горизонтов, отлагавшихся в морских трансгрессивных условиях (левинский и китербютский (тогурская свита)) и регрессивных (зимний, шараповский и надояхский). Катагенетическая преобразованность ОВ по значениям Rc для Ямало-Гыданской ФО соответствует стадии МК2, МК2-МК3, для Обь-Тазовской ФО: на севере – МК4, в центральной части – МК2 и МК3 и на юго-западе – МК1. Для Обь-Иртышской ФО преобразованность ОВ – граница стадий МК1-МК2 и МК2. Катагенез РОВ для всех ФО соответствует стадиям нефте- и газогенерации.
     The paper is devoted to the investigation of Lower Jurassic dispersed organic matter (DOM) composition in West Siberia, OM variations through the section (Hettangian –Sinemurian to Lower Aalenian) and along the strike, estimation of OM facies–genetic belonging, and its thermal transformation. The Early Jurassic depositional basin of West Siberia reveals three facies regions (FR): Yamal-Gydan, Ob-Taz, Ob-Irtysh and 20 facies zones (FZ). The Lower Jurassic section is shown by alternating horizons being deposited under marine transgrassive conditions (Levin and Kiterbryut (Togur Formation)), and regressive ones (Zimny, Sharap and Nadoyakh). OM catagenetic transformation in Rc values corresponds to MC2, MC2-MC3 for the Yamal-Gydan FR, as for the Ob-Taz FR it is MC4, MC2-MC3, MC1 for northern, central and south-western parts, respectively. In the Ob-Irtysh FR OM transformation is the boundary of MC1 and MC2 and MC2. DOM catagenesis corresponds to oil- and gas generation stages in all FRs.

Остроухов C.Б., Бочкарев В.А.   "Модель строения и формирования залежей углеводородов западного борта Прикаспийской впадины."
     Рассмотрены две важнейшие неисследованные проблемы: разломно-блоковое строение подсолевых палеозойских отложений и двухэтапное формирование залежей нефти (первый этап) и газоконденсата (второй этап) в пределах Волгоградского сектора западного борта Прикаспийской впадины. Решение указанных проблем напрямую связано с обоснованием целесообразности дальнейшего освоения указанной территории (большие глубины залегания перспективных горизонтов и высокая стоимость глубоких и сверхглубоких скважин при незначительных запасах нефти открываемых месторождений). Проведенные исследования привели к неожиданным результатам.
     Two crucial problems, that had not been researched previously, were investigated: fault-lateral structure of subsalt Paleozoic deposits and two stage formation of oil (the first stage) and gas condensate pools (the second stage) within the Volgograd sector of the western flank of Pre-Caspian trough. The solution of these problems is largely associated with the substantiation of feasibility of further development of this territory (large depth of prospect horizons and high cost of deep and ultradeep wells with insignificant oil reserves of the fields discovered).

Щергина Е.А.   "Создание литолого-фациальных моделей сложнопостроенных залежей нефти."
     Выполнена детализация строения продуктивной толщи на основе принципов цикличности осадконакопления. Определены основные фации и литотипы отложений в пределах каждого циклита. Разработана трехмерная литолого-фациальная модель залежи пластов АВ13–АВ2 Кечимовского месторождения.
     Detailed of productive strata on the principals of cyclic sedimentation. Carry out the allocation of facies for each cyclite. Constructed three-dimensional facies model for layers AV1-2 Kechimovskoe field.

Микерина Т.Б.   "Геолого-геохимические критерии перспектив нефтегазоносности триасовых отложений в Западном Предкавказье."
     На основе геолого-геохимической информации, полученной при исследовании РОВ средне- и верхнетриасовых отложений Западного Предкавказья прослежено распределение РОВ и его битуминозных компонентов в разрезах и по площади, установлены закономерности в изменении его состава и катагенетической преобразованности, делается вывод о более высокой перспективности среднетриасовых отложений на юге изученной территории.
     On the basis of geological and geochemical information of content and composition of dispersed organic matter and its bituminous components in Upper and Middle Triassic sediments the particularities its distribution in sections and area West Fore-Caucasus are given. The results of analyses data obtained made to define the features of changes and maturity of organic matter in Upper and Middle Triassic deposits of investigation region. The conclusion was made that hydrocarbonate potential of Middle Triassic sediments is higher than Upper Triassic sediments.

Шишкин Ю.Л.   "Определение количества и качества органического вещества пород, генетического потенциала керогена термическими, оптическими и механическими методами."
     Для оценки содержания керогена и микронефти в породе, их распределения по глубине залегания, а также генетического потенциала керогена использованы методы экспрессной оценки количества и качества ОВ пород: дифференциальная сканирующая калориметрия (ДСК), термогравиметрия (ТГ), оптическая спектрометрия поверхности, измерение плотности (прессуемости, слипаемости) пород и керогена. По совокупности термических, оптических, механических свойств установлены три стадии созревания керогена: 1) незрелый кероген с низким нефтегенерационным потенциалом; 2) кероген средней степени зрелости с высоким НГП ("нефтяное окно"); 3) углефицированный кероген с низким НГП. Метод диффузного отражения поверхности прессованного образца позволяет оценить количество и природу (генезис) поверхностных смол керогена. Механические методы также позволяют получить представление о поверхностных смолах – образцы с заметным их количеством хорошо прессуются (слипаются), давая очень прочные таблетки (кероген "нефтяного окна"), образцы без смол не дают прочных таблеток. Обнаружено уменьшение концентрации ОВ в породе с увеличением глубины залегания, уменьшение остаточного НГП керогена, оцениваемого по уменьшению содержания в нем пиробитума, увеличению коксового остатка пиролиза, увеличению теплоты окисления. Параллельно этому возрастает продуктивность породы – содержание в породе жидкого битума (микронефти). По мере выхода керогена из "нефтяного окна" керогенсодержащая порода осветляется, а поверхностные смолы, укорачиваясь, теряют красные хромофоры – понижается максимум диффузного поглощения красных хромофор в области 620…660 нм.
     Thermal, optical, and mechanical methods were used to study the content of kerogen and bitumen in source rocks and their change with depth, as well as the kerogen petroleum generating potential (PGP). Based on the data obtained by these methods, three stages of kerogen maturation were established: i) immature kerogen with low PGP, ii) kerogen of a high genetic potential ("oil window"), iii) coal-like kerogen with low PGP. For the second maturation stage a heightened content of surface resins is revealed by diffuse light reflection spectra. Mechanical methods show a heightened strength of pressed kerogen tables due evidently to the gluing action of the surface resins. On DSC curves of such a kerogen the resin portion of the DSC peak predominates to the detriment of the coke one. A lowering of the kerogen content in the rock and of its PGP and a simultaneous increase of bitumen content with depth was observed.
Ключевые слова: кероген; генетический потенциал; микронефть; сканирующая калориметрия; термогравиметрия; пиробитум.

 РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Индрупский И.М., Цаган-Манджиев Т.Н.   "Идентификация вертикальной проницаемости пласта по данным профильного гидропрослушивания."
     В статье рассматриваются прямая и обратная задачи 3D гидропрослушивания на основе двух горизонтальных скважин (профильного гидропрослушивания). Сформулирована приближенная математическая модель и получено аналитическое решение прямой задачи. На его основе предложено обобщение традиционной графоаналитической методики решения обратных задач гидропрослушивания. Проведено теоретическое исследование особенностей определения коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости по получаемым при 3D гидропрослушивании данным.
     The forward and inverse problems for 3D interference tests with two horizontal wells (profile interference tests) are discussed. An approximate mathematical model is formulated and an analytical solution for the forward problem is obtained. Based on this solution, a generalization is proposed for the conventional grapho-analytical solution technique for inverse problems of interference tests. Features of vertical permeability determination based on 3D interference test data are theoretically studied.

Никитин А.Ю., Митрофанов А.Д., Боксерман А.А., Курчиков А.Р., Бодрягин А.В., Титов А.П.   "Учет особенностей геологического строения и стадии разработки объектов при определении оптимального комплекса интегрированных методов увеличения нефтеотдачи."
     Применение геолого-технологических моделей месторождений для планирования интегрированных методов является перспективным и необходимым составным элементом новых технологий. Изучение и прогноз зон развития природной и техногенной трещиноватости позволяют оптимизировать процесс разработки месторождений, а также разрабатывать программы геолого-технологических мероприятий адресного применения интегрированных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
     Geological and technological field models application for integrated methods planning is a promising and essential component of new technologies. The study and estimation of natural & industrial fracturing development zones permit to optimize field development process, as well as geological and technological measures programs of oil recovery integrated methods address application.

Владимиров И.В., Васильев В.В., Хальзов А.А., Вафин Б.И.   "Исследование процессов выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа."
     В работе показано, что образование в пласте по ряду причин (например, снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом) зон свободного газа приводит к ряду осложнений в разработке нефтяных залежей. В пласте с зонами свободного газа ухудшается гидродинамическая связь между добывающими и нагнетательными скважинами. Исследования показали, что эффективность разработки пласта снижается с ростом объемов выделившегося свободного газа.
     In work it is shown, that formation in a oil layer for some reasons (for example, decrease pore volume pressure below pressure of gas saturation) zones of free gas leads to a number of complications in development of oil pools. In a layer with zones of free gas hydrodynamical communication between producing and injecting wells decreases. Researches have shown, that efficiency of development of a layer decreases with growth of volumes of the allocated free gas.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Сахаров А.А.   "Эффективное управление инвестициями в нефтегазовых компаниях."
     Производственно-хозяйственная деятельность любой нефтегазовой вертикально интегрированной компании в той или иной степени, в том или ином виде обязательно связана с осуществлением инвестиционных вложений в создание новых и развитие действующих основных фондов и производств, в материальные и нематериальные активы. В статье рассматриваются вопросы управления инвестициями в нефтегазовых компаниях.
     The production and economic activities of any oil and gas vertically integrated company to a certain degree in one way or another are related to investments into creation of new and development of existing fixed assets and production facilities, into tangible and intangible assets. The article reviews the issues of investment management in oil and gas companies.

 

© ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
телефон: (495) 332-00-22; факс: (495) 331-68-77

В начало страницы •
На главную страницу •
Добавить в избранное •