Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С РАЗВИТИЕМ АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ РФ

(ENVIRONMENTAL CHALLENGES RELATED WITH DEVELOPMENT OF THE ARCTIC ZONE OF RUSSIA)

Сапрыкина К.М.

(научный руководитель - профессор Гаврилов В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Ресурсный потенциал Арктического региона по результатам последних исследований весьма высок, и по оценкам экспертов шельф содержит около 80 % потенциального углеводородного запаса, что привлекает пристальное внимание крупных нефтегазодобывающих компаний. Вопрос обеспечения экологической безопасности в арктическом регионе является на сегодняшний день одним из наиболее важных и актуальных.

На сегодняшний день в регионе достаточно проблем и возможных факторов риска, а с последующим освоением Арктики экологические риски, связанные с разработкой месторождений нефти и газа будут накладываться на уже имеющиеся «слабые места» региона, в результате чего велика вероятность ухудшения состояния окружающей среды.

Среди источников антропогенного воздействия выделяют: разработку полезных ископаемых; преднамеренное захоронение загрязняющих и радиоактивных веществ; поступление промышленных и бытовых сточных вод непосредственно в море или с речным стоком; аварийные выбросы судов, подводных трубопроводов или судовых операций; перенос загрязняющих веществ через атмосферу.

Очевидно, что по мере возрастания роли человека в Арктике максимально допустимые пороги чувствительности могут быть превышены и приближаться к критическим отметкам, а это значит, они могут приводить к резким и нелинейным изменениям в функционировании экосистем.

Традиционный подход к решению вопросов и проблем отдельными государственными структурами, научными институтами и компаниями на практике оказывается не достаточно эффективен. Опираясь на мнения экспертов, полагаю, что существует необходимость интегрированного подхода, который будет способствовать преодолению сложностей и критических моментов в данном регионе.

Возможно, эта система мер должна опираться на следующие элементы: фундаментальные исследования; обеспечение устойчивого долгосрочного мониторинга и систематических наблюдений; регулярной и систематической оценки прогресса в обеспечении экологической безопасности; создание современных и эффективных методик, техники и технологий для проведения мониторинга с учетом сложности, уникальности и масштабов Арктического региона.

99

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ОСНОВАНИИ РЕГИОНАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕПСКО-БОТУЛБИНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

(PROSPECTS OF PETROLEUM POTENTIAL OF THE NEPABOTUOBA PETROLEUM REGION BASED ON REGIONAL STUDIES)

Сарычева Е.В.

(научный руководитель - д.г.-м.н. Хафизов С.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Непско-Ботуобинская антеклиза (НБА) является одной из самых перспективных областей для добычи нефти и газа на территории Сибирской платформы. К настоящему времени в центральных районах НБА открыто более 10 месторождений. Залежи УВ на открытых месторождениях, как правило, неантиклинального типа. Их контуры контролируются сложным сочетанием литологического, стратиграфического и тектонического факторов. Большая часть запасов нефти и газа приурочена к отложениям вендского терригенного нефтегазоносного комплекса.

Знание генетической природы всех элементов углеводородной системы и процессов формирования УВ скоплений поможет выработать оптимальную методику для их поисков и разведки. С целью изучения УВ системы и прогноза нефтегазоносности был выбран метод бассейнового моделирования. В качестве опорного профиля для построения двухмерной модели выбран региональный сейсмический профиль «Батолит».

Непско-Ботуобинская нефть приурочена к материнским породам позднего рифея и раннего венда. В формировании залежей существенную роль играла региональная латеральная миграция УВ. Ключевым этапом в формировании ловушек стал ранний кембрий, когда были образованы покрышки из соляных отложений. Завершение формирования залежей УВ можно отнести к позднему ордовику – раннему силуру, времени начала образования Байкало-Патомского нагорья. В современных контурах Предпатомский осадочный бассейн сформировался в постмезозойское время. Наиболее значительными перерывами в осадконакоплении на рассматриваемой территории являются предвендское, раннесреднекембрийское и раннесилурийское. Моделирование проводилось с учетом этих перерывов, так как мощности эродированных отложений были достаточно велики и оказали влияние на степень прогрева отложений.

В результате проделанной работы восстановлена история формирования нефтегазоносного бассейна. На основе моделирования были определены основные этапы и масштабы генерации УВ, их миграции к зонам скопления. Достоверность построенной модели подтверждается соответствием выделенных на основе моделирования зон аккумуляции УВ и открытых крупных месторождений.

100

ПОВЫШЕНИЕ ИЗВЛЕКАЕМОСТИ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМ СНИЖЕНИЕМ ЕЕ ВЯЗКОСТИ В НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ БУХАРО-ХИВИНСКОГО РЕГИОНА

(IMPROVING HEAT OIL RECOVERY REDUCING ITS VISCOSITY PETROLIUM DEPOSITS BUKHARA-RHIVA REGION)

Сафаров А.Ф.

(научный руководитель - д.г.-м.н., профессор Хусанов С.Т ) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

Решение задач по ускорению темпов развития топливноэнергетической базы в стране вызывает необходимость постоянного расширения геологоразведочных работ для обеспечения дальнейшего роста запасов нефти и газа за счет открытия и разведки новых месторождений.

Основной прирост запасов углеводородов в республике на сегодняшний день связывается с юрской карбонатной формацией Южного и Западного Узбекистана, где в последние годы открыто ряд месторождений нефти и газа.

Для повышения извлекаемости нефти и газа используются различные способы:

-повышение пластового давления путем обратной закачки попутных нефтяных вод, (либо из артезианских или поверхностных водоемов), или попутного газа, в котором содержание тяжёлых углеводородов может доходить до 40%.

-снижение вязкости нефти путем закачки в пласты специальных химических реагентов, либо горячих артезианских вод.

Все эти способы являются финансо - затратными и трудно применимыми в условиях Бухаро-Хивинского региона из-за дефицита водных ресурсов, большой глубины давления артезианских вод, дороговизны химических реагентов.

Поэтому большой интерес представляют исследования по возможности использования местных региональных возможностей по повышению нефтеотдачи эксплуатируемых в Кашкадарьинской области нефтяных месторождений. Одной из таких возможностей является использование природно-климатических условий Бухаро-Хивинского региона состоящее в закачивании нагретых в солнечных гелиопрудах поверхностных вод в нефтеносные пластовые слои для одновременного повышения температуры и снижения вязкости нефти и увеличения пластового давления.

В настоящей работе проанализирован вопрос создания на территории Кашкадарьи теплоэнергостанций на основе солнечных прудов, которые будут конкурентоспособными с другими методами повышения нефтеотдачи нефтегазоносных пластов, а во многих случаях и единственно приемлемыми.

101

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭВРИСТИЧЕСКОГО ПОДХОДА ПРИ ОЦЕНКЕ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

(USING HEURISTIC APPROACH TO THE EVALUATION

HYDROCARBON RESOURCES)

Сенаторова Д.С., Гайсина Л.Г. (научный руководитель - доцент Курамшин Р.М.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Российская классификация УВС позволяет структурировать запасы нефти и газа на открытых месторождениях и ресурсы структур: подготовленных к поисково-оценочному бурению, локализованных, перспективных и прогнозных. Для подготовленных сейсморазведкой структур предлагается эвристический подход по оценке геологических параметров, используемых при оценке ресурсов. Используются геологические параметры пласта статистически определенные по залежам, подтвердившим свою продуктивность.

При использовании статистического метода оценки параметров пластов первоочередное значение имеет «место» и «время», т.е. приуроченность анализируемых параметров продуктивных пластов к одному нефтегазовому району (провинции) и геологическому времени. Исследовано 241 залежь юрских отложений Сургутского свода (нефтегазоносного района) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Статистическим способом определены следующие параметры: пористость, нефтенасыщенность, эффективная нефтенасыщенная толщина. Согласно проведенным исследованиям распределение пористости, нефтенасыщенности и эффективной нефтенасыщенной толщины близко к нормальному, что позволяет в расчетах использовать средние значения параметров, которые соответственно равны: коэффициент пористости по керну – 16,05%, коэффициент нефтенасыщенности – 0,54 доли ед., эффективная нефтенасыщенная толщина – 3,41 м.

Локализованные и подготовленные к бурению структуры по результатам сейсмических исследований имеют обоснованные размеры структурных ловушек. Зная площадь структуры, объемным методом можно достаточно достоверно оценить ресурсы нефти данной структуры.

Далее можно построить ресурсную палетку по размерам площади структур УВ и оценить экономическую эффективность работ по каждой структуре и провести ранжирование очередности поисково-разведочных работ.

102

ПОИСКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТУРБИДИТОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ В ОХОТОМОРСКОМ ОСАДОЧНОМ БАССЕЙНЕ

(THE SEARCHING OF HYDROCARBONS IN TURBIDITE RESERVOIRS IN THE OKHOTSK SEDIMENTARY BASIN)

Синявская О.С.

(научный руководитель - профессор, д.г-м.н. Керимов В.Ю.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Исследования осадочного комплекса Охотоморского бассейна показало, что в регионе наряду с традиционными коллекторами широко распространены нетрадиционные - турбидитовые. Особо благоприятные условия для их формирования складываются в районах крупных палеодельт и палеоэстуариев, которые могут формировать с глубоководными конусами выноса единую систему. Наряду с дельтой Палеоамура можно выделить ряд участков шельфа Охотского моря благоприятных для возникновения подобных систем.

Одним из таких мест является зона выноса обломочного материала, связанная с речным бассейном Палеопенжины. Вторая система выноса обломочного материала прогнозируется у северного побережья Охотского моря в районе Тауйской губы. В пределах современной КавинскоТауйской системы впадин, где, начиная с олигоцена, существовала мощная речная система. Развитие глубоководных конусов выноса также предполагается западнее – вдоль северного побережья Охотского моря на борту Магаданского и Кухтуйского прогибов, в зоне сочленения Центрально-Охотского поднятия и впадины Тинро, поднятия Академии Наук и Курильской котловины, а также на Западно - Камчатском участке шельфа и на западном борту впадины Дерюгина.

Структура турбидитовых объектов на сейсмических разрезах близка структуре хорошо изученных клиноформ регионального типа. В результате анализа материалов сейсмических исследований появляется возможность определить строение клиноформенного комплекса, а также выделить перспективные турбидитовые объекты в его фондоформенной части. В результате анализа данных сейсморазведки, на Сахалинском и Западно – Камчатском участках шельфа Охотского моря, были определены зоны отложения осадков турбидитового типа.

В результате интерпретации сейсмических разрезов, полученных по методике 2D сейсморазведки, в условиях, когда профили направлены поперек направления движения мутьевых потоков, сформировавших турбидитовые отложения, их выделение на сейсмических разрезах становится чрезвычайно проблематичным. Таким образом, для выявления подобных объектов требуется проведение 3D сейсмических наблюдений, либо система 2D профилей, направленных вдоль направления палеопотоков, сформировавших турбидитовые отложения.

103

ПОИСКИ, РАЗВЕДКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗОГИДРАТОВ

(PROSPECTING, EXPLORATION AND EXPLOITATION OF GAS

HYDRATES)

Слобожан Е.Л., Наумкин А.А., Сидоренко И.В., (научный руководитель - профессор Стрельченко В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В работе рассматриваются условия формирования, залегания и распространенность месторождений газогидратов в районах многолетнемерзлых пород и континентальных шельфов.

Вкратце описаны структура и физические свойства газогидратов, технические возможности и средства исследования газогидратов в лабораторных условиях и в условиях их залегания

Рассмотрены признаки обнаружения месторождений газогидратов сейсмическими и электромагнитными методами.

Проанализированы принципы выделения газогидратов в разрезе месторождения по результатам исследований аппаратурой стандартных комплексов ГИС для разведочных скважин, принятых при исследовании месторождений газогидратов. Кроме того, оценены возможности специализированной скважинной аппаратуры, позволяющей в процессе бурения исследовать элементный состав газогидратов непосредственно в условиях скважины; и аппаратуры, использующейся в процессе эксплуатации скважин для ультразвуковой оценки физических свойств газогидратов. Проанализированы возможности количественной оценки по ГИС содержания газогидратов в коллекторах.

В работе рассмотрены различные технологии извлечения метанов из газогидратов и основные проблемы эксплуатации газогидратных месторождений, связанные с ними. Приведены результаты уникального опыта добычи газа из газогидратов при эксплуатации месторождения Мессояха. Описаны возможности предлагаемых за рубежом способов разработки месторождений газогидратов. Приведены результаты эксплуатации зарубежных месторождений газогидратов, приуроченных к отложениям многолетнемерзлых пород, и морских скоплений газогидратов.

Описаны осложнения, связанные с возникновением техногенных газогидратов при эксплуатации газовых скважин и морских трубопроводов.

Обозначены экологические проблемы, связанные с добычей газогидратов и их влиянием на окружающую среду.

104

ВЛИЯНИЕ ПАЙ-ХОЙ-НОВОЗЕМЕЛЬСКИХ СКЛАДЧАТОНАДВИГОВЫХ ДИСЛОКАЦИЙ НА ФОРМИРОВАНИЕ УВ СИСТЕМ НА ПРИМЕРЕ КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ (ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ НГБ)

(INFLUENCE OF THE PAI-KHOI-NOVAYA ZEMLYA FOLD-AND- THRUST DEFORMATIONS ON THE HYDROCARBON SYSTEM EVOLUTION: EXAMPLE OF KOROTAIHINSKAYA DEPRESSION (TIMAN-PECHORA BASIN))

Смирнов А.В., Бричикова М.П., Фончикова М.Н.

ООО «Лукойл-Инжиниринг»

Перспективы нефтегазоносности зон региональных надвигов подтверждены открытием в их пределах многочисленных нефтяных и газовых месторождений. Промышленные скопления углеводородов известны в пределах Кордильерского пояса надвигов, в Предкарпатском, Предкавказском и Предуральском краевых прогибах.

Коротаихинская впадина является наименее изученной частью Предуральского прогиба. Сейсмические исследования показали, что осадочный чехол впадины в значительной степени дислоцирован. Главная фаза тектонической активности приходится на пермско-триасовое время.

Вработе проведен анализ эволюции нефтяных систем в условиях регионального сжатия и формирования складчато-надвиговых деформаций. Исследования проведены с использованием современных программных средств, позволяющих проводить палинспастические реконструкции и моделирование УВ систем.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

анализ тектонической эволюции и изучение структурновещественных характеристик пород осадочного чехла;

палинспастические реконструкции;

определение времени региональной миграции углеводородов;

изучение возможности формирования скоплений углеводородов, приуроченных к структурно ограниченным телам в осадочном чехле.

Врезультате были построены несколько моделей эволюции УВ систем в зависимости от граничных параметров (проницаемости тектонических нарушений, свойств нефтегазоматеринских толщ и распределения покрышек и коллекторов).

Установлено изменение положения зон нефтегазогенерации во времени, что хорошо коррелируется с фактическим материалом. Это позволило определить степень преобразованности нефтегазоматеринских пород.

Получены данные об изменении путей миграции углеводородов во времени. Выделены возможные скопления углеводородов. Оценены факторы риска и их значимость.

105

ПРОЕКТ «РАННЯЯ НЕФТЬ» НА ИМИЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

(PROJECT "EARLY OIL" ON IMILORSKOYE OILFIELD)

Старостина Т. В.

(научный руководитель - профессор Ермолкин В. И.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Имилорское месторождение открыто в 1987 году в результате геологоразведочных работ поисковой скважины 515 расположенной в присводовой части Имилорской структуры.

В административном отношении участок работ находится на территории Сургутского района ХМАО Тюменской области.

На основании имеющихся геолого-геофизических материалов изучено геологическое строение Имилорской группы месторождений. По имеющимся данным кернового материала изучена физико-литологическая характеристика резервуаров и экранирующих пород. На основании интерпретации данных ГИС изучена методика выделения коллекторов и эффективных толщин, определение коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости. Приведен прогноз изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в пространстве. Проведен анализ геологических моделей продуктивных пластов, запасы которых числятся на Государственном балансе, с использованием имеющейся геолого-геофизической информации, а также материалов, полученных в ходе проведения геологоразведочных работ, который позволил говорить о возможности уточнения геологической модели и корректировки геометрии залежей нефти Имилорско-Источной группы месторождений.

Анализ месторождения подтвердил высокую сложность геологического строения месторождений. Месторождения ИмилорскоИсточной группы относятся ко II группе сложности, характеризующееся наличием зон литологических замещений, зон аномального строения отложений баженовской свиты, выклинивания продуктивных пластов ачимовской толщи, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств резервуаров.

Суммарные начальные запасы нефти Имилорской группы месторождений составляют: по категории С1 - 287372/66278 тыс.тонн, по С2 - 537736/128986 тыс.тонн. Коэффициент изученности - 0.339. Кроме того, анализ полноты и качества геолого-геофизических материалов, а также ранее проведенных геологоразведочных работ показал, что, несмотря на довольно высокую плотность сейсмической и буровой изученности месторождений, расположенных в пределах ИмилорскоИсточного участка недр нуждаются в проведения полного комплекса геологоразведочных работ, направленных на геологическое изучение с целью поиска новых и пропущенных перспективных объектов, доразведку имеющихся залежей нефти и переоценку запасов углеводородного сырья, на основе создания единой комплексной сейсмогеологической модели.

106

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СРЕДНЕОБСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ СУРГУТСКОГО СВОДА И ПРОЕКТ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ЗАПАДНО-УСТЬ-БАЛЫКСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ

(GEOLOGICAL AND GEOCHEMICAL CONDITIONS OF OIL AND GAS CONTENT IN JURASSIC SEDIMENTS IN SREDNEOBSKAYA OIL FIELD SURGUTSKIY ARCH AND PROJECT OF EXPLORATION RESEARCHES ON THE WEST-UST-BALIKSKOM LICENSED AREA)

Сторожева А.Г.

(научный руководитель - профессор Керимов В.Ю.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Цель работы: глубокое изучение геологического строения, корректировка технологических решений с учетом изменений представлений о геологическом строении продуктивных пластов Западно- Усть-Балыкского месторождения.

Месторождение расположено: на территории Нефтеюганского и Сургутского районов Ханты-Мансийского автономного округа . Открыто в 1985 г.Введено в разработку в 2005 г. Промышленная нефтеносность: БС8-2

– усть-балыкская свита; БС10 – сортымская свита; ЮС10–абалакская свита, ЮС2-1, ЮС3 – тюменская свита. Пробурено: 15 поисково-разведочных, 95 эксплуатационных (35 ГС), 9 водозаборных. Пробурено с отбором керна: 15 поисково-разведочных, 1 эксплуатационная. По 8 скважинам выполнены лабораторные исследования.

Анализ структурного плана, геологических разрезов, результатов опробования и испытания скважин как в пределах узучаемого участка, так и за его границами, позволил уточнить модели нефтяных залежей в пластах Ю2–3; Ю0; БС10; БС8; БС6 и подсчитать запасы и ресурсы объемным методом. В результате уточнения запасов и ресурсов лицензионного участка несколько уменьшились запасы категории С1 и составили 1215 тыс. т. (извлекаемых) вместо 1579 тыс. т по пласту БС10. Зато значительно возрасли запасы категории С2 до 1232 тыс. т. вместо 190 тыс. т. и появились ресурсы категории С3 в объеме 2201,8 тыс. т.(извлекаемых). Появились ресурсы С3 по юрским пластам Ю2–3 и Ю0 в объеме:(геологические 130304,4 тыс. т.) извлекаемые 26880,4 тыс. т.

С целью подтверждения прогнозных запасов нефти в юрских отложениях рекомендовано пробурить пять разведочных и восемь поисковых скважин. Все скважины вскрывают пласт ЮС-2. Глубина проектируемых скважин –2970 м. Одна скважина запроектирована на глубину 3300 м с целью выяснения наличия коллекторов и их нефтеносности в пластах группы ЮС10-12.

107

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА БС102-3 ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(STRUCTURAL FEATURES OF THE HORIZON BS102-3 OF TEVLINSKO-RUSSKINSKOYE FIELD)

Султаншина Т.Р.

(научный руководитель - профессор Гутман И.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Одно из сложнопостроенных нефтяных месторождений Когалымского нефтегазоносного района является Тевлинско-Русскинское месторождение. Основной нефтегазоносный горизонт БС102-3 представлен комплексом отложений в верхах сортымской свиты.

Пласты горизонта БС102-3 характеризуются высокой геологической макронеоднородностью, обусловленной невыдержанностью по площади. Также изменчивы и параметры микронеоднородности. Проницаемость изменяется от 0,051 мкм2 до 0,166 мкм2, пористость – от 19 до 23 %.

Врезультате выполненной детальной корреляции разрезов скважин

ипостроенных многочисленных схем корреляции по каждому ряду эксплуатационных скважин по взаимно перпендикулярным направлениям установлено:

1) в пределах изучаемой части месторождения в горизонте БС102-3 выделено 6 пластов, индексируемых как БС102-3/1 - БС102-3/6, залегающих друг за другом неповсеместно;

2)начало каждого более молодого продуктивного пласта смещается

вюго-западном направлении и сам пласт на определенном расстоянии от начала замещается плотными породами;

3)изменение толщин каждого пласта обусловлено блоковыми тектоническими подвижками различной интенсивности, многочисленными размывами отложений в пределах отдельных пластов горизонта БС102-3, а также клиноформным характером залегания этих пластов.

Согласно более ранним представлениям разломы на исследуемой территории не выделялись, и все изменения толщин связывали с выклиниванием пластов горизонта БС102-3 в восточном направлении.

Благодаря комплексному анализу результатов детальной корреляции разрезов скважин установлено, что все продуктивные пласты горизонта БС102-3 имеют более сложное геологическое строение, чем представлялось ранее. Своевременный учет выявленных особенностей должен содействовать повышению эффективности разработки.

108