Тюменниигипрогаз

Секция 1

кривых восстановления давления.

Отсутствие или слабый приток углеводородов зависит от кольматации призабойной зоны пласта, т. е. трещин в процессе бурения. Например, в скважине Салаирской площади Слр-1 значение скин-эффекта при испытании на режимах имело максимальное значение плюс 7,7, что привело к снижению дебита в два раза.

Явление «гистерезисной петли», возможное лишь с появлением остаточных деформаций, которые препятствуют восстановлению такой же продуктивности, какая была при прямом ходе, свидетельствует о смыкании трещин и снижении продуктивности скважин при данных параметрах испытания. Одинаковый характер индикаторных кривых в скважинах Ом-12 (терригенный коллектор) и Слр-1 (карбонатный коллектор) свидетельствует о том, что терригенный и карбонатный коллекторы близки по ФЕС.

Отмечено, что на Оморинском месторождении индикаторные диаграммы с увеличением депрессии приближаются к оси давлений, что свидетельствует о недостаточной подпитке трещин из капиллярных каналов и поэтому при больших депрессиях происходит смыкание трещин.

Таким образом, при выборе технологии испытания необходимо учитывать тип дренируемого коллектора. В частности, здесь следовало бы провести дальнейшие работы по интенсификации притоков с применением гидроразрыва пласта.

Выводы:

Для выявления промышленной значимости пластов терригенного венда при доразведке Оморинского месторождения необходимо проводить работы по интенсификации притоков с применением гидроразрыва пласта.

20

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Предложения по развитию отечественной нормативнометодической базы в области оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья из нетрадиционных источников

Кирильченко А. В. (ОАО «Газпром промгаз»)

Все большую актуальность приобретает вопрос освоения ресурсов углеводородного сырья из нетрадиционных источников. В первую очередь это обусловлено наличием значительных объемов нетрадиционных ресурсов углеводородов на фоне сокращения ресурсной базы в традиционных коллекторах.

Значимость вопроса подчеркивается высоким уровнем его обсуждения. Так, в октябре 2013 г. у министра природных ресурсов и экологии Донского С. Е., состоялось совещание на котором были рассмотрены перспективы использования углеводородов из нетрадиционных источников в России и отмечена возрастающая роль исследований в области вовлечения их в хозяйственный оборот.

Среди поручений, данных на совещании различным структурам Минприроды России, значится подготовка предложений по методике оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья в нетрадиционных источниках.

Следует отметить, что в настоящее время в России из всех видов такого типа ресурсов (метан угольных пластов, сланцевый газ, газ плотных пород, газовые гидраты, сланцевая нефть) нормативными документами в области подсчета запасов и оценки ресурсов обеспечен только метан угольных пластов – соответствующие требования устанавливает СТО Газпром 2-3.1-668-2012 «Методика подсчета запасов и оценки ресурсов метана угольных пластов в угольных пластах как самостоятельного полезного ископаемого».

Одними из наиболее важных вопросов совершенствования действующих нормативных документов и разработки на их основе общероссийских стандартов, включающих методические подходы к подсчету запасов и оценке ресурсов всех видов нетрадиционных ресурсов углеводородов, являются:

––разработка классификации запасов и ресурсов углеводородного сырья из нетрадиционных источников (и ее синхронизация с действующей классификацией запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов);

––определение границ подсчета запасов и оценки ресурсов (с учетом «непрерывности» этих нефтегазовых систем, структур-

21

Секция 1

но и стратиграфически неограниченных и неконтролируемых); –– определение коэффициента извлечения углеводородов. При разработке нормативных документов будет целесообраз-

но использовать зарубежный опыт (классификации PRMS и SEC), практические результаты апробации методики подсчета запасов и оценки ресурсов метана угольных пластов при подсчете запасов Талдинского метаноугольного месторождения Кузбасса, выполненного ОАО «Газпром промгаз», а также аналитические наработки научных институтов (ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «ВНИИГАЗ», ФГУП «ВНИГРИ» и др.)

Оценка ресурсного потенциала углеводородов из нетрадиционных источников и последующее их освоение дадут импульс к развитию инновационно-технологического потенциала этого сектора газовой отрасли и будут способствовать укреплению энергетической безопасности России.

22

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Реализация геоинформационного блока в информационноаналитической системе контроля геологоразведочных работ

Котова О. И. (ООО «Газпром геологоразведка»)

В ООО «Газпром геологоразведка» создан субрегиональный интегрированный банк геолого-геофизических и экологических данных по полуострову Ямал на основе «Системы мониторинга недропользования» (СМН) (ООО «СибГеоПроект»).

СМН состоит из двух частей: базы данных (БД) и базы геоданных на ArcGIS Server (ESRI). БД представляет собой целостный комплекс геолого-геофизических данных, между объектами которого формируются связи при занесении данных в БД.

Исходные материалы были получены в различных форматах: это проекты MapINFO, Corel Draw, растровые файлы, космоснимки. Был проведен информационный анализ разнородных сведений по геолого-геофизической и экологической информации, оцифровка данных. Так как существуют разногласия между данными из разных источников, была выполнена координатная увязка объектов с помощью комплекса ArcGIS. Пространственные данные были приведены к единой системе координат Пулково 1942 (СК-42) и помещены в базу геоданных на ArcGIS Server. При подготовке карт к визуализации и печати может использоваться координатная система, отличная от координат исходных данных. Например, карта России выполнена в равноугольной конической проекции Ламберта (Asia North Lambert Conformal Conic), а при подготовке детальных карт по территории полуострова Ямал предпочтительнее использовать проекции Гауса-Крюгера (зоны 12N, 13N), т. к. эти проекции дают минимальные искажения. В результате были сформированы картографические проекты в формате *.mxd ESRI ArcGIS с учетом общепринятых условных обозначений.

Для субрегионального банка данных была собрана информация по лицензионным участкам ООО «Газпром геологоразведка», оцифрованы подсчетные планы по всем продуктивным пластам, карты эффективных толщин, карты, отражающие экологическую обстановку, подготовлены слои карт в виде растров по водным, лесным, земельным, рыбным ресурсам.

Все картографические данные сгруппированы в тематические блоки: обзорная карта по территории Российской Федерации масштаба 1:1 000 000, сведения о месторождениях и перспективных

23

Секция 1

структурах и лицензионном фонде ОАО «Газпром» по всей России, сведения о геолого-геофизической изученности территории, запасы и ресурсы, детальные и региональные экологические картосхемы, данные дистанционного зондирования, гидрометеорологические данные. Исходные данные хранятся на сервере в оригинальном виде.

В проекте СМН «Ямал» используются как динамические, так и кэшированные сервисы. Динамическими сервисами являются: недропользование, изученность, экология, гидрометеорологические данные, дополнительные картографические материалы. Построение кэша выполнено для сервисов: базовая карта, данные дистанционного зондирования, топооснова.

Инструменты работы с картами предоставляют возможность выгрузки как оформленных карт, так и отдельных слоев, таблиц, растров, позволяют проводить пространственный анализ данных, определение местоположения на карте, идентификацию объекта.

При отображении слоев в web-версии имеется возможность составления индивидуального набора данных, наложения проектов и анализа отображаемой информации, создания новой тематической карты и экспорт в графические форматы.

Выводы:

Для создания геоинформационного блока были собраны данные различных типов из разных источников, проанализированы и приведены к единому формату и единой системе координат.

Реализация геоинформационного блока на основе системы мониторинга обеспечивает быстрый и удобный доступ к картографической информации для проведения анализа геологоразведочных работ.

24

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Особенности изменения литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных комплексов

крупных зон газонакопления в северной части Западной Сибири

Кулагина О. С. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Впределах крупных зон газонакопления в северной части Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юж- но-Русское месторождения) доказана продуктивность отложений туронского и сеноманского газоносных комплексов, а также апт-альбского, неокомского, верхне- и среднеюрского нефтегазоносных комплексов.

Максимальными значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) характеризуются продуктивные отложения сеноманского комплекса, сформировавшиеся в прибрежно-континенталь- ных обстановках осадконакопления, и литологически представленные мелко- и среднезернистыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами [1]. Их пористость составляет в среднем 29,8 %, проницаемость достигает значений 6520·10-3 мкм2. Улучшение коллекторских свойств обусловлено высоким содержанием в породах обломочного материала (от 60 % до 95 %), слабой степенью цементации обломков и хорошей их сортировкой, а также преобладанием среди породообразующих минералов кварца (до 75 %).

Вотложениях неокомского комплекса отмечается уменьшение пористости в среднем до 18,1 % и проницаемости до 184,2·10-3 мкм2

(максимальные значения достигают 3573,0·10-3 мкм2 – пласт БТ4 на Заполярном месторождении), что обусловлено уменьшением размерности зерен, их хаотичным распределением, более плотной упаковкой и, следовательно, сокращением объема пустотного пространства, а также наличием в глинистом цементе крустификационного хлорита и цеолитов [2].

Уменьшение степени сортировки обломочного материала, увеличение доли алевритовой и пелитовой фракций в гранулометрическом составе и увеличение доли полевых шпатов и обломков пород среди породообразующих минералов сопровождается дальнейшим снижением ФЕС с глубиной. Кроме того, в песчано-алевролитовых отложениях верхнеюрских пластов интенсивно проявились постседиментационные процессы цементации и уплотнения обломочного материала, что отражается в виде снижения пористости до 6–8 %, проницаемости до 1·10-3 мкм2.

25

Секция 1

Изменение ФЕС и процентных содержаний породообразующих минералов по нефтегазоносным комплексам

Изменения ФЕС сопровождаются вариациями содержания породообразующих минералов по разрезу. Так, в отложениях туронского и сеноманского комплексов преобладают кварц и полевые шпаты, а в составе неокомского, ачимовского и юрского комплексов – полевые шпаты и обломки пород. Распределение ФЕС по продуктивным комплексам хорошо согласуется с изменениями соотношений между процентным содержанием кварца и полевых шпатов среди породообразующих минералов – со снижением содержания кварца ФЕС коллекторов ухудшаются (рисунок). Изменение состава пород обусловлено сменой источников сноса обломочного материала по мере заполнения осадочного бассейна.

Гипсометрическая выраженность структур первого и второго порядка на различных этапах юрско-мелового этапа развития осадочного чехла создавала благоприятные предпосылки для формирования в присводовых участках палеоподнятий крупных зон опесчанивания разреза. Активная динамика морского бассейна за счет усиленной волно-прибойной деятельности обусловила отложение мощных, протяженных по площади толщ песчано-алевритового материала, характеризующегося высокой степенью окатанности и отмыва и обладающего улучшенными ФЕС, благоприятными для формирования залежей нефти и газа. Наличие в разрезе таких зон развития коллекторов находит свое отражение в сейсмических и

26

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

потенциальных полях, что создает благоприятные предпосылки для прогнозирования и последующего поиска крупных зон нефтегазонакопления в пределах северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Список литературы:

1.Ежова А. В. Литологические особенности верхнемеловых отложений севера За- падно-Сибирской провинции // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1972. № 62. С. 110–115.

2.Коссовская А. Г. Генетические типы цеолитов стратифицировнных формаций // Литология и полезные ископаемые. 1975. № 2. С. 23–44.

27

Секция 1

О методике и результатах исследования тектонического развития месторождений Ямало-Гыданской НГО

Куркин А. А. (ООО «НОВАТЭК НТЦ»), Григорьева Ю. И. (Schlumberger)

Несмотря на относительно простое тектоническое строение За- падно-Сибирского бассейна исследование тектоники при построении геологических моделей месторождений и оценке перспектив нефтегазоносности представляется очень важным [1, c. 77]. К сожалению, при построении сейсмогеологических моделей этому уделяется мало времени и внимания. Часто даже не предпринимается попытка объяснить происхождение тех или иных структур и систем разломов. В настоящей работе авторы рассматривают проблему разработки единого подхода к построению тектонической модели и на примере нескольких месторождений предлагают методику (рис. 1), позволяющую получить информацию о тектоническом развитии, на основе которой можно уточнить сейсмическую интерпретацию, геологическую модель, оценку рисков, запасов и ресурсов (рис. 2).

Рис. 1. Схема методики работ

28

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Рис. 2. Роль исследования тектоники в процессе исследования месторождения

Известно, что теоретически и экспериментально обоснованы определенные зависимости между тектоническими обстановками, особенностями строения разломов на разрезах и расположением их в плане [2, с. 7]. Поэтому выделение и трассирование разломов необходимо выполнять с учетом их типа, амплитуды и в соответствии с региональными тектоническими трендами. Для севера Западной Сибири характерны кулисообразные системы нарушений [3, с. 120–121], где мелкие (до 4-5 км по латерали) разломы субмеридионального простирания выстраиваются вдоль линий, предположительно, линеаментов фундамента.

Время активности разломов, образования структур, тип и направление тектонических движений можно определить по результатам палеогеоморфологического анализа – исследования толщин сейсмокомплексов по картам и разрезам и выделения характерных сейсмофаций. Например, увеличение мощности отложений по направлению к сбросу свидетельствует о тектоническом растяжении в данный период геологического времени. Резкое уменьшение толщин на своде антиклинали соответствует фазе роста структуры. В исследуемом регионе после триаса произошло четыре этапа наибольшей тектонической активности. Сбросовые разломы и антиклинали формировались одновременно, что может указывать на сдвиговую природу возникновения антиклиналей в ходе трансгрессии. Направление сдвига можно определить, исходя из взаимного расположения разломов и антиклиналей. Пример интерпретации подобной системы показан на рис. 3, где был выделен левосторонний сдвиг.

29