авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 |

Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров баренцево-карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов

-- [ Страница 6 ] --

Для решения проблемы оценки параметров продуктивных интервалов в рассматриваемом разрезе нами проведены исследования керна на ЯМР-релаксометре, позволяющие уточнить понятие «вмещающая порода – коллектор » для сеноманских отложений.

В результате проведенных исследований установлено, что использование данных проницаемости по газу, получаемых на сухих образцах керна, не характеризует истинную проницаемость породы в пласте. Сухие образцы из пластов алевритов с пористостью до 35%, содержащие набухающие глинистые минералы в цементе, имеют проницаемость по газу до 1Д. На этих образцах были получены кривые «капиллярное давление - насыщенность» в термобарических условиях. Остаточная водонасыщенность составляла величину от 75 до 90%. Как показали исследования методом ЯМР в пластах, где минералы глин представлены преимущественно монтмориллонитом, эффективная пористость практически нулевая.

Использованная нами методика расчета проницаемости по данным ядерно-магнитных исследований рассмотрена в разделе 3.4.5. диссертации. Отметим, что из всех известных методов ГИС только метод ЯМР позволяет непосредственную оценку проницаемости по данным скважинных измерений.

4.6.2.Измерение удельной поверхности (S0) методом
низкотемпературной адсорбции азота

Эти исследования имели целью установить влияние дисперсности полимиктовых коллекторов Западной Сибири, в том числе продуктивных отложений неокома Баренцево-Карского региона на фильтрационно–емкостные свойства.

К числу наиболее значимых для практики результатов можно отнести возможность в ряде случаев заменить длительные и дорогостоящие методы изучения дисперсности (глинистости) продуктивных отложений, в первую очередь рентгеноструктурный анализ, экспрессным методом низкотемпературной адсорбции инертного газа. Как показали исследования, выполненные автором на материале полимиктовых коллекторов изучаемого региона, изменение величины S0 могут служить диагностическим признаком стадийности преобразования (вторичных изменений) этих пород и степени усложнения их структуры, что в свою очередь оказывает решающее влияние на фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных горизонтов.

4.6.3. Ртутная порометрия

Морфология пустотного пространства карбонатных коллекторов пермо-карбона скв.1 Северо-Долгинская изучалась нами с помощью ртутной порометрии.

Изучение пустотного пространства горных пород этим методом позволяет за один анализ получить более 12 характеристик образцов.

Анализ результатов показал, что пористость исследованных образцов составляет от 1,94 % до 11,57%, из которой неэффективная ее часть для углеводородов изменяется от 0,05% до 1,28%. Интересно отметить, что в некоторых образцах с гл. 2990,24 м и гл. 2990,97 м установлено присутствие закрытой пористости с диаметром пор dпор<0,0169 мкм и dпор<0,01 мкм соответственно, поскольку в течении 8 часов не удалось достичь равновесия давления при 1200 атм. и 1219 атм. Закрытые поры работали как амортизаторы. По условиям работы прибора равновесное давление на каждой выбранной точке устанавливается в течении 10-30 сек.

4.7. Разработка интегрированной базы геолого-геофизичесской информации по объектам арктического шельфа

Освоение арктического шельфа, увеличение объемов и расширение спектра поисково-разведочных работ приводит к ежедневному увеличению на сотни гигабайт геофизической, промысловой, технической, геоэкологической и экономической информации. При этом не безразлично как организовано хранение накопленного материала, как организован доступ к нему специалистов компании, какова система надежности хранения и защиты информации.

В 2005 г. по инициативе и под руководством диссертанта ООО «Газфлот» начало работу по формированию банка первичной геолого-геофизической информации (БД). В основу БД был положен программный комплекс GeoView, базирующийся на принципах архивного характера банка данных и его независимости от программ обработки и интерпретации. Модель хранения данных основана на международных стандартах по хранению геолого-геофизической и промысловой информации POSC Epicentre v.2.2 и адаптирована к российской геологической школе.

Реализованная БД содержит общие сведения о скважине, конструкции и инклинометрии ствола скважины. В ней определены идентификаторы скважины, привязка по координатам к геологическому объекту, даты начала и конца бурения, проектная и фактическая глубина, геологический возраст забоя, состояние скважины и др.

Информация о стратиграфическом расчленении разреза и отметок залегания пласта (блок БД) разделена на подразделы: литостратиграфическую, хроностратиграфическую и биостратиграфическую классификационные системы. «Хроностратиграфическими единицами» служат обычные иерархические единицы, принятые в геологии – от энотемы и эротемы до ярусов и подъярусов. Биостратиграфическая классификация включает биостратиграфическую зону (интервал) скопления ископаемых органических остатков, характерных для данной стратиграфической единицы, и биостратиграфическую зону фаунистической ассоциации.

Блок информации по хранению результатов лабораторных исследований керна (например, коэффициенты пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, плотность, карбонатность, гранулометрический состав и пр.) позволяет хранить данные в двух форматах: в виде реляционных таблиц согласно физической модели БД или в виде отдельных электронных документов формата Excel, Word или скан-образов с соответствующим набором поисковых параметров.

Геолого-геофизические отчеты, дела скважин или отдельные документы (карты, диаграммы, фотоснимки), хранящиеся в базе данных, представляются в виде набора файлов Word, Excel, ASCII, копий проектов различных программных комплексов, сканированных образов бумажных документов, однако это могут быть и собственно бумажные документы, хранящиеся в геологических фондах. Для хранения документов в БД стандартами POSC используется схема информационного каталога документов, предложенная POSC (E&P Cataloguing Standards v.0.5).

Блок по хранению сейсморазведочной информации предусматривает передачу на хранение основных видов сейсмических данных: общая информация о методике, аппаратуре и программном обеспечении, применявшихся при проведении полевых работ и обработке данных; описание геометрии наблюдений, альтитуды рельефа на пунктах сейсмических наблюдений; данные полевой сейсморазведки 2Д и 3Д, сейсмограммы до суммирования (ОТВ или ОГТ) и после суммирования, статические поправки и скорости суммирования и миграции, вертикальное сейсмическое профилирование и сейсмокаротаж.

Четырехлетний опыт работы с данным комплексом подтвердил эффективность его применения. В настоящее время проводится активная работа по систематизации и вводу имеющейся информации, включая данные по поисково-разведочным скважинам и другим объектам арктического шельфа.

Глава V. Ресурсная база и результаты применения разработанного комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе геологических и петрофизических моделей

    1. Ресурсы, запасы газа и жидких углеводородов Баренцево-Карского региона

Поисково-разведочными работами на континентальном шельфе России установлено, что недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности. В пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива, причем их основная часть представлена ресурсами свободного газа (порядка 76 трлн. куб. м).

По нефтегазовому потенциалу ведущее место принадлежит недрам арктических морей – Баренцева, Печорского, Карского (см. таблицу 1). По прогнозным оценкам здесь сосредоточены 85 % потенциальных извлекаемых ресурсов газа, нефти, конденсата. В недрах Баренцева и Карского морей основная доля ресурсов УВ представлена газом, в недрах Печорского моря преобладают нефтяные УВ.

Таблица 1 – нефтегазовый потенциал Баренцева, Печорского и Карского морей

Шельфы морей Площадь, тыс. км2 Разведанные запасы, геол./извлек.* млн.т.у.т. Всего НСР геол./извлек.* млн.т.у.т.
Общая Перспективная
Баренцево море 1142,9 735,9 4006/4002 25735/23366
Печорское море 132,3 132,3 1730/621 10844/5222
Карское море 1080,6 1080,6 2950/2860 44680/37218

* оценка ресурсов выполнена ООО «ВНИИГАЗ» по состоянию на 1.01. 2001 г.

5.2. Результаты внедрения предложенного комплекса технологий ГРР на российском арктическом шельфе

Рациональный комплекс технологий, предлагаемый автором для поисков и разведки нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе, включая мелководные транзитные зоны, представлен на рисунке 3.

Рис. 3

Разработанная схема была реализована при изучении продуктивного карбонатного комплекса мезозоя на нефтяных месторождениях Печорского моря (Долгинское, Медынское-море, Варандей-море), а также терригенных отложений газоконденсатного Штокмановского месторождения (юрский комплекс) и газовых месторождений Обско-Тазовской губы (сеноманские отложения). Ниже дается краткая характеристика этих месторождений.

Баренцево море

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Баренцева моря, в 560 км от берега. Глубина дна моря 280-380 м. В поисковое бурение площадь введена в 1988 г., в этом же году открыто месторождение. На месторождении пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 3153 м (скв.1). Наиболее древние вскрытые отложения – триасовые.

Продуктивность месторождения связана с терригенными отложениями средней юры. Здесь открыты 4 газоконденсатные залежи в пластах Юо, Ю1 Ю2, Юз. Содержание стабильного конденсата от 5,4 до 14,1 г/м3.

Выявленные залежи – пластовые сводовые. Основные запасы газа сосредоточены в залежах пластов Юо и Ю1. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчаных алевролитов, обладающих высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Месторождение по запасам газа – уникальное.

Месторождение подготовлено к разработке.

Печорское море

Долгинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Печорского моря в 80 – 110 км от берега. Месторождение открыто в 1999 г. Пробурены 3 поисковые скважины. По результатам бурения 2-х скважин на Южно-Долгинском и Северо-Долгинском поднятиях и сейсморазведки 3Д, структуры объединили в единое месторождение. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 3900 м (скв. №1 Южно-Долгинская). Наиболее древние вскрытые отложения – верхнедевонские.

По результатам поисково-разведочных работ в нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложениях выявлена крупная залежь нефти массивного типа. Промышленная продуктивность этих отложений подтверждена опробованием в скважине №1 Южно-Долгинская. В верхнепермских терригенных отложениях по материалам ГИС выделяют 4 залежи нефти пластового типа, которые испытанием не подтвердились.

Месторождение находится в разведке.

Нефтяное месторождение Варандей-море расположено в юго-восточной части Печорского моря. Глубины дна моря от 1-2м вблизи береговой линии до 20м.

Структура подготовлена к поисковому бурению в 1979г. Месторождение открыто в 1995г. Пробурено 2 поисковые скважины. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2556 м (скв. №1). Наиболее древние вскрытые отложения – верхнедевонские.

По материалам ГИС, керну и испытанию скважин в пределах структуры Варандей-море выявлена залежь нефти в отложениях карбонатного комплекса нижней перми – верхнего+среднего карбона. Залежь массивно-пластового типа, контролируется структурно-тектонической ловушкой. Залежь включает три горизонта.

Месторождение находится в разведке.

Нефтяное месторождение Медынское-море расположено в юго-восточной части Печорского моря. Ближайшие месторождения на шельфе Печорского моря – нефтяные Приразломное, Варандей-море. Структура подготовлена к поисковому бурению в 1981г. В 1994г. на ней проводились детализационные работы МОВ ОГТ.

Месторождение Медынское-море открыто в 1997г. бурением поисковой скважины 1. По результатам интерпретации материалов ГИС все коллекторские пласты в карбонатном комплексе нижней перми, среднего и нижнего карбона характеризуются как нефтенасыщенные. Отдельные нефтенасыщенные пласты выделены в отложениях фаменского и верхнефранского ярусов верхнего девона.

По результатам опробования и материалам ГИС на месторождении Медынское-море предполагается наличие четырех самостоятельных залежей нефти:

Карское море

Обская и Тазовская губы

Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 10-15 м. Месторождение открыто в 2000 году. Пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений - 2840 м. Наиболее древние вскрытые отложения – готерив-валанжинские.

В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа. Отложения альба и апта обводнены. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью. Выявленная сеноманская залежь массивного типа. В отложениях готерив-валанжина выявлены три пластовые залежи.

Каменномысское-море газовое месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 4-11 м. Месторождение открыто в 2000 году. Пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений - 2840 м. Наиболее древние вскрытые отложения – готерив-валанжинские.

В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа массивного типа. Отложения альба и апта обводнены. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью.

По величине запасов месторождение относится к крупным.

Сеноманская залежь газа завершена разведкой.

Перспективы прироста запасов газа месторождения Каменномысское-море связываются с нижележащими неизученными бурением перспективными комплексами нижней-средней юры. Для их изучения потребуется бурение поисковых скважин глубиной 3000-3500 м.

Обское месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, в 15 км от берега, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 4-8 м. Месторождение открыто в 2003 году. Пробурена 1 скважина. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2230 м. Наиболее древние вскрытые отложения – аптские.

Перспективы прироста запасов газа Обского месторождения связываются с нижележащими неизученными бурением перспективными комплексами готерива-валанжина и нижней-средней юры. Для их изучения потребуется бурение поисковых скважин глубиной 3000-3500 м.

Чугорьяхинское месторождение. Месторождение расположено в акватории Тазовской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 8-10 м. Месторождение открыто в 2002 году. Пробурено 3 поисковые скважины. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2565 м. Наиболее древние вскрытые отложения – барремские.

В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа массивного типа. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью.

Семаковское газовое месторождение. Месторождение административно приурочено к Тазовскому району и расположено в 120 км к северо-северо-востоку от пос. Ямбург. Участок объединяет акваторию Тазовской губы и прилегающую сушу.

В пределах акватории и суши проведена соответственно морская и наземная сейсморазведка. Неизученной осталась «транзитная» зона (прибрежная полоса акватории шириной 6-8 км). Глубина воды в пределах акватории – 5-7 м. На суше пробурено восемь поисково-разведочных скважин.

Результаты проведенных поисково-разведочных работ однозначно свидетельствуют об открытии на шельфе Западной Арктики новой крупной сырьевой базы России, соизмеримой по общему потенциалу углеводородов с соседними нефтегазоносными провинциями суши (таб.2).

Таб.2. Ресурсная база месторождений нефти и газа, открытых и изученных с участием автора.



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.