WWW.LIB.KNIGI-X.RU
Ѕ≈—ѕЋј“Ќјя  »Ќ“≈–Ќ≈“  Ѕ»ЅЋ»ќ“≈ ј - Ёлектронные матриалы
 

Ђ1. јЋ№“≈ћ»–ќ¬ ƒ.¬.  ќћѕЋ≈ — √≈ќЋќ√ќ-“≈’ЌќЋќ√»„≈— »’ »——Ћ≈ƒќ¬јЌ»…, ѕ–ќ¬ќƒ»ћџ’ Ќј “≈¬Ћ»Ќ— ќ-–”—— »Ќ— ќћ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»» Ќ≈‘“» 2. ЅјЅј≈¬ ћ.—., √јЌЅј–ќ¬ј Ў.ј., ...ї

—екци€ є2.

Ќефтегазопромыслова€

геологи€

XXI √убкинские чтени€

Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков,

разведки и разработки месторождений нефти и газаї

—ќƒ≈–∆јЌ»≈

1. јЋ№“≈ћ»–ќ¬ ƒ.¬.  ќћѕЋ≈ — √≈ќЋќ√ќ-“≈’ЌќЋќ√»„≈— »’ »——Ћ≈ƒќ¬јЌ»…,

ѕ–ќ¬ќƒ»ћџ’ Ќј “≈¬Ћ»Ќ— ќ-–”—— »Ќ— ќћ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»» Ќ≈‘“»

2. ЅјЅј≈¬ ћ.—., √јЌЅј–ќ¬ј Ў.ј., јЅƒ”ЋЋј≈¬ј ¬.√. ќ –≈«”Ћ№“ј“ј’  ќЋ≈ “ќ–— »’

—¬ќ…—“¬ ќ“Ћќ∆≈Ќ»… ѕ–ќƒ” “»¬Ќќ… “ќЋў» Ќ≈‘“≈√ј«ќЌќ—Ќџ’ ѕЋќўјƒ≈…

—јЌ√ј„јЋ-ƒ≈Ќ»«-ƒ”¬јЌЌџ-ƒ≈Ќ»« » Ѕ”ЋЋј-ƒ≈Ќ»«

3. «јѕ»¬јЋќ¬ Ќ.ѕ. Ќ≈‘“≈√ј«ќ¬јя Ќј” ј » ѕ–ј “» ј XXI ¬≈ ј: Ќќ¬џ≈ »ƒ≈» »

ѕј–јƒ»√ћџ

4.  ”«Ќ≈÷ќ¬ ».¬., „»– ќ¬ ¬.ё.,  ќ¬јЋ≈¬ ј.ј.,  ќ∆≈¬Ќ» ќ¬ —.¬., —“–≈Ћ№„≈Ќ ќ ¬.¬.

ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»≈ ћќЅ»Ћ№Ќџ’ PVT-”—“јЌќ¬ќ  ƒЋя ќѕ≈–ј“»¬Ќќ… ќ÷≈Ќ » ‘ј«ќ¬ќ√ќ

—ќ—“ќяЌ»я —Ћќ∆Ќџ’ √ј«ќ ќЌƒ≈Ќ—ј“Ќџ’ —»—“≈ћ

5.  ”–јћЎ»Ќ –.ћ., √ј…—»Ќј Ћ.√. —“ј“»—“»„≈— »… јЌјЋ»« √≈ќЋќ√»„≈— »’

ѕј–јћ≈“–ќ¬ ƒЋя ќ÷≈Ќ » –≈—”–—ќ¬ Ќ≈‘“» ¬ Ќ≈“–јƒ»÷»ќЌЌџ’ «јЋ≈∆ј’

«јѕјƒЌќ… —»Ѕ»–»

6. ЋќЅ”—≈¬ ј.¬., ЋќЅ”—≈¬ ћ.ј., јЌ“»ѕќ¬ј ё.ј., ћ”—»’»Ќ ј.ƒ., ќ—»Ќ ƒ.ј. ”“ќ„Ќ≈Ќ»≈

√≈ќЋќ√»„≈— ќ… ћќƒ≈Ћ» јЌј—“ј—№≈¬— ќ-“–ќ»÷ ќ√ќ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я — ÷≈Ћ№ё

Ћќ јЋ»«ј÷»» ќ—“ј“ќ„Ќџ’ «јѕј—ќ¬ Ќ≈‘“»

7. Ќјƒ∆ј‘- ”Ћ»≈¬ј ¬.ћ. Ћ»“ќЋќ√ќ-ѕ≈“–ќ√–ј‘»„≈— »≈ »  ќЋЋ≈ “ќ–— »≈

—¬ќ…—“¬ј ћ≈«ќ ј…Ќќ«ќ…— »’ ѕќ–ќƒ Ќ≈‘“≈√ј«ќЌќ—Ќќ√ќ –ј…ќЌј ћ≈∆ƒ”–≈„№я

 ”–џ » √јЅџ––џ

8. ѕ»Ќ≈ћќ¬ј ё.√., јЅ–ќ—»ћќ¬ ј.ј., ∆” ќ¬ ¬.—., ћќ“ќ–џ√»Ќ ¬.¬. ¬Ћ»яЌ»≈

ѕЋј—“ќ¬џ’ ”—Ћќ¬»… Ќј —“–” “”–” ѕќ–ќ¬ќ√ќ ѕ–ќ—“–јЌ—“¬ј (Ќј ѕ–»ћ≈–≈

 ќЋЋ≈“ ќ–ќ¬ “јЋј’— ќ√ќ √ќ–»«ќЌ“ј)

9. ѕќ“≈ћ »Ќј ≈.Ћ.,  јЋ”√»Ќј ј.ј. ”“ќ„Ќ≈Ќ»≈ √≈ќЋќ√»„≈— ќ√ќ —“–ќ≈Ќ»я

ѕ–ќƒ” “»¬Ќџ’ ѕЋј—“ќ¬ ј¬2-3 ¬ј“№≈√јЌ— ќ√ќ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я — ÷≈Ћ№ё

ѕќ¬џЎ≈Ќ»я Ё‘‘≈ “»¬Ќќ—“» ¬џ–јЅќ“ » «јѕј—ќ¬ Ќ≈‘“»

10. –≈ѕЌ»  ј.ј. Ќќ¬џ… ѕќƒ’ќƒ –ј—„≈“ј ’–”ѕ ќ—“» ѕќ–ќƒџ ƒЋя ѕќ¬џЎ≈Ќ»я

Ё‘‘≈ “»¬Ќќ—“» ѕ–ќ¬≈ƒ≈Ќ»я √»ƒ–ќ–ј«–џ¬ј ѕЋј—“ј

11. — »Ѕ»÷ јя Ќ.ј. —ќƒ≈–∆јЌ»≈ ћ≈“јЋЋќ¬ ¬ ¬џ—ќ ќћќЋ≈ ”Ћя–Ќџ’

 ќћѕќЌ≈Ќ“ј’ Ќ≈‘“» –јЌЌ≈… —“јƒ»» Ќ≈‘“≈√≈Ќ≈–ј÷»» (Ќј ѕ–»ћ≈–≈

ќ–≈ЌЅ”–√— ќ√ќ Ќ√ ћ)

12. ё–ќ¬ј ћ.ѕ. ¬Ћ»яЌ»≈ √Ћ»Ќ»—“џ’ ћ»Ќ≈–јЋќ¬ Ќј ѕ–ќ÷≈——џ ќ—¬ќ≈Ќ»я »

Ё —ѕЋ”ј“ј÷»» Ќ≈‘“≈√ј«ќ¬џ’ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»…

Ц  Ц  Ц

 ќћѕЋ≈ — √≈ќЋќ√ќ-“≈’ЌќЋќ√»„≈— »’ »——Ћ≈ƒќ¬јЌ»…,

ѕ–ќ¬ќƒ»ћџ’ Ќј “≈¬Ћ»Ќ— ќ-–”—— »Ќ— ќћ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»»

Ќ≈‘“» јльтемиров ƒ.¬. (геолог, ќјќ Ђ огалымнефтегеофизикаї, Ѕашкирский государственный университет ; магистр I года обучени€. altemirov.dima@yandex.ru)

COMPLEX GEOLOGICAL AND TECHNOLOGICAL RESEARCH CONDUCTED AT

TEVLINSKO-RUSSKINSKOE OILFIELD

Altemirov D.V. (geologist, JSC ЂKogalymoilgeophysicsї, Bashkir state University, master I year course, altemirov.dima@yandex.ru) ¬ этой статье говоритс€ о геолого-технологических исследовани€х, проводимых на “евлинско-–усскинском месторождении нефти.

In this article refers to the geological and technological research conducted at Tevlinsko-Russkinskoe oilfield.

 лючевые слова: геологическое строение, геолого-технологические исследовани€, нефтеносность.

Keywords: geological structure, geological and technological research, oil-bearing.

√еолого-технологические исследовани€ провод€тс€ с целью изучени€ геологического разреза в процессе бурени€ скважины, определени€ момента вскрыти€ продуктивного пласта и с целью безаварийной проводки скважины.

  геолого-технологическим методам исследовани€, проводимых на “евлинско–усскинском месторождении относ€тс€:

- механический каротаж;

- газовый каротаж в процессе бурени€;

- литологические исследовани€ шлама Ц макро-микроописание шлама;

- люминисцентно-битуминологический анализ (ЋЅј).

-оперативный комплексный анализ материалов, полученных в результате исследований шлама, газового каротажа, фильтрационного каротажа, детального механического каротажа.

ѕри проведении √“» решались следующие задачи:

- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;

- выделение коллекторов и оценка их свойств;

- вы€вление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов;

ƒл€ решени€ поставленных задач производилс€ отбор шлама и анализ ЋЅј (люминисцентно-битуминологический анали) - через 5 метров, а при подходе к проектной глубине вскрыти€ продуктивных проектных пластов и в пласте - через 1-2 метра.

ѕервоочередное расчленение разреза производитс€ по данным механического каротажа, то есть по скорости бурени€ пород с различными физическими свойствами (исключа€ вли€ние технологических параметров и допуста€ зависимость скорости бурени€ только от литологии) определ€етс€ литологи€ этих пород, еще не вид€ их даже в шламе, но име€ перед глазами (и в уме) прогнозный разрез.

ћеханический каротаж, как метод, основан на изменении скорости бурени€ (Vмех.) или обратной ее величины Ц продолжительности бурени€ заданного посто€нного интервала (ƒћ ). ѕри прочих равных услови€х эти параметры завис€т от литологического состава пород и коллекторских свойств.

 ритическое напр€жение песчано-алевритовых пород зависит от степени цементации песчаного материала и его минерального состава. Ќаибольшую прочность XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 3 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

имеют кварцевые песчаники с кремнистым цементом, наименьшую - песчаники с глинистым цементом. √лины, аргиллиты, пески отличаютс€ низкими значени€ми критического напр€жени€.

–исунок 1. –езультаты ƒћ  (красна€ лини€) при вскрытии продуктивного пласта Ѕ—10 на “евлинско-–усскинском месторождении √еохимический модуль станции включает газовый хроматограф, анализатор суммарного газосодержани€, газовоздушную линию и дегазатор бурового раствора.

ƒл€ безошибочного, четкого выделени€ продуктивных интервалов в процессе их вскрыти€ использовалс€ высокочувствительный прибор, хроматограф Ђ–убинї, который позвол€ет определ€ть концентрацию и состав предельных углеводородных газов в диапазоне от 1*10-5 до 100 %. — помощью хроматографа в автоматическом режиме с циклом между анализами 2 мин проводилс€ отбор проб. ƒанные пробы содержали в себе информацию о следующих компонентах: метан, этан, пропан, бутан, пентан (рис. 2). Ёти п€ть компонентов используютс€ дл€ оценки характера насыщени€ пласта.

–исунок 2. ’роматограмма по п€ти компонентам, получаема€ комплексом ’√√ћ »зучение шлама проводилс€ с целью определени€ основной породы на каждую точку разреза скважины.

ќтбор шлама производилс€ из сетки вибросита с помощью скребка.

ќтобранные пробы шлама отмывались от бурового раствора, а после промывки производилс€ первый визуальный просмотр шлама под лупой. ƒалее определ€етс€

Ц  Ц  Ц

процентное соотношение литологических разностей Ц шламограмма и выдел€етс€ основна€ порода.

Ўламограмма составл€етс€ по результатам визуального определени€ вещественного состава. «атем производитс€ деление пробы на литологические разности, подсчет процентного содержани€ их и строитс€ шламограмма (рис.3) с занесением в геологический журнал основной породы.

–исунок 3. ѕример шламограммы.

√лубина 2712-2716 ќписание пород по результатам исследований шлама производилось по следующей схеме:

1. Ќазвание породы.

2. ÷вет.

3. —труктура породы.

4.“екстура породы.

5.“вердость.

6.  репость породы.

7. —остав цемента.

8. “ип цемента.

9. ѕористость и каверзнозность.

10. “рещиноватость.

11. Ѕитуминозность.

12. Ќаличие минеральных включений и органических остатков.

–исунок 4. ‘отографи€ шлама пласта Ѕ—102.

”величение 1х16. ѕесчаник кварцевый темно-серый, мелко-среднезернистый, средней плотности, средней крепости, на глинисто-карбонатном цементе базально-порового типа, с включением полевого шпата.

Ћюминесцентно-битуминологический анализ основан на свойстве битумоидов, при их облучении ультрафиолетовыми лучами, испускать "холодное" свечение,

Ц  Ц  Ц

интенсивность и цвет которого позвол€ет визуально оценить наличие и качественный состав битумоида в исследуемой породе.

 роме типов битумоидов по капилл€рным выт€жкам определ€етс€ наличие углеродистых веществ - по по€влению на фильтровальной бумаге черных нелюминесцирующих крупинок, серы - по по€влению темных нелюминесцирующих полосок (при дневном свете наблюдаютс€ желтоватые блестки), твердых парафинов по наличию воскообразного налета.

–исунок 5. –езультат капилл€рной выт€жки дл€ пласта Ѕ—10(Ѕ∆ ћЅ). √лубина2420 м.

ѕосле расчленени€ разреза по шламу дальнейшее уточнение литологоЦ стратиграфического разреза скважины производитс€ по результатам √»—.  роме того по каротажу была определена истинна€ глубина скважины, к которой привод€тс€ глубины полученные по данным бурени€ и √“». “очное представление о местоположении забо€ скважины на разрезе на момент каротажа позволило рассчитать рассто€ние до ближайшего пластаЦколлектора. ќсновыва€сь на данные газового каротажа и результаты анализа шлама, на глубине 2708,5 метров был выделен нефтегазоносный коллектор Ѕ—102-3.

“аким образом, своевременное оперативное проведение √“» на “евлинско–усскинском месторождении позволили на основании данных по газовому каротажу и результатах анализа проб шлама выдать заключение о вскрытие нефтенасыщенного пласта-коллектора на глубине 2708,5 м (рис.6).

–исунок 6. ¬ыделение нефтенасыщенного пласта-коллектора (ѕласт Ѕ—102-3) на “евлинско-–усскинском месторождение

Ц  Ц  Ц

”чебное пособие по √“» дл€ сотрудников Ё√“». ќјќ 1.

Ђ огалымнефтегеофизикаї,  огалым - 2013г.

¬ологодский ƒ.¬., ќсобенности залегани€ и формировани€ верхнеюрских 2.

и нижнемеловых отложений в зонах развити€ аномальных разрезов на примере “евлинско-–усскинского нефт€ного месторождени€. ƒиссертаци€ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. г. ћосква, –√” нефти и газа имени ».ћ. √убкина, 2013 г.

‘отоальбом: ћакрофотографии керна, шлама и ЋЅј Ќижневартовского 3.

и —ургутского нефтегазоносных районов «ападной —ибири. ќјќ Ђ огалымнефтегеофизикаї,  огалым - 2011г.

Ц  Ц  Ц

¬ статье даны результаты комплексных петрофизических исследований образцов пород, вз€тых из пробуренных посиково-разведочных скважин площадей —ангачалы-дениз, ƒуванны-дениз, Ѕулла-дениз, где широко распространены отложени€ продуктивной толщи.

ѕеречислены средние значени€ гранулометрического состава пород продуктивной толщи вышеуказанных площадей по всему разрезу. “акже пересмотрены вопросы зависимости проницаемости от пористости и пористости от глубин.

»сследовани€ показывают, что физические особенности одновозрастных и одноименных пород измен€ютс€ в результате геолого-геофизических процессов, привод€ к разным результатам. Ѕыли изучены коллекторские свойства пород ѕ“.

—оздана таблица, отражающа€ их физические свойства на данной площади во времени и пространстве, а также различные типы геологических особенностей пород-коллекторов и закономерность их распространени€.

In the article was showed complex results of petro physical testing sample of rocks from taken digging prospecting-development wells which are widen productive unit sediments Sangachal-deniz-Duvvani-deniz-Bulla-deniz.

An average values of granulometric composition of rocks of productive unit the above areas by the section have been recount. The matter dependence of permeability from porosity and porosity from depth was solved.

The research showed that the same named and the same age rocks physical property change at the result of geological- physical process and getting different prices. The reservoir properties of rocks of productive unit have been learned. The physical properties of rocks of productive unit have been shown in the table. The reservoir properties of different type of rocks which take part in the geological structure of oil and gas bearing areas and their spreading conformity to natural laws are shown in the table.

 лючевые слова: породы, свита, пористость, глубина, скважина, плотность, петрофизика.

Key words: deposits, suit, porosity, deep, well, density, petrophysics.

јнализ геолого-геофизических данных показывает, что исследование коллекторских свойства площади неотложно и необходимо. — этой точки зрени€ в последние времени в јзербайджане были проведены многие очисленные геологопоисковые и геофизические работы, с целью изучени€ нефтегазоносности глубоких слоев. Ќа основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований были проанализированы коллекторские свойства исследуемого района (площади).

XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 8 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

»звестно, что разведка, добыча и оценка потенциала в нефт€ных и газовых месторождений сильно зависит от собранной информации о петрофизических характеристик отложений, встречающихс€ в геологическом разрезе.

— этой точки зрени€ подробно были проанализированы коллекторские свойства нефтегазоносных отложений в структурах тесно св€занных между собой и отдел€ющихс€ друг от друга небольшими пережимами —ангачал-дениз, ƒуваны-дениз и Ѕулла-дениз.

» так, с этой целью были исследованы физические свойства, как плотности (, гр/см ), пористости ( м, %), распространени€ ультразвуковых волн (”, м/сек), гранулометрический состав (в %), карбонатность (в %) и проницаемость (в %) отложений, вз€тых из пробуренных поисково-разведочных скважин [1].

јнализ и интерпретаци€ петрофизических и промыслово-геофизических данных показывает, что некоторые горизонты ѕ“ более перспективны на нефть и газ. ѕолна€ мощность ѕ“ (3950-4000 м) были вскрыта пробуренными скважинами на площади —ангачал-дениз и на севере-восточной части других площадей. Ќа гипсометрически высокой части локальных структурах —ангачал-дениз и ƒуваны-дениз мощность ѕ“ составл€ет 2960-3600 м.

Ћокальна€ структура —ангачал-дениз в тектоническом отношении представл€ет собой асимметричную куполовидную складку. ќтдел€етс€ длинной, но неглубокой, седловиной от  €низадагского подн€ти€. ёго-восточна€ периклиналь складки по отложени€м ѕ“ отдел€етс€ неглубокой и короткой седловиной от подн€ти€ ƒуваны [2].

ѕо сводовой части структуры —ангачал-дениз (–ис. 1) проходит крупный продольный разрыв, пересекющий также ƒуваны-дениз и Ѕулла-дениз. Ётот разрыв о взбросого типа (приподн€то северо-восточное крыло) на площади —ангачал-дениз с амплитудой 200-600 м и сбросого типа (упало северо-восточное крыло) на площади ƒуваны-дениз с амплитудой 500-1400 м. ќт продольного разрыва ответвл€ютс€ два тектонических нарушени€ с амплитудой 30-150 м и структура раздроблена на три части: северо-восточное крыло, центральна€ часть, юго-западное крыло. “акже по комплексным материалам вы€влено 14 поперечных нарушений.

Ќефтегазоконденсатные месторождени€ —ангачал-дениз и ƒуваны-дениз (–ис. 2) располагаютс€ в соседстве на северной части Ѕакинского архипелага. ¬ геологическом строении площадей принимают участие отложени€ продуктивной толщи, акчагыльского, апшеронского €русов и более молодые отложени€ до современных. ѕ“ обнажаетс€ в северной части подн€ти€, в приосевой части она размыта на глубину до 750-800м. —тратиграфический разрез пробуренных пород представлен чередованием песков, песчаников и глин. ћаксимальна€ толщина отложений продуктивной толщи вы€вленной пробуренными скважинами составл€ет 3950-4000 м, а минимальна€ мощность 3000м.

Ц  Ц  Ц

ѕлотность глинистых пород здесь составл€ет 2,26-2,50 г/см3, пористость 9,5-18 % (в некоторых случа€х достигает до 30%), распространение ультразвуковых волн 2200-2300 м/сек. ѕлотность алевролитов составл€ет 2,16-2,65 г/см3, пористость 15-30 %, распространение ультразвуковых волн колеблетс€ от 1500 до 2500 м/сек. ѕлотность песчаников составл€ет 2,07-2,55 г/см3, а пористость 8,2-22,5 %. ¬о всех породах распространение ультразвуковых волн, в зависимости от литологического состава, в песчанистых породах измен€етс€ в пределах 950-4000 м/сек.  арбонатные глины ѕ“, участвующие в геологическом разрезе площади подвергались изменению и их физические свойства характеризуютс€ следующими величинами: плотность-2,05-2,65 г/см3, пористость-8,5-30 % и распространение ультразвуковых волн -2100-4000 м/сек.

—ледует отметить, что карбонатность и проницаемость отложений ѕ“ в целом также подверглась значительному изменению[3].

Ц  Ц  Ц

ѕодн€тие Ѕулла-дениз расположено к юго-востоку от ƒуванны-дениз на северной части Ѕакинского архипелага. —троение подн€ти€ изучено комплексно по материалами геофизико-разведочных работ, картированием, структурно-поисковой, глубинной разведкой и эксплутационным бурением. ѕо этим материалам структура Ѕулла-дениз (–ис. 3) простираетс€ от северо-запада к юго-восток. ѕо кровле VII горизонта размер структуры 27х9 км, а высота достигает до 1400 м. —труктура представл€ет собой асимметричную брахиантиклинальную складку. ”гол падени€ северо-восточного крыла 12-220, а юго-западного 11-220.

–исунок 3. ћесторождение Ѕулла-дениз.

—труктурна€ карта по кровле VII горизонта –исунок 4. √еологический профиль Ѕулла-дениз јнализиру€ продукции месторождени€ можно сказать, что основной состав газовой продукции состоит из метана, малом количестве присутствуют т€желые газы и углеводород. ¬ геологическом строении площади участвуют отложени€ ѕ“, акчагыльского, апшеронского €русов и четвертичные образовани€. ќтложени€ продуктивной толщи здесь вскрыты структурными и глубокими скважинами до верхней части кирмакинской свиты. ќтложени€ ѕ“, в основном составлены глинами, песчаниками и алевролитами. ѕлотность глинистых пород составл€ет 1,95-2,20 г/см3, пористость-7,5-25,5 %, а распространение ультразвуковых волн колеблетс€ между

Ц  Ц  Ц

1950-2300 м/сек. ѕлотность песчаников составл€ет 2,15-2,50 г/см3, а распространение ультразвуковых волн - 1200-3000 м/сек. ѕлотность алевролитов составл€ет 2,06-2, 56 г/см3, пористость 5,5-30 %, распространение ультразвуковых волн колеблетс€ между 1950-2800 м/сек.

ѕроведенные исследовани€ дают возможность предположить, что изменени€ физических характеристик исследуемого объекта св€заны с литологической неоднородностью основного комплекса, разнообразием пород и тектонических условий. ¬ результате анализа установлена закономерность между коэффициентов пористости и проницаемости.

» так разные породы, участвующие в геологическом разрезе —ангачал-дениз, ƒуваны-дениз и Ѕулла-дениз были детально исследованы и была составлена петрофизическа€ таблица [4], отражающа€ физические характеристики пород, закономерность распространени€ по площади и по отдельным стратиграфическим единицам. Ѕыли определены пределы изменени€ коллекторских свойств пластов и вычислены средние значени€ пластов. –ассмотрена зависимость коллекторских свойств пород между собой и глубиной залегани€.

Ћитература

1. ‘изические свойства горных пород и полезных ископаемых. ѕод ред.

Ќ.Ѕ.ƒортман, ћ.:Ќедра, 1976, стр. 527.

2. —улейманов Ў.ј.,ћирзоев ».ј., ћехтиев ».ѕ. Ђ оллекторские свойства отложений ѕ“ разрабатываемых месторождени€х северной части Ѕакинского архипелагаїЦ јЌ’, 2005, є 1, с. 2-16.

3. Ѕабаев ћ.—., —ултанов Ћ.ј., √анбарова Ў.ј., јлиева “.ј. /ќ результатах петрофизических исследований отложений продуктивной толщи нефтегазоносных площадей Ѕакинского архипелага./ »звести€ ¬ысших “ехнических ”чебных «аведений јзербайджана. 2014, є2, стр.7-12.

4. У—оставление каталога коллекторских свойств мезокайнозойских отложений месторождений нефти-газа и перспективных структур јзербайджанаФ Ц отчет Ќаучно»сследовательского »нститута √еофизики Ц 105-2009. ‘онды ”правлени€ √еофизики и √еологии. Ѕаку Ц 2010.

Ц  Ц  Ц

0,1 0,8 2,23 2,57 8,2 9,4 2400 3400 0,9 45,6 30,0 66,6 2,01 2,47 9,9 22,7 23,7 32,3 3292- 1 3,5 4 3348 8,8(2) 50,1(4) 3060(18) 28,8(4) 2,44(18) 2,35(15) 14,5(14) 20,8(4) 0,6(4) 2,3(2) 0,4 3,6 26,4 44,7 2,23 2,40 17,1 34,3 15,0 20,6 2,43 2,55 6,8 7 3000 3400 37,6 38,9 2956

Ц  Ц  Ц

7,5 14,4 10,0 21,1 6,6 16,7 2,08 2,50 25,2 71,2 15,8 36,5 2,29 2,60 0 10,6 2450 4000 1,5 37,7 2522

Ц  Ц  Ц

11,8 19,1 19,9 26,4 5,8 12,3 15,8 19,0 0 19,0 57,4 60,0 1,0 4,4 5071

Ц  Ц  Ц

јктуальность работы определ€етс€ необходимостью сосредоточить научную мысль и практические усили€ на изучении и управлении Ђжизньюї

месторождений на основе принципиально новых концепций в нефтегазовой геологии, что особенно важно дл€ высшего профессионального образовани€.

÷ель работы:

ќбозначить новые тенденции и подходы в развитии нефтегазовой геологии.

ќбосновать применение реабилитационных циклов в процессе освоени€ нефтегазовых месторождений и особенно в период их активной (форсированной) разработки.

”становить порог устойчивости состо€ни€ флюидонасыщенных систем.

ѕредложить метод моделировани€ динамики нефтегазовых месторождений.

ћетоды исследовани€. јвтор примен€ет широкий спектр методических приемов, включа€ собственные исследовани€ на скважинах (керн, √»—,  ¬ƒ и т.д.) и многолетние наблюдени€ и обобщени€ первичных источников и материалов по многим нефтегазоносным провинци€м мира, особенно в «ападной —ибири.

–езультаты. ќбосновано применение реабилитационных циклов в процессе освоени€ нефтегазовых месторождений. ƒана эмпирическа€ оценка значени€ критического порога устойчивого состо€ни€ флюидонасыщенной системы в процессе разработки месторождени€, равного величине депрессии на пласт 5-8 ћѕа. ѕредложен и обоснован метод моделировани€ динамики состо€ний углеводородных месторождений с помощью эволюционного уравнени€ вида p = (p,, t). ѕредложен метод техногенного инициировани€ ускоренного t процесса метасоматической доломитизации в карбонатных коллекторах, направленный на создание или обновление высокопродуктивных очагов на месторождении.

¬ыволы. ѕредлагаютс€ инновационные концепции, идеи и подходы дл€ дальнейшего развити€ научной мысли в нефтегазовой сфере. јвтор считает, что в насто€щее врем€ следует сосредоточитьс€ на рациональной разработке действующих месторождений с целью щад€щей выработки остаточной (трудноизвлекаемой) нефти (Improved Oil Recovery), а также обнаружению новых, в том числе вторичных, углеводородных скоплений по всему стратиграфическому разрезу (включа€ глубинные горизонты и различные породно-флюидные ассоциации) в районах с развитой многоплановой инфраструктурой. ѕрименение реабилитационных циклов позволит обеспечить быстрое восстановление энергии пласта и фильтрационных свойств. ¬ итоге это повысит длительность эксплуатации объекта и конечную нефтеотдачу. Ќеобходимость посто€нных наблюдений в непрерывном режиме за изменени€ми в самом флюидонасыщенном

Ц  Ц  Ц

пласте определ€ет острую потребность в создании научно-технологических полигонов в различных нефтегазовых районах.

The current importance of the paper is determined by the vital necessity that research and practical efforts should be now focused on studying and controlling oilfield Ђlifeї, based on conceptually new ideas and methods in petroleum geology.

The aim of the article:

To outline new trends and approaches in the development of petroleum geology.

To substantiate the use of rehabilitation cycles in the process of developing an oilfield, and especially at its active (forced) stage.

To define the perturbation threshold for state equilibrium of a fluid-saturated system.

To propose a method for simulating dynamics of a hydrocarbon deposit.

Methods used in the study:

The author uses a wide range of methodic approaches and techniques, including his own well studies (drill samples, geophysical well logging data, pressure recovery curve etc.) as well as long-term observations and generalizations of primary sources and materials on a great number of petroleum provinces in the world and especially in West Siberia.

Results The use of rehabilitation cycles in the process of developing an oilfield is substantiated.

An empirical estimation is given of the value of critical perturbation for state equilibrium of a fluid-saturated system in the process of developing an oilfield, equal to formation depression of 5-8 MPa.

A method for simulating oilfield dynamics is suggested and the use of evolutionary p equations t = (p,, t) is justified.

A method is proposed to create or renew highly-productive foci at an oilfield through technogenic initiation of an accelerated metasomatic dolomitisation in carbonate reservoirs.

Conclusions

Innovative conceptions and approaches are suggested for the further development of petroleum science.

The authorТs opinion is that at present efforts should be focused on the efficient well-targeted development of the active oilfields in order to provide for the production of the residual (hard-to-extract) oil in a soft, sparing and non-damaging way (Improved Oil Recovery) as well as on discovering new hydrocarbon accumulations, including secondary ones, throughout the whole stratigraphic section, with all depth horizons and various rockfluid associations, in regions where a well-developed diversified infrastructure is already available.

The use of rehabilitation cycles will make it possible to restore the energy potential of the stratum and filtration properties of the rock. In the long run, it will provide for an increased longevity of the object and higher final oil recovery.

The urgent demand for constant real-time monitoring of the current changes inside the fluid-saturated stratum makes it extremely desirable to create research-anddevelopment polygons in various petroleum regions.

 лючевые слова: генезис нефти, Ђжизньї месторождени€, реабилитационные циклы, остаточна€ нефть, метасоматоз.

Key words: origin of petroleum, Ђlifeї of an oilfield, rehabilitation cycles, residual oil, metasomatism.

Ц  Ц  Ц

¬ведение. Ќовые подходы в нефтегазовой геологии ¬ нефтегеологической науке XXI века преобладают идеи современной нелинейной динамики с ее концепци€ми хаоса и самоорганизации.

”становлено, что углеводороды имеютс€ во всех сло€х земной коры, а также предполагаютс€ в космосе. »меетс€ много различных достаточно авторитетных точек зрени€ на генезис углеводородов [1-2].

јвтор по причине нефт€ного долголети€ отошел от классической органической гипотезы, хот€ именно он впервые в «ападной —ибири в 1958 г. на основе изучени€ опорных скважин в марь€новской-баженовской свите (верхн€€ ёра) выделил нефтематеринскую толщу (геохимическа€ пачка ј). Ётому была посв€щена кандидатска€ диссертаци€. Ќо сейчас у автора друга€ парадигма, не предполагающа€ приверженности какой-либо одной концепции генезиса нефти.

Ђѕуть к »стине лежит через непрерывно заседающий в тебе трибунал ћыслиї

(ќлжас —улейменов).

—оздать общую теорию нафтидогенеза практически невозможно. ¬ыделение региональных нефтематеринских толщ в качестве единого и об€зательного источника нефтегазообразовани€ €вл€етс€ некорректным.

ј. Ћеворсен еще в прошлом веке [3] пришел к выводу, что нефтематеринские толщи никакого отношени€ к практике поисково-разведочных работ не имеют. ќн утверждал: Ђѕроблема происхождени€ нефти и газа тер€ет в какой-то мере свое значение в качестве об€зательной предпосылки дл€ постановки поисковых работ.

ѕричиной €вл€етс€ то, что нефть и нефтеподобные ”¬ обнаружены почти во всех неколлекторских породах.  оличество остаточной нефти [микронефти], наход€щейс€ в рассе€нном состо€нии в этих породах, превышает все разведанные запасы нефти и газа на земном шаре. —ледовательно, нет необходимости искать особые материнские породыї (там же, с. 488).

–азличные виды палеореконструкций по существу €вл€ютс€ виртуальными и вр€д ли могут считатьс€ уверенными ориентирами дл€ выбора благопри€тных нефтегазовых объектов, поскольку люба€ флюидопородна€ система подвергаетс€ вторичным, наложенным процессам. ќсобенно важно учитывать метасоматоз. ѕоэтому мы имеем дело с молодыми залежами и современными фильтрационно-емкостными параметрами пласта; их преобразование может быть очень быстротечным. ѕринципы возрастной аналогии и методика расчетов категорийных запасов по эталонам не отвечают требовани€м достоверности решени€ нефтегеологических задач. Ќ.ј. ≈ременко и ƒж.

„илингар [4] утверждали, что в очень короткое геологическое врем€ коллектор может стать покрышкой, а покрышка коллектором.

—коплени€ нефти и газа обнаружены во всех типах пород и во всех стратиграфических горизонтах на суше и в акватори€х. ‘актически мы живем в углеводородной цивилизации. ѕо существу наша планета €вл€етс€ единым нефт€ным полигоном.

ћифы о Ђпике нефтиї [5] опровергнуты новыми доказательствами и фактами [6—коплени€ углеводородов могут быть открыты в самых неожиданных местах и услови€х. “емпы и объемы добычи нефти и газа, а также цены завис€т от различных природных, техногенных и рыночных флуктуаций, включа€ многие человеческие факторы. ¬ек углеводородной цивилизации никогда не закончитс€. Ёто подтверждаетс€ наличием и открытием новых разнообразных источников

Ц  Ц  Ц

углеводородов (традиционных и нетрадиционных), а также созданием инновационных методов и технологий их добычи и утилизации.

»сследование, обобщени€ и результаты Ќефтегазонасыщенный пласт представл€ет собой целостную взаимосв€занную систему: породы (минералы) + флюиды (нефть, газ, вода). «алежь нефти Ц это Ђжива€ї

флюидопородна€ система, поэтому ее жизнь подчин€етс€ законам спонтанной саморегул€ции. —ледует сосредоточить научную мысль и практические усили€ на изучении и управлении Ђжизньюї месторождений. Ќеобходимо учитывать, что эта Ђжизньї зависит от многих градиентных факторов в быстротечном режиме. «алежь нефти может сформироватьс€, расформироватьс€ и вновь образоватьс€. ѕоэтому многие скоплени€ нефти и газа €вл€ютс€ молодыми.

≈сть веские основани€ считать критическим порогом устойчивого состо€ни€ флюидонасыщенной системы в процессе разработки месторождени€ величину депрессии на пласт 5-8 ћѕа [8]. Ёто значение €вл€етс€ практически универсальным и применимо дл€ всех типов коллекторов.

‘люидодинамические системы (залежи, месторождени€) €вл€ютс€ по многим параметрам очаговыми, веро€тнее всего, фрактальными объектами с неравномерной продуктивностью.

¬ первом приближении динамика состо€ний углеводородных месторождений может описыватьс€ эволюционным уравнением вида p = (p,, t), t где p = (p1, p2,..., pk) Ц выбранный набор динамических величин, характеризующих состо€ние системы, a = (a1, a2,..., al) Ц набор параметров системы, t Ц временна€ переменна€, Z Цоператор, скорее всего, нелинейный, действующий на p и универсальный дл€ всех (или дл€ достаточно представительного класса) месторождений, который должен быть определен на основании эмпирических закономерностей развити€ углеводородных скоплений.

“акой вид имеют уравнени€ динамики механических систем, жидкостей и газов, классических физических полей, атомных систем, галактик и пр., где они €вл€ютс€ основой успешного исследовани€ самых сложных процессов и €влений.

Ќаиболее эффективным представл€етс€ построение натурных флюидодинамических моделей на основе фактических данных, отраженных в уравнени€х переноса и баланса углеводородных масс и сопутствующих компонентов.

Ёто особенно важно дл€ подтверждени€ закона о критическом пороге состо€ни€ нефтегазонасыщенных систем, эмпирически равному 5-8 ћѕа депрессии на пласт.

¬се еще остаетс€ нераскрытой Ђтайнаї большой нефти в глубинном палеозойском комплексе «ападной —ибири [9]. ћного творческих усилий и практических дел автор посв€тил именно этой проблеме. Ётот марафон длитс€ уже более 50 лет. ј.ј.

“рофимук называл палеозой Ђзолотой подложкой «ападной —ибириї.

«адача скорейшего масштабного промышленного освоени€ сугубо прогнозных нефтегазовых ресурсов российских арктических акваторий имеет непреодолимые трудности в обозримой перспективе XXI века. √еологи помогут решить некоторые геополитические задачи, но не более того.

ћежду тем огромна€ запол€рна€ сухопутна€ территори€ «ападной —ибири Ц это совсем друга€, почти решенна€ задача.

Ц  Ц  Ц

ќ баженитах и сланцевой нефти в «ападной —ибири можно складывать легенды и даже достигать некоторых успехов, но главного нефт€ного дыхани€, видимо, не получить.

ѕо данным недавних исследований [10], отложени€ баженовской свиты по своей геохимической специализации относ€тс€ к формации металлоносных черных сланцев;

баженовска€ свита по сравнению со средними данными дл€ черных сланцев мира более чем в 3 раза обогащена U, Zn, Sr, Ba и в 1,5 раза Ц As, Co и Tb. —одержание урана в породах колеблетс€ от 2 до 171 г/т, при среднем его содержании в 40,9 г/т.

ќриентировочно можно оценивать ресурсы этого металла в исследуемом районе на уровне 3 млрд т.

¬стает, возможно, не праздный вопрос: может быть, из «ападно-—ибирских баженитов добывать уран и другие металлы, хот€ бы в отдельных перспективных районах (может быть, вместе с нефтью).

ќбсуждение, предложени€ и выводы.

¬ насто€щее врем€ в мире повсеместно осуществл€етс€ форсированна€ коммерческа€ добыча легко извлекаемой нефти всеми доступными сверхинтенсивными методами. ќстаточна€ нефть (запасы) к насто€щему моменту составл€ет 55-70%. „тобы добывать эту остаточную (трудноизвлекаемую) нефть из продуктивных пластов, нужно примен€ть новые идеи и технологии.

¬ научных исследовани€х, в прогнозах, поисках, разведке и разработке месторождений следует ориентироватьс€ на установление зон (очагов) с активным градиентным флюидным режимом в каждый отдельный момент времени. ћетодов и технологий таких инновационных процедур сейчас достаточно, включа€ высотные и космические съемки. –екомендуютс€, например, методика ƒ‘ћ [11] и технологи€ спектрального анализа микросейсм (SAM) [12]. Ёти технологии позвол€ют четко вы€вл€ть высокопродуктивные очаги в процессе разведки и разработки месторождений.

¬ процессе освоени€ нефтегазовых месторождений и особенно в период их активной (форсированной) разработки необходимо примен€ть реабилитационные циклы, способствующие быстрому восстановлению энергии пласта и фильтрационных свойств, а также образованию новых объемов углеводородных масс. ¬ итоге это обеспечит длительную жизнеде€тельность объекта, высокую конечную нефтеотдачу, соблюдение экологических стандартов, а также существенную экономию труда и капитала.

ћногие скважины, отдельные зоны и месторождени€ по разным причинам подлежат ликвидации. Ќеобходима временна€ консерваци€ этих скважин и зон дл€ осуществлени€ реабилитационных циклов [13-14], после чего станет возможна их повторна€ эксплуатаци€ (например, в ћексиканском заливе, —еверном море, «ападной —ибири и др.). Ёта иде€ подтверждена в недавней статье ».ј. ƒь€чука [15]. ќднако переформирование залежей по принципу капилл€рно-гравитационной сегрегации представл€ет упрощенный вариант. ѕриродные процессы намного сложнее.

ќсобый интерес представл€ют доломиты в карбонатных толщах, образованных за счет позднего метасоматоза. Ќаноразмерные метасоматические процессы увеличивают не только пористость, но и проницаемость, способствуют образованию хороших и часто высокодебитных карбонатных коллекторов. ћожно инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать или обновл€ть высокопродуктивные очаги на месторождении [16-18].

Ц  Ц  Ц

Ќеобходимо в различных нефтегазовых районах организовать научнотехнологические полигоны, аналогичные полигону GBRN (Global Basin Research Network) у побережь€ Ћуизианы, где расположено гигантское месторождение ћексиканского залива ёджин јйленд. ≈сли это слишком затратно или трудно по каким-либо другим причинам, то нужно иметь хот€ бы по одной научноисследовательской скважине на каждом работающем месторождении.

Ќужны посто€нные наблюдени€ в непрерывном режиме за изменени€ми в самом флюидонасыщенном пласте.

ќмар ’ай€м утверждал: Ђ„тобы избежать одной ошибки, надо сделать тыс€чу наблюдений и тыс€чу измеренийї.

ћожно напомнить, что в  ольской сверхглубокой скважине (12 262 метра) многие априорные геологические и геофизические модели оказались неподтвержденными.

–азнообразные виртуальные модели (геохимические, сейсмические, математические и др.) не могут достоверно отражать динамику жизни месторождени€.

»звестный специалист по математической статистике профессор ƒжордж ».ѕ. Ѕокс писал: Ђ¬ сущности, все модели неправильны, но некоторые из них бывают полезнымиї (ЂAll models are wrong but some are usefulї) [19].

Ёто же четко показал —€о-’уи ¬у (старший консультант по вопросам моделировани€ и применени€ компьютерных технологий в науках о «емле Ќаучноисследовательской компании в области разведки и добычи ExxonMobil) в своей работе Ђ ак прогнозировать производительность пласта в услови€х геологической неопределенности в нескольких масштабах?ї. ќн утверждает: Ђ—низить источник неопределенности можно, сократив числовые ошибки и ошибки моделировани€ на основе полевых данныхї [20].

√еофлюидодинамический мониторинг земных глубин резко отстает от космического мониторинга. Ёто отставание может оказатьс€ фатальным дл€ цивилизации!

–екомендации дл€ практической реализации в ближайшей перспективе:

¬ насто€щее врем€ следует сосредоточитьс€ на рациональной разработке действующих месторождений с целью щад€щей выработки остаточной (трудноизвлекаемой) нефти (Improved Oil Recovery), а также обнаружению новых, в том числе вторичных, углеводородных скоплений по всему стратиграфическому разрезу (включа€ глубинные горизонты и различные породно-флюидные ассоциации) в районах с развитой многоплановой инфраструктурой.

≈сли этого не сделать, то огромные массы утвержденных остаточных запасов нефти останутс€ в недрах «ападной —ибири до следующих Ђновыхї открытий уже ранее открытой нефти.

ƒл€ решени€ всех этих и многих других проблем нужен весь могущественный потенциал российской науки. Ќедропользование должно быть научным.

Ћитература ћолчанов ¬.»., √онцов ј.ј. ћоделирование нефтегазообразовани€.

1.

Ќовосибирск: ќ» √√ћ, 1992. 246 с Ѕаренбаум ј.ј. Ќаучна€ революци€ в проблеме происхождени€ нефти и 2.

газа. Ќова€ нефтегазова€ парадигма // √еоресурсы, 2014. є 4(59). —. 3-9.

Ћеворсен ј. √еологи€ нефти и газа. ћир, ЂЌауки о землеї, т. 22, 1970. Ц 3.

–едакторы: Ќ.Ѕ. ¬ассоевич, ћ. .  алинко. Ц 638 с.

Ц  Ц  Ц

≈ременко Ќ.ј., „илингар √.¬. √еологи€ нефти и газа на рубеже веков. Ц 4.

ћ.: Ќаука, 1996. Ц 176 с.

5. M. King Hubbert. Nuclear energy and the fossil fuels // Drilling and Production Practice (1956) American Petroleum Institute, JUNE 1956 (ћ.  инг ’абберт. Ђядерна€ энерги€ и ископаемые топливаї) Michael Klare. Peak oil is dead // Oil and Maritime. June, 2014. Ц P. 36-38.

6.

Daniel Yergin. There Will Be Oil // The Wall Street Journal. Ц September 17, 7.

«апивалов Ќ.ѕ. ƒинамика жизни нефт€ного месторождени€ // »звести€ 8.

“омского политехнического университета. Ц “омск: 2012. Ц “. 321. Ц є 1.Ц —. 206Ц211.

јйзберг –. ≈., √арецкий –. √., «апивалов Ќ.ѕ. и др. ѕроблемы 9.

нефтегазоносности верхнепротерозойских и палеозойских комплексов Ѕеларуси и —ибири // ћонографи€. Ц ћинск: Ѕ≈Ћ√≈ќ, 2003. Ц ѕод ред. ¬. ј. ћосквича. Ц 360 с.

–ихванов Ћ.ѕ. и др. ћинералого-геохимические особенности 10.

баженовской свиты «ападной —ибири по данным €дерно-физических и электронномикроскопических методов исследований // »звести€ “омского политехнического университета. Ц 2015. Ц “. 326. Ц є1. Ц —. 50-63.

ѕисецкий ¬.Ѕ. ѕрогноз флюидодинамических параметров бассейна по 11.

сейсмическим данным. Ц ≈катеринбург: ”√√√ј, 2011.

¬едерников √,¬. ѕрогноз залежей углеводородов по характеристикам 12.

микросейсм: избр. статьи. Ќовосибирск: »зд-во Ђ—виньин и сыновь€ї, 2012. Ц 202 с.

«апивалов Ќ.ѕ. ѕ€ть неотложных мер нефтедобычи «ападной —ибири // 13.

Ёко: всероссийский экономический журнал. Ц Ќовосибирск: Ќаука, 2015, є5. Ц —. 111Ѕеднаржевский —.—., «апивалов Ќ.ѕ., —мирнов √.». –еабилитационные 14.

циклы нелинейной динамики нефтегазовых месторождений как основа повышени€ их продуктивности // Ќаука и бизнес: пути развити€. Ц є4 (46) 2015. Ц —. 27-31.

ƒь€чук ».ј.   вопросу переформировани€ нефт€ных месторождений и 15.

пластов // √еоресурсы. Ц  азань: 2015, є1 (60). Ц —. 39-45.

«апивалов Ќ.ѕ. »нновационные технологии в разведке и разработке 16.

нефтегазовых месторождений на основе новой геологической парадигмы // √еоресурсы.

Ц  азань: 1 (56) 2014. Ц —. 23-28 «апивалов Ќ.ѕ. ћетасоматическа€ доломитизаци€ и нефтегазоносность 17.

карбонатных пород (наноэффекты образовани€ вторичных высокопродуктивных коллекторов) // Ќаука и технологии в –оссии. Ц ћ: 2009, є 2. Ц “. 88. Ц —. 31-39.

ѕоспелов √.Ћ. ѕарадоксы, геолого-физическа€ сущность и механизмы 18.

метасоматоза. Ќовосибирск: Ќаука —ќ, 1973. 356 с.

19. Box, G. E. P. and Draper, N. R. Empirical Model Building and Response Surfaces. Ц John Wiley & Sons, New York, NY, 1987. Ц p. 424

20. Xiao-Hui Wu. How to Predict Reservoir Performance with Subsurface Uncertainty at Multiple Scales? Society of Petroleum Engineers: Distinguished Lecturer Program, 2015. Ц Lecture.

Ц  Ц  Ц

ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»≈ ћќЅ»Ћ№Ќџ’ PVT-”—“јЌќ¬ќ  ƒЋя ќѕ≈–ј“»¬Ќќ…

ќ÷≈Ќ » ‘ј«ќ¬ќ√ќ —ќ—“ќяЌ»я —Ћќ∆Ќџ’ √ј«ќ ќЌƒ≈Ќ—ј“Ќџ’

—»—“≈ћ  узнецов ».¬.* (заместитель генерального директора, ќќќ Ќѕќ Ђ—Ќ√—ї, kuznetsov@nposngs.ru), „ирков ¬.ё. (генеральный директор, ќќќ Ђ—Ќ√—-√еої, vychirkov@sngs-geo.ru),  овалев ј.ј. (геолог, ќќќ Ђ—Ќ√—-√еої, a.kovalev@sngsgeo.ru),  ожевников —.¬. (заместитель начальника отдела, ќќќ Ђ√азпром георесурсї, S.Kozhevnikov@gazpromgeofizika.ru), —трельченко ¬.¬. (профессор кафедры геофизических информационных систем, –√” нефти и газа им.

».ћ.√убкина, strelvv@gmail.com)

USE OF MOBILE PVT-SYSTEMS FOR OPERATIONAL EVALUATION OF THE

PHASE STATE OF MULTICOMPONENT GAS-CONDENSATE MIXTURE

Kuznetsov I.V.* (deputy general director, OOO NPO ЂSNGSї, kuznetsov@nposngs.ru), Chirkov V.Y. (general director, OOO ЂSNGS-Geoї, vychirkov@sngs-geo.ru), Kovalev A.A.

(geologist, OOO ЂSNGS-Geoї, a.kovalev@sngs-geo.ru), Kozhevnikov S.V. (deputy head of division, OOO ЂGazprom georesursї, S.Kozhevnikov@gazpromgeofizika.

ru), Strelchenko V.V. (Professor of the Department of Geophysical Information Systems, Gubkin Russian State Oil and Gas University, strelvv@gmail.com) ¬ практике зарубежных компаний уже достаточно давно примен€ютс€ мобильные PVT-установки, которые позвол€ют значительно повысить оперативность получени€ результатов. »спользование таких установок не только обеспечивает своевременное прин€тие управленческих решений по оптимизации разработки месторождени€, но и позвол€ет решать р€д новых технологических задач, что было бы невозможно без их применени€.

  сожалению, в –оссии мобильные PVT-установки пока не получили широкого распространени€. ¬ значительной степени это св€зано с тем, что в насто€щее врем€ такие услуги предоставл€ютс€ только иностранными компани€ми. –азработка и внедрение отечественной мобильной PVT-установки позволит значительно расширить область их применени€ и тем самым повысить эффективность решени€ многих актуальных задач.

Foreign companies have long been using mobile PVT-systems. They allow increasing the speed of the results. The usage of mobile PVT-systems provides timely management decisions to optimize field development and allows solving a number of new technological challenges. This would be impossible without using such units.

Unfortunately, Russian mobile PVT-systems are not yet widespread. To a large extent, it is due to the fact that only foreign companies provide these services. Development and implementation of Russian mobile PVT-systems will expand the scope of their use and increase the efficiency of solving many current problems.

 лючевые слова: PVTЦанализ, мобильна€ PVT-установка, установка фазовых равновесий, отбор проб, газ, газоконденсат, оценка фазового состо€ни€ залежи, разработка месторождени€.

Keywords: PVT fluid analysis, mobile PVT-system, system of phase behavior, fluid test selection, gas, gas condensate, evaluation of phase state, development of a field.

ћировой опыт разработки углеводородных месторождений показывает, что эффективность их эксплуатации в значительной степени зависит от качества

Ц  Ц  Ц

характеристической оценки пластовой системы дл€ правильного выбора и оптимизации системы добычи. «нание PVT-свойств пластового флюида имеет определ€ющее значение как дл€ разработки месторождени€ в целом, так и дл€ решени€ р€да прикладных задач.

ѕримерами актуальных задач, которые могут быть решены на основании данных PVT-исследований, €вл€ютс€ оценка вли€ни€ неравномерного отбора газа по площади залежи на величину конечной конденсатоотдачи [1] и определение глубины залегани€ возможного √Ќ  на основании градиента изменени€ состава углеводородной смеси [2].

ƒругим перспективным направлением €вл€етс€ комплексное гидродинамическое моделирование процесса разработки группы месторождений, которое невозможно без данных PVT-исследований. Ќапример, дл€ решени€ этой задачи на основании экспериментальных данных может быть выполнено математическое моделирование поведени€ многокомпонентных смесей в равновесных процессах на основании уравнени€ состо€ни€ ѕенгаЦ–обинсона, обеспечивающее в исследуемой области равномерную точность расчета, как по равновесному составу, так и по свойствам фаз [3, 4].

“радиционно дл€ проведени€ PVT-исследований отобранные поверхностные или глубинные пробы транспортируютс€ в стационарные петрофизические лаборатории, что значительно увеличивает врем€ получени€ информации. ѕо этой причине данные PVT-исследований, проводимых в стационарных лаборатори€х, могут быть использованы только дл€ решени€ долгосрочных задач разработки месторождений (подсчет запасов, составление программы и контроль разработки и т.д.) [5], а решать на их основе оперативные технологические задачи не представл€етс€ возможным.  роме того, иногда логистические задержки могут привести к потере ценной информации: в случае отбора некачественной пробы к моменту еЄ вы€влени€ в стационарной лаборатории исследуемый объект может быть уже изолирован.

Ќесмотр€ на широкий круг решаемых задач, мобильные PVT-установки, давно примен€емые зарубежом, пока не получили в –оссии должного распространени€.

ќдной из причин этого €вл€етс€ то, что в насто€щее врем€ они производ€тс€ и примен€ютс€ преимущественно иностранными компани€ми, стоимость работ которых слишком высока дл€ широкого применени€. –ешить эту проблему должна разработка и внедрение в производственную практику российских мобильных PVT-установок и полевых лабораторий на их основе.

Ѕлагодар€ возможности проведени€ исследований непосредственно на промысле, внедрение мобильных PVT-установок позвол€ет решать новые технологические задачи, такие как:

оптимизаци€ режима эксплуатации и испытани€ скважины;

оптимизации технологических процессов разработки и эксплуатации месторождений;

подбор наземного добывающего оборудовани€;

контроль качества и предварительные PVT-исследовани€ глубинных проб с целью оптимизации условий их отбора;

контроль соответстви€ услови€м сепарации жидкой и газовой фаз проб, отобранных дл€ рекомбинации;

контроль и настройка работы сепаратора;

исследование флюидов, полученных на разных режимах работы скважины.

 роме этого, мобильные PVT-установки могут быть использованы дл€ решени€ р€да перспективных задач, которые пока еще не нашли широкого применени€ в производственной практике. ќдной из таких задач €вл€етс€ оценка вли€ни€ на фазовое

Ц  Ц  Ц

состо€ние газоконденсатной системы различных примесей, в том числе, реагентов, используемых при интенсификации добычи [6, 7].

—пециалистами компании ќќќ Ќѕќ Ђ—Ќ√—ї дл€ нужд ќќќ Ђ√азпром георесурсї был разработан опытный образец мобильной PVT-установки.

¬ ходе разработки был решен р€д важных инженерных задач, важнейшими из которых были:

выбор материала и прочностные расчеты корпуса камеры PVT;

выбор материала и расчет прочности смотрового стекла;

разработка конструкции креплени€ и герметизации смотрового стекла;

расчет и конструирование механических приводов задани€ давлени€ и качани€ камеры PVT;

разработка узла креплени€ видеокамеры, обеспечивающего хорошую освещенность при минимальной засветке.

–азработанна€ установка имеет передовую, как дл€ российской, так и дл€ мировой практики конструкцию и содержит р€д инновационных решений.

¬ажнейшими из них €вл€ютс€ торцевое смотровое стекло, обеспечивающее обзор всего объема рабочей камеры, система задани€ давлени€ с механическим приводом, обеспечивающа€ высокую точность измерени€ объема, и система перемешивани€ пробы.

ѕо€вление мобильных PVT-установок отечественного производства позволит значительно расширить область их применени€ и повысить эффективность решени€ многих важных геологических и технологических задач.

Ћитература  раснова ≈.»., —аранча ј.¬. ѕрогноз пластовых потерь углеводородов в 1.

услови€х разработки нефтегазоконденсатных месторождений // —овременные проблемы науки и образовани€. Ц 2015. Ц є 1-1.

 раснова ≈.». »сследование вли€ни€ геолого-физических особенностей 2.

залежей на конденсатоотдачу. ƒиссертаци€. “юменский государственный нефтегазовый университет, 2015.- 119 с.

√ужов Ќ.ј., Ѕузинова ќ.¬. ѕроблемы моделировани€ начальных составов 3.

и термодинамического состо€ни€ газоконденсатных систем месторождений. ∆урнал Ђ¬ести газовой наукиї є4, стр.128-134, 2014 Peng, D. Y., and Robinson, D. B. (1976). ЂA New Two-Constant Equation of 4.

Stateї. Industrial and Engineering Chemistry: Fundamentals 15: 59Ц64.

ƒементьев Ћ.‘., ќценка промышленных запасов нефти, газа и 5.

конденсата/ ћ.: Ќедра Ц 1981.

Ћапшин ¬.»., ¬олков ј.Ќ., Ўафиев ».ћ. јналитическа€ и 6.

экспериментальна€ оценка влагоемкости природных газов и вли€ни€ конденсационной воды на фазовые характеристики. ∆урнал Ђ¬ести газовой наукиї є1(12), стр.80-85, 2013.

Ћапшин ¬.»., Ћюгай ƒ.¬., ¬олков ј.Ќ., Ўафиев ».ћ. јналитические и 7.

экспериментальные исследовани€ вли€ни€ неуглеводородных компонентов на фазовые превращени€ ”¬ газожидкостных систем. ∆урнал Ђ¬ести газовой наукиї є1(12), стр.28-35, 2013.

Ц  Ц  Ц

—“ј“»—“»„≈— »… јЌјЋ»« √≈ќЋќ√»„≈— »’ ѕј–јћ≈“–ќ¬ ƒЋя

ќ÷≈Ќ » –≈—”–—ќ¬ Ќ≈‘“» ¬ Ќ≈“–јƒ»÷»ќЌЌџ’ «јЋ≈∆ј’ «јѕјƒЌќ…

—»Ѕ»–»  урамшин –.ћ. (к.т.н., доцент кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа, –√” нефти и газа им. ». ћ. √убкина, renkur@rambler.ru), √айсина Ћ.√. (ассистент кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа, –√” нефти и газа им. ». ћ. √убкина, lily-gaisina@yandex.ru)

STATISTICAL ANALYSIS OF GEOLOGICAL PARAMETERS FOR ASSESSING

THE OIL RESOURCES IN UNCONVENTIONAL DEPOSITS OF WESTERN SIBERIA

Kuramshin R.M. (lecturer of theoretical foundations of prospecting and exploration of oil and gas, Gubkin Russian State Oil and Gas University, renkur@rambler.ru), Gaysina L.G. (assistant of theoretical foundations of prospecting and exploration of oil and gas, Gubkin Russian State Oil and Gas University, lily-gaisina@yandex.ru) Ђ—ланцева€ революци€ї, Ђсланцева€ нефтьї, Ђнефть из низкопроницаемых породї - вс€ эта терминологи€ сегодн€ весьма попул€рна и употребл€ема в кругу отечественных и зарубежных нефт€ников.

ѕолучение промышленных притоков нефти из скважин, пробуренных, на пласты баженовских отложений в «ападно-—ибирском регионе, вызывает повышенный интерес специалистов нефтегазовой отрасли в насто€щее врем€, когда добыча из традиционных залежей снижаетс€.

ѕо данным √осударственного комитета по запасам в –оссии за последние 5 лет наблюдаетс€ тенденци€ к снижению как количества вновь открываемых месторождений, так и к объЄму приращенных запасов нефти.3 "Shale revolution", "shale oil", "oil from low-permeability rocks" - all this terminology is now very popular in the circle and coined by domestic and foreign oil companies.

Preparation of commercial flows of oil from wells drilled on layers Bazhenovo deposits in Western Siberia, causing increased interest oil and gas industry at the moment, when production of the traditional deposits is reduced.

According to the State Committee on Reserves in Russia over the past 5 years there has been a tendency to decrease as the number of newly discovered fields, as well as to the volume of incremental oil reserves.3  лючевые слова: оценка ресурсов, «ападна€ —ибирь, запасы нефти, статистические методы.

Keywords: resource estimate, Western Siberia, oil, statistical methods.

«апасы в пластах баженовских отложений, по оптимистичным оценкам, превышают 140млрд.тонн. ¬ пользу освоени€ баженовских отложений свидетельствует ее географическое расположение - «ападна€ —ибирь, уже оборудованна€ всей необходимой инфраструктурой дл€ нефтедобычи.7 “олько в ’анты-мансийском автономном округе Ц ёгре в баженовских отложени€х открыта 81 залежь нефти на 47 месторождени€х. Ёти отложени€ находитс€ на глубине свыше 2км и при огромной площади распространени€ (свыше 1млн.км 2) имеет толщину 20-30м (рис.1).

Ѕаженовские отложени€, отнесенные ‘« от 23.07.2013 є213-‘« к залежам с трудно извлекаемыми запасами (“р»«) нефти, стратиграфически включают в себ€

Ц  Ц  Ц

несколько свит, составл€ющих по латерали единое тело: собственно баженовскую, тутлеймскую, мулымьинскую и георгиевскую + васюганскую. ¬ведение налоговых льгот при разработке залежей “р»« дает дополнительный стимул к их освоению.

–исунок 1. –егиональный геологический разрез «ападно-—ибирской Ќ√ѕ (Ћобусев ј.

¬. и др., 2011 г.) ќднако, как показывает небольшой опыт при разработке “р»« залежей баженовских отложений, дл€ получени€ экономически рентабельных дебитов скважин необходимо не только применение новейших технологий добычи, бурени€ и строительства скважин. Ќа сегодн€шний день имеютс€ значительные трудности при оценке запасов баженовских отложений, которые обусловлены низкой степенью геологической изученности, выбора и обоснованности модели резервуара и значений подсчетных параметров.

¬ насто€щее врем€ при оперативной оценке запасов нефти баженовских отложений подсчетные параметры принимаютс€ по следующим критери€м: если отложени€ испытаны и получен приток нефти, то эффективна€ нефтенасыщенна€ толщина принимаетс€ как 1/3 от общей (без обосновани€, только по согласованию между недропользовател€ми, экспертами-геологами и представител€ми государства); в больших диапазонах измен€ютс€ коэффициенты открытой пористости от 7Ц8% до более 20% (0,07-0,08д.е. до 0,2д.е.), нефтенасыщенности от 46% до более 85% (0,46д.е. до 0,85д.е.).

— целью получени€ достоверной информации по р€ду геологических параметров дл€ подсчета запасов нефти проведены статистические исследовани€ 22 залежей 15 месторождений —ургутского свода («ападно-јсомкинское,  устовое-Ќ,  онитлорское, Ћосевое, ¬осточно-“ромъеганское, “ончинское, “ундринское, ”ль€новское, ћурь€унское, јлехинское, Ќижне-—ортымское, —еверо-“ончинское, –авенское, “евлинско-–усскинское,  амынское).

«начени€ подсчетных параметров баженовских отложений, вышеуказанных месторождений, наход€тс€ в следующих диапазонах: коэффициенты нефтенасыщенности 0,46-0,876д.е. (максимальное количество значений коэффициентов приходитс€ на диапазон 0,83-0,86д.е.) (рис.2); коэффициенты пористости 7-21% (максимальное количество значений коэффициентов приходитс€ на диапазон 7-9,05%) (рис.3); площади залежей 455-273460м2 (максимальное количество площадей залежей

Ц  Ц  Ц

приходитс€ на диапазон 4658-17458м2) (рис.4); нефтенасыщенные толщины 0,9-9,17м (максимальное количество толщин залежей приходитс€ на диапазон 7,8-9,17м) (рис.5).

Ц  Ц  Ц

–исунок 2. –аспределение значений коэффициента нефтенасыщенности ( нн) по залежам баженовских отложений  ак свидетельствует проведенный анализ статистически обработанных значений подсчетных параметров, не получены одновершинные распределени€ ни по одному параметру, значени€ размаха параметров превышают минимальные значени€ параметров от 2-х до 600 раз.

—ледовательно, пока нельз€ принимать дл€ баженовских отложений статистически оцененные средние значени€ подсчетных параметров. “ребуютс€ дальнейшие исследовани€.

¬ первую очередь считаем, что это св€зано с отсутствием единой модели формировани€ залежей баженовских отложений.

«а врем€ изучени€ баженовских отложений было предложено несколько моделей формировани€ залежей и коллекторов, среди которых выдел€ютс€ две основные.

“ак авторы первой модели св€зывают образование коллекторов с процессами нефтегенерации в битуминозных отложени€х: происход€т флюидоразрывы в битуминозной толще из-за увеличени€ объемов образующихс€ из керогена жидких и газообразных нафтенов и, вследствие, этого процесса возникает листоватый коллектор.

Ц  Ц  Ц

–исунок 4. –аспределение значений площади залежей баженовских отложений јвторы второй модели, образование коллектора св€зывают его с тектоническими процессами (с тектонической трещиноватостью).

ѕоэтому возникающие в этом случае коллекторы, относ€т к трещинному типу.1  роме того, наличие аномально высокого пластового давлени€ и наличие гидродинамически изолирующих перекрывающих и подстилающих толщ служит дополнительным критерием потенциально продуктивных пород, которые, однако, не позвол€ют с точностью определить площадь продуктивного резервуара.6

Ц  Ц  Ц

–исунок 5. –аспределение значений эффективной нефтенасыщенной толщины (hнн) по залежам баженовских отложений ќсвоение залежей нефти баженовских отложений неизбежно св€зано с высоким спросом на энергоносители, ограниченностью традиционной ресурсной базой и достижени€ми современного технологического прогресса.

ќднако, отсутствие единой модели формировани€ отложений, недостаточность исследований подсчетных параметров не дает возможности корректно оценить как ресурсы, так и запасы открытых нефт€ных залежей баженовских отложений (пласты ё—0, ё¬01, ё¬0, ё—0 , ё—0 1, ё—0 2, ё—01-2, ё—02) объемным методом с применением исследований статистического аппарата. “акже невозможно повести корректно провести сравнение полученных результатов с зарубежным методом оценки запасов Original Hydrocarbon In Place (OHIP).4 Ћитература «убков ћ.ё.  оллекторы в бажено-абалакском комплексе «ападной 1.

—ибири и способы их прогноза. ћ.- Ђ√еологи€ нефти и газаї, є5/2014г, 58-71.

 узьмин ё.ј.,  узьменков —.√., ѕолукеев —.ћ., Ќовиков ћ.¬.,  оркунов 2.

¬.¬. “рудноизвлекаемые запасы нефти баженовских отложений ’ћјќЦёгры. ћ. Ц ЂЌедропользование XXI векї, є3/2014г., 54-61.

 урамшин –.ћ., √айсина Ћ.√. Ћитолого-петрофизические особенности 3.

залежей нефти, как критерий оценки перспектив нефтегазоносности на больших глубинах (на примере месторождени€ ¬еликое). ћ. - ЂЌедропользование XXI векї, 1/2015г.,  урамшин –.ћ., √айсина Ћ.√. Ёвристический анализ основных 4.

геологических параметров дл€ подсчета запасов нефти. ћ. Ц ЂЁкологический вестник –оссииї, є3/2014г., 26-31.

Ћобусев ј.¬., Ћобусев ћ.ј., ¬ертиевец ё.ј. Ѕаженовска€ свита Ц 5.

дополнительный источник углеводородного сырь€ в «ападной —ибири. ћ. Ц Ђ“ерритори€ нефтегазї, є3/2011г., 28-31.

Ўилов √.я. ќсновные особенности пле€ залежей нефти в Ѕаженовской 6.

свите «ападной —ибири. ћ. Ц –√” нефти и газа имени ».ћ. √убкина.

7. http://www.rg.ru/ XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 28 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

”“ќ„Ќ≈Ќ»≈ √≈ќЋќ√»„≈— ќ… ћќƒ≈Ћ» јЌј—“ј—№≈¬— ќ-“–ќ»÷ ќ√ќ

ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я — ÷≈Ћ№ё Ћќ јЋ»«ј÷»» ќ—“ј“ќ„Ќџ’ «јѕј—ќ¬

Ќ≈‘“» ј.¬. Ћобусев (профессор, зав. кафедрой промысловой геологии нефти и газа, Lobusev@gmail.com), ћ.ј. Ћобусев (доцент кафедры промысловой геологии нефти и газа, Mlobusev@gmail.com), ё.ј. јнтипова (доцент кафедры промысловой геологии нефти и газа, vert225@gmail.com), ј.ƒ. ћусихин (ассистент кафедры промысловой геологии нефти и газа, geolog@bk.ru), ƒ.ј. ќсин (ведущий инженер кафедры промысловой геологии нефти и газа, Osin_dmitrii@list.ru) –оссийский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени ».ћ. √убкина

CLARIFICATION GEOLOGICAL MODEL ANASTASIEVSKO-TROITSKY DEPOSITS

FOR LOCALIZING RESIDUAL OIL

A.V. Lobusev (Professor, Head. of the department of commercial oil and gas geology, Lobusev@gmail.com), M.A. Lobusev (Associate Professor of commercial oil and gas geology, MLobusev@gmail.com), J.A. Antipova (Associate Professor of commercial oil and gas geology, vert225@gmail.com), A.D. Musikhin (assistant of the department of commercial oil and gas geology, geolog@bk.ru), D.A. Osin (leading engineer of the department of commercial oil and gas geology, Osin_dmitrii@list.ru) Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) јннотаци€: — целью установлени€ локализации зон остаточных запасов нефти јнастасьевско-“роицкого месторождени€ был проведЄн анализ геологогеофизической и геолого-промысловой информации. ”становлено наличие тектонических нарушений вли€ющих на распределение запасов нефти в пластах подстилающих газовую залежь. ”становлено разломно-блоковое строение месторождени€. –азработаны рекомендации по освоению запасов нефти.

Abstract: In order to establish the localization zones of residual oil AnastasievskoTroiskty deposit was analyzed geological and geophysical, geological and field information.

The presence of tectonic disturbances affecting the distribution of oil reserves in formations underlying the gas reservoir. Established fault-block structure of the deposit. The recommendations on the development of oil reserves.

 лючевые слова: ќстаточные запасы, геологическа€ модель, чередующиес€ индивидуальные периоды, анализ разработки, водонефт€ной фактор.

Keywords: The remaining reserves, geological model, alternating periods of individual analysis development, water-oil ratio.

јнастасьевско-“роицкое месторождение находитс€ в западной части  раснодарского кра€, в тектоническом отношении св€занно с одноимЄнной антиклинальной складкой, расположенной в центральной части «ападно- убанского прогиба.

¬ промышленную эксплуатацию јнастасьевско-“роицкое месторождение введено в 1954 году. Ёксплуатаци€ осуществл€лась на основании технологических схем, проектов разработки и доразработки, составленных в 1954-1994 гг. ¬о всех технологических документов кроме ѕроекта доразработки 1994 года предусматривалась первоначальна€ выработка нефт€ной части залежи при

Ц  Ц  Ц

преимущественном вытеснении нефти подошвенной водой. Ќо экономическа€ ситуаци€ в регионе потребовала других решений, а именно обеспечение региона газом.

ƒл€ повышени€ эффективности освоени€ нефт€ных пластов месторождени€ авторами был выбран комплексный подход, основанный на детальном анализе разработки и построении геологической модели. Ќовый способ систематизации первичной информации о работе скважин, предложенный проф. ».ѕ. „оловским успешно опробован и показал хорошие результаты при проведении анализа разработки трудноизвлекаемых запасов залежи нефти, приуроченной к отложени€м баженовской свиты √аль€новского и Ќазымского месторождений в «ападной —ибири.

Ётот способ основан на расчленении всего времени эксплуатации скважин на чередующиес€ индивидуальные периоды („»ѕы) их работы. ѕродолжительность каждого индивидуального периода (»ѕ) определ€етс€ временем, в течение которого значени€ основных параметров работы скважины наход€тс€ в пределах установленных значений.

ќднако, применительно к анализу разработки залежей нефти в V и VI горизонтах указанный метод потребовал определенной модернизации. Ёто св€зано с тем, что здесь на работу скважин оказывает воздействие большое количество других, разнонаправленных природных и техногенных факторов.

ѕроведенные исследовани€ показали, что дл€ условий работы скважин на V и VI горизонтах „»ѕы целесообразно образовывать, принима€ в качестве базового параметра степень обводненности добываемой продукции, устанавливаемой дл€ каждого »ѕ.

Ќаиболее четко закономерность в динамике обводненности продукции скважин на этих объектах про€вл€етс€ при выделении п€ти последовательных »ѕ со следующей степенью обводненности:

1. безводный период 1%;

2. слаба€ обводненность 1-10%;

3. средн€€ обводненность 10-50%;

4. высока€ обводненность 50-85%;

5. максимальна€ обводненность 85%.

“ак, мы выделили индивидуальные периоды дл€ каждой скважины и составили сводную таблицу, в которой показываетс€ врем€ каждого периода (с какого по какой год) и сколько за это врем€ было отобрано нефти, воды и суммарное количество жидкости. “аблица создана по всем 64 скважинам.

ѕо данным этой таблицы были построены графики, на которых отображаетс€ та же информаци€ Ц высотой столбиков показана накопленна€ добыча нефти и воды за конкретный »ѕ, а крива€ лини€ показывает степень обводнЄнности продукции (рисунок 1).

»сход€ из данной информации, мы посчитали водонефт€ной фактор (¬Ќ‘), показывающий степень промывки пласта, дл€ каждой скважины. ¬ общем, можно судить, что промывки как таковой не было, поскольку максимальные значени€ слегка превышают 1, а минимальные пор€дка 0,001. “.е. практически все скважины работали лишь при невысокой обводнЄнности, и как только по€вл€лась вода, их работу прекращали. ќтсюда мы делаем вывод, что в пластах осталось достаточное количество нефти, которую ещЄ можно извлечь.

ѕроанализировав водонефт€ной фактор всех скважин, нам удалось локализовать остаточные запасы по принципу Ц где была меньша€ промывка, там осталось большее количество нефти.

Ц  Ц  Ц

–исунок.1 √рафик работы скважины ѕриступив к изучению геологического строени€, мы отметили, что полученные результаты совпадают с результатами анализа разработки. “.е. участки с лучшими коллекторскими свойствами совпадают с участками с большей промывкой.

ƒл€ оценки макронеоднородности пород, слагающих продуктивные пласты, среди них были выделены породы-коллекторы и породы, не €вл€ющиес€ коллекторами.

√раничным значением этого параметра прин€т коэффициент пористости  п примерно равный 15,5-16%.

ƒл€ оценки микронеоднородности была проведена дифференциаци€ породколлекторов по степени их пористости на три группы:

1. малопродуктивный,  п от 15,5 до 20%;

2. высокопродуктивный,  п от 20 до 28%;

3. суперколлектор,  п от 28% и более.

Ќа рисунке 2 достаточно чЄтко прослеживаетс€ взаимосв€зь между работой скважин и геологическим строением залежи VI горизонта. Ќа верхнем рисунке (2а) показана работа скважин (в качестве примера вз€ты семь скважин участка наиболее полновыработанных запасов) Ц цветами показаны различные этапы обводнЄнности, а ширина столбца показывает добычу нефти за этот период. ј на нижнем (2б) рисунке типы коллекторов в этих же скважинах. ѕосмотрим на скважины 344, 584 и 762, в разрезе присутствуют довольно мощные пропластки так называемого суперколлектора и обща€ мощность коллекторов в этих скважинах колеблетс€ от 26 до 31 метров, и гл€д€ на рисунок 2а, видим, что в этих же скважинах довольно высокий дебет (ширина столбца) и в период высокой обводнЄнности. ¬ скважинах 678, 757, 758 в достаточном количестве присутствует малопродуктивный коллектор и полностью отсутствует супер, и видно, что изначально дебиты были ниже, а в период высокой обводнЄнности ещЄ более снизились.

—овместив результаты, полученные в ходе анализа разработки с данными о геологическом строении стало возможным выделить эксплуатационные участки с различными параметрами (такие как: водонефт€ной фактор, коэффициент изменени€ дебита, мощность коллекторов и др.), что позволило локализовать остаточные запасы.

¬ итоге мы получили 5 эксплуатационных участков. ƒва на јнастасиевской («ападной) части месторождени€ (4-«ап и 5-«ап) и три на “роицкой (1-¬, 2-¬, 3-¬). Ќа “роицкой самым выработанным по запасам €вл€етс€ 1-¬, с ним св€зано наименьшее количество остаточных запасов, а самым перспективным 3-¬.

Ц  Ц  Ц

–исунок 2. —овмещение работы скважин и геологического строени€ »значально была прин€та пликативна€ модель месторождени€, но јнастасиевско-“роицкое месторождение расположено в ѕредкавказье, где характерно широкое распространение залежей, имеющих блоковое строение.

ѕеред нами сто€ла задача вы€вить разломы V и VI горизонта.

ќбоснование разломов проводилось на основе детальной коррел€ции, выполненной по всем скважинам обоих горизонтов.

Ц  Ц  Ц

–исунок 3. ќбоснование разлома Ќапример, на рисунке 3 весьма показательно изображЄн взброс (разрыв с крутопадающим сместителем, по которому вис€чее крыло подн€то относительно лежачего) в скважине 779.

¬ соседних скважинах Ц 781 и 1772 Ц на каротажных диаграммах по кривой ѕ— выдел€етс€ нормальный разрез, а в скв. 779 повторение разреза, что позвол€ет уверенно указать взброс.

¬ некоторых скважинах так же вы€влены взбросы, в некоторых, напротив, сбросы, вместе они образуют систему разломов сбросово-взбросового характера.

»з всего вышесказанного можно сделать следующие выводы:

»сход€ из степени выработанности отдельных эксплуатационных участков, в которых локализованы остаточные запасы, выводим наиболее перспективные дл€ дальнейшего освоени€ зоны. ѕроведена работа по вы€снению разломной структуры нефтеносных пластов месторождени€, что в корне мен€ет взгл€д на дальнейшую разработку.

ƒл€ более успешного освоени€ јнастасиевско-“роицкого месторождени€ необходимо совместить результаты анализа разработки без учЄта дизъюнктивных нарушений с их учЄтом и разработать новую техсхему.

Ћитература Ћобусев ј.¬., √еолого-промысловые основы моделировани€ залежей 1.

нефти и газа: ”чеб. дл€ вузов. Ц ћ.: ќќќ Ђ»здательский дом Ќедраї, 2010. Ц 247 с.

Ћобусев ј.¬., Ћобусев ћ.ј., —трахов ѕ.Ќ., ћетодика комплексной 2.

интерпретации сейсморазведки 3ƒ и бурени€ с целью построени€ геологических моделей залежей углеводородов: ”чебник ћ., Ќедра 2012.

Ћобусев ј.¬., Ћобусев ћ.ј., —трахов ѕ.Ќ. јнтипова ё.ј. ќсин ƒ.ј.

3.

ћусихин ƒ.ј., ¬озможности повышени€ эффективности освоени€ залежей углеводородов, приуроченных к карбонатным отложени€м палеозойской группы «ападной —ибири: Ђ“ерритори€ нефтегазї, є12-2013г. стр 32-38.

Ц  Ц  Ц

јннотаци€: ¬ статье рассмотрена, установлени€ св€зей между глубинным геологическим строением междуречь€  уры и √абырры и физическими параметрами пород осадочного чехла, проведен анализ данных об изменении объемного веса и скоростей упругих волн по площади и глубине.

— целью изучени€ характера изменени€ физических свойств пород глубиной дл€ некоторых нефтегазоносных областей применен грaфоаналитический метод.¬ результате применении этого метода найдены аналитические выражени€ изменени€ физических параметров с глубиной междуречь€  уры и √абырры.

ѕолученные зависимости могут быть применены, при интерпретации геолого-геофизических материалов.

Annotation: In the article of the relations between deep geological structure rivers Kura and Gabirri and physical parameters of sedimentary rock has been considered, analysis of data about changes of volume weight and velocities of elastic wave on the area and depth has been carried out.

For studying character of change of physical properties of the rocks for oil gaseous regions, grapho-analytic method has been applied. As a result of this application analytical expressions of the change of physical parameters with the depth Kura and Gabirri Rivers have been found.

Obtained dependences can be applied during the interpretation of geologicalgeophysical materials.

 лючевые слова: петрофизика, плотность, скорость распространени€ волн, пористость, скважина, породы.

Key words: petrophysics, density, wave propagation velocity, porosity, well, rocks.

¬ св€зи с изучением перспектив нефтегазоносности глубокзалегающих отложений в последние годы в јзербайджане в значительном объеме проводились геолого-поисковые и геофизические работы. Ќа основании этого выработаны критерии, которые €вл€ютс€ основой дл€ будующих работ. ќтмечено, что залежи нефти и газа в основном были подвержены погружению в мезокайнозойским эпоху. ’от€ исследователи не сомневаютс€, что эти отложени€ высокоперспективны в центральной части исследуемой территории и на больших глубинах, но количественное решение проблемы не осуществлено.

»зучение строени€ глубокозалегающих слоев сейсмическими методами €вл€етс€ одним из способов прогнозировани€ неантиклинальных ловушек в нефтегазоносном районе междуречь€  уры и √абырры (–ис.1,2). Ќар€ду с этим вы€снение коллекторских свойств глубокозалегающих слоев €вл€етс€ одной из важнейших задач.

Ц  Ц  Ц

–исунок 1. –асположени€ нефт€ных и газовых месторождений и локальных подн€тий междуречь€  уры и √абырры.

–исунок 2. —хематических сруктурных карты (по сред.

еоцен) ¬ результате сейсморазведочных работ были вы€влены ассиметричные подн€ти€, осложненные поперечными и продольными разрывами и отмечены палеоподн€ти€ по поверхности среднего эоцена между структурами (–ис.3) [1].

Ц  Ц  Ц

–исунок 3. —ейсмогеологический профиль ≤≤-≤≤ ¬ нефтегазоносном районе междуречь€  уры и √абырры вы€влено 34 локальных структур, одна из которых - месторождение нефти и газа “арсдаллар, введенное в эксплуатацию.

¬ этом районе сейсморазведочной было вы€влено 7 локальных подн€тий, которые были подготовлены к глубокому поисково-разведочному бурению.   ним относ€тс€ структуры: —аждаг, Ѕольшой ѕалантокан, ¬осточный √юрзундаг, «ападный √юрзундаг, ћолладаг, јгтепе и ƒжахандар.

ћесторождение “арсдаллар приурочен к брахиантиклинальной складке расположеннейного в восточной части междуречь€  уры и √абырры, на левом берегу реки  уры. –ельеф месторождени€ напоминает равнину, наклоненную к  уре, осложненную небольшими сопками и оврагами. Ёто месторождение, а также структуры, расположенные недалеко от него, хот€ и считаютс€ перспективными, но их потенциал недостаточно изучен. ¬ 1934-1948 годах на территории проводились региональные гравиметрические работы, в 1948-1965 годах детальные гравимагнитометрические исследовани€, а в 1975, 1981, 1987 годах были проведены точные гравиметрические измерени€. Ќа основании этих исследований в регионе определили тектонические элементы в региональном масштабе и составили соответствующие схемы. Ќо широкое распространение грави€, песков на территории, сложное тектоническое строение региона, резкие изменени€ мощностей пород и недостаток материалов, привели к уменьшению точности результатов гравиметрических исследований. ƒалее в районе проводили в небольшом объеме электроразведочные работы. Ёти работы тоже не дали удовлетворительных результатов. ¬ 1965-1966 годах на площади “арсдаллар проводили сейсмические работы методом отраженных волн (ћќ¬). Ёти работы продолжались до 1972 года в различных местах нефтегазоносного района. Ќаконец в 1983 году на площади “арсдаллар при опробовании отложений среднего эоцена из скважин є1 получили фонтан нефти. Ѕыло открыто первое нефт€ное месторождение междуречь€  уры и

Ц  Ц  Ц

√абырры. ѕо данным сейсморазведки эта структура расположена на большой гемиантиклинали. «десь отмечены две небольшие ундул€ции, подготовленные к поиско-разведочному бурению. Ќа каждой ундул€ции была пробурена одна скважина.

¬ восточной ундул€ции вы€влено нефт€ное месторождение.  роме того установлено, что структура раздроблена на отдельные блоки [2].

Ѕуровые работы вы€вили перспективность междуречь€  уры и √абырры, кроме того они показали, что имеютс€ трудности и проблемы в изучении структурных особенностей локальных подн€тии, а также в прогнозировании их нефтегазоносности.

 ак указано выше, с целью изучени€ коллекторских свойств месторождени€ “арсдаллар, осложненного разрывными нарушени€ми, был проведен р€д геологогеофизических работ, проанализированы керны, вз€тые из пробуренных скважин.

»зучены карбонатность (%), пористость (м, %), проницаемость (10-15 м2), плотность (, г/см3, в сухом и влажном виде) и распространение скорости ультразвуковых волн (V, м/) в кернах. —оответственно составили таблицу, отражающую коллекторские свойства площади района (таблица 1) [3,4].

 ак выше отмечено, были изучены свойства палеогеновых и эоценовых отложений, участвующих в геологическом строении структуры “арсдаллар. ѕалеоген представлен алевролитами, мергел€ми, известн€ками и туфо-алевролитами. ѕлотность мергелей составл€ет 2,16 гр/см3, пористость-2,5%, магнитна€ восприимчивость очень низка€, а скорость распространени€ ультразвуковых волн составл€ет 3500 м/мин.

ѕалеогеновые известн€ки почти диамагнитные, их плотность составл€ют 2,56 г/см 3, пористость Ц 5,1%, а скорость распространени€ ультразвуковых волн до 3000 м/мин.

ѕлотность эоценовых алевролитов составл€ют 2,45 г/см3, пористость Ц 50%, а скорость распространени€ ультразвуковых волн составл€ют 1300 м/мин, плотность известн€ков составл€ют 2,65 г/см3, пористость Ц 5,74%, скорость распространени€ ультразвуковых волн составл€ет 2950 м/мин, а магнитна€ восприимчивость отсутствует. ѕлотность аргиллитов Ц 2,25 г/см3, пористость-15,5%, магнитна€ восприимчивость очень слаба€, а скорость распространени€ ультразвуковых волн составл€ет 2700 м/мин.

»сследовани€ показывают, что физические особенности одновозрастных и одноименных пород измен€ютс€ в результате геолого-физических процессов, привод€ к разным результатом. Ёти результаты нашли свое отражение и в петрофизических исследовани€х, которые проводились в услови€х высоких давлений и температур. ѕо таблицам, отражающим физические свойства кернового материалов, можно сказать, что месторождение “арсдаллар, имеющее полузамкнутую форму и ограниченное разломами, в котором отсутствует закономерность.

ѕлотность пород и распространение скорости ультразвуковых волн, в основном, зависит от глубин и тектонических процессов. ѕоэтому на различных глубинах значени€ плотности и скорости измен€ютс€ в широком диапазоне.

Ц  Ц  Ц

ƒл€ установлени€ св€зей между глубинным геологическим строением междуречь€  уры и √абырры и физическими параметрами пород осадочного чехла проведен анализ данных об изменении плотности и скоростей упругих волн по площади и глубине [5].

»зучением охвачены песчано-глинистые породы миоцен-палеоценовых отложений междуречь€  уры и √абырры.

–езультаты изучени€ физических свойств пород площади междуречь€  уры и √абырры представлены в таблице 2.

Ц  Ц  Ц

Ќаибольшими значени€ми плотности и скорости продольных волн обладают глины и песчаники сарматского €руса, вскрытые на площади јрмудлы, которые могут служить репором при геофизических исследовани€х. ќтложени€ майкопской свиты, которые повсеместно распространены на исследуемых площад€х, незначительно измен€ют свои физические свойства по области. ѕесчано-глинистые породы верхнего и среднего миоцена на площад€х √ырахкесаман и ’атунлы на 0,38 г/см 3 отличаютс€ по значени€м объемных весов от песчано-глинистых пород того же возраста площади јрмудлы. ѕесчано-глинистые породы всех возрастов, вскрытые на площад€х √ырахкесаман и ’атунлы, имеют почти одинаковые объемные веса. ќднако скорости в образцах пород площади ’атунлы имеют большие значени€, что св€зано с высокой карбонатностью образцов, отобранных с этой площади по сравнению с образцами площади  ырахкесаман [6,7].

“аким образом, в междуречье  уры и √абырры отмечено значительное изменение значений физических параметров пород верхнемиоценовых отложений с —« (јрмудлинское подн€тие) на ё¬ (√ырахкесаман Ц ’атунлинское подн€тие). «начени€ физических свойств песчано-глинистых пород эоценовых отложений также значительно уменьшаютс€ с —« на ё¬ и снова увеличиваютьс€ в √€нджинской обоасти.

— целью изучени€ характера изменени€ свойств пород с глубиной дл€ некоторых нефтегазоносных областей применен графо-аналитический метод (ћ.Ћ. ќзерска€).

¬ результате применени€ этого метода найдены аналитические выражени€ изменени€ физических параметров пород с глубиной в междуречье  уры и √абырры, которые приведены в таблице 3 и рисунке.

Ц  Ц  Ц

Ќа рисунке показано изменение физических свойств с глубиной в разновозрастных комплексах междуречье  уры и √абырры. »з анализа полученных данных и построенных кривых видно, что, несмотр€ на незначительное изменение объемных весов пород сармат и майкопа с глубиной, скорости продольных волн в них сильно увеличиваетс€. Ёто, по-видимому, св€зано с тем, что в них развиты трещины, из-за которых прохождение упругих волн затруднено. «акомерность изменени€ скорости с глубиной в глинистых и песчано-глинстых породах почти одинакова, отличие имеетс€ только в начальных значени€х. —ледует отметить, что в тектоническисложных участках  уры и √абырры области дл€ сармат-майкопской отложений применение графо-аналитического метода не дало ожидаемых результатов. «десь наблюдаетс€ непоследовательное и скачкообразное изменение физических параметров по разрезу, что отражает смену условий осадконакоплени€.

–исунок 4. –аспределение физических свойств пород с глубиной в междуречье  уры и √абырры: 1, 11-песчано-глинистые породы и глины сармата, 2, 2 1 Цпесчано-глинистые породы майкопа ¬ междуречье  уры и √абырры майкопские глины на поверхности имеют низкое значение объемного веса по сравнению с сарматскими.

ќбъемные веса дл€ различных комплексов пород междуречье  уры и √абырры с глубиной измен€ютс€ одинаково, отлича€сь лишь в начальных значени€х. »зменение скорости продольных волн с глубиной в сарматких глинах и песчаниках неодинаково с майкопскими породами.

ѕолученные зависимости могут быть применены, при интерпретации геологогеофизических материалов.

Ц  Ц  Ц

–езультаты

-изменени€ коллекторских свойств пород по площади св€заны с неоднородностью литофации пород, глубинами их залегани€, а также с сложностью тектонического строени€.

-по результатом графо-аналитических исследований плотность пород и распространение скорости ультразвуковых волн с глубиной увеличиваютс€, а коллекторские свойства пород с ухидшаютс€.

-дл€ прогнозировани€ нефтегазоносности структур кроме упом€нутых геофизическо-разведочных методов, целесообразно использовать методы емкости фильтрации.

Ћитература

1. јли-заде ј.ј., јхмедов √.ј., јхмедов ј.ћ., јлиев ј. ., «ейналов ћ.ћ. Ц √еологи€ нефт€ных и газовых месторождений јзербайджана. // »зд.: Ќедра, 1966. Ц с. 390.

2. јхундов Ў. ’., јлиев Ќ. ћ. ЂO возможности вы€влени€ неантиклинальных ловущек и прогнозирование осложнений при бурении в Ќ√– междуречъ€  уры и √абырры. // јЌ’, 2010, є5, стр.10-13.

3. ‘изические свойства горных пород и полезных ископаемых (под редакцией Ќ.Ѕ. ƒорман).-ћ.; Ќедра, 1976 г., 527 с.

4. У—оставление каталога коллекторских свойств ћезокайнозойских отложений месторождений нефти-газа и перспективных структур јзербайджанаФ Ц отчет Ќаучно»сследовательского »нститута √еофизики Ц 105-2009. ‘онды ”правлени€ √еофизики и √еологии. Ѕаку Ц 2010.

5. ёсубов Ќ.ѕ., √улиев √.ј. ЂЌекоторые результаты геофизических исследований в нефтегазоносном районе междуречь€  уры-√абыр јзербайджанское нефт€ное хоз€йство є2.- 2008 г.-с. 23-27.

6. —уваров ƒ. √. —ултанов Ћ. ј. Ђ–езультаты петрофизических исследований  уринской впадиныї.- јзербайджанское нефт€ное хоз€йство є3.- 2008 г.-с. 1-6

7. √урбанов ¬.Ў.,. Ќариманов Ќ.–, ћансурова —.». Ђѕерспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента  уринской межгорной впадины ї.

јзербайджанское нефт€ное хоз€йство є11.- 2013 г.-с. 10-18.

ѕримечание:  роме вышеуказанной литературы использованы фондовые материалы (структурные карты, геологические профили и др.) »нститута √еофизики јзербайджана.

Ц  Ц  Ц

¬Ћ»яЌ»≈ ѕЋј—“ќ¬џ’ ”—Ћќ¬»… Ќј —“–” “”–” ѕќ–ќ¬ќ√ќ

ѕ–ќ—“–јЌ—“¬ј (Ќј ѕ–»ћ≈–≈  ќЋЋ≈“ ќ–ќ¬ “јЋј’— ќ√ќ

√ќ–»«ќЌ“ј) ѕименов ё.√. (ведущий научный сотрудник, –√” нефти и газа им. ».ћ.√убкина ), јбросимов ј.ј. (аспирант, –√” нефти и газа им. ».ћ.√убкина, Andreich.gis@gmail.com), ∆уков ¬.—. (главный научный сотрудник, ќќќ Ђ√азпром ¬Ќ»»√ј«ї), ћоторыгин ¬.¬.* (младший научный сотрудник, ќќќ Ђ√азпром ¬Ќ»»√ј«ї)

RESERVOIR CONDITIONS INFLUENCE ON THE POROUS SPACE (ON THE

EXAMPLE OF TALAHSKY HORIZON)

Motorygin V.V.* (researcher, "Gazprom VNIIGAZ"), Abrosimov A.A. (graduate student, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Andreich.gis@gmail.com), Pimenov Y.G.

(Leading Researcher, Gubkin Russian State University of Oil and Gas), Zhukov V.S.

("Gazprom VNIIGAZ") ¬ процессе освоени€ и разработки залежей углеводородов и особенно на режимах истощени€ возникает потребность учета фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. ¬ св€зи с этим в работе рассматриваетс€ характер изменени€ фильтрационно-емкостного пространства при изменени€х барических условий на примере полимиктовых песчаников талахского горизонта.

During the process of exploration and development of hydrocarbon deposits and especially the depletion mode there is a need accounting of deposits reservoir properties. In this regard, the paper considers the nature of the change of reservoir space with changes in barometric conditions on the example polymictic sandstone of talakhsky horizon.

 лючевые слова: горные породы, пластовые услови€, фильтрационноемкостное пространство, петрофизические параметры Key words: rocks, reservoir conditions, reservoir space, petrophysical parameters ќдним из основных параметров горных пород, который необходимо определ€ть при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений углеводородов €вл€етс€ пористость. ќпределение характера вли€ни€ структуры емкостного/порового пространства на различные виды пористости (межзерновой и трещинной) проводилось на примере коллекторов талахского горизонта ¬осточной —ибири возрастом более 600 млн. лет.

ѕри этом наиболее интересным представл€етс€ разработка подхода к прогнозированию изменени€ структуры порового пространства (формы, размеров и ориентировки пор) с увеличением эффективного напр€жени€. Ёто обусловлено практическими потребност€ми учета фильтрационно-емкостных свойств коллекторов сопровождающих процессы освоени€ и разработки залежей ”¬ и особенно на режимах истощени€. —уществующие программы гидродинамического моделировани€ процессов разработки месторождений, такие как Eclipse, VIP Landmark, предусматривают наличие данных о трещинной пористости, представл€€ общую емкость как сумму ее двух компонент: межзерновой и трещинной.

»сходным материалом послужили лабораторные исследовани€ на образцах образцы песчаников средне-крупнозернистых, гравелитистых, слоистых (–сл=1.3-2 шт/см), имевших открытую пористость в атмосферных услови€х 11.8 Ц 12.4% при газопроницаемости до 3 мƒ. Ќа этих образцах горных пород проводились определени€

Ц  Ц  Ц

пористости, скорости распространени€ упругих продольных и поперечных волн при моделировании пластовых условий на установке ѕ”ћј-650, а структура их порового пространства была исследована пр€мым неразрушающим методом рентгенотомографии.

»звестно (јвч€н √.ћ. и др., 1979; ѕименов ё.√., јбросимов ј.ј.,  аменева ≈.≈., 2015), что с ростом всестороннего напр€жени€ при сжатии пород измен€ютс€ их фильтрационно-емкостные свойства и увеличиваетс€ скорость продольных волн. ѕо данным о величине пористости и скорости продольной волны на образцах песчаников было вы€влено, что с ростом эффективного напр€жени€ снижаетс€ их емкость в целом, и уменьшаютс€ еЄ компоненты - межзернова€ и трещинна€, но уже в разной степени, соответственно, на 35-40% и до 60% (рис.1).

Ц  Ц  Ц

–исунок 1. »зменение общей пористости(а) и ее трещинной компоненты(б) песчаников полимиктовых с ростом эффективного давлени€ –етгенотомографи€ полимиктовых песчаников позволила количественно детализировать их фильтрационно-емкостное пространство, т.

е. получить распределение показателей межзерновых пор и полостей раст€жени€, формирующих в них трещины, по форме размеру, ориентировке и емкости как дл€ атмосферных, так и моделирующих пластовые услови€ (рис.2а).

а б –исунок 2. –аспределение пор в полимиктовом песчанике по размеру и емкости в атмосферных и пластовых услови€х(а) с дол€ми сомкнувшихс€ и образовавшихс€ пор(б) ѕодобный подход к изучению ‘≈— песчаников талахского горизонта показал, что в них при эффективных напр€жени€х соответствующих пластовым услови€м XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 44 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

наблюдаетс€, с одной стороны, смыкание части пор и полостей (35-70 %отн) и особенно, относ€щихс€ к крупнокапилл€рной группе и соизмеримых с размером породообразующих зерен, а с другой Ц по€вление новых, но малого размера с эквивалентным диаметром до 30-40 мкм. Ётот процесс не означает полного закрыти€ крупных пор а, более веро€тно то, что поры несколько измен€ют свою форму и за счет смыкани€ узких мест и по€влени€ новых пережимов крупные поры дроб€тс€ и по€вл€ютс€ новые поры - более мелкие (риc.2б). »менно эти процессы в породах отвечают за изменение их фильтрационно-емкостных, упруго-деформационных, электрических свойств.

ѕоследнее, на наш взгл€д, говорит о том, что на предложенные к рассмотрению песчаники оказало техногенное воздействие от выбуривани€ и подъема на поверхность образцов керна, и это необходимо учитывать при получении среднестатистических петрофизических показателей свойств пород дл€ моделировани€ горно-геологических условий залежей углеводородов.

Ћитература ћетодические рекомендации по подсчЄту геологических запасов нефти и 1.

газа объЄмным методом. ѕод ред. ¬.». ѕетерсилье, ¬.».ѕороскуна, √.√.яценко. Ц ћосква-“верь:¬Ќ»√Ќ», Ќѕ÷ Ђ“верьгеофизикаї, 2003. 259с.

“уранк  ., ‘урментро ƒ., ƒенни ј. –аспространение волн и границы 2.

раздела в породах / ¬ сборнике: ћеханика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. ѕеревод с англ. и фр. ѕод редакцией ¬.ћори и ƒ.‘урментро / ћ.: ћир, 1994. с.176-184.

∆уков ¬.—., »селидзе ќ.¬. ќценка трещиноватости коллекторов по 3.

данным о скорости распространени€ продольной волны на примере одного их месторождений ¬осточной —ибири // —борник научных статей Ђѕроблемы ресурсного обеспечени€ газодобывающих районов –оссии до 2030г.ї / ћ.: ќќќ Ђ√азпром ¬Ќ»»√ј«ї, 2012. —.153-157.

јвч€н √.ћ., ћатвеенко ј.ј., —тефанкевич «.Ѕ. ѕетрофизика осадочных 4.

пород в глубинных услови€х. ћ.: Ќедра. 1979. 224с.

ƒахнов ¬.Ќ. √еофизические методы определени€ коллекторских свойств 5.

и нефте -газонасыщени€ горных пород. - 2-е изд., перераб. и доп. - ћ.: Ќедра. 1985. с.

 узьмин ё.ќ., ∆уков ¬.—. —овременна€ геодинамика и вариации 6.

физических свойств горных пород. ћ.: »здательство ћ√√”. 2004. 262с.

–ыжов ј.≈., ∆уков ¬.—., »селидзе ќ.¬., ƒахнов ј.¬., —емЄнов ≈.ќ.

7.

ƒинамика изменений физических свойств образцов продуктивных пород при разработке месторождений нефти и газа / —борник научных трудов: –азработка месторождений углеводородов / ћ.: ќќќ Ђ¬Ќ»»√ј«ї, 2008 - —.154-168.

јбросимов ј.ј., ѕименов ё.√.,  аменева ≈.≈. »зучение дилатансии как 8.

одного из эффектов деформации горных пород // Ќ“¬ У аротажникФ. “верь: »зд. ј»—.

2015. ¬ып. 253. —. 46Ц55.

Ц  Ц  Ц

”“ќ„Ќ≈Ќ»≈ √≈ќЋќ√»„≈— ќ√ќ —“–ќ≈Ќ»я ѕ–ќƒ” “»¬Ќџ’ ѕЋј—“ќ¬

ј¬2-3 ¬ј“№≈√јЌ— ќ√ќ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я — ÷≈Ћ№ё ѕќ¬џЎ≈Ќ»я

Ё‘‘≈ “»¬Ќќ—“» ¬џ–јЅќ“ » «јѕј—ќ¬ Ќ≈‘“»

ѕотемкина ≈.Ћ.* (геолог отдела подсчета запасов углеводородов ќќќ ЂЋ” ќ…Ћ»нжинирингї, Ekaterina.Potemkina@lukoil.com),  алугин ј.ј. (Ќачальник отдела подсчета запасов углеводородов ќќќ ЂЋ” ќ…Ћ-»нжинирингї, Alexandr.Kalugin@lukoil.com)

THE GEOLOGICAL MODEL UPDATE OF THE PRODUCTIVE LAYERS AV2-3

VATEYGANSKOE FIELD IN ORDER TO ENHANCE RECOVERY EFFICIENCY OF

OIL RESERVES

Potemkina ≈.L.* (geologist of hydrocarbons reserves estimations division LLC LUKOILEngineering, Ekaterina.Potemkina@lukoil.com),  аlugin ј.ј. (Head of hydrocarbons reserves estimations division LLC LUKOIL-Engineering, Alexandr.Kalugin@lukoil.com) –ассмотрены основные подходы, использованные при уточнении геологической модели продуктивных отложений пластов ј¬2-3 ¬атьеганского месторождени€. Ѕлагодар€ фациальному анализу и детальной коррел€ции разрезов скважин стало возможным установить особенности осадконакоплени€ продуктивных отложений и провести фациальное районирование. ¬ результате были вы€влены эрозионные врезы, существенным образом вли€ющие на сообщаемость природных резервуаров. — помощью анализа промысловых данных установлена зависимость между добычными характеристиками и фациальной принадлежностью участка. ƒл€ каждой фациальной зоны подготовлены рекомендации по корректировке системы дальнейшей разработки и геологотехнических меропри€тий с целью повышени€ нефтеотдачи пластов.

The main approaches used for detailing of the geological model of the productive layers AV1-3 Vatyeganskoe field are described. Thanks to facies analysis and detailed well log correlation it was possible to establish the features of productive deposits sedimentary and to conduct facies zoning. As a result, erosive incisions were discovered, greatly affecting the reservoir connectivity. The dependence between the production characteristics and facies area was identified by the analysis of field data. The recommendations for the development system and reservoir stimulations adjustments for enhanced oil recovery were prepared for each facies zone.

 лючевые слова: детальна€ коррел€ци€ разрезов скважин, фациальный анализ, эрозионные врезы, неоднородность.

Key words: detailed well log correlation, facies analysis, erosive incisions, heterogeneity.

Ёффективна€ эксплуатаци€ месторождений углеводородов напр€мую св€зана с правильно подобранными технологи€ми разработки продуктивных отложений. ¬ свою очередь, одним из критериев при выборе подхода к разработке €вл€етс€ геологическое строение отложений и их геолого-геофизические характеристики (макро- и микронеоднородность резервуара), вызванные особенност€ми осадконакоплени€.  ак правило, керном площади освещены только в поисково-разведочных и в редких случа€х Ц в эксплуатационных скважинах, что не позвол€ет детально оценить масштабы неоднородности разреза по каменному материалу. ¬ этом случае на помощь приходит анализ данных √»— и электрофациальный анализ. — помощью детальной коррел€ции разрезов скважин, выполненной с учетом фациального анализа, становитс€ XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 46 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

возможным взаимоув€зка всего фонда скважин в единую геологическую модель, отражающую вертикальную и площадную изменчивость разных типов разреза и присущих им фильтрационно-емкостных свойств (‘≈—). ѕодобна€ детализированна€ модель может стать хорошей основой дл€ планировани€ геолого-технических меропри€тий (√“ћ) с целью повышени€ уровней добычи и оптимизации дальнейшей разработки.

¬атьеганское месторождение было открыто в 1971 г., а промышленна€ эксплуатаци€ началась только спуст€ 12 лет. Ётаж нефтеносности обширен и отмечаетс€ в интервале от верхнеюрских и нижнемеловых отложений общей толщиной более 1000 м. ќсновными нефтегазоносными комплексами €вл€ютс€ верхнеюрский, ачимовский, неокомский, аптский. Ќеокомский комплекс, в свою очередь, представлен двум€ подкомплексами: осложненным клиноформным залеганием валанжинготеривским и неосложненным барремско-нижнеаптским. —тоит отметить, что ¬атьеганское месторождение занимает лидирующую позицию по количеству вы€вленных продуктивных пластов среди месторождений  огалымской и близ расположенной ѕокачевской групп. ¬ целом по месторождению установлена нефтеносность в 33 пластах, в которых вы€влено более 150 залежей. ѕо соотношению начальных геологических запасов нефти основна€ часть приходитс€ на неокомский Ќ√ . ќсновной вклад в общую цифру запасов внос€т пласты ј¬2-3 (около 60% от общего числа запасов нефти).

»зучаемое месторождение относитс€ к числу крупных по величине утвержденных извлекаемых запасов нефти, поэтому запасы рассматриваемого интервала можно соизмерить с запасами отдельных самосто€тельных месторождений.

Ётим обусловлена актуальность дополнительного изучени€ геологического строени€ и вы€влени€ внутренних особенностей, что в конечном итоге будет направлено на повышение эффективности выработки остаточных запасов.

¬ насто€щее врем€ общий фонд скважин месторождени€ составл€ет более 4 000 единиц, данные по которым в процессе насто€щей работы были ув€заны между собой в единую геологическую модель при помощи детальной коррел€ции продуктивного разреза. ƒл€ коррел€ции разреза использовалс€ стандартный комплекс геофизических исследований скважин (√»—): метод собственной пол€ризации (ѕ—), гамма-каротаж (√ ), индукционный каротаж (» ), боковой каротаж (Ѕ ). »спользуемые диаграммы наиболее информативны и хорошо дифференцируемы во всем продуктивном интервале. ¬ первую очередь, были выделены и прослежены реперные границы по всему продуктивному разрезу. “рассирование пачек глин позволило разделить разрез на несколько самосто€тельных интервалов, затем в пределах каждого проводилась работа по детализации их строени€.

¬ соответствии с региональными представлени€ми [2,3], формирование пластов группы ј¬ проходило в услови€х аллювиально-дельтовой равнины. ƒиагностика фаций терригенных пород в разрезе пластов группы ј¬ проводилась на основе генетической интерпретации образцов керна в соответствии с методикой, котора€ отражена в работе [1]. ¬ качестве эталона использовались разрезы скважин, наиболее полно охарактеризованных керном. ƒл€ выделени€ фаций были определены основые отличительные признаки: литологический состав отложений, структурно-текстурные особенности, размер зерен, их отсортированность и т.д. ѕосле выделени€ литотипов пород в эталонных скважинах была осуществлена типизаци€ разрезов скважин, в которых керн не отбиралс€, с помощью проведени€ электрофациального анализа.

ѕоследний заключалс€ в выделении и использовании каротажных фаций по диаграммам метода ѕ— и √ .

Ц  Ц  Ц

ќтложени€ палеорусел представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками светло-серого цвета. ƒл€ них характерны косые однонаправленные текстуры течени€, подчеркнутые слойками углисто-слюдистого детрита.  ривые методов ѕ— и √ , записанные в интервале палеорусловых отложений, как правило, имеют блочную форму. “ака€ электрометрическа€ модель отражает эрозионные контакты с подстилающими и перекрывающими отложени€ми, которые четко идентифицируютс€ по керну. »ногда по мере удалени€ от осевой зоны русла отмечаетс€ последовательное усложнение формы кривых √»—.  ак правило, зерна хорошо окатанные и отсортированы. ќни представлены кварцем (60-65%), полевым шпатом (20-30%), причем в основном калиевыми разност€ми и основным плагиоклазом. –азмер зерен в среднем составл€ет 0,15-0,2 мм. —одержание глинистого цемента не превышает 10% от объема породы. ѕо данным рентгено-структурного анализа в минеральном составе глин преобладает каолинит (56%), присутствуют хлорит (20%) и гидрослюды (18%).

 оллекторы русловых отложений обладают хорошими свойствами: коэффициент пористости составл€ет 22-25%, коэффициент проницаемости - от 10 до нескольких тыс€ч мƒ. “олщина палеорусловых отложений достигает 35-40 м.

–азрез пойменных участков отличаетс€ слоистым строением: в отложени€х преимущественно глинистого состава залегают прослои крупно-мелкозернистых алевритов, что обуславливает субгоризонтальную текстуру. „асто отмечаютс€ обильный растительный детрит, углефицированные остатки корневой системы. ќдной из особенностей пойменных отложений €вл€етс€ наличие рассе€нного сидерита.

 оэффициент пористости измен€етс€ в широком диапазоне от 13 до 22%. Ќесмотр€ на случаи, когда пористость коллекторов пойменных отложений составл€ет более 21%, коэффициент проницаемости в основном менее 20 мƒ.

Ќа основе анализа форм кривых были выделены и протрассированы палеоканалы по площади (рис.1). Ѕыло установлено, что формирование пластов проходило в несколько этапов, на каждом из которых развивалась сво€ система потоков определенной ориентировки. ќтложени€ характеризуютс€ резкой литологической изменчивостью, отсутствием надежных перемычек, практически на всей территории встречаютс€ эрозионные врезы более молодых палеоканалов в нижележащие.

ќсновное отличие насто€щей геологической модели от созданных ранее заключаетс€ в выделении зон эрозионных размывов глинистых реперов и вмещающих пород. ¬ предыдущих работах эти границы имели огибающий характер, в р€де случаев достаточно условный, с целью экранировани€ пластов друг от друга. ¬ представленной модели вышеописанна€ проблема была решена с помощью коррел€ции палеоканалов и, как следствие, вы€влени€ границ, присущих эрозионным врезам.

Ќа основе полученной геологической модели были пересчитаны начальные геологические запасы нефти. —равнение запасов, числ€щихс€ на √осударственном балансе с ныне пересчитанными показало, что расхождение незначительно и находитс€ в пределах точности расчета. ѕоследнее указывает на то, что детальное представление о продуктивном пласте практически не вли€ет на общую величину запасов. ќднако, полученна€ модель вносит изменени€ в представлени€ плотности распределени€ запасов нефти по площади, а также степени их извлечени€ из разных типов разреза и имеет первостепенную важность дл€ целей эффективного планировани€ разработки пласта и проведени€ √“ћ.

Ц  Ц  Ц

–исунок 1. ѕример выделени€ палеоканалов на основе детальной коррел€ции Ќа основе анализа промысловых данных и закономерностей распространени€ фаций были установлены следующие закономерности: наиболее высокодебитные участки приурочены к фаци€м палеоканалов, где осадки представлены монолитными однородными песчаниками.

Ќизкодебитные участки относ€тс€ к пойменным участкам, характеризующиес€ значительной расчлененностью и неоднородностью по разрезу. ¬ насто€щее врем€ палеорусловые отложени€ сильно обводнены: в некоторых случа€х обводненность достигает более 90%. ќсновна€ причина такого €влени€ заключаетс€ в формировании многократно промытых зон в пределах высокопроницаемых тел, которые ухудшающие воздействие на пласт. ƒл€ блокировки таких зон и вовлечени€ в работку ранее недренируемых участков необходимо примен€ть химические методы увеличени€ нефтеотдачи, к примеру, гелеобразующие композиции, помогающие перераспредел€ть водные потоки в пласте.  ак уже отмечалось, низким продуктивным потенциалом обладают межрусловые участки. ƒл€ извлечени€ нефти, заключенной в линзовидно залегающих пропластках коллектора, необходимо проводить работы по зарезке боковых стволов с последующим гидроразрывом пласта при необходимости.

“аким образом, формирование продуктивных пластов ј¬2-3 проходило в услови€х аллювиально-дельтовой равнины. “акие услови€ осадконакоплени€ обусловили сложное геологическое строение пласта, которое выражаетс€ в их неоднородности как по разрезу, так и по площади.  омплексный учет вы€вленных особенностей строени€ продуктивных пластов позвол€ет выбрать иные подходы при планировании √“ћ и повысить эффективность уже запланированных. ¬се это в дальнейшем позволит оптимизировать разработку остаточных запасов нефти, что особенно актуально на этапе падающей добычи нефти.

Ц  Ц  Ц

ѕотр€сов ј.ј. »зучение неоднородности пласта по геофизическим 2.

данным // ¬естник Ќедропользовател€ ’анты-ћансийского автономного округа. 2007.

є. 17.

‘илина —.»., Ѕарков —.Ћ. —едиментационный контроль распределени€ 3.

залежей углеводородов в пластах ё¬1, ј¬2, ј¬1 «ападной —ибири // √еологи€, геофизика и разработка нефт€ных и газовых месторождений. 2004. є. 4. —. 11-17.

—елли –.„. ƒревние обстановки осадконакоплени€: ѕер. с англ./ѕер. ј.ј.

4.

Ќиконова,  .». Ќиконовой).Ц ћ.: Ќедра, 1989. Ц 294 с.

Ц  Ц  Ц

Ќќ¬џ… ѕќƒ’ќƒ –ј—„≈“ј ’–”ѕ ќ—“» ѕќ–ќƒџ ƒЋя ѕќ¬џЎ≈Ќ»я

Ё‘‘≈ “»¬Ќќ—“» ѕ–ќ¬≈ƒ≈Ќ»я √»ƒ–ќ–ј«–џ¬ј ѕЋј—“ј

–епник ј.ј.* (геолог, Ћ” ќ…Ћ-»Ќ∆»Ќ»–»Ќ√, aleksandrrepnik@gmail.com)

THE NEW APPROACH OF ESTIMATION THE BRITTLENES FOR IMPROVEMENT

EFFICIENCY OF HAYDRAULIC FRACTURING

Repnik A.A.* (geologist, LUKOIL-ENGINEERING, aleksandrrepnik@gmail.com) ¬ работе продемонстрирован, разработанный новый подход к расчету хрупкости, который €вл€етс€ универсальным с точки зрени€ компонентного состава породы, и учитывает вли€ние температуры и давлени€. ѕредлагаемый подход позвол€ет увеличить эффективность проведени€ гидроразрыва пласта как технологическую так и экономическую.

The new approach of estimation the brittleness are demonstrated in this work, which is versatile in terms of the component composition of rocks and takes into account the effect of temperature and pressure. The proposed approach allows improving the efficiency of hydraulic fracturing as a technological as economical.

 лючевые слова: сланцы, хрупкость, гидроразрыв пласта Key words: shales, brittleness, hydraulic fracturing ¬ результате внешнего воздействи€ - давлени€ на пласт горна€ порода начинает измен€ть свое внутренние состо€ние - возникает напр€жение. — возрастанием давлени€ происходит упруга€ деформаци€ породы.

¬ зависимости от структуры вещества, подвергающему воздействию св€зь между воздействием на пласт и состо€нием пласта различаетс€. ќбычно выдел€ют два вида материалов: хрупкое, пластичное.

’рупкий материал - материал, который про€вл€ет очень мало неупругой деформации.

ƒругими словами, что при небольшом давлении происходит разрушение породы.

ѕластичный материал Ц материал который способен подвергатьс€ большому напр€жению (при нормальной температуре) до разрушени€. “акже способен поглощать большое количество энергии до разрушени€. ¬идимые искажени€ могут возникнуть, если нагрузки €вл€ютс€ слишком большими.

¬ случае хрупкого материала, то после небольшого количества воздействи€ на пласт происходит разрыв-образуетс€ трещина (рис.1). ≈сли материал пластичный, то после прохождени€ точки пластичной деформации, наступает пластична€ деформаци€, породы достигает точки разрыва после продолжительного промежутка времени (рис.1).

Ќаиболее хорошо можно продемонстрировать различие в поведении между хрупким и пластичным материалом на атомной уровне.

¬ случае с хрупким веществом - под воздействием давлени€ материалы начинают пластично деформироватьс€, когда воздействие становитс€ слишком сильным то происходит хрупкое разрушение в атомном масштабе, после прохождени€ предельной точки воздействие становитс€ расслабленным и образуетс€ трещина (рис.

2).

¬ случае пластичной породы кристаллы имеют дефекты в структуре минерала Ц под воздействием давлени€ минералы начинают пластично деформироватьс€, когда воздействие становитс€ достаточно сильным, атомы станов€тс€ мобильными и распростран€ютс€ в пустотах дефектов структуры, чтобы пластична€ порода

Ц  Ц  Ц

разрушилась необходимо очень длительное воздействие, но необходимо отметить, что природа разрушени€ отлична от трещинообразовани€ (рис. 3).

–исунок 1. ќписание состо€ни€ пласта в зависимости от воздействи€ на негоразделение на хрупкий разрыв (образование трещин) и пластичной деформации –исунок 2.

ќписание деформации хрупкой породы в атомном масштабе –исунок 3. ќписание деформации пластичной породы в атомном масштабе ¬ насто€щий момент прин€то использовать минералогические и геомеханические модели дл€ определени€ хрупких пород.

Ц  Ц  Ц

ћинералогическа€ модель индекса хрупкости Jarvie[1] выгл€дит следующим образом:

 варц »’ = (1)  варц+ альцит+√лина ћинералогическа€ модель индекса хрупкости выгл€дит Wang&Gale[2] следующим образом:

 варц+ƒоломит »’& = (2)  варц+ƒоломит+ альцит+√лина+—орг ¬ основе обеих моделей положено разбиение породы на отдельные составл€ющие, слагающею породу.

«начение динамического индекса хрупкости геомеханически рассчитываетс€ как среднее между модулем ёнга и коэффициентом ѕуассона:

»’ = (3) »’ = (4) √де прочность на сжатие, Ц прочность на раст€жение.

ќба способа позвол€ют оценивать хрупкость породы, но не достоверно по следующим соображени€м. Ќеобходимо отметить, что важными параметрами, вли€ющими на хрупкость и пластичность €вл€ютс€ температура и давление. — повышением температуры и давлени€ порода становитс€ более пластичной.

»значально считаетс€, что хрупкой породе соответствует низка€ температура и давление, пластичной- высока€ температура и давление. ¬ этой св€зи оба вышеописанных подхода не отражают вли€ние температурного градиента на глубине.

Ѕолее низка€ или более высока€ температура могут ускорить или замедлить процесс разрушени€ и деформации.

¬ модел€х Jarvie и Wang использовались набор составл€ющих, характерных дл€ региона их работы, что не дает возможность использовать их на формаци€х значительно отличающихс€ по компонентному составу.

¬ этой св€зи предлагаетс€ использовать разработанную универсальную формулу дл€ определени€ хрупкости сланцевых формаций (минералогический коэффициент хрупкости (ћ ’)) учитывающий температурное воздействие на породу и универсальность минерального состава породы:

 ¬ћ+ ћ ћ ’ =  ¬ћ+ ћ+√ћ+ќ¬*K t&p (5) √де  ¬ћ- кварцевые минералы в %,  ћ-карбонатные минералы в %, √ћ-глинистые минералы в %, ќ¬-органическое вещество в %, K t&p Ц коэффициент позвол€ющий учитывать вли€ние температуры и давлени€ на хрупкость и пластичность (рассчитываетс€ через взаимосв€зь температура-давление-упруга€ деформаци€), что позвол€ет достоверно оценивать хрупкость породы.

ѕочему это так важно?

ќсновным способом разработки сланцевых формаций €вл€етс€ гидроразрыв пласта-создание искусственных трещин, что позвол€ет обеспечивать поток жидкости из трещины в ствол скважины. “рещины создаютс€ путем закачки воды в пласт и в последующем проппанта.

¬ этой св€зи знани€ о хрупкости и пластичности пород позволит оценить какое воздействие необходимо оказывать на пласт и какие зоны следует избегать как потенциально непродуктивные дл€ проведени€ разрыва. ќт необходимого воздействи€ зависит количество воды и проппанта необходимых дл€ проведени€ √–ѕ Ц это важно, так как позволит повышать рентабельность проектов за счет снижени€ себестоимости произведЄнной продукции в случае точного определени€ области хрупких пород. ѕласт

Ц  Ц  Ц

уже находитс€ в определенном состо€нии, более хрупком или менее, единственное отличие заключаетс€ в степени необходимого воздействи€ на пласт, чтобы произвести разрыв, создав искусственную систему трещин.

ƒанна€ взаимосв€зь продемонстрирована на рисунке 4.  ак видно из рисунка знани€ о хрупкости позвол€ют также предсказывать качественно анизотропию напр€жений и геометрию трещин и на основании этих знаний отождествл€ть количество необходимой воды и проппанта на качественно-количественном уровне, точна€ цифра получаетс€ после интегрировани€ данных в модель.

¬ работе продемонстрированы применение нового подхода к расчету хрупкости к газосодержащим сланцевым формаци€м, что позволит увеличить эффективность проведени€ гидроразрыва пласта как технологическую так и экономическую.

–исунок 4. ѕредсказание геометрии трещин и анизотропии напр€жений на основании знани€ о хрупкости и пластичности формаций и оценка потребности в объеме проппанта и объеме жидкости Ћитература

1. Jarvie, D. M., R. J. Hill, T. E. Ruble, and R. M. Pollastro, Unconventional shale gas systems: the Mississippian Barnett Shale of North-Central Texas as one model for thermo genic shale-gas assessment //AAPG Bulletin, 2007, 91, 475 - 499.

2. Wang, F.P., and J. F. W. Gale, Screening criteria for shale-gas systems// GCAGS, 2009

Ц  Ц  Ц

—ќƒ≈–∆јЌ»≈ ћ≈“јЋЋќ¬ ¬ ¬џ—ќ ќћќЋ≈ ”Ћя–Ќџ’  ќћѕќЌ≈Ќ“ј’

Ќ≈‘“» –јЌЌ≈… —“јƒ»» Ќ≈‘“≈√≈Ќ≈–ј÷»»

(Ќј ѕ–»ћ≈–≈ ќ–≈ЌЅ”–√— ќ√ќ Ќ√ ћ)

—кибицка€ Ќ.ј.* (заведующа€ лабораторией, »ѕЌ√ –јЌ, skibitchka@mail.ru), Ќавроцкий ќ. . (главный научный сотрудник, Ќ¬Ќ»»√√), Ѕурханова ».ќ.

(старший научный сотрудник, »ѕЌ√ –јЌ, burhanova_irina@mail.ru), Ѕольшаков ћ.Ќ. (старший научный сотрудник, »ѕЌ√ –јЌ), «екель Ћ.ј. (ведущий научный сотрудник, »Ќ’— –јЌ)

EARLY OIL HIGH-MOLECULAR-WEIGHT COMPONENTS METAL CONTENT

(OBJECT OF STUDY - ORENBURG OIL-GAS-CONDENSATE FIELD)

N. Skibichkaya* (chief of laboratory, Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences (OGRI RAS), skibitchka@mail.ru), O. Navrotsky (chief scientific worker, Nizhnevolzhsky Institute of Geology and Geophisics), I. Burkhanova (senior scientific worker, OGRI RAS, burhanova_irina@mail.ru), M. Bolshakov (senior scientific worker, OGRI RAS), L. Zekel (leading scientific worker, Institute of Petrochemical Synthesis RAS) ѕоказано распределение микроэлементов в отдельных высокомолекул€рных компонентах (¬ћ ) сингенетичной нефти ранних стадий нефтегенерации в зонах газонасыщени€ ќренбургского Ќ√ ћ Ц в асфальтенах, смолах, маслах, парафинах. »сследованные компоненты содержат высокие концентрации редких и редкоземельных, цветных и благородных металлов.

—уществующие и разрабатываемые в насто€щее врем€ способы направленной добычи и глубокой переработки т€желых компонентов нефти позвол€ют рассматривать ¬ћ  как новый источник ценного сырь€, обеспечивающий высокую рентабельность проекта добычи и глубокой переработки незрелой нефти нефтегазоматеринских толщ продуктивных отложений газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефт€ных месторождений.

It is shown a microelement partitioning between asphaltenes, tars and waxes of early oil of Orenburg Oil-Gas-Condensate Field. Study high-molecular-weight components (HMWC) contain high concentration of rare and rare-earth, nonferrous and precious metals. Current and emerging engineering methods allow to product and converse HMWC.

It means, that HMWC of source rocks is a new valuable source of raw materials for petroleum refinery. It could provide high profitability for immature oil production and refining projects at whole for gas-condensate, oil-gas-condensate and oil fields.

 лючевые слова: ¬ысокомолекул€рные компоненты, асфальтены, смолы, парафины, ќренбургское Ќ√ ћ, содержание металлов.

Keywords: High-molecular-weight components, asphaltenes, tars, waxes, Orenburg Oil-Gas-Condensate Field, metal content.

ћеталлы, содержащиес€ в нефт€х, в первую очередь редкие и редкоземельные, €вл€ютс€ ценными попутными компонентами. »звестна закономерность увеличени€ концентрации металлов с ростом плотности нефти, а соответственно с ростом содержани€ высокомолекул€рных смолисто-асфальтеновых соединений - битумоидов [1]. „аще всего оценивают концентрации металлов (V, Ni и др.) в смолистоасфальтеновых соединени€х, растворенных в жидких углеводородах [2, 3, 4]. ќднако значительна€ дол€ битумоидов €вл€етс€ самосто€тельным, не растворенным в жидких нефт€ных углеводородах первичным (до их преобразовани€ в нефть) битуминозным

Ц  Ц  Ц

сырьем, контактирующим как в микро-, так и в макрообъемах продуктивных отложений месторождений углеводородов с равновесной сингенетичной жидкой фазой нефти.

¬ насто€щей работе рассматриваетс€ распределение микроэлементов в т€желых компонентах нефти ранних стадий нефтегенерации (стадий Ђнефт€ного окнаї ћ  1 ћ 2) - асфальтенах, смолах, маслах, парафинах, выделенных из образцов керна путем хлороформной экстракции. »менно эти компоненты содержат в своем составе высокие концентрации микроэлементов, в том числе редких и редкоземельных, цветных и благородных металлов. ѕроцесс преобразовани€ в геологическом времени первичных битуминозных компонентов нефти - асфальтенов и смол до масел и жидких нефт€ных углеводородов, то есть процесс созревани€ нефти, сопровождаетс€ потерей металлов, их выходом в виде самородных металлов и рудных минералов.

ѕри детальном геохимическом изучении керна из скважин центральной части ќренбургского Ќ√ ћ нар€ду с определением концентрации и группового состава хлороформных битумоидов (’Ѕј) в образцах пород дл€ групп образцов было проведено накопление битумоидов и разделение их на компоненты. ¬ выделенных компонентах (асфальтенах, смолах спирто-бензольных и бензольных, маслах, твердых парафинах) было определено содержание более 40 элементов периодической системы ƒ.». ћенделеева с использованием масс-спектроскопического метода с индукционно св€занной плазмой. Ѕыло подтверждено, что с возрастанием суммы гетероатомов (S, N,

O) в р€ду парафины (ѕ), масла (ћ), смолы бензольные (—Ѕ), смолы спирто-бензольные (——Ѕ), асфальтены (ј) возрастают концентрации большинства микроэлементов (рисунок 1 а, б).

јнализ показал, что в 1 г асфальтенов содержитс€ микроэлементов в 14 раз больше, чем в 1 г спирто-бензольных смол, в 21 раз больше, чем в 1 г бензольных смол, в 117 раз больше, чем в 1 г масел и в 70 раз больше, чем в 1 г парафинов.

Ќаиболее значимыми дл€ промышленности и при этом наиболее сконцентрированными в изучаемых битумоидах микроэлементами €вл€ютс€ ванадий, галлий, германий, иттрий, медь, молибден, никель, свинец, серебро, стронций, титан, хром. Ќа рисунке 2 показаны результаты расчета средних концентраций металлов в компонентах битумоидов (отрицательные результаты учитывались на уровне 1/2 предела обнаружени€ (ѕќ)). ¬сего было исследовано 7 проб асфальтенов, 5 проб спирто-бензольных смол, 7 проб бензольных смол, 6 проб масел, 3 пробы парафинов.

Ц  Ц  Ц

–исунок 1. «ависимость содержани€ микроэлементов в компонентах битумоидов, выделенных из образцов керна ќренбургского Ќ√ ћ, от суммарного содержани€ гетероатомов: а - цветные и благородные металлы; б - редкие и редкоземельные металлы –исунок 2.

—редние содержани€ микроэлементов в отдельных компонентах битумоидов ќренбургского Ќ√ ћ Ц асфальтенах, смолах спирто-бензольных, смолах бензольных, маслах, парафинах Ќа основе разработанной ранее методики оценки содержани€ высокомолекул€рных компонентов нефти ранней стадии нефтегенерации в породах ќренбургского Ќ√ ћ (»ѕЌ√ –јЌ) была проведена оценка ресурсов металлов в границах участка размером 2,25 км 2,25 км.  онцентраци€ микроэлементов сильно

Ц  Ц  Ц

различаетс€ в разных стратиграфических подразделени€х изучаемого пермокарбонового разреза (рисунок 3, в качестве примера приведено распределение молибдена). —одержание металлов в породах убывает в следующей последовательности: сакмарский €рус нижнепермского возраста; средний карбон;

ассельский €рус нижнепермского возраста; артинский €рус нижнепермского возраста;

верхний карбон. Ћинейные запасы микроэлементов показаны на рисунке 4.

–исунок 3. –аспределение концентраций молибдена в продуктивных отложени€х участка размером 2,25 км 2,25 км в центральной части ќренбургского Ќ√ ћ (мг/м3 горной породы) –исунок 4.

Ћинейные запасы микроэлементов в продуктивных отложени€х участка размером 2,25 км 2,25 км в центральной части ќренбургского Ќ√ ћ ¬ыбранные 12 микроэлементов были разделены на две группы - цветные и благородные металлы (медь, никель, свинец, серебро, титан, хром) и редкие и редкоземельные металлы (ванадий, галлий, германий, иттрий, молибден, стронций).

—оотношение ресурсов металлов этих двух групп составл€ет 3:10 (23 и 77 % соответственно). ¬ первой группе по величине ресурсов лидирует никель, во второй группе Ц ванадий.

“аким образом, трудноизвлекаема€ т€жела€, наиболее незрела€ часть нефти ранних стадий нефтегенерации €вл€етс€ сырьем дл€ получени€ редких и

Ц  Ц  Ц

редкоземельных, цветных и благородных металлов. √лубока€ переработка такой нефти с получением в качестве дополнительных товарных продуктов чистых металлов, их товарных соединений, катализаторов и др. позвол€ет обеспечить необходимую рентабельность добычи трудноизвлекаемой нефти, обеспечить устойчивость проекта в целом и повысить ресурсный потенциал –‘ по редким и редкоземельным металлам. ¬ св€зи с этим особенно необходимо применение технологий добычи не только жидких углеводородов нефти нефтегазоматеринских продуктивных отложений, но и ее наиболее трудноизвлекаемых т€желых незрелых битуминозных металлоносных высокомолекул€рных компонентов.

Ћитература

Banerjee D.K., Oil Sands, Heavy Oil & Bitumen Ц From Recovery to Refinery:

1.

Penn Well. XVII. 2012. P. 185.

√рибков ¬.¬. «акономерности размещени€, формирование, поиски, 2.

разведка и освоение промышленно ванадиеносных нефтей: автореф. докт. геол.-мин.

наук. Ц Ћ.: ¬Ќ»√–», 1989. Ц 57 с.

Ќукенов ƒ.Ќ., ѕунанова —.ј., јгафонова «.√. ћеталлы в нефт€х, их 3.

концентраци€ и методы извлечени€. Ц ћ.: »зд-во Ђ√≈ќ—ї, 2001. Ц 77 с.

—уханов ј.ј., якуцени ¬.ѕ., ѕетрова ё.Ё. ќценка перспектив 4.

промышленного освоени€ металлоносного потенциала нефтей и возможные пути его осуществлени€ // Ќефтегазова€ геологи€. “еори€ и практика. 2012. “.7. є4.

Ц  Ц  Ц

¬Ћ»яЌ»≈ √Ћ»Ќ»—“џ’ ћ»Ќ≈–јЋќ¬ Ќј ѕ–ќ÷≈——џ ќ—¬ќ≈Ќ»я »

Ё —ѕЋ”ј“ј÷»» Ќ≈‘“≈√ј«ќ¬џ’ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»…

ёрова ћ.ѕ., вед. научный сотр. »ѕЌ√ –јЌ, mpyurova@mail.ru

THE DEVELOPMENT OF SHALE HYDROCARBON OF USA

M.P. Yurova, RAS OGRI ¬ статье привод€тс€ примеры месторождений, в которых не были учтены вторичные процессы преобразовани€ глин при освоении месторождений (якути€) и, наоборот, способствовали выбору метода эксплуатации с учетом глинистости коллектора («ападна€ —ибирь).

This article includes examples of fields where secondary clays transformation processes were not taken into account during field development (Yakutia) or conversely contributed to choice of exploitation way with consideration for reservoir clay content (Western Siberia).

 лючевые слова: глинистые аутигенные минералы, коллекторы, освоение и эксплуатаци€ месторождений.

Key words: Authigenic clays, Reservoirs, Field Development and Exploitation ѕесчано-алевритовые породы часто €вл€ютс€ терригенными коллекторами, которые содержат глинистые ассоциации различного происхождени€: аллотигенного, аутигенного и смешанного. Ќа незначительных глубинах в породах преобладают аллотигенные глинистые минералы, цемент которых отличаетс€ полидисперсностью. ¬ св€зи с наличием у гранул€рных разностей жесткого каркаса частицы аллотигенного глинистого цемента не испытывают пр€мой геостатической нагрузки и по данным растровой электронной микроcкопии (–Ёћ) располагаютс€ в порах песчаноалевритовых пород беспор€дочно [1]. Ёто обеспечивает наличие между ними микропор фильтрующего размера. ¬еличина микропор зависит от характера микроблоков, размеры которых последовательно уменьшаютс€ от каолинита к гидрослюдам и особенно к хлоритам и монтмориллонитам. ќтсутствие плотной укладки блоков и агрегатов аллотигенных глинистых минералов в поровом пространстве песчаноалевритовых пород определ€ет их относительно высокую проницаемость, даже при наличии в нем разбухающих минералов [2].

ѕри погружении пород на большие глубины степень окристаллизации аллотигенных глинистых пород растет, уменьшаетс€ содержание разбухающих пород.

¬ структуре глинистых разновидностей начинают формироватьс€ аутигенные глинистые минералы, природа которых обусловливаетс€ термобарическими параметрами и химизмом среды (рис.1, 2).

Ќа стадии постседиментационного изменени€ пород (диагенез) в услови€х восстановительной обстановки при наличии ћg2+ и Fе2+ образуютс€ аутигенные минералы слоистого типа и железистый хлорит. ƒл€ них характерны небольшие блоки при довольно крупных размерах, в св€зи с чем им свойственна эластичность.

Ќа стадии раннего катагенеза при относительно невысоких давлени€х и температурах, а также при наличии в пластовых водах Si2+, Al3+ и отсутствием  1+, в кислой среде возникает каолинит. —оответственно, в щелочной среде, но при небольшом присутствии  1+, образуетс€ удлиненно-чешуйчатый монтмориллонит, €вл€ющийс€ в структурном отношении смешаннослойным образованием, содержащим более 40% разбухающих пакетов. Ќа значительных глубинах (средний катагенез) при тех же химических реакци€х (Si2+, Al3+ и особенно  1+) в щелочной среде образуетс€

Ц  Ц  Ц

гидрослюда, аналогична€ монтмориллониту, но содержаща€ менее 40% разбухающих слоев [1]. “ак, аутигенные монтмориллонит и гидрослюда в отличие от аллохтонных разновидностей выдел€ютс€ не в виде пластинчатых блоков, а образуют сростки из плоскопараллельных слоев удлиненных пластин под углом 120 друг к другу.

Ќовообразованный хлорит представл€ет собой тонкие, но сравнительно крупные кристаллы, ориентированные перпендикул€рно к поверхности зЄрен, ограничивающие поровое пространство.

Ц  Ц  Ц

увеличивают содержание св€занной воды [1, 2]. »ногда в глинистых минералах в значительных количествах присутствуют т€жЄлые минералы: кальцит, доломит, крупные чешуйки слюды, пирит, полевые шпаты и другие, которые не всегда вли€ют на физические свойства глин, но позвол€ют определить услови€ их образовани€.

ѕо преобладанию тех или иных типов глин можно восстановить физикохимическую обстановку, в результате которой по€вилась данна€ разновидность. “ак, преобладание монтмориллонита св€зываетс€, в том числе, с преобразованием вулканогенных пород в процессе попадани€ их при извержении в различные поверхностные услови€ (воздушна€ или водна€ среда).

Ќа примере вторичных преобразований вулканогенных пород газовых месторждений ’апчагайского мегавала ¬илюйской синеклизы можно проследить переход аллотигенных глинистых минералов в аутигенные [3].

¬ начале раннетриасового времени в ѕредверхо€нском прогибе и прилегающей ¬илюйской синеклизе происходили тектонические событи€, сопровождавшиес€ про€влением вулканизма, в результате чего образовалась цепочка структур, сложенных либо полностью вулканогенным материалом (Ќеджели, —оболох, —редний ¬илюй), либо частично вулканогенно-терригенным (“олон, ћастах). ƒол€ вулканогенного материала (70-100%) на разных месторождени€х зависела от удаленности источника извержени€.

¬торичные изменени€ в такой неустойчивой, неравновесной физико-химической обстановке начинаютс€ буквально с момента извержени€ в воздушную (Ќеджелинское, —редневилюйское месторождени€) или в водную среду (—оболохское месторождение и др.). Ѕлизкий исходный состав вулканогенного материала, сходные физико-химические услови€ осадконакоплени€ определили аналогичные комплексы глинистых минералов разновозрастных отложений.

јссоциации глинистых минералов всех типов вулканогенных пород представлены следующими эволюционными р€дами:

вулканический материал Nа-монтмориллонит смешаннослойные (типа гидрослюда-монтмориллонит) гидрослюда [4]. ѕодробно вариации изменени€ глинистых минералов в разновидност€х вулканитов представлены в монографии [3].

÷еолитизаци€ и глинизаци€ эффузивных пород значительно ухудшили поровое пространство коллектора. ≈сли межзерновые поры имеют размер 150 мкм, то микропоры глинистой корки, покрывающей измененную вулканическую породу, равны 0,15-1,5 мкм, внутрицементные глинистые поры имеют размеры до 10 мкм.

ќсновными пут€ми фильтрации €вл€ютс€ трещины и каверны, образованные как в процессе извержени€ вулканов (тектонические трещины), так и литогенетические трещины, образованные в результате вторичных процессов и указывающие пути движени€ минерализованных пластовых вод.

–езультаты детального изучени€ вулканитов позволили объ€снить отсутствие ожидаемых притоков при освоении залежей (притоки либо отсутствовали -"сухо", либо были значительно меньше возможных). ѕри подсчете запасов газа в 1978г. коллекторы считались поровыми, а породы терригенными. ѕри наличии ј¬ѕƒ бурили на ут€желенном растворе, т.е. произошла сильнейша€ кольматаци€ призабойной зоны (разбухающие глины плюс баритовый раствор при бурении и вскрытии). ѕри таких услови€х освоени€ и последующей эксплуатации получить высокую газоотдачу будет крайне проблематично.

ѕоскольку в ¬илюйской синеклизе предполагаетс€ открытие аналогичных залежей [5], необходимо иметь в виду следующее:

1. —лаба€ механическа€ прочность и высока€ пластичность вулканогенных пород не выдерживает механических напр€жений (высокого давлени€ на пласт в процессе бурени€, значительных депрессий в процессе освоени€ и эксплуатации).

XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 62 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

2. »з-за сложной конфигурации и малого диаметра путей фильтрации, а также значительной роли процессов десорбции высокие депрессии привод€т не к повышению притока углеводородов, а к разрушению пласта и закупориванию путей подтока газа и жидкости.

3. ѕри эксплуатации аналогичных месторождений в ¬илюйской синеклизе необходимо ориентироватьс€ на сравнительно малые депрессии, не самые высокие дебиты и значительные сроки эксплуатации.

4. ѕроводить геофизические исследовани€ скважин необходимо в оптимальное врем€, до формировани€ зоны кольматации.

ƒругим примером вли€ни€ глинистых минералов на фильтрационно-емкостные свойства €вл€етс€ “алинское месторождение «ападной —ибири. Ќа этом месторождении промышленна€ нефтеносность св€зана с терригенным комплексом тюменской свиты нижней юры  расноленинского свода. ¬ цементе нефтеносных песчаников в процессе создани€ в них вторичной емкости и улучшени€ коллекторских свойств значительную роль играет процесс образовани€ каолинита. Ёто обусловлено значительной глубиной залегани€ пород, соответствующими термобарическими, а также физико-химическими параметрами среды]. ¬ исследуемых породах установлены аутигенный кварц, кальцит, сидерит, Mg- и Fe-хлорит. ¬торичные процессы значительно изменили поровое пространство пород, ведущую роль при этом сыграли глинистые минералы.

»зучение порового пространства образцов песчаников и алевролитов методом –Ёћ показало, что аутигенные минералы в значительном количестве образовались на свободных участках пор, заполн€€ пространства между зернами каркаса породы. «а счет этого конфигураци€ поровых каналов сильно усложнилась, уменьшилась проницаемость пород [6].

»зучение коллекторов пластов ё 10-11 на “алинском месторождении показало, что глинистые минералы (каолинит, хлорит) образуют "рубашки" на поверхности зерен кварца и полевых шпатов, и создают шероховатость стенок пор и каналов. Ќекоторые авторы считают, что незначительное содержание разбухающих глинистых компонентов слабо вли€ют на фильтрационные свойства коллектора. ќднако, они могут значительно вли€ть на снижение проницаемости при проникновении в пласт пресной воды [7].

—труктура порового пространства €вл€етс€ весьма важным фактором, определ€ющим потенциальное содержание остаточной и св€занной воды, а также степень подвижности флюидов.  роме того, с конфигурацией порового пространства тесно св€зано пон€тие удельной поверхности. ƒл€ определени€ состава пород используют традиционные методы петрографического изучени€ тонких шлифов или аншлифов под микроскопом и метод рентгеноструктурного анализа порошковой дифрактометрии.

‘ильтрационно-емкостные свойства тюменской свиты характеризуютс€ большой изменчивостью по площади, что объ€сн€етс€ различи€ми в минеральном составе обломочной и цементирующей частей пород, постседиментационными изменени€ми, трещиноватостью и различной генетической природой осадков.

ќпытно-промышленна€ эксплуатаци€ “алинского месторождени€ показывает, что его коллектор имеет сложное строение. ѕомимо межзерновой пористости присутствует и трещинна€, что обусловлено тектоническими процессами в данном регионе Ћучшими фильтрационно-емкостными свойствами в размере тюменской свиты обладают породы руслового генезиса (пласты ё 10-12), имеющие кварцевый состав, незначительное количество каолинитового цемента, а также породы прибрежноморского генезиса (пласты ё 2-ё 4), среди которых преобладают полимиктовые и полевошпатово-кварцевые разновидности с каолинит-гидрослюдистым и гидрослюдистым цементом [8].

XXI √убкинские чтени€, –осси€, г.ћосква, Ћенинский пр-т., д. 65, 24-25 марта 2016 г. 63 XXI √убкинские чтени€ Ђ‘ундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газаї

¬ коллекторах со сложным вещественным составом, в которых дол€ глинистых примесей от 5% до 15%, существенное вли€ние оказывает не только количество, но и качество аутигенных примесей. “ак, в мелкозернистых песчаниках и алевролитах дол€ каолинита снижаетс€,а дол€ хлорита-гидросюды и смешанно-слойных образований увеличиваетс€ до 20-25% [8].

¬ данном случае, глинистость в большей степени, чем другие факторы, вли€ет на формирование фильтрационных свойств коллектора и €вл€етс€ основной причиной слабого вли€ни€ закачиваемой воды дл€ поддержани€ дебитов добывающих скважин.

ƒругими словами, больша€ часть воды поглощаетс€ разбухающими глинами, а оставша€с€ дол€ не способствует вытеснению остаточной нефти из пласта, следовательно, необходимы коррективы в существующей системе разработки.

ѕрисутствие незначительного количества глинистого материала (до 5% от объема породы), представленного каолинитом, мало вли€ет на фильтрационноемкостное пространство коллекторов порового типа (пласты ё 10-11). ѕри большей доле аутигенного глинистого материала (до 15%) и незначительном содержании карбонатного цемента и вторичных минералов, коллектор ведет себ€ как сильно неоднородный по проницаемости с горизонтальной трещиноватостью по наслоению (пласты ё 10-11).

“аким образом, на приведенных примерах достаточно нагл€дно показана значительна€ роль глинистых минералов в процессе формировани€ фильтрационноемкостного пространства пород-коллекторов различных нефтегазовых регионов нашей страны. ƒаны рекомендации по их освоению (¬илюйска€ синеклиза, якути€) и выбор системы воздействи€ в зависимости от содержани€ глин (“алинское месторождение, «ападна€ —ибирь).

Ћитература ѕрошл€ков Ѕ. .,  отельников ƒ.ƒ. –оль аутигенных глинистых минералов в 1.

изменении коллекторских свойств песчано-аллевритовых пород на больших глубинах // »зучение коллекторов нефти и газа, залегающих на больших глубинах. ћ.: Ќедра, 1977.

 отельников ƒ.ƒ. ќсобенности глинистых минералов и их вли€ние на 2.

коллекторские свойства газоносных пластов ходумского горизонта —еверо-—тавропольского месторождени€ // Ћитологи€ и полезные ископаемые, 1967, є 2.

ƒмитриевский ј.Ќ., “омилова Ќ.Ќ., ёрова ћ.ѕ., –удов ј.ј. ¬улканогенные 3.

природные резервуары якутии. ћ.: √≈ќ—, 2002.

»венсен ¬.ё., »венсен √.¬. √линистые минералы вулканогенно-осадочных 4.

отложений раннего триаса Ћено-¬илюйской нефтегазоносной области (рекомендации). якутск:

»н-т геологии я‘ —ќ јЌ ———–, 1975.

ƒонгар€н Ћ.Ў. √еолого-геохимические услови€ формировани€ месторождений 5.

¬илюйско-ѕриверхо€нского осадочного бассейна. јвтореф. ƒисс. Е уч. —тепени канд. √еол.мин.наук. ћ.: ћ»Ќ’и√ѕ, 1985.

ƒзюбло ј.ƒ. ¬ли€ние вещественного состава полимиктовых коллекторов 6.

юрских отложений —еверо-“юменской области на их емкостные и фильтрационные свойства.

ћат-лы II ¬сесоюз.  онф., посв€щ. 50-летию ћ»Ќ’и√ѕ им. ».ћ. √убкина // ¬ кн.:

Ђ оллекторы нефти и газа на больших глубинахї. ћ.: 1980.

 овалев ј.√., —ултанов “.ј. и др. Ћитолого-петрографическое изучение 7.

заглинизированных коллекторов. ћат-лы совещ. Ђ–азработка нефт€ных месторождений:

состо€ние, проблемы и пути их решени€ї. јльметьевск, сент€брь 1995 г.. ћ.: ¬Ќ»»ќЁЌ√, 1996.

»ванова Ќ.Ќ., √ригорьева ¬.ј., Ћысенко ¬.ƒ. и др. ќсобенности разработки 8.

месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере “алинского месторождени€). ћ.: ¬Ќ»»ќЁЌ√, 1996.

ѕохожие работы:

ЂЌј”„Ќјя Ѕ»ЅЋ»ќ“≈ ј "Ёто всЄ останетс€ ¬ам" ¬ладельческа€ книжна€ коллекци€ Ќикола€ ¬ладимировича  очешкова (фонд редкой и ценной книги ЌЅ ƒ¬‘”) Ќасто€щим этнографом может стать только тот, кто питает энтузиазм в науке, любовь к человечеству и к человеку. Ћ.я. Ўтернберг (1928 Ц 2003) Ќ....ї

Ђ удр€вцева  атерина √еоргиевна »”ƒ≈…— јя ћј“–»÷ј ќЅ–ј«ј ѕќƒќЅЌќ√ќ —џЌ” „≈Ћќ¬≈„≈— ќћ” ¬ ќ“ –ќ¬≈Ќ»» »ќјЌЌј Ѕќ√ќ—Ћќ¬ј јдрес статьи: www.gramota.net/materials/1/2010/12/8.html —тать€ опубликована в авторской редакции и отражает точку зрени€ автора(ов) по расс...ї

Ђ1 ѕриложение 3 ”„≈ЅЌќ-ћ≈“ќƒ»„≈— ќ≈ ќЅ≈—ѕ≈„≈Ќ»≈ ”„≈ЅЌќ√ќ ѕЋјЌј ¬ —ќќ“¬≈“—“¬»» — ”–ќ¬Ќ≈ћ » Ќјѕ–ј¬Ћ≈ЌЌќ—“№ё –≈јЋ»«”≈ћџ’ ќЅ–ј«ќ¬ј“≈Ћ№Ќџ’ ѕ–ќ√–јћћ √осударственное общеобразовательное учреждение гимнази€ є 441 ‘рунзенского района —анкт-ѕетербурга, общеобразовател...ї

ЂЌачальнику ёго-¬осгочной дирекции по ремонту т€гового подвижного состава структурного подразделени€ дирекции по ремонту т€гового подвижного состава филиала ќјќ "–∆ƒ" “ерентьеву ¬ладимиру »вановичу от Ѕурлакина јлексе€ ƒмитриевича, работающего слесарем по ремонту т€гового подвижного состава локомотивного депо –оссошь-ѕасс...ї

Ђ–.».  апелюшников, Ќ.¬. ƒЄмина ќЅЌќ¬Ћ≈Ќ»≈ ¬џ—Ў≈√ќ ћ≈Ќ≈ƒ∆ћ≈Ќ“ј –ќ——»…— »’ ѕ–ќћџЎЋ≈ЌЌџ’ ѕ–≈ƒѕ–»я“»…: »Ќ“≈Ќ—»¬Ќќ—“№,  јЌјЋџ ѕќѕќЋЌ≈Ќ»я, ќ—Ќќ¬Ќџ≈ ќѕ–≈ƒ≈Ћяёў»≈ ‘ј “ќ–џ ѕрепринт WP3/2005/04 —ери€ WP3 ѕроблемы рынка труда ћосква √” ¬ЎЁ ”ƒ  331.522 ЅЅ  65.240  20  апелюшников –. ».  20 ќ...ї

Ђ[—одержание] —одержание ¬ведение —окращени€ ‘ормат ј“ќЋ ¬ыгрузка данных ќписание транзакций выгрузки «агрузка данных ќбработка ошибок при загрузке информации о реквизитах товаров ќписание тр...ї

Ђ880 IAEA-SM-310/ 99 »——Ћ≈ƒќ¬ј“≈Ћ№— »… –≈ј “ќ– ¬¬–-—ћ-20 Ѕуслаев ¬ Д —, ≈горенков ѕ.ћ.,  арпухин ј. ј.,  орольков ј.¬., Ќасонов ¬.ј., –€занцев ≈.ѕ., “алиев ј.¬. »нститут атомной энергии имени ».¬. урчатова, г.ћосква јрхангельский Ќ.¬. √осударств...ї

Ђћеропри€ти€ ƒћѕ за 2012 -2013 учебный год «а период осеннего семестра 2012 Ц 2013 учебного года ƒепартаментом молодежной политики было организовано и проведено 64 меропри€тий и было прин€то активное участие в более чем 17 меропри€ти€х городского, областного и рес...ї

ЂThe Philosophy Journal ‘илософский журнал 2015, vol. 8, no 2, pp. 128Ц145 2015. “. 8. є 2. —. 128Ц145 ”ƒ  10(09)1 ‘»Ћќ—ќ‘— ќе Ќј—Ћеƒ»е “ереза ќболевич ”чј—т»е –”—— »х ‘»Ћќ—ќ‘ќв вќ втќ–ќм ѕќЋ№— ќм ‘»Ћќ—ќ‘— ќм  ќЌг–е——е в 1927 г.1 “ереза ќболевич Ц Dr. hab., профессор, заведующа€ кафедро...ї

Ђ«има 2011 info@mjr.ru www.mjr.ru Major City, 143420, ћосковска€ обл.,  расногорский р-н, ¬ номере: вблизи д. ћихалково, здание складского комплекса, лит. 1Ѕ ”важаемые коллеги, в св€зи началом нового, 2011 года хотелось бы поблагодарить вас за отличную, слаженную работу и пожелать в новом году здоровь€, бодрости, семейного теп...ї

Ђѕ–ќ‘≈“»«ћ ¬ ∆»«Ќ» ѕј“–»ј–’ј Ќ» ќЌј ѕатриарх Ќикон Ц одна из самых загадочных фигур русской истории. »сследованию его жизни посв€щены сотни научных публикаций, выводы которых порой пр€мо противополо...ї

Ђќ’–јЌЌџ≈ » “–≈ »Ќ√ќ¬џ≈ —»—“≈ћџ –уководство по использованию и установке ЅЋј√ќƒј–»ћ ¬ј— «ј ¬џЅќ– “ќ–√ќ¬ќ… ћј– » CONVOY! јвтомобильные охранные системы Convoy iGSM-005 и Convoy iGSM-005 CAN представл€ют собой высокотехнологичес...ї

Ђ: 1 ' Ћ 9ft »Ќ—“»“”“ €дерных исследований дубна 12-90-161 —.Ќ.ƒмитриев, “.¬.Ўишкина, ≈.Ћ.∆уравлева, „имэг ∆.Ё —“–ј ÷»ќЌЌќ-–≈Ќ“√≈Ќќ‘Ћ”ќ–≈—÷≈Ќ“Ќќ≈ ќѕ–≈ƒ≈Ћ≈Ќ»≈ «ќЋќ“ј ¬ ѕ–»–ќƒЌџ’ ќЅ–ј«÷ј’ Ќаправлено в журнал Analytica Chimica Acta Ќепосредственное рентгенофлуоресцентное /–‘/ определение зол...ї

Ђ”ƒ  622.33(092) √. ¬. ѕј¬Ћќ¬ј, Ќ“Ѕ Ќ“” "’ѕ»". Ћ. ѕ. —≈ћ≈Ќ≈Ќ ќ, Ќ“Ѕ Ќ“” "’ѕ»" ’ј–№ ќ¬— »≈ »——Ћ≈ƒќ¬ј“≈Ћ» ƒќЌ≈÷ ќ√ќ  јћ≈ЌЌќ”√ќЋ№Ќќ√ќ  –я∆ј ¬ статье раскрыта многогранна€ и плодотворна€ де€тельность горных инженеров брать...ї

Ђ—лово јрхипастыр€ ƒќ–ќ√»≈ –≈Ѕя“ј!  аждый день наступает утро и €ркое солнце своими лучами разгон€ет темноту л ночи, чтобы освещать и согревать мир. У¬ы свет мираФ, Ц говорил —воим ¬ ученикам √осподь наш »исус ’ристос (ћф. 5:14). ¬от и мы с вами так же, как ≈го ученики, прин€в —в€тое  рещение и получив великую благодать, приз...ї

Ђ”ƒ  616-097: 576.8.097.29 + 616.921.5 ќѕ–≈ƒ≈Ћ≈Ќ»≈ ”–ќ¬Ќя –ј—“¬ќ–»ћџ’ CD38, CD50, CD95 јЌ“»√≈Ќќ¬ » –ј—“¬ќ–»ћќ√ќ √≈“≈–ќƒ»ћ≈–ј "2-ћ» –ќ√ЋќЅ”Ћ»Ќ-HLA јЌ“»√≈Ќџ I  Ћј——ј" ѕ–» ÷»“ќћ≈√јЋќ¬»–”—Ќќ… »Ќ‘≈ ÷»» » √–»ѕѕ≈ ».ј. Ўломина, ≈.—. ¬€зьмина, ¬.¬. Ќовиков Ќижегородский госуниверситет ћ.ј.  рыжанова, “.√. ћартынова Ќижегородский...ї

ЂѕќЁ«»я —ќ—“–јƒјЌ»я ќ творчестве »нны Ћисн€нской √≈ќ–√»…  ”Ѕј“№яЌ «аголовок этой статьи позаимствован из уведомлени€ 1999 года Ц ». Ћисн€нской присуждена —олженицынска€ преми€ "за прозрачную глубину стихотворного русского слова и многолетне €вленную в нЄм поэзию сострадани€"1. —ама формулировка в высшей степени неординарна....ї

Ђѕродукты информационного агентства INFOLine были по достоинству оценены ведущими европейскими компани€ми. јгентство INFOLine было прин€то в единую ассоциацию консалтинговых и маркетинговы...ї

Ђ”“¬≈–∆ƒ≈Ќ годовым ќбщим собранием акционеров ќјќ "“ранс онтейнер" (приложение є 1 к протоколу от " 26 " июн€ 2009 г. є 10) ѕредседательствующий на годовом ќбщем собрании акционеров ќјќ "“ранс онтейнер" _/ ƒ. .Ќовиков ”став открытого акционерного общества "÷ентр по перевозке грузов в контейнерах "“ранс онтейнер" (Ќова€ редакци€)...ї

Ђ9 сент€бр€ 2005 года группа компаний " Ћё„ј¬“ќ" открыла первый дилерский центр Hyundai в  раснодаре, спуст€ почти 2 года открылс€ "’ендэ ÷ентр  ћ¬" и в ћинеральных ¬одах. Ёта известна€ в –оссии корейска€ марка автомобилей зарекомендовала себ€...ї

Ђ–ј—„≈“ ћ≈“ќƒќћ ћќЌ“≈- ј–Ћќ ‘”Ќ ÷»» –ј—ѕ–≈ƒ≈Ћ≈Ќ»я √ќ–я„»’ ЁЋ≈ “–ќЌќ¬ ¬ N- јЌјЋ≈ —”Ѕћ» –ќЌЌќ√ќ ћќѕ-“–јЌ«»—“ќ–ј ƒ. —. —перанский »звестно, что проблема гор€чих электронов в современных полупроводниковых приборах на основе кремни€ €вл€етс€ весьма актуальн...ї

Ђћосковска€ межбанковска€ валютна€ биржа ƒекабрь 2005 г. ≈жемес€чный обзор по итогам работы рынка государственных ценных бумаг на ћћ¬Ѕ »“ќ√» “ќ–√ќ¬ ќбъем втор. торгов, »ндекс RGBY, % ћеждил. –≈ѕќ 68,5 49,0%* 117,94 +1,25 п.п. 6,62 -0,21 п.п. 39,3 -7,7% млрд. руб. RGBI...ї

Ђ?$APPLICATION-IncludeComponent(bitrix:catalog.top,.default, Array( IBLOCK_TYPE = xmlcatalog, IBLOCK_ID = 8, ELEMENT_SORT_FIELD = sort, ELEMENT_SORT_ORDER = asc, ELEMENT_COUNT = 3, LINE_ELEMENT_COUNT = 1, PROPERTY_CODE = array( 1 = CML2_ARTICLE...ї

ЂЌизамова јлфи€ Ёнварьевна јƒјѕ“ј÷»я —ѕ≈÷»јЋ»—“ќ¬ ¬ “–јЌ—‘ќ–ћ»–”ёў≈ћ—я –ќ——»…— ќћ ќЅў≈—“¬≈ —пециальность 22.00.04 Ч социальна€ структура, социальные институты и процессы...ї

Ђэксплуатации в дальнейшем. ћожно предположить, что безопасна€ эксплуатаци€ невозможна, в –уководство по эксплуатации –”— Version 07/09 следующих случа€х: ”стройство имеет видимые повреждени€, ”стройство не работает и »змеритель затрат электроэнергии* ”стройство хранилось при неблагопри€тных услов...ї

Ђћатериалы олимпиадных заданий ќлимпиадным заданием в рамках ћеждисциплинарной олимпиады школьников в рамках ¬сероссийского конкурса юношеских исследовательских работ им. ¬.».¬ернадского в области естественных наук, в соответствии с ѕоложением, €вл€етс€ выполнение в течение года, представление в соотве...ї

ЂЁЌ≈–√≈“» ј “≈ѕЋќ“≈’ЌќЋќ√»» » ЁЌ≈–√ќ—Ѕ≈–≈∆≈Ќ»≈ _ ”ƒ  697.12.13 ћал€ренко ¬.ј., ќрлова Ќ.ј.јЌјЋ»«  –»“≈–»я ЁЌ≈–√ќЁ‘‘≈ “»¬Ќќ—“» «ƒјЌ»… » —ќќ–”∆≈Ќ»… ’арьковска€ национальна€ академи€ городского хоз€йства, »нститут проблем машиностроени€ ЌјЌ ”краины им. ј.Ќ. ѕодгорного —нижение энергопотреблени€ дл€ ”краины Ц одн...ї

Ђ ќћѕЋ≈ “”ёў»≈ ƒЋя ‘Ћј√ќ¬  од Ќаименование (цвет) Ѕ‘ 600/500  репление дл€ наруж. флага, пластик, 60, 600/500 мм основание 100x50 мм, скотч «ћ;флагшток диаметр 20 мм, длина 600 мм, паз 500 мм;колпачок с логотипом или без логотипа; Ѕ‘ 700/600 30,00р.  репление дл€ наруж. флага, пластик, 60, 700/600 мм. Ѕ‘ 600 22,00...ї

Ђ“≈ќ–»я ¬≈–ќя“Ќќ—“≈… “ о м 50 » ≈≈ ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»я ¬ыпуск 1 c 2005 г. ’ќЋ≈¬ќ ј. —., Ў»–ќ ќ¬ ћ. ≈. Ќ≈ѕ–≈–џ¬Ќџ≈ јЌ—јћЅЋ» » ѕ–ќѕ”— Ќјя —ѕќ—ќЅЌќ—“№  ¬јЌ“ќ¬џ’  јЌјЋќ¬ Ѕ≈— ќЌ≈„Ќќ… –ј«ћ≈–Ќќ—“»1) –абота посв€щена изучению -пропускной способности, тесно св€з...ї









 
2017 www.lib.knigi-x.ru - ЂЅесплатна€ электронна€ библиотека - электронные матриалыї

ћатериалы этого сайта размещены дл€ ознакомлени€, все права принадлежат их авторам.
≈сли ¬ы не согласны с тем, что ¬аш материал размещЄн на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.