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

 

№    6 / 2011

 

СОДЕРЖАНИЕ:

 

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА

УДК 553.982.23
"ПУЛЬСИРУЮЩИЙ СТРЕСС КАК ОТРАЖЕНИЕ ТЕКТОНО-ГИДРОТЕРМАЛЬНОЙ АКТИВИЗАЦИИ И ЕГО РОЛЬ В ФОРМИРОВАНИИ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЧЕХЛА (НА ПРИМЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)."
А.Д. Коробов , Л.А. Коробова
Саратовский госуниверситет им. Н.Г. Чернышевского
4100012, г. Саратов, ул. Астраханская, 83,
кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых,
тел.: (8452)51-64-29,          e-mail: Korob@info.sgu.ru
     Периоды тектоногидротермальной активизации, протекавшей в обстановке разноинтенсивного пульсирующего бокового давления, подразделяются на две стадии. На ранней стадии (резкий частый пульсирующий режим стресса) преобладало растворение пород (сернокислотное выщелачивание) с образованием каолинит-диккит-кварцевых метасоматитов – вторичных коллекторов в пластах ЮК10-11 Талинского месторождения. В поздней стадии (слабый медленный пульсирующий режим стресса) доминировало гидротермальное минералонакопление, при котором аутигенные диккит, триклинный каолинит и кварц отличаются идиоморфизмом, очень большими размерами кристаллов и структурным совершенством решеток. Поступление УВ в пласты ЮК10-11 осуществлялось в позднюю тектоногидротермальную стадию, чему способствовал ослабевший стресс, который в таком состоянии выступал в роли природного насоса, эвакуирующего нафтиды из нефтегазоматеринских пород в ловушки.
Ключевые слова: тектоногидротермальная активизация; пульсирующий стресс; кислотное выщелачивание; вторичные коллекторы нефти.
"PULSATING STRESS AS REFLECTION OF TECTONIC HYDROTHERMAL ACTIVATION AND ITS ROLE IN GENERATION OF PRODUCTIVE COLLECTORS COVER (WEST SIBERIA IS TAKEN AS AN EXAMPLE)."
A.D. Korobov, L.A. Korobova
N.G. Chernyshevsky Saratov State University
     Periods of tectonic hydrothermal activation having taken place in condition of pulsating lateral pressure of different intensity are divided into two stages. The early stage (sharp quick pulsating regime of stress) is marked by prevailing of rock solution (sulfuric acid leaching) followed by formation of kaolinite-dikkit-quartzitic metasomatites – secondary collectors in YuK10-11 layers of Talinsky field. The latest stage (weak low pulsating regime of stress) is characterized by domination of hydrothermal accumulation of minerals, during which authigenic dikkit, triclinic kaolinite and quartz differ by their idiomorphizm, very big sizes of crystals and structural perfection of lattice. Hydrocarbon penetration into YuK10-11 layers took place during the latest tectonic-hydrothermal stage due to lessened stress which played the role of natural pump, evacuating naphthyds out of oil and gas source rocks into traps.
Key words: tectonic-hydrothermal activation; pulsating stress; acid leaching; oil secondary collectors.

УДК 553.98.041
"ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В СЕВЕРО-ВОСТОЧНЫХ РАЙОНАХ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ (СУША, ПЕЧОРОМОРСКИЙ ШЕЛЬФ)."
Михаил Михайлович Богданов, Сотникова Алена Георгиевна
Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ)
105118, г. Москва, шоссе Энтузиастов, 36,
тел.: (495) 673-29-09,          e-mail: bogdanov-pechora@yandex.ru,    sotnikova_ag@mail.ru
     Выполнены палеотектонические реконструкции развития основного по начальным извлекаемым запасам нефти карбонатного среднеордовикско–нижнедевонского НГК на отрезках времени, соответствующих каледонскому, герцинскому, альпийскому циклам тектогенеза, их стадиям и фазам.
Установлено, что в заключительную фазу позднегерцинской стадии тектогенеза произошла трансформация сложившегося в зависимости от дислокаций фундамента структурного плана среднеордовикско-нижнедевонского НГК. Выявлено, что в результате наложения раннекиммерийских складчато-надвигопокровных деформаций образовались новые структурные формы, контролирующие ЗНГН.
     Выявлены разнообразные по времени заложения и морфологии структурные формы, контролирующие зоны нефтегазонакопления, и дан их прогноз. Установлено наличие двойного тектонического контроля за размещением ЗНГН, выраженного в сосредоточении значительного количества залежей в тектонических "узлах" пересечения структурных элементов различного генезиса (сдвиговые деформации – валы, сдвиговые деформации – зоны разломов).
Ключевые слова: реконструкции; зоны нефтегазонакопления; сдвиговые деформации; типы ловушек.
"PALEOTECTONIC CONDITIONS OF FORMATION AND PROGNOSIS OF DISTRIBUTION OF OIL AND GAS ACCUMULATION AREAS IN THE NORTH-EASTERN REGIONS OF TIMAN0-PECHORSKY PROVINCE (LAND, PECHOROMORSKY SHELF)."
Mikhail Mikhailovich Bogdanov, Alena Georgievna Sotnikova
All-Russian Scientific-Research geological Petroleum Institute (VNIGNI)
     Paleotectonic restoration of development of carbonate oil and gas complex (being considered the basic one due to initial recovered oil stocks) of the Middle Ordovician-Low Devonian stages during time periods corresponding to Caledonian, Hercynian and Alpine cycles of tectogenesis is fulfilled.
It is proved that transformation of structural plan of oil and gas complex of the Middle Ordovician-Low Devonian periods, which was formed depending on foundation locations, occurred during the tectogenesis final phase of the Late Hercynian stage. It is found out that new structural forms, controlling oil and gas accumulation zones, appeared as a result of imposition of the Early Cimmerian fold-thrust-tectorial deformations.
     Structural forms differing by time of formation and morphology which control zones of oil and gas accumulation are revealed. Their prognosis is presented. Availability of double tectonic control over placement of oil and gas accumulation zones which implies presence of a remarkable number of deposits in tectonic “cross-links” of structural elements of different genesis (displacement deformations – arcs, displacement deformations - fracture zones is proved.
Key words: restoration; zones of oil and gas accumulation; displacement deformations; types of traps.

УДК 553.981 (574.1)
"ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ФАЗОВО-ГЕНЕТИЧЕСКОГО ТИПА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ХАРАКТЕРА НАСЫЩАЮЩИХ ИХ ФЛЮИДОВ."
Ж.К. Кусанов
Карачаганакская производственная нефтяная компания
090300, Республика Казахстан, Западно-Казахстанская область, г. Аксай,
тел.: (763) 222-49-89,          e-mail: KusanZ@kpo
     Рассматриваются и выясняются сочетания благоприятных условий скопления флюидов (нефти, газа, газоконденсата) для их раздельного формирования, распределения, размещения и для случаев, когда они размещаются совместно, образуя при этом двухфазные (газонефтяные и нефтегазовые) углеводородные системы Прикаспийского бассейна. Особую актуальность изучения закономерностей размещения залежей углеводородов в подсолевых отложениях палеозойского возраста представляют внутрибассейновые карбонатные платформы северного борта Прикаспийского бассейна. Представлены результаты комплексной обработки геолого-промысловых, интерпретации скважинных и наземных сейсмических данных, относящихся к нефтегазонасыщенным отложениям подсолевой палеозойской толщи (горизонта девона–карбона), к массивным газоконденсатным залежам нижнепермской толщи ассельско-сакмарско-артинских отложений, и к ранее недостаточно изученным участкам, непосредственно относящимся к перспективным отложениям, а именно: к нефтяным и газоконденсатным залежам в карбонатном пласте и межкупольной мульде карбонатно-сульфатной части филипповско-иреньского основания в верхнепермских образованиях.
Ключевые слова: Прикаспийский бассейн; карбонатонакопления; залежь; углеводороды; флюиды; результаты прогноза и оценки литологического состава и стратиграфического анализа; интервалы геологического разреза пластов-коллекторов нефти и газа; распределение по вертикали и латерали нефтенасыщенных толщин; геохимические особенности нефтей, газов и конденсатов.
"GEOLOGICAL-GEOCHEMICAL EVALUATION OF PHASE-GENETIC TYPE OF HYDROCARBON DEPOSITS AND CHARACTERISTICS OF FLUIDS, SATURATING THEM."
Zh. K. Kusanov
     Some combinations of favorable conditions of fluids (oil, gas and gas-condensate) accumulation required for their separate generation, distribution, placement and for cases of their joint placement forming two-phase (gas-oil and oil-gas) hydrocarbon systems of Pre-Caspian reservoir are considered and revealed. Intra-reservoir carbonate platforms of the northern border of the Pre-Caspian reservoir are of some special interest for studying regularities of hydrocarbon deposits’ placement in sub-salt formations of Paleozoic age. Results of complex processing of geological-field data, interpretation of well and land seismic data, relating to oil and gas saturated deposits of sub-salt thickness of Paleozoic age (Devonian-Carbonaceous horizon), to massive gas-condensate deposits of Low-Permian thickness of asselsk-sacmarsk-artinsky formations as well as to earlier insufficiently studied areas, looked upon as perspective formations, namely, to oil and gas-condensate deposits located in carbonate layer and intra-dome syncline of carbonate-sulfate part of philippovsky-irensky basement of the Upper Permian formations.
Key words: Pre-Caspian reservoir; carbonate accumulations; deposit; hydrocarbons; fluids; prognosis and evaluation results of lithologic composition and stratigraphic analysis; intervals of geological section of oil and gas formations-collectors; vertical and lateral distribution of oil and gas saturated thicknesses; geochemical peculiarities of oils, gases and condensates.

УДК 553.98.041(571.1/.5)
"ПАЛЕОРИФТОВЫЕ СИСТЕМЫ ЗАПАДНОЙ АРКТИКИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ."
В.А. Шеин
ООО "Газпром ВНИИГАЗ"
115583, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка,
тел.: (495) 355-92-06,          e-mail: V_Shein@vniigaz.gazprom.ru
     В пределах Западной Арктики выделены 5 рифтовых систем (тафрогенов): Баренцевская, Западно-Сибирская, Тимано-Печорская, Мезенская, Арктическая. Эти тафрогены отличаются по возрасту формирования, степени раскрытости рифтов (континентальные, океанические, типа пул-апарт и др.). Упомянутые тафрогены способствовали образованию бассейнов разного типа: 1 – континентальных рифтов и эпирифтовых депрессий (Баренцевский ГНБ, Западно-Сибирский НГБ), 2 – пассивных контитнентальных палеоокраин (Тимано-Печорский НГБ, Мезенский ПНГБ), 3 – океанических рифтов (Амеразийский ПНГБ, Норвежско-Гренландский ПНГБ).
     Рифтовые системы испытали: дорифтовую, предрифтовую, рифтовую и эпирифтовую стадии развития. В эти стадии формируются соответствующие им тектонические и связанные с ними нефтегазоносные комплексы. НГК рифтовых зон отличаются набором формаций, типами ловушек и др.
     Перспективы нефтегазоносного палеозойского НГК связаны преимущественно с карбонатными отложениями межрифтовых выступов, развитыми по периферии Баренцевского тафтогена. Триасовый терригенный НГК перспективен в пределах инверсионных валов, на склонах межрифтовых выступов. Юрский НГК перспективен в южной части Баренцевского тафрогена, где развиты породы-коллекторы хорошего качества, образованные за счет дельтовых отложений, меловой – в центре и на западе тафрогена.
Ключевые слова: палеорифт; рифтовая система (тафроген); эпирифтовые прогибы; депрессии; типы ловушек; перспективы нефтегазоносности.
"PALEOGROOVE SYSTEMS OF WESTERN ARCTIC AND PROSPECTS FOR THEIR OIL AND GAS BEARING."
V.A. Shein
"GazpromVNIIGAZ, Ltd."
     Five groove systems (taphrogens), namely, Barentsevsky, Zapadno-Sibirsky, Timano-Pechersky, Mezensky and Arktichesky, are revealed within the boundaries of Western Arctic. These taphrogens differ in generation age, degree of grooves’ exposure (continental, oceanic, pool-apart, etc.). The above-mentioned taphrogenes encouraged reservoir generation of various types: 1 – continental grooves and epigroove depressions (Barentsevsky gas-oil reservoir, Zapadno-Sibirsky oil-gas reservoir), 2 – passive continental paleomargins (Timano-Pechersky oil-gas reservoir, Mezensky oil-gas reservoir), 3 – oceanic grooves (American-Asian oil-gas reservoir, Norway-Greenland oil-gas reservoir).
     Groove systems had several stages of development such as before groove, pre-groove, groove and epi-groove. Tectonic complexes and oil and gas bearing complexes, linked with them, are formed during the above-mentioned stages of development.
     Perspectives of oil and gas bearing of Paleozoic oil and gas complex are mainly related to carbonate deposits of intra-groove edges generated along periphery of Barentsevsky taphtogen. Triassic terrigenous oil and gas complex looks perspective in boundaries of inversion arcs and slopes of intra-groove edges. Jurassic oil and gas complex appears perspective in the southern part of Barentsevsky taphrogen, where qualitative rock-collectors are generated due to delta deposits: Cretaseous – in the center and taphrogen – in the western part.
Key words: paleogroove; groove system (taphrogen); epi-groove trough; depressions; types of traps; prospects for oil and gas bearing.

УДК 550.834.05(571.121)
"ОТОБРАЖЕНИЕ СТРОЕНИЯ СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ НА СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЗРЕЗАХ (НА ПРИМЕРЕ ЯНАО)."
Елена Юрьевна Лаптева  1, Александр Викторович Губа  1, Эдуард Геннадьевич Невоструев  2
ОАО "Сибнефтегеофизика"    1
630005, г. Новосибирск, ул. Ломоносова, 57,
e-mail: lapteva@sibngf.ru; alex@sibngf.ru;
ООО "Газпром добыча Ноябрьск"   2
629806, г. Ноябрьск, ул. Республики, 20,
тел.: (349) 636-93-74,          e-mail: nevostruev.eg@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru
     С целью более эффективного планирования процесса эксплуатации месторождения сделана попытка уточнения строения сеноманской газовой залежи. Установлен характер сейсмической записи, свидетельствующий о газонасыщении пласта, и выделена по динамическим атрибутам область газонасыщения, что дало возможность картирования уровня ГВК. Динамические характеристики сейсмической записи связаны со строением залежи на момент отработки куба данных МОГТ 3D, что позволяет картировать изменения уровня ГВК, тем самым проводить мониторинг газовых месторождений по данным 3D сейсморазведки.
Ключевые слова: сеноманская залежь; газонасыщенность; сейсмическия запись; динамический анализ.
"REFLECTION OF SENOMANIAN GAS DEPOSIT STRUCTURE ON SEISMIC SECTIONS (YAMALO-NENETSKY AUTONOMOUS DISTRICT IS TAKEN AS AN EXAMPLE)."
Elena Yurievna Lapteva  1, Alexander Viktorovich Guba  1, Eduard Gennadievich Nevostruev  2
1
   JSC "Sibneftegeofizika"
2    "Gazprom dobycha Noyabrsk, Ltd."
     Senomanian gas deposit structure was clarified for the purpose of effective planning of this deposit development. Seismic record characteristics proving stratum gas saturation were determined and gas saturation area was revealed according to dynamic attributes allowing mapping of GWC level. Dynamic characteristics of seismic record are linked with the deposit structure at the moment of processing of 1 cube of CDP 3D data providing for mapping of GWC level changes and monitoring of gas deposits by 3D seismic data.
Key words: Senomanian gas deposit; gas saturation; seismic record; dynamic analysis.

УДК 553.98(479.24)
"О ФОРМИРОВАНИИ КРУПНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ И ПРИЧИНАХ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ."
К.Н. Каграманов  1, Е.Ю. Погорелова  2
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики   1;
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия   2
     Южно-Каспийская впадина является одной из уникальных геологических структур земной коры по условиям осадконакопления и глубинам залегания, толщине и скорости осадочных образований, по истории геотектонического развития, нефтегазообразования, нефтегазонакопления, удельным запасам, размерам и геологическому строению резервуаров.
     Предполагается, что механизм формирования УВ месторождений крупного размера связан, в основном, с автономностью процессов и доминированием внутрирезервуарвного механизма, с учетом влияния окружающей среды, характеризующейся большой напряженностью и геодинамической системой сверхгазонасыщенной среды.
     В работе описан механизм дальнейшего роста зародыша структур (в связи с повышением глубины их залегания в крайне напряженном и насыщенном газом) до крупных (уникальных) размеров, происходящий в основном за счет "внутренних" факторов в самом месторождении УВ и вокруг него.
     Таким образом, основным фактором, оказывающим сопротивление отрицательному влиянию горного давления на ФЕС пород на больших глубинах, является пластовое давление. Разница горного давления и пластового, т. е. эффективное давление, ухудшает ФЕС пород с глубиной, следовательно, ФЕС пород на больших глубинах прямо зависит от величины пластового давления. В этих условиях в коллекторах, содержащих УВ, в повышенной части антиклинальных структур с большой высотой имеется относительно повышенное пластовое давление за счет роста избыточного давления.
     На этой основе разработанная теоретическая базовая модель формирования УВ резервуаров больших высот и сохранения коллекторских свойств на больших глубинах ЮКВ способствует повышению информации о больших глубинах.
Ключевые слова: Южно-Каспийская впадина; фильтрационно-емкостные свойства; модель формирования УВ резервуаров; коллекторские свойства; нефтегазообразование; нефтегазонакопление.
"SOME ASPECTS OF LARGE HYDROCARBON RESERVOIRS GENERATION AND REASONS FOR PRESERVING OF COLLECTOR PROPERTIES AT BIG DEPTHS IN THE SOUTH CASPIAN DEPRESSION."
Gh. N. Gahramanov  1, E. Yu. Pogorelova  2
State Oil Company of Azerbaijan Republic   1;
Azerbaijan State Oil Academy   2
     The South Caspian depression is a unique geological structure of the crust in respect to sediments accumulation and depths of their location, thickness and time of sedimentary formations, geotectonic development history, oil and gas generation, oil and gas accumulation, specific reserves, sizes and geological structure of reservoirs.
It is supposed that formation mechanism of large hydrocarbon fields is generally linked with autonomy of processes and domination of intra-reservoir mechanism with account of environment influence characterized by great tension and geodynamic system of gas over-saturation.
     The article describes procedure of further growth of structure "embryo (in connection with increase of their location depth in extremely stressed and gaseous environment) till large (unique) sizes due to "inner" factors of a hydrocarbon fields itself and outside factors.
     Thus, layer pressure appears the main factor resisting to negative influence of rock pressure on filtration-capacitive properties of layers at big depths. The difference between rock and layer pressure, or effective pressure, worsens filtration-capacitive properties with depth, consequently, rock filtration-capacitive properties depend directly on a layer pressure value. In these conditions in anticlines raised sector with high altitude of hydrocarbon collectors relatively high layer pressure may be observed due to excess pressure growth.
     Theoretical model of hydrocarbon reservoirs formation of big altitude and collector properties preservation at big depths of the South Caspian depression, developed on this base, encourages obtaining more information about big depths and developing of oil geology.
Key words: the South Caspian depression; filtration-capacitive properties; model of hydrocarbon reservoirs formation; collector properties; oil and gas generation; oil and gas accumulation.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 552.5:553.98.048(470.53)
"МИНИМИЗАЦИЯ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ОЦЕНКИ СРЕДНИХ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРОД."
Владимир Павлович Митрофанов, Елена Александровна Соснина
ООО "ПермНИПИнефть"
614066 , г. Пермь, ул. Советской Армии, 29,
тел.: 8(342) 233-67-59,     тел./факс: (342) 233-67-28,          e-mail: permnipineft@permnipineft.com
     По критерию энтропии обосновано необходимое количество определений пористости и проницаемости по данным исследований керна для расчета их достоверных средних значений. Анализ энтропии проведен на примере карбонатных и терригенных отложений. Показано, что для получения достоверных средних величин пористости и проницаемости необходимо порядка 100–200 определений.
Ключевые слова: фильтрационно-емкостные свойства; исследования керна; пористость; проницаемость; энтропия.
"MINIMIZATION OF UNCERTANTY OF EVALUATION OF AVERAGE FILTRATIONAL-CAPACITIVE PROPERTIES OF ROCKS."
Vladimir Pavlovich Mitrofanov, Elena Alexandrovna Sosnina
"PermNIPIneft, Ltd."
     The necessary number of porosity and permeability definitions according to data of core studies for calculation of their authentic average values is proved by entropy criterion. The entropy analysis is fulfilled with carbonate and terrigenous deposits taken as an example. It is shown that approximately 100–200 definitions are required for reception of authentic average values of porosity and permeability.
Key words: filtration-capacitive properties; core studies; porosity; permeability; entropy.

УДК 662.276.344(18)
"ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПНП И ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ."
А.Н. Куликов  1, Д.Ю. Елисеев  1, А.П. Рожков  2
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина   1
119991, г. Москва, Ленинский просп., 65,
e-mail: Kulikov@ufanipi.ru;
ООО "Газпромнефть НТЦ"   2
     С целью объективного изучения критериев эффективности технологий ВПП нагнетательных скважин в статье рассмотрены результаты специальных вычислительных экспериментов, поставленных в симуляторе разработки нефтяной залежи. Представлены результаты анализа эффективности работ на месторождениях ОАО "Газпромнефть–Ноябрьскнефтегаз".
Ключевые слова: физико-химические технологии; селективность; низкопроницаемые пропластки нефтеотдачи пластов.
"SOME ASPECTS OF GEOLOGICAL-TECHNOLOGICAL FACTORS’ IMPACT ON EFFICIENCY OF PHYSICAL-CHEMICAL TECHNOLOGIES REQUIRED FOR OIL RECOVERY INCREASE OUT OF A LAYER AND THEIR PERFECTION."
A.N. Kulikov  1, D.Yu. Eliseev  1, A.P. Rozhkov  2
1
   I. Gubkin Russian State University of Oil and Gas
   "Scientific-Technical Center Gazpromneft, Ltd."
     The article considers results of some special calculation experiments held in simulator of an oil deposit development to study efficiency criteria of VPP technologies of injection wells. Some results of operational efficiency analysis in oilfields of JSC "Gazpromneft–Noyabrskneftegaz" are presented.
Key words: physical-chemical technologies; selectivity; low-permeable inter-layers; increase of oil recovery out of layers.

УДК 553.982.2
"ПРИМЕНЕНИЕ ДИСПЕРСИОННОГО АНАЛИЗА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНОЙ ОТМЕТКИ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА ЗАЛЕЖИ."
Татьяна Сергеевна Зиновкина
Институт проблем нефти и газа (ИПНГ)
119333, г. Москва, ул. Губкина, 3,
тел.: (499) 135-38-48,          e-mail zints@mail.ru
     Залежь нефти приурочена поднятию Алиан, которое представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку, имеющую два купола (Западный и Восточный).
     В период с 1974 по 1992 г. на месторождении пробурено 25 скважин. Водонефтяной контакт вскрыт скважинами на различных глубинах. Возникает вопрос: что оказывает влияние на уровень ВНК, местоположение скважины или произведенный отбор нефти?
     В статье доказывается изменения положения ВНК в процессе разработки залежи, а также различие начальной отметки ВНК для западного и восточного куполов месторождения.
Ключевые слова: водонефтяной контакт; дисперсионный анализ; месторождение Алиан.
"APPLICATION OF DISPERSE ANALYSIS TO DEFINE OIL-WATER CONTACT OF OIL ACCUMULATION."
Tatyana Sergeevna Zinovkina
Institute of Oil and Gas Problems (IPNG)
     The oil accumulation relates to Alian uplift being an asymmetrical brachy-anticline fold with two domes - the Western one and the Eastern one. 25 wells were drilled during the period of 1974–1992. Oil-water contact (OWC) was uncovered by wells at different depths. There appears a question whether oil-water contact level is influenced by a well location or by oil recovery. The article proves changing of OWC position during oil accumulation development as well as difference of OWC initial mark for western and eastern domes of the oilfield.
Key words: oil-water contact (OWC); disperse analysis; "Alian" oilfield.

Поздравляем юбиляра

 

 

 


 

© 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 •