авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< 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 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 30 |

«Федеральное агентство по образованию Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина НАУКА в Российском ...»

-- [ Страница 3 ] --

выявлены особенности геологического строения, в частности высокая расчлененность разреза, низкая начальная нефтенасыщенность (коэффициент нефтенасыщенности по пласту Ю2 умень шился с 0,56 до 0,449 на 19,8 %, по пластам Ю3+4 с 0,61 до 0,491 на 19,5 %), объясняющие низкую продуктивность скважин и значительное отставание от проектных показателей раз работки.

Построена цифровая геологическая модель месторождения, на основе которой прове дена геометризация залежей и подсчет запасов в рамках автоматизированной системы IRAP RMS. По суммарным начальным геологическим запасам углеводородов месторожде ние может быть отнесено к средним, а по геологическому строению к сложным. Слож ность геологического строения месторождения обусловлена сильной изменчивостью про дуктивных пластов, а также соотношением запасов категории С1 и С2: для начальных гео логических запасов это соотношение категорий составляет 55 % и 45 %.

Повышение категорийности запасов может быть достигнуто в результате проведения дополнительных работ ГРР и частично в процессе эксплуатационного бурения и опробо вания.

Создана трехмерная гидродинамическая модель Кислорского месторождения, выпол нены расчеты вариантов разработки;

уточнены извлекаемые запасы нефти;

оценена эконо мическая эффективность разработки по каждому варианту.

Следует отметить, что в сложившихся условиях Кислорского месторождения компа нией РИТЭК было испробовано множество методов интенсификации притока и различные МУНы, незначительный эффект от которых подтверждает сложность геологического строения. Разнообразие методов увеличения нефтеотдачи позволяет говорить о невозмож ности достижения проектных показателей при нынешних технологиях разработки.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Работа выполнена для ОАО «РИТЭК», защищена в Государственной комиссии по за пасам, является основой для совершенствования гидродинамической модели месторожде ния и создания проектов и технологических схем разработки.

Изучено геологическое строение, создана геологическая и гидродинамическая модели Сергинского месторождения, на основании которых проведен подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти, растворенного газа, сопутствующих компонентов Авторы: Гутман И.С., Чернова Л.Т., Бирюкова Ю.В., Белобородов И.М. и др.

В результате проведенных на месторождении поисково-разведочных и работ и экс плуатационного бурения изучен разрез от четвертичных отложений до палеозоя.

При подсчете запасов авторами выделено 6 продуктивных пластов и залежей нефти, которые приурочены к юрским отложениям: пласты Ю1 в абалакской свите, Ю23, Ю4, Ю5, Ю9 в тю менской свите, Ю10 в шеркалинской свите. В данном подсчете запасов изучена литолого стратиграфическая характеристика продуктивных отложений, фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, структурный план подсчетных объектов по результатам сейсморазведки и буровых работ, гидрогеология и физико-химические свойства пластовых флюидов. По материалам испытания и исследования скважин изучена гидродинамическая характеристика основных продуктивных пластов. Построена цифровая геологическая мо дель месторождения, на основе которой проведена геометризация залежей и подсчет запа сов в рамках автоматизированной системы IRAP RMS. По суммарным начальным геологи ческим запасам углеводородов месторождение может быть отнесено к средним, а по геоло гическому строению к сложным. Сложность геологического строения месторождения обусловлена сильной изменчивостью продуктивных пластов, а также соотношением запа сов категории С1 и С2: для начальных геологических запасов это соотношение категорий составляет 38,4 % и 61,6 %. Повышение категорийности запасов может быть достигнуто в результате проведения дополнительных работ ГРР и частично в процессе эксплуатацион ного бурения и опробования. Реализация опытно-промышленной разработки залежей неф ти, путем бурения эксплуатационных скважин, позволила в значительной степени осуще ствить геометризацию сложнопостроенных продуктивных пластов и залежей, существенно уточнить их геолого-геофизическую модель и оценить начальные геологические запасы нефти и растворенного газа.

На основании трехмерной геологической модели и дополнительной информации о ФЕС, свойствах флюидов, динамике добычи нефти и т.д., полученной в процессе ОПЭ, создана трехмерная гидродинамическая модель Сергинского месторождения, выполнены расчеты вариантов разработки;

уточнены коэффициент извлечения и извлекаемые запасы нефти;

произведен анализ причин отставания фактических показателей разработки от про ектных. Фактические добывные возможности объектов Сергинского месторождения оказа лись ниже, по сравнению с принятыми в Проектном документе ОПЭ, что объясняется сложным геологическим строением и низкой начальной нефтенасыщенностью. Произведе на оценка экономической эффективности разработки по каждому варианту.

Работа выполнена для ОАО «РИТЭК», защищена в Государственной комиссии по за пасам, является основой для совершенствования гидродинамической модели месторожде ния и создания проектов и технологических схем разработки.

Построена цифровая геологическая модель Средне-Хулымского месторождения, на основе которой проведен подсчет запасов нефти и растворенного газа Авторы: Гутман И.С., Чернова Л.И., Разумова Н.В. и др.

В результате проведенных на Средне-Хулымском месторождении поисково разведочных работ и эксплуатационного бурения изучен разрез от четвертичных отложе ний до средней юры. При подсчете запасов авторами выделено 3 продуктивных пласта НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (подсчетных объекта) АС1, АС3, и АС10 и 3 залежи нефти, приуроченные к нижнемело 9 вым отложениям;

изучена литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных от ложений, фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, структурный план подсчетных объектов по результатам последней сейсморазведки и буровых работ, гидро геология и физико-химические свойства пластовых флюидов;

изучены физико-литологи ческие свойства коллекторов по основным залежам месторождения. Изученность месторо ждения неравномерна. Отмечен неполный комплекс проведенных исследований керна, глубинных и поверхностных проб нефти, пластовой воды (недостаточное количество и не по всем пластам).

Построена цифровая геологическая модель месторождения, на основе которой прове дена геометризация залежей и подсчет запасов в рамках автоматизированной системы IRAP RMS. По сравнению с запасами нефти, числящимися на Госбалансе РФ, уменьшение произошло только за счет категории С2 в целом по месторождению. Подверглись измене нию площади нефтеносности, эффективные нефтенасыщенные толщины, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности. Изменения площадей нефтеносности связано с переин терпретацией сейсмики, а также с получением притоков воды по результатам испытаний в скв. 76. Таким образом, в результате анализа нового геолого-геофизического материала по лучены данные, свидетельствующие о гидродинамической связи между ранее выделенны ми пластами АС11, и АС101+2. В итоге, в настоящем подсчете в качестве единого подсчет ного объекта выделен пласт АС1+2. Изменения значений основных подсчетных параметров связано также с переинтерпретацией ГИС на основе новых петрофизических зависимостей, которые построены с учетом дополнительного отобранного и исследованного керна. Изме нение средней нефтенасыщенной толщины обусловлено более детальным подходом к обоснованию кондиционных пределов коллекторов и неколлекторов.

По суммарным начальным геологическим запасам углеводородов месторождение может быть отнесено к средним, а по геологическому строению – к сложным. Сложность НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА геологического строения месторождения обусловлена геологической изменчивостью про дуктивных пластов.

Работа выполнена для ОАО «РИТЭК», защищена в ГКЗ и явилась основой для создания гидродинамической модели и технико-экономической обоснования Средне Хулымского месторождения. В соответствии с соглашением ОАО «РИТЭК» с РГУ нефти и газа эта геологическая модель будет использоваться в инновационной образователь ной программе как основа для создания виртуального промысла и проведения научных исследований в Центре геологической поддержки виртуальных моделей месторож дений.

Впервые построена цифровая геологическая модель Бахиловского месторождения, на основе которой проведена геометризация залежей и выполнен пересчет запасов нефти и газа Авторы: Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Солодовникова А.С., Мозговая О.А., Костери на В.А. и др.

В процессе выполнения данной работы в разрезе отложений Бахиловского месторож дения выделено 26 продуктивных пластов и 55 залежей нефти, а также 2 газонефтяные за лежи, 8 газовых и 6 газоконденсатных, в пределах которых осуществлялся пересчет запасов нефти и газа. Залежи пластового сводового, пластово-массивного, литологически ограни ченного, массивного, пластово-массивного типа.

Разрез месторождения представлен терригенными коллекторами, в геологическом строении Бахиловского месторождения принимают участие породы складчатого палеозой ского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозой ско-кайнозойского чехла.

На Бахиловском месторождении установлена продуктивность юрских и нижнемело вых отложений (снизу-вверх): ЮВ4, ЮВ3, ЮВ2, ЮВ1, ЮВ1 2, ЮВ1, ЮВ11, БВ1, БВ11, 3 3 1 12 БВ1, БВ1, БВ7, БВ5, БВ1, БВ3, БВ2, АВ10, АВ9, АВ9, АВ1, АВ8, АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, 2 2 2б 2а 11 10 5 АВ3, АВ1, ПК18.

Работа выполнена для ОАО «Варьеганнефтегаз», является основой для создания гид родинамической модели и подсчета извлекаемых запасов.

Построены геологическая и гидродинамическая модель Чистинного месторождения, на основе которых выполнен подсчет геологических и извлекаемых запасов Авторы: Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Захарова Л.В., Семенов А.А. и др.

В результате проведенных на месторождении поисково-разведочных и работ и экс плуатационного бурения изучен разрез от четвертичных отложений до палеозоя. При под счете запасов авторами выделено 7 продуктивных пластов, которые приурочены к юрским (пласты Ю11, Ю1, Ю11) и меловым отложениям (пласты Ач1, Ач 2, Ач1 и Ач3 ).

2 2 2 Степень изученности месторождения поисково-разведочным бурением неравномер ная, объем 3D сейсмических исследований составляет 155 км2.

В данном подсчете запасов изучена литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных отложений, фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, структурный план подсчетных объектов по результатам сейсморазведки и буровых работ, гидрогеология и физико-химические свойства пластовых флюидов.

По материалам испытания и исследования скважин изучена гидродинамическая ха рактеристика основных продуктивных пластов.

Построена трехмерная геологическая модель месторождения, на основе которой про ведена геометризация залежей и подсчет запасов.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Сложность геологического строения месторождения обусловлена сильной изменчи востью продуктивных пластов, а также соотношением запасов категории В+С1 и С2. Для начальных геологических запасов это соотношение составляет 57,1 % и 42,9 %.

Реализация эксплуатационного бурения на месторождении, позволила в значительной степени уточнить геометризацию сложнопостроенных продуктивных пластов и залежей, их геолого-геофизическую модель и оценить начальные геологические запасы нефти и рас творенного газа.

По данным геолого-геофизических материалов, полученных в результате эксплуата ционного бурения и разработки месторождения, проведенного в период 01.01. 01.06.2007 гг., уточнена геологическая модель месторождения, пересчитаны запасы нефти, растворенного газа по выявленным продуктивным пластам. За рассматриваемый период в НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА пределах месторождения пробурено 40 новых скважин, из них 12 горизонтальных стволов.

В процессе выполнения данной работы на Чистинном месторождении установлена продук тивность юрских и нижнемеловых отложений: пласты Ю11, Ю1, Ю1, Ач3, Ач1, Ач 2 и 2 1 3 Ач1. Чистинное месторождение по геологическому строению относится к сложным. Ана лиз геолого-геофизического материала указывает на необходимость дальнейшего изучения залежей месторождения. Особенно это касается пластов ачимовской толщи, пласта Ю11, а так же южной залежи пласта Ю1.

По материалам испытания и исследования скважин изучена гидродинамическая ха рактеристика основных продуктивных пластов.

В работе выполнен анализ разработки по состоянию на 01.01.2006 г., приведено обоснование выделения объектов разработки, построена уточненная фильтрационная мо дель месторождения. С использованием уточненной фильтрационной модели рассчитаны технологические и экономические показатели по вариантам разработки, определены извле каемые запасы нефти и КИН по пластам и категориям запасов.

Работа выполнена для ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», защищена в Государст венной комиссии по запасам, является основой для совершенствования гидродинамической модели месторождения и создания проектов и технологических схем разработки.

Построена цифровая геологическая модель Тверского месторождения, на основе которой проведена геометризация залежей и выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа. Создано Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Авторы: Гутман И.С., Сыропятова (Волк) Е.Ю., Забродин Д.П.

В процессе выполнения данной работы в разрезе отложений Тверского месторожде ния было выделено 6 продуктивных пластов и 20 залежей нефти, в пределах которых осу ществлялся пересчет запасов нефти и растворенного газа. В основном залежи пластово сводового и литологически-ограниченного типа.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в окском надгоризон те, бобриковском, кыновском, пашийском, старооскольском горизонтах.

Величины начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и соот ветствующие им коэффициенты извлечения нефти по эксплуатационным объектам опреде лены на основании технологических расчетов, выполненных с применением трехмерного фильтрационного моделирования.

Работа выполнена для ОАО «Самаранефтегаз», является основой для создания проек та разработки Тверского месторождения.

Впервые создана единая адресная геологическая модель по группе месторождений Татарии: Енорусскинского, Киязлинского, Мельниковского, Черемуховского Авторы: Гутман И.С., Исянгулова Н.Р., Саакян М.И. и др.

До настоящего времени детальная корреляция разрезов скважин и подсчет запасов нефти в залежах производился отдельно по каждому из месторождений. В результате дан ной работы впервые геологические разрезы изучаемых месторождений рассмотрены еди ным объектом. В едином стиле выполнена детальная корреляция и индексация продуктив ных пластов отложений среднего и нижнего карбона по площади изучаемых месторо ждений.

В ходе выполнения детальной корреляции изменилась индексация некоторых пла стов. Если отложения среднего карбона у авторов отчета не вызвали особых трудностей, то отложения нижнего карбона в результате корреляции претерпели изменения. Так, «врезо вые» пласты в нижнем карбоне, индексируемые ранее как бобриковские, в настоящем от чете принято индексировать как радаевские. Бобриковскими же авторы отчета называют пласты, залегающие выше по разрезу. В процессе выполнения детальной корреляции выде НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА лено и прослежено 9 продуктивных горизонтов: Сvr, Cbsh+srp, tl4, tl2, bb1-3, bb1-2, rd2, T, Дo-b и 189 залежей нефти, построена единая адресная геологическая модель четырех ме сторождений.

Запасы нефти в залежах, учитывая степень их изученности, отнесены к категориям В+С1 и С2. Оценка запасов нефти проводилась объемным методом.

Работа выполнена для ОАО «РИТЭК», является основой для подсчета запасов место рождений и создания новых проектов и технологических схем их разработки.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Построены цифровая геологическая модель и гидродинамическая модели Медынского вала (Мядсейского, Тобойского, Медынского и Перевозного) одного из самых перспективных нефтегазоносных объектов Печорской нефтегазоносной провинции Авторы: Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Шадчнев Н.А., Терехова Е.А.

На основании изучения данных бурения изучен геологический разрез, выявлено 12 продуктивных пластов: D1l А, Б, В, Г, Д, D1p, D2ef, D3tm1, D3tm2, D3fr, D3fm2+3, C1t, от личающихся друг от друга условиями формирования и залегания, толщиной и фильтраци онно-емкостными свойствами. Проведена детальная корреляция продуктивных пластов, в результате которой прослежено 67 корреляционных границ. Всего на Тобойско-Мядсей ском месторождении Медынского вала выявлено 24 залежи нефти.

По сложности геологического строения месторождение Медынского вала относится к II группе («сложное» или очень «сложное»). Месторождение относится к многопластовым (12 пластов, 24 залежи). Основные промышленные объекты D1l А, Б, В, Г, Д, D3fr, D3fm2+ и C1t характеризуются наиболее высоким уровнем добычи нефти. Выделение категорий запасов продуктивных пластов проведено согласно «Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвер жденной ГКЗ 2001 г. Запасы нефти и растворенного газа подсчитаны по продуктивным пластам по каждой выделенной залежи по категориям и зонам насыщения. По суммар ным начальным извлекаемым запасам углеводородов месторождение может быть отнесено к крупным. Повышение категорийности запасов может быть достигнуто в результате проведения дополнительных работ ГРР и в процессе эксплуатационного бурения и опробо вания.

Построена цифровая геологическая модель месторождения Медынского вала, на основе которой проведена геометризация залежей и подсчет запасов в рамках автоматизи рованной системы IRAP RMS. На основе цифровой геологической модели Тобойско Мядсейского месторождения Медынского вала создана фильтрационная модель в рамках программного комплекса Eclipse.

Для обоснования величин начальных извлекаемых запасов нефти на созданных гео лого-технологических моделях месторождения Медынского вала проведены многовари антные расчеты. Расчетные варианты формировались на основе анализа геологического строения залежей, фактического состояния разработки, с учетом степени освоения каждой залежи месторождения, ранее принятых и частично реализованных решений по системам расстановки скважин и воздействия на пласт, и воздействия на пласт, с учетом фактических результатов проводившихся мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи.

По каждому эксплуатационному объекту Тобойско-Мядсейского месторождения Ме дынского вала рассмотрены варианты, различающиеся системами размещения (до 5 вари антов по каждому объекту), плотностью сетки скважин (до 3 вариантов по каждому объек ту) и набором геолого-технических мероприятий.

Анализ полученных технологических показателей разработки показал, преиму щество:

• семиточечной системы размещения скважин для пластов D3fr Тобойского и Мядсейско го участков, D1p Мядсейского и Медынского участков;

• девятиточечной системы размещения скважин для пластов D3tm, D1p Тобойского уча стка, D3fr, D3tm Медынского участка;

• трехрядной системы размещения скважин для пластов С1t Тобойского участка, С1t Пе ревозного участка, D2ef Мядсейского участка;

• приконтурной системы заводнения для пластов D2ef Тобойского участка, D3fm, D3tm Перевозного участка, D3fr Перевозного и Медынского участков;

• для объекта D1l оптимальной была признана пятирядная система размещения скважин.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА На основании технико-экономического анализа дано обоснование величин начальных извлекаемых запасов нефти и конечных коэффициентов нефтеизвлечения по каждой про дуктивной залежи.

Уменьшение представленных запасов категорий С1 и С2 в целом по месторождению Медынского вала, относительно числящихся на государственном балансе РФ произошло за счет залежей нижнедевонских продуктивных пластов D1l А, Б, В, Г, Д. Основным факто ром снижения запасов по рассматриваемым залежам в целом стала разработанная (после 2005-го года) коллективом ООО «Помор-ГЕРС» на керновых данных методика оценки та кого параметра, как эффективная толщина трещинных коллекторов. Ранее этот параметр был принят повсеместно равным общей толщине карбонатной толщи без проведения долж ных исследований по изучению керна. Необходимо отметить, что создание петрофизиче ской основы для интерпретации ГИС выполнено ООО «Помор-ГЕРС» и представляется на рассмотрение ГКЗ Роснедра РФ впервые. В целом реализованная методика оценки ФЕС трещинных коллекторов по сравнению с принятой на государственный баланс РФ под тверждена массовыми керновыми данными, полученными в последнее время (главы 4 и 7).

Дальнейшие перспективы могут быть связаны с доразведкой периферийных участков залежей, где по данным бурения принят условный уровень ВНК. Отдельного рассмотрения требует антиклинальная структура в пределах акватории Баренцева моря (Хайпудырской губы), где по залежам нижнедевонских пластов D1l А, Б, В, Г, Д выделены запасы нефти категории С2.

Работа выполнена для ООО «Нарьянмар-нефтегаз», является основой для создания проектов и технологических схем разработки месторождения.

Впервые построены цифровые геологическая и гидродинамическая модели Лазуковского месторождения, на основании которых выполнен подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти Авторы: Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Балибина Е.В., Мамедов Т.М., Дмитриев М.Н. и др.

В процессе выполнения данной работы в разрезе отложений Лазуковского месторож дения выделено 5 продуктивных пластов и 4 залежи нефти, также 1 газонефтяная залежь, в пределах которых осуществлялся пересчет запасов нефти и газа залежи пластового сводо вого, литологически ограниченного, массивного, пластово-массивного типа.

Разрез Лазуковского месторождения представлен как карбонатными, так и терриген ными коллекторами и охватывает отложения от турнейского яруса до визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в турнейском ярусе, а также в радаевском, бобриковском и тульском горизонтах визейского яруса.

Впервые построена цифровая геологическая модель Лазуковского месторождения, на основе которой проведена геометризация залежей и выполнен пересчет запасов нефти и газа.

В работе проведено технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Лазуковского месторождения, предложены варианты дальнейшей его разработки, проведено технико-экономическое обоснование предложенных вариантов.

В результате гидродинамического моделирования построена единая модель Лазуков ского месторождения, на которой проведены расчеты технологических показателей разра ботки эксплуатационных объектов.

Доразработка Лазуковского месторождения по рекомендуемому варианту предпола гается без применения системы ППД, используя только естественный водонапорный ре жим с применением интенсификации существующего фонда скважин путем снижения за бойного давления.

Работа выполнена для ООО «УралОйл», защищена в ГКЗ, является основой для соз дания проектов и технологических схем разработки месторождения.

Впервые построены цифровые геологическая и гидродинамическая модели Русаковского месторождения, на основании которых выполнен подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти Авторы: Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Шадчнев Н.А., Мамедов Т.М., Семенов А.А. и др.

В процессе выполнения настоящей работы в разрезе отложений Русаковского место рождения выделено 5 продуктивных пластов и 13 залежей нефти, в пределах которых осу ществлялся пересчет запасов нефти и растворенного газа. В основном залежи пластового сводового и литологически ограниченного типа. Уточнение границ залежей нефти прово дилось с учетом переинтерпретации сейсмических данных. Разрез Русаковского месторож дения представлен как карбонатными, так и терригенными коллекторами и охватывает от ложения от турнейского яруса до визейского яруса нижнего отдела каменноугольной сис темы. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в турнейском ярусе, а также в радаевском, бобриковском и тульском горизонтах визейского яруса.

Впервые построена цифровая геологическая модель Русаковского месторождения, на основе которой проведена геометризация залежей и выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа.

Проведен анализ разработки Русаковского месторождения, проведена оценка выпол НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА нения проектных решений, построена уточненная фильтрационная модель месторождения, предложены варианты дальнейшей разработки месторождения.

С использованием уточненной фильтрационной модели рассчитаны технико экономические показатели предложенных вариантов, определены извлекаемые запасы нефти и КИН по пластам и категориям запасов.

По месторождению в 20062016 гг. планируется бурение 1 бокового ствола, вывод из бездействия 7 скважин, интенсификация 26 скважин.

В работе также даны рекомендации по охране окружающей среды и недр, описаны методы экологического мониторинга.

Работа выполнена для ООО «УралОйл», защищена в ГКЗ, является основой для соз дания проектов и технологических схем разработки месторождения.

В течение ряда лет выполняются работы по комплексному изучению Грибного месторождения, включая создание геологической и гидродинамической моделей, подсчет и пересчет геологических и извлекаемых запасов Авторы: Гутман И.С., Чернова Л.И., Кузнецова Г.П., Бе лобородов И.М., Саакян М.И., Тимонина Ю.С., Костери на В.А., Дмитриев М.Н., Семенов А.А. и др.

По геологическому строению Грибное месторожде ние относится к сложным: литологическая и минералоги ческая неоднородность коллекторов, наклонный водо нефтяной контакт. Выполнялись подсчеты и геологиче ских и извлекаемых запасов нефти, растворенного газа, анализ разработки и создана технологическая схема раз работки Грибного месторождения. В результате прове денных гидродинамических расчетов были получены прогнозные данные работы скважин, характеристики об воднения, извлекаемые запасы нефти и ожидаемый тех нологический коэффициент извлечения нефти по вариан там разработки.

Работы выполнены для ЗАО «Лукойл-Аик», защи щены в ГКЗ, успешно используются для реализации про НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА ектов разработки, ее совершенствования с целью достижения более высоких коэффициен тов извлечения нефти.

Построена геологическая модель северо-западной залежи Толумского месторождения Дорожного лицензионного участка Авторы: Гутман И.С., Чернова Л.И., Бирюкова Ю.В.

В результате проведенных на Дорожном лицензионном участке поисково разведочных работ изучен разрез от четвертичных отложений до палеозоя.

В процессе работы были проанализированы результаты 3Д сейсморазведки и бурения поисково-разведочных скважин и выявлена залежь пласта П, приуроченная к Польемской структуре, являющаяся продолжением Северо-Западной залежи Толумского месторожде ния. Залежь приурочена к отложениям верхнеюрского возраста.

По залежи, приуроченной к Польемской структуре, были подсчитаны геологические и извлекаемые запасы нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов.

Работа выполнена для ООО «Лукойл-Западная Сибирь. ТПП «Урайнефтегаз», защи щена в территориальной комиссии по запасам, может являться основой для создания про ектно-технологических документов.

Построена единая модель неокомских продуктивных отложений Приобского месторождения (относится к очень крупным), подтверждено клиноформное строение разреза, выполнен подсчет и пересчет запасов нефти и газа Авторы: Гутман И.С., Мачукаев Д.Ш., Кузнецова Г.П. и др.

Комплексная обработка и исследование данных, полученных при проведении геоло горазведочных работ, эксплуатационном бурении, исследованиях керна и проб нефти по зволили выполнить следующие построения и расчеты.

Построена единая модель неокомских продуктивных отложений Приобского место рождения, включающая северную Приобскую площадь, южную Приобскую площадь и Шапшинские площади. Наличие большого объема информации по эксплуатационным скважинам позволило существенно уточнить строение неокомских отложений и скоррек тировать геологическую модель, в первую очередь, на эксплуатационных участках, приня тую в 1988 г. Подтверждено клиноформное строение разреза. Выявлено влияние тектони НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА ческого фактора на формирование отложений горизонта АС12, обусловившее высокую не однородность данного горизонта и повлиявшее на строение клиноформных тел в вышеле жащих отложениях. Сделано предположение о наличии глубинных разломов, разделяющих площадь на несколько крупных тектонических блоков, относительно самост оятельное раз витие которых повлияло на геологическое строение отдельных участков Приобской пло щади и распределение коллекторов внутри отдельных горизонтов.

В разрезе неокомских отложений проведено более детальное расчленение продуктив ной толщи. Выделено 17 продуктивных пластов, для каждого выполнены построения, не обходимые для дальнейшего подсчета в них запасов УВ (ранее выделялось 11 объектов на СЛТ, и 2 объекта на ЮЛТ). Проведено исследование юрских отложений, где выделено 2 продуктивных пласта ЮС2, ЮС3.

Проведено сравнение геологических моделей 1988 г. (для СЛТ), 1999 г. (для ЮЛТ) и современной, показавшее значительные изменения в геометрии и распределении по площади песчаных нефтеносных линз, что было вызвано большей степенью рас членения р азреза отложений и изменениями стратиграфических разбивок пластов в сравнении с 1 988 г.

Выполнены дополнительные исследования керна и геофизических данных с целью уточнения основных подсчетных параметров.

Проведен подсчет запасов нефти и сопутствующих компонентов по 17 неокомским объектам отдельно для площадей, разрабатываемых ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Сиб нефть», ОАО «АКИ ОТЫР».

Проведено сравнение вновь подсчитанных запасов с числящимися на государствен ном балансе. Так как количество и индексация подсчетных объектов изменились, сравне ние запасов проводилось только по крупным продуктивным горизонтам АС10, АС11, АС и пластам АС7, АС9.

Учёт информации, полученной из эксплуатационных скважин, пробуренных в период с 01.01.2004 г. по 01.01.2005 г. в районе скв. 427р, позволил скорректировать геологическую модель и уточнить цифры запасов УВ южной части Приобского месторож дения.

Представление о геологическом строении исследуемого участка существенно не из менилось, однако геологическая модель продуктивной толщи заметно детализировалась.

При этом обнаружилась общая для продуктивных пластов тенденция увеличения объемов нефтенасыщенных коллекторов, что и стало причиной пересчёта запасов на участке место рождения, разбуренном новыми эксплуатационными скважинами.

Анализ изменений, внесённых в геологическую модель месторождения, показал, что неточность прогноза толщин нефтенасыщенных коллекторов на неразбуренных участках была обусловлена, в первую очередь, сильной изменчивостью продуктивных пластов и не связана с какими-либо методическими ошибками, допущенными в процессе геологическо го моделирования всего месторождения, что, по мнению авторов, допускает использован ную в данной работе методику корректировки запасов и приводит к уточнению цифр за пасов.

При сравнении цифр запасов, подсчитанных в настоящей работе с числящимися на государственном балансе так же, как и в варианте 2004 года, отмечается тенденция умень шения общего объёма УВ и, в первую очередь, разведанных запасов. Так, разница по сумме всех категорий составила 9,7 % в сторону уменьшения;

по категории ВС1 запасы уменьши лись на 23 %. В категории С2 отмечается прирост запасов (38,1 %), который тем не менее не компенсировал уменьшение запасов по высшим категориям. Причиной описанных из менений стала значительная детализация и усложнение геологической модели месторож дения, приведшие как к уменьшению объёмов нефтенасыщенных коллекторов, так и к снижению категорийности части запасов.

Таким образом, можно заключить, что проведенные в данном дополнении расчё ты несколько увеличили цифры запасов УВ южной части Приобского месторождения, что, тем не менее, не повлияло существенно на общую тенденцию снижения запасов в НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА сравнении с цифрами, утвержденными ранее в ГКЗ РФ (1997 г.), хотя и уменьшило расхо ждения.

Авторы считают, что цифры запасов, представленные в данной работе, являются бо лее точными и обоснованными, чем в основном отчёте по пересчёту запасов Приобского месторождения (2004 г.).

Результатом проведенных в 2006 г. работ стали сведения о положении стратигра фических границ продуктивных пластов в более чем двух тысячах разведочных и эксплуатационных скважинах Приобского месторождения, пробуренных на двух крупных лицензионных территориях, а также на прилегающих площадях. Анализ данной информации показал, что в целом представление о геологическом строении иссле дуемого региона не изменились как и ранее предполагается, что неокомский разрез Приобской площади имеет клиноформное строение. Однако значительно больший объём информации по сравнению с предыдущими работами позволил существенно уточнить строение разреза, а в некоторых случаях скорректировать. Так, в настоящей работе были прослежены границы восемнадцать продуктивных пластов, в то время как ранее на северной лицензионной территории выделялись девять пластов, а на южной лицензионной территории только два. Неизменными в сравнении с предыдущими работами остались границы пластов, приуроченные к крупным реперным глинам, аккумулировавшимся на трансгрессивных этапах развития неокомских клиноформ. Такими реперами на изучаемой территории стали: надпимская пачка глин;

глинистый пласт, залегающий в подошве горизонта АС10;

серия реперных пластов, перекрывающая горизонт АС10. В результате в наименьшей степени коррекции подверглись отбивки кровли и подошвы горизонта АС10, кровли горизонта АС11 и подошвы горизонта АС12. Следует предположить, что именно эти границы наиболее достоверно отбиты в разведочных скважинах, пробурен ных на периферийных частях месторождения, не охваченных ещё эксплуатационным буре нием.

Что касается внутреннего строения описанных горизонтов, то практика показывает, что бурение новых скважин может существенно скорректировать представления о залега нии продуктивных пластов и распространении по площади линз коллекторов. Так, напри мер, имели место случаи, когда пласты, относимые ранее к разным продуктивным горизон там, при детальном изучении новых скважин оказывались стратиграфически идентичными и наоборот. Очевидно, что чем более сложное геологическое строение имеет горизонт, тем большая вероятность ошибки при идентификации пластов по данным только разведочных скважин. В изучаемом разрезе наиболее сложное строение имеет горизонт АС12, поэтому границы пластов данного горизонта могут подвергнуться корректировке в разведочных скважинах, пробуренных на участках периферии месторождения, ещё не введенных в раз работку.

Плотность бурения скважин на эксплуатационных участках позволяет достоверно определить границы распространения пластов на большей их части. Как правило, наиболее сложными участками для трассировки границ являлись зоны глинизации продуктивных пластов, где в некоторых случаях границы отбивались приближенно. Однако возможные ошибки детальной корреляции в подобных зонах вряд ли могут существенно повлиять как на цифры запасов месторождения, так и на стратегию его разработки.

На основании вышесказанного можно заключить, что результаты проведенных ра бот позволяют построить адекватную геологическую модель месторождения. Особенно это утверждение справедливо для площадей, освоенных эксплуатационным бурением.

Что касается остальной площади, то здесь в будущем при получении дополнительной информации возможно уточнение границ наиболее сложных по строению продуктивных пластов.

Работы выполнялись для ОАО «Юганскнефтегаз», ООО «ЮганскНИПИнефть», ОАО «Сибнефть», ООО «Юнг-НТЦ Уфа», являются основой для создания гидродинамической модели Приобского месторождения и последующего создания технологических докумен тов разработки этого крупнейшего месторождения России.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА CKB. 3075 CKB. 3095 CKB. 2246 CKB. 3114 CKB. A C 11/ AC11/ 2. (2.719) 2. (2.586) 2. AC 11/1 (2.542) 2. AC11/ (2.705) 2. AC11/ (2.784) AC11/ 2. (2.739) 2. (2.606) 2. (2.562) 2. (2.725) 2. AC12/0/ AC12/0/ (2.804) AC12/0/ AC12/0/ 2. (2.759) 2. (2.626) 2. AC12/0/ AC12/0/ AC12/0/ (2.582) 2. AC12/0/ (2.745) 2. (2.824) 2. AC12/0/ (2.779) 2. AC12/0/ AC12/0/ AC12/0/ (2.646) 2. 2.500 (2.602) (2.765) 2. (2.844) 2. (2.799) 2. (2.666) 2. AC12/0/ AC12/0/ AC12/0/ AC12/0/ (2.622) 2. (2.785) 2. (2.864) 2. (2.819) 2. (2.686) 2. (2.642) 2. (2.805) 2. (2.884) 2. (2.839) AC12/ 2. AC12/ AC12/ A C12/ (2.706) 2. (2.662) 2. (2.825) 2. (2.904) 2. (2.859) 2. (2.726) 2. AC12/ (2.682) 2. (2.845) 2. AC12/3 A C12/ (2.924) AC12/ 2. (2.879) 2. (2.746) 2. AC12/ 2.600 (2.702) AC12/ (2.865) 2. (2.944) AC12/ AC12/ A C12/ 2. (2.899) 2. AC12/ (2.766) 2. (2.723) 2. (2.885) 2. (2.964) 2. (2.919) AC12/ 2. (2.787) 2. (2.743) 2. AC12/ (2.905) 2. AC12/ AC12/ (2.984) AC12/ 2. (2.939) AC12/ 2. (2.807) НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Государственный контракт 02.525.11.5002 от 13.07.07 «Проведение фундаментальных исследований, разработка технологических решений и оборудования для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья»

Авторы: Лобусев А.В., Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Лобусев М.А. и др.

Работы, проводимые на кафедре в рамках Государственного контракта, носят научно поисковых характер, по результатам которых планируется значительное увеличение объе мов добычи из коллекторов нетрадиционного типа, к которым относятся баженовские от ложения. Выполняются работы по геологическому моделированию двух нефтяных объек тов, связанных с отложениями баженовской свиты на лицензионных участках ОАО «РИ ТЭК». На базе детальной корреляции уточнено пространственное положение кровли и по дошвы и проведено детальное расчленение разреза с выделением различных типов нефте газоматеринских пород. Проводится уточнение внутреннего строения с точки зрения рас пространения возможных коллекторов и выделения зон и их развития. Разрабатывается ме тодика выявления зон с улучшенными коллекторскими свойствами. Второе направление связано с анализом разработки нефтяных залежей баженовской свиты на этих месторожде ниях. В результате чего будет выполнено геолого-промысловое обоснование оптимизации отбора нефти из отложений баженовской свиты.

Укрепление материально-технической базы кафедры Научная материально-техническая база кафедры постоянно обновляется. На кафедре оборудовано два учебно-научных кабинета: Центр компьютерного моделирования (ауд.810), созданный за счет спонсорской помощи ОАО «Лукойл» и компьютерный класс (ауд.808), оснащенных современной компьютерной техникой и программами (IRAP RMS, Petrel (уч.), AutoCorr (собственная разработка)). Общая стоимость оборудования составляет на 1.08.2008 г. 85 миллионов рублей.

Использование результатов научных исследований в учебном процессе Программа AutoCorr изучается студентами в практических курсах «Промысловой геологии нефти и газа», «Подсчет запасов нефти и газа» и используется в курсовом и ди пломном проектировании.

Кафедра промысловой геологии нефти и газа активно включилась в реализацию Ин новационной образовательной программы. На её базе создаётся компьютерный класс для размещения Автоматизированных Рабочих Мест (АРМ) специалистов геологической службы. Для этих целей выделена 808 аудитория. Специалисты кафедры провели огром ную работу по разработке технических заданий, методологических основ и другой необхо димой документации для проектирования АРМ принятия решений о его составе, функциях, разработки сценариев использования в междисциплинарных занятиях. Кафедра ведёт раз вёртывание компьютерного оборудования (более 30 единиц компьютерной техники) и про граммного обеспечения АРМ, настройку и конфигурирование, подготовку технической и программной части АРМ к запуску в учебный процесс.

Также на базе и по предложению кафедры создано одно из важнейших структурных подразделений ИОП Центр геологической поддержки виртуальных моделей месторожде ний. Задача центра обеспечить учебный процесс исходными геологическими данными, вокруг которых в дальнейшем будет строиться работа остальных центров и служб и, в ко нечном счёте, весь учебный процесс. На кафедре разработано положение о Центре, идёт НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА формирование коллектива, обустройство помещения центра, установка и настройка обору дования и ПО.

Коллектив кафедры составляет основу научно-педагогической школы «Исследования в области нефтегазовой геологии и прогнозирования нефтегазоносности недр».

Научно-педагогическая школа «Исследования в области нефтегазовой геологии и прогнозирования нефтегазоносности недр»

Основатели научной школы профессор, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР, лауреат Ленинской премии Жданов Михаил Алексеевич. Крупнейший ученый в области нефтепромысловой геологии. Его работы по методике подсчета запасов нефти и газа получили широкое распространение не только в Советском Союзе, но и за рубежом;

профессор, лауреат Ленинской премии, Заслуженный деятель науки РСФСР, Заслуженный геолог РФ Иванова Минодора Макаровна.

Руководители научной школы профессор, Заслуженный геолог РФ, Заслуженный работник Минтопэнерго, лауреат премии им. акад. И.М. Губкина Вагин Сергей Борисович;

профессор, Заслуженный геолог РФ, лауреат премии им. акад. И.М. Губкина Гутман Игорь Соломонович.

В последние годы учеными этой школы подготовлена геолого-промысловая основа для проектирования и реализации систем разработки таких месторождений, как Астрахан ское, Русское, Усинское и другие. Выполнено экономическое обоснование эффективности вариантов разработки Усинского месторождения высоковязких нефтей в условиях дейст вующей налоговой системы. Разработано новое фундаментальное направление в нефтега зовой геологии – палеогидрогеологические исследования с целью поисков залежей нефти и газа. Широкое использование результатов моделирования залежей углеводородов позволи ло существенно уточнить геологическое строение, создать компьютерные геологические модели ряда месторождений углеводородов, что позволило оценить их запасы. О призна нии заслуг научно-педагогической школы «Нефтегазопромысловая геология» свидетельст вует включение одного из руководителей этой школы профессора Гутмана И.С. в состав экспертного совета Комитета по энергетике, транспорту и связи Государственной Думы.

Основные Заказчики 1. ОАО «Лукойл».

2. ОАО «РИТЭК».

3. ОАО «Газпромнефть».

ОАО «Славнефть Мегионнефтегаз».

4.

ООО «Лукойл Западная Сибирь».

5.

6. ОАО «Варьеганнефтегаз».

7. ОАО «Сибнефть».

8. ОАО «Самаранефтегаз».

9. ООО «ЮганскНИПИнефть».

10. ООО «УралОйл».

11. НП «НАЭН».

Защита диссертаций 1. Кузнецова Г.П. Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы «AutoCorr». Дисс. на соиск. уч. степ.

к.г.-м.н. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА 2. Пономаренко П.Г. Моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на осно ве комплексирования промысловых и геофизических исследований. Дисс. на соиск.

уч. степ. к.г.-м.н. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007.

Основные публикации Учебники 1. Гутман И.С. и др. Методические указания по созданию постоянно-действующих геоло го-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Часть 1. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.

2. Вагин С.Б., Попова Н.В., Турундаевская Н.Е. Методические указания по курсу «Гидро геология». Методика определения ионно-солевого состава природных вод и расчета ос новных генетических коэффициентов. Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003. 11.

3. Математическое моделирование и компьютерные технологии при моделировании при родных резервуаров. Учебное пособие. / И.С. Гутман, И.М. Белобородов, Ю.С. Пастух и др. М.: Нефть и газ, 2004. 86 с.

4. Терминологический справочник по нефтегазопромысловой геологии и гидрогеологии / И.П. Чоловский, С.Б. Вагин, М.М. Иванова и др. М.: Недра, 2004. 26 п.л.

5. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, оп ределения, термины. Учебное пособие для вузов / Ю.И. Брагин, С.Б. Вагин, И.С. Гут ман, И.П. Чоловский. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 399 с.

6. Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая гидрогеология. Электронный вариант лекций для магистров (иностранных). Сайт РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006.

7. Вагин С.Б., Попова Н.В., Турундаевская Н.Е. Гидрогеология. Учебное пособие к лабо раторным работам по курсу. Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губ кина, 2006. 57 с.

8. Лобусев А.В., Брагин Ю.И. Уч. пособие «Геологические основы эффективности ис пользования недр». «Нефть и газ», 2007.

9. Чоловский И.П., Иванова М.М., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология зале жей углеводородов (издание 2). Учебник для ВУЗов. М.: «Нефть и газ», 2007.

42,5 п.л.

Статьи 1. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Шарифуллин Ф.А., Акчурина Н.Ч., Сорокина О.И. Осо бенности клиноформного строения нижней части неокомских продуктивных горизон тов БВ9-22 (ачимовских отложений) Самотлорского месторождения // «Научно технологический журнал», «Технология нефти и газа». № 1, 2004 г.

2. Вагин С.Б., Попова Н.В. Техногенные гидрогеологические аномалии при освоении за лежей углеводородов // Издательство «ГЕОС». 0,3 п.л.

3. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П., Копылов В.Е., Солодовникова А.С., Ста роверов В.М. Расчет средневзвешенных значений параметров, объемов коллекторов и подсчет запасов нефти объемным методом на основе карт удельных запасов с исполь зованием новейших компьютерных технологий // Технологии нефти и газа. № 56, 2005. С. 4453.

4. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П., Копылов В.Е., Лисовский Н.Н., Старове ров В.М. Отечественный комплекс «AutoCorr» для выполнения корреляции разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режимах, моделирования залежей, подсчета запасов УВ и проектирования разработки // Вестник ЦКР Роснедра. № 6, т. 5, 2005. С. 5163.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА 5. Вагин С.Б., Абукова Л.А. Основные этапы развития нефтегазовой гидрогеологии // Из дательство «ГЕОС». 0,5 п.л.

6. Лобусев А.В., Пономаренко П.Г. Чертенков М.В., Касимов А.Н., Ханмамедов В.П., Фарбирович В.П., Касимов С.А. Примеры решения геологических задач в сложнопо строенных средах методом ВСП // «Технологии сейсморазведки». № 2, 2006 г., Изда тельство ГЕРС. С. 6570.

Участие в конференциях и выставках 1. 60-я Студенческая научная конференция «Нефть и газ- 2006», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 1114 апреля 2006 г.

2. Международная научно-техническая конференция «Нефть, газ Арктики», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2729 июня 2006 г.

3. Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE 2006 «Мир техно логий для уникальных ресурсов», 36 октября 2006, Крокус Экспо, Москва.

4. 61-я Межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ 2007», РГУ неф ти и газа имени И.М. Губкина, 1013 апреля 2007 г.

5. Молодые таланты «РОСИНГ 2007», Германия, 2007 г.

6. 7-я Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2930 января 2007 г.

7. Конференция «Методические основы и порядок оценки месторождений, запасов и ком паний / бизнеса. Отраслевая экспертиза», Лондон 1925 ноября 2007 г.

Награды 1. Почетная грамота Минобразования РФ (Попова Н.В.).

1. Премия НТО им. И.М. Губкина за работу «Научно-методический комплекс: «Нефтега зопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов», (Иванова М.М., Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Гутман И.С., Карцев А.А., Чоловский И.П., Шугрин В.П.).

2. Премия НТО им. И.М. Губкина за работу «Обоснование перспектив нефтегазоносности центральных районов европейской части России» (Лобусев А.В.).

3. Заслуженный геолог РФ (Гутман И.С.).

1. Почетный нефтяник (Вагин С.Б.).

1. Премия и знак Российского общества инженеров нефти и газа (РОСИНГ) (Гутман И.С.).

Контактные телефоны и почта Заведующий кафедрой проф. Лобусев Александр Вячеславович Тел.: (499) 135-88-06. E-mail:mail@ipni.ru НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Кафедра разведочной геофизики и компьютерных систем Зав. кафедрой заслуженный геолог РФ, лауреат премии имени академика И.М. Губкина, проф., д.т.н. Серкеров С.А.

Кафедра разведочной геофизики и компьютерных систем основана в 1940 году по инициативе И.М.Губкина.

Кафедрой заведовали: проф. В.М. Сенюков дважды лау реат Государственной премии СССР, первооткрыватель самой древней кембрийской нефти в Восточной Сибири (1940–1943);

проф. Л.В. Сорокин лауреат Государствен ной премии СССР (1943–1953);

проф. Л.А. Рябинкин – лауреат Государственной премии СССР (1954–1980);

проф. А.К. Урупов Заслуженный деятель науки РФ, Заслуженный гео лог РФ (19801994).

Кафедра имеет тесные научные и педагогические связи с институтами Академии на ук, нефтегазовыми компаниями и геофизическими кафедрами вузов РФ. Она является вы пускающей по направлению 130200 «Технологии геологической разведки» и специаль ности 130201 «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ис копаемых»;

специальность подготовки аспирантов 25.00.10 – «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых».


Кафедра располагает мощным компьютерным центром и кластерным классом Ком пании Landmark, оснащенные современными программными продуктами, имеющими до полнительную возможность подключения к вычислительным мощностям различных фа культетов университета.

Основные научные направления 1. Прямые поиски углеводородов по поглощению и дисперсии сейсмических волн и по данным других методов разведочной геофизики.

2. Поиск, разведка, анализ и интерпретация материалов по несейсмическим методам раз ведки (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка), наземный контроль за экс плуатацией месторождений, мониторинг процесса обводнения скважин по данным гра витационного поля.

3. Основные аспекты методики обработки и интерпретации данных сейсморазведки при поисках и разведке месторождений нефти и газа, выявление и оценка трещинных кол лекторов.

4. Применение 3D сейсморазведки при разработке и эксплуатации газовых и нефтяных месторождений.

5. Прогнозирование залежей нефти и газа в пористых и трещиноватых коллекторах ком плексом данных разведочной геофизики, мониторинг процесса разработки месторож дений нефти и газа.

6. Исследование геологического разреза (выявление коллекторов нефти и газа) в процессе бурения скважин методами геолого-геофизических исследований и разведочной геофи зики.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Основные результаты исследований 1. Методика определения наличия маломощных залежей углеводородов по данным электроразведки Несмотря на прогресс в опирающихся, в основном, на структурные исследования геофизических работах, предваряющих поисковое и разведочное бурение на нефть и газ, процентное отношение числа продуктивных скважин к их общему числу из года в год оста ётся низким. Среднее значение «коэффициента удачи» при таком бурении составляет менее 30 %. В сложных геологических условиях на суше и исключительно высокой стоимости разведочного бурения на нефть и газ на морском шельфе результатов только структурных исследований для поисков и оконтуривания залежей углеводородов недостаточно. Поэтому получение прямой независимой геофизической информации, которая могла бы увеличить коэффициент успешности поисково-разведочного бурения на нефть и газ, является акту альной проблемой большой экономической важности. Такую информацию можно полу чить, используя электромагнитное зондирование. Возбуждаемое электромагнитное поле в земных породах реагирует не только на пространственное распределение электропровод ности, но и, что особенно важно для нефтегазового поиска, на распределение вызванной поляризации (ВП) и постоянной времени спада разности потенциалов ВП.

Чтобы получить информацию о наличии или отсутствии углеводородов в изучаемом объекте, необходимо максимально ослабить искажающее влияние на результаты зондиро вания всех боковых относительно точки зондирования геологических объектов, в которые проникает электрическое поле источника тока, т.е. исключить боковое влияние, и опреде лить свойства геологического разреза по трем, характеризующим свойства геологических пород, геоэлектрическим параметрам: удельной электропроводности 0, вызванной поля ризации (ВП) и постоянной времени спада сигнала ВП во времени.

Анализ геоэлектрических моделей нефтегазовых месторождений позволили соста вить обобщённую геоэлектрическую модель нефтегазового месторождения:

1) существует пространственная связь аномалий электрофизических параметров с обла стью скопления УВ;

2) аномальной эффект повышенных сопротивлений;

3) аномальный эффект ВП;

4) аномальный эффект увеличения за счет электротеллурических токов.

Приведенные примеры применения методов ВЭЗ ВП и ИНФАЗ ВП на нефтяных ме сторождениях с неглубоким залеганием продуктивных горизонтов показали их высокую эффективность.

Применение ЗСБ во многих районах позволяют выделить электрическую аномалию от залежи УВ, в основном, по суммарному параметру S.

Результаты применения ДНМЭ с фокусировкой электрического тока доказали воз можность выделения оконтуривания залежей углеводородов. Методика измерений в ДНМЭ позволяет исключить боковое влияние геологических неоднородностей на глубинах залегания свыше одного км.

Актуальность применения ДНМЭ заключается в возможностях этого метода опреде лить наличие маломощных залежей углеводородов, залегающих на глубинах свыше 1000 м в глубоководной части морского шельфа.

Автор: Сидельникова Тамара Алексеевна – доцент, к.т.н.

Федеральная целевая программа Федерального агентства по науке и инновациям «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-техноло гического комплекса России 20072012 гг.».

2. Методика построения скоростной модели среды для миграции данных трехмерной сейсморазведки Данная методика позволяет построить детальные глубинно-скоростные модели среды для более точной миграции данных трехмерной сейсморазведки, изучения анизотропии и НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА дисперсии скоростей, а также сейсмического мониторинга изменений скорости и связан ных с ней физических свойств горных пород в процессе эксплуатации нефтегазовых место рождений. Одновременная регистрация многоканальных поверхностных сейсмограмм, ставшая реальностью в последние годы, предоставляет возможность использования в сейс моразведке оптического (дифракционного) принципа построения изображений, способного стать основой для разработки новых технологий. Главное достоинство предлагаемого под хода заключается в том, что он позволяет определять эффективную скорость волн в любой точке поверхностной сейсмограммы, удаленной от ее краев на расстояние, слегка превы шающее радиус первой зоны Френеля, как на рис. 1.

Рис. Способ исходит из теории дифракции волн на апертуре. Известно, что интегрирова ние (суммирование) волнового поля в пределах поверхностной апертуры, выполняемое с целью обнаружения, усиления или миграции полезного сигнала, сопровождается появлени ем дифракции, обусловленной ограниченностью апертуры. В зависимости от условий ин тегрирования (относительных фазовых задержек, размеров и формы апертуры) амплитуда дифракции может быть сравнимой с амплитудой полезного сигнала. Так как дифракция на апертуре не обусловлена средой и отсутствует в регистрируемом волновом поле, обычно ее считают помехой и стремятся ослабить.

В отличие от этого, предлагаемая методика основана на рекомендации (Zava lishin B.R. Diffraction problems of 3-D seismic imaging. Geophysical Prospecting. 2000. V. 48.

№ 4. p. 629643) не ослаблять дифракцию, а создать такие условия ее интерференции с по лезным сигналом, которые способствовали бы усилению последнего. Так дело обстоит при построении оптических изображений в камере-обскуре. Для достижения желаемого эффек та интегрирование (суммирование) исходной волны следует осуществлять вдоль плоско сти, касательной к ее годографу. Результатом такого интегрирования является волновое поле, амплитуда которого зависит от условий интерференции полезного сигнала с краевой дифрагированной волной. Эти условия определяются характерным размером (радиусом) апертуры интегрирования (суммирования) и кривизной фронта исходной волны, которая зависит от скорости ее распространения в среде. Из теории дифракции известно, что мак симальная амплитуда интерференционного поля наблюдается при относительном запазды вании полезной и дифрагированной волн, равном половине преобладающего периода, что обеспечивается, когда контур апертуры совпадает с первой зоной Френеля. Исходя из это го, контур первой зоны Френеля предлагается определять по максимальному значению ам плитуды суммарных сигналов, получаемых в результате суммирования (интегрирования) трехмерной сейсмограммы вдоль плоскости с постепенно увеличивающейся апертурой.

Наличие контура позволяет определить характерный размер (радиус) первой зоны Френеля и воспользоваться формулой его зависимости R = r + / 4 r tT от длины волны = Т и расстояния r = t, пройденного волной, где Т преобладающий период, а t – время регистрации волны. Когда R известно, приведенная формула становится уравнением с одним неизвестным = R / tT + T 2 / 4 R / tT, позволяющим вычислить величину эффективной скорости волны в любой точке трехмерной сейсмограммы, отстоящей от ее краев на расстояние, превышающем размер первой зоны Френеля.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Зона Френеля имеет форму круга только при нормальном падении центрального лу ча на плоскую поверхность наблюдений. При косом падении она становится эллипсом. В этом случае измеряемым характерным размером первой зоны становится полудлина малой оси эллипса, равная R, что следует из рис. 2. Если бы отраженная волна регистрировалась на наклонной плоскости, перпендикулярной центральному лучу, зона Френеля имела бы форму круга радиуса R. В горизонтальной плоскости она представляет собой проекцию круга вдоль направления распространения волны, т.е. эллипс с полуосями a и b. При этом b = R, a = R/cos. На рис. 2 схематически показано, что суммирование волны, регистрируе мой на горизонтальной поверхности вдоль наклонной касательной, эквивалентно суммиро ванию поля, регистрируемого на наклонной плоскости вдоль горизонтальной касательной.

Это доказывается простым поворотом осей координат. Своего максимального значения амплитуда суммарного сигнала достигает, когда постепенно увеличивающаяся апертура суммирования совпадает с первой зоной Френеля. При дальнейшем увеличении апертуры амплитуда суммарного сигнала уменьшается, что служит критерием для определения ха рактерного размера оптимальной апертуры.

Реализация способа заключается в следующем. В произвольной точке поверх ностной сейсмограммы на малых базах (200–300 м) вычисляют суммоленты РНП (метод регулируемого направленного приема) по двум ортогональным направлениям (например, X и Y), что дает возможность вычислить производные px = t / x, p у = t / у для любой ло кально регулярной волны, выделяемой на обеих суммолентах. Годограф такой волны, от раженной от локально плоского элемента границы, является частью гиперболоида с минимумом над точкой мнимого ис точника, как на рис. 3.


Вычисленных производных доста точно для задания плоскости, касатель ной к годографу, вдоль которой выпол няется суммирование исходных данных с увеличивающейся апертурой и контро лем амплитуды суммарного сигнала. Для экономичной организации суммирования с увеличивающейся апертурой использу ется информация о направлении большой оси эллипса, совпадающей с азимутом распространения волны и задаваемым вектором p = p x + p y, согласно рис. 3.

2 По результатам суммирования определя ется контур апертуры, содержащей толь ко каналы, конструктивно участвующие в формировании суммарного сигнала.

Контур аппроксимируется эллипсом, дли на малой полуоси которого используется в качестве характерного размера (R) первой зоны Френеля для определения скорости по приведенной выше формуле.

Предлагаемый способ представляет собой решение задачи определения эф фективных скоростей волн, отраженных от произвольно ориентированных кусоч но-плоских границ, по отдельно взятой поверхностной сейсмограмме. Ранее так Рис. 2 поставленная задача считалась нераз НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Рис. решимой. В настоящее время использование способа открывает перспективу для значи тельного снижения кратности наблюдений трехмерной сейсморазведки, т.е. ее стоимости, а также для более точного и детального изучения и мониторинга самих скоростей, их гори зонтальных градиентов, анизотропии и дисперсии, изменчивости отражательной способно сти границ, построения глубинно-скоростной модели среды и изображений. Повышенная детальность способа обусловлена относительно нежестким требованием регулярности вол ны лишь в пределах зоны Френеля, а повышенная точность – возможностью независимого определения и осреднения результатов вычислений на разных частотах и в соседних точках одной сейсмограммы. Высокая помехоустойчивость определяется большим числом сумми руемых сигналов, попадающих в поверхностную зону Френеля.

Минимальный набор данных для реализации методики на практике представляется в виде поверхностной сейсмограммы 22 км2 с шагом x = y = 25м, содержащей 6400 кана лов, что вполне соответствует современным техническим возможностям. Не связанная со значительными затратами регистрация на той же расстановке, как на рис. 2, сейсмограмм с нескольких пунктов возбуждения будет способствовать дальнейшему повышению эффек тивности методики и надежности результатов за счет использования принципа взаимности и обычного суммирования данных многократных наблюдений.

Автор: Завалишин Борис Родионович – профессор, д.ф.-м.н.

3. Методика изучения трещинных коллекторов по данным трехмерной сейсморазведки (3D) и ГИС В рамках научного направления разработана оригинальная методика изучения тре щинных коллекторов по данным трёхмерной сейсморазведки (3D) и ГИС, позволяющая в отличие от существующих методик, изучать не только ёмкостные свойства коллекторов, но и по проявлениям сейсмической анизотропии их пространственную упорядоченность.

Существующие методики изучения коллекторских свойств по данным сейсморазвед ки и ГИС основаны на предположении изотропности среды, что не позволяет установить тип коллектора и, в частности, определить, является ли коллектор гранулярно изометрическим со стохастическим распределением слабо связанных или не связанных между собой пор или представляет пространственно упорядоченное распределение обычно связанных между собой трещин.

Вместе с тем, сведения о пространственной упорядоченности порового пространства и, в частности, о пространственной азимутальной ориентации систем трещин и разломов НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА представляют большой интерес на всех этапах геологоразведочного процесса, и, в первую очередь, при разработке месторождений нефти и газа. До недавнего времени, т.е. до про мышленного применения трёхмерной (3D) сейсморазведки, получение сведений о характе ре трещиноватости на основе интерпретации профильных (2D) наблюдений было прин ципиально невозможным. Только с внедрением 3D сейсморазведки появились реальные предпосылки азимутального «просвечивания» среды и исследования пространственно упо рядоченных трещиноватых сред по проявлениям сейсмической анизотропии. В связи с этим возникла необходимость разработки методики изучения трещинных образований по 3D данным с использованием явления сейсмической анизотропии.

Исходя из результатов наших исследований разработана обобщенная схема изучения трещинных образований, представленная на рис. 4. На схеме в виде прямоугольников Рис. НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА показаны основные операции, применяемые для реализации методики, а в виде овалов – результаты, получаемые посредством этих операций. Методика состоит из трёх основных этапов, каждый из которых представлен несколькими подэтапами.

Первый этап – Регистрация и обработка волнового поля для всей изучаемой площади.

1. Регистрация физического волнового поля (РФВП), обладающего широким спектром удалений l, т.е. широким спектром углов выхода отражённых волн на поверхность наблюдений во всём диапазоне азимутов ( = 0 360°) наблюдений.

2. Обработка ФВП (ОФВП) с целью получения информационного волнового поля (ИВП) отражённых волн, не содержащего волн-помех, с исключением влияния статических искажений, вызванных неоднородностью верхней части разреза (ВЧР), при сохранении динамического диапазона отражённых волн.

3. Оптимизированный бининг (ОБ) изучаемой площади с формированием сети бинов (СБ) или супербинов ОСТ, обладающих одинаковыми характеристиками: спектрами удале ний, спектрами азимутов, интервалами дискретизации удалений l и азимутов.

Второй этап – Анализ ИВП последовательно для каждого бина (или супербина) изучаемой площади.

4. Кинематический анализ (КА) ИВП на основе фазовой корреляции волн (ФКВ), регули руемого направленного анализа (РНА) и оптимизации изображений (ОИ) посредством частичной или полной миграции с целью определения кинематических параметров и атрибутов (КПА) ИВП и многофакторной азимутальной анизотропии.

5. Динамический анализ (ДА) ИВП посредством применения способов амплитудных ва риаций с удалением (АВУ),частотных вариаций с удалением (ЧВУ), амплитудных ва риаций с частотой (АВЧ), спектральных энергетических вариаций (СЭВ) и др. с целью определения динамических параметров и атрибутов (ДПА) ИВП и многофакторной азимутальной анизотропии.

6. Разделение атрибутов многофакторной анизотропии (РМФА) на однофакторные со ставляющие с целью определения параметров анизотропии, обусловленной трещинова тостью (ПАТ) Третий этап – Комплексная геолого-геофизическая интерпретация (КГГИ) ре зультатов изучения сейсмической анизотропии совместно с данными ГИС.

7. Установление теоретических и корреляционных связей (УТ и КС) параметров сейсми ческой анизотропии и трещиноватости.

8. Погоризонтное построение карт (ППК) векторов простирания трещин и параметров трещиноватости.

9. Построение объёмных изображений (ПОИ), характеризующих пространственное рас пределение параметров трещиноватости.

Конечный результат – геологическая модель трещиноватой среды (ГМТС).

Специфической особенностью разработанной методики является:

• оптимизированный бининг стандартных систем наблюдений;

• реализация единого подхода к определению множества кинематических и динамиче ских параметров и атрибутов анизотропии с использованием базовых алгоритмов.

Последовательность операций оптимизированного бининга такова:

а) Построение спектров азимутов и удалений для всей площадной системы наблюдений.

б) Построение спектров азимутов и удалений для типичного блока наблюдений.

в) Выбор размеров супербина.

г) Построение и анализ обобщённых спектров азимутов и удалений для каждого суперби на изучаемой площади.

д) Определение диапазона удалений, обладающего равномерным распределением трасс по азимутам.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА е) Разбиение обобщённого спектра на ячейки. При этом определение размера ячейки ( l) и количества трасс в её пределах выполняется с учётом требований разрешающей способности и помехоустойчивости.

ж) Осреднение трасс в пределах каждой ячейки и формирование для каждого бина про странственной сейсмограммы ОСТ U(t0, t, l, ), обладающей эквидистантным распреде лением трасс по азимутам и удалениям и одинаковым диапазоном удалений.

з) Формирование для изучаемой площади информационного волнового поля U(t0, t, l,, x, y), где x и y – координаты центра бина или супербина, t0 – нормальное время в центре бина.

Для определения любых кинематических и динамических параметров и построения их азимутальных индикатрис предлагается использовать единый подход. Этот подход за ключается в интегрировании в пределах оптимизированной апертуры удалений l или апер туры частот f различных трансформант W волнового поля U (t0, t, l, ) (времени W = t;

ам плитуды W = U;

энергии W = U2;

логарифма энергии W = ln U2 и др.) с получением инте гралов I и J, характеризующих соответственно среднее значение любой трансформанты и её градиент в пределах заданной апертуры удалений или частот по всем азимутам наблю дений, минимизацию случайных и систематических искажений.

Зависимости вида I(t0) и J(t0) при = const предложено называть параметрическими диаграммами, а зависимости I() и J() – азимутальными индикатрисами. Диаграммы I(t0), J(t0) и индикатрисы I() и J() являются атрибутами информационного волнового поля. Их интерпретация обеспечивает изучение различных (пористых, отражающих, поглощающих) свойств среды.

Принятые решения.

На основе целенаправленного выбора трансформанты W разработан ряд алгоритмов определения как кинематических, так и динамических параметров и атрибутов. Необходи мость определения множества параметров и атрибутов вызвана их разной реакцией на свойства среды. Так, интерпретируя совместно многофакторные индикатрисы скорости, амплитуды и энергии волнового поля, построенные для разных диапазонов частот, можно получить однофакторные индикатрисы и определить обусловленность каждой из них, вы делить индикатрисы, связанные с трещиноватостью, установить пространственную ориен тацию систем трещин, а также их интенсивность и масштаб.

Практическим выходом из разработанной общей методики является:

• Методика 3D наблюдений, позволяющая получать свободные от систематических и случайных ошибок азимутальные распределения кинематических и динамических па раметров волнового поля.

• Методика обработки 3D данных, состоящая в универсальном подходе к построению диаграмм и индикатрис распределения множества параметров и атрибутов и совмест ной их интерпретации с целью выделения информации, обусловленной исключительно трещиноватостью среды.

• Методика извлечения из однофакторных индикатрис информации об азимутальном на правлении трещиноватости, плотности трещин, их флюидонасыщенности и характера флюида.

• Методику изучения трещинных коллекторов целесообразно применять на этапах раз ведки и разработки месторождений, используя полученные результаты при оценке за пасов углеводородов, а также для выбора направления горизонтальных скваж ин, опре деления пунктов заложения нагнетательных и эксплуатационных скважин, при сейсми ческом мониторинге контакта флюидов.

Автор: Урупов Адам Константинович – профессор, д.г.-м.н.

4. Методика определения углеводородонасыщения коллекторов по сейсмическим данным Объект исследований – месторождения нефти и газа на этапах разведки и разработки, перспективные площади, газохранилища.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Решаемые задачи – Определение площадного распределения флюидонасыщенности на основе изучения неупругих свойств среды по данным 2D и 3D сейсмики.

Входные данные – результаты испытания скважин, данные ВСП, сейсмические дан ные до суммирования.

Данная технология позволяет:

• Оценить контуры нефтегазоносности по сейсмическим данным при наличии эталонных скважин.

• Определить места, наиболее перспективных для бурения в слабоизученных районах.

Краткое описание применяемой технологии.

Эффект сейсмической неупругости залежей углеводородов установлен нами экспериментально по прямым измерениям в скважинах методом вертикального сейсмиче ского профилирования (ВСП), пробуренных на многих месторождениях нефти и газа в различных геологических условиях. Он заключается в аномальном увеличении в залежах (независимо от типа коллектора) поглощения и дисперсии фазовой скорости сейс мических волн, что позволяет использовать эти атрибуты в качестве индикаторов углево дородов. При заполнении пор водой роста значений параметров-индикаторов не отме чается.

В 19922004 гг. авторы сделали 14 докладов на Всемирных (SEG, IGRC), Европей ских (EAGE), и др. геофизических конференциях, что вызвало интерес специалистов и привлекло внимание по проблеме.

В современной модификации метод ПДС (Поглощение и Дисперсия Скорости) ис пользовался в Западной и Восточной Сибири, Предкавказье, Индии, Вьетнаме, Колумбии, где открыт ряд месторождений. Метод прошел сертификацию и рекомендован к производ ственному применению ЦКР МИНЭНЕРГО.

Цель предложения – внедрение описанной технологии в нефтяных компаниях, пере интерпретация уже полученных данных.

НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Требования к исходным данным:

1. Исходные сейсмические данные до суммирования (сейсмограммы ОПВ или ОГТ) с введенной геометрией и априорной статикой. Формат данных SEG-Y (число с плаваю щей точкой), носитель DVD или Exabyte. Из предварительных процедур допускается применение постоянной по времени обратной фильтрации.

2. Временные мигрированные разрезы в цифровом виде (формат SEGY) и на бумаге с ре зультатами интерпретации.

3. Схема профилей и расположения скважин.

4. Данные по продуктивности скважин.

5. Структурные карты по целевым горизонтам.

6. Данные ВСП – если имеются (в цифровом виде, ближний ПВ).

Авторы: Рапопорт Мирон Борисович – профессор, д.т.н., Рыжков Валерий Ивано вич – доцент, к.т.н.

5. Способы изучения геологического разреза нефтегазовых областей по значениям гравитационных и магнитных аномалий Разработаны спектральные методы преобразования и интерпретации геофизических полей. Разработаны спектральные способы совместной интерпретации нескольких элемен тов одного поля или разных полей. Они позволяют определять параметры источников ано малий (массу, глубину залегания, форму, размеры) совместным анализом нескольких эле ментов одного поля, например, значений исходного поля и его вертикальной или горизон тальной производной или разных потенциальных полей гравитационного и магнитного.

Способы обладают тремя существенными преимуществами перед существующими: поме хоустойчивостью, комплексностью интерпретации и чувствительностью к форме источни ка поля. Разработаны способы мониторинга процесса разработки нефтегазовых месторож дений, позволяющие проследить за движением водонефтяного контакта в нефтегазовых пластах и определить момент обводнения скважин по значениям вариаций гравитационно го поля.

Разработаны корреляционные методы преобразования и интерпретации геофизиче ских полей (автор доц. О.В. Витвицкий), использованные в различных районах страны при поисках и разведке залежей нефти и газа.

Разработана универсальная технология вертикального зондирования геологического разреза по значениям энергетических характеристик аномалий потенциальных полей Equation Chapter 1 Section 1. Методика вертикального зондирования геологического разреза по значениям потенциальных гравитационных и магнитных аномалий позволяет опреде лить глубины залегания опорных геологических границ на разных уровнях по вертикали.

Она основана на применении их энергетических характеристик – энергетических спектров и автокорреляционных функций аномалий. При этом энергетические спектры определяют ся как по методу максимальной энтропии, так и обычным способом. Последовательность проводимых математических операций в данной методике глубинного зондирования геоло гического разреза следующая.

Вертикальное зондирование геологического разреза по значениям энергетических спектров поля заключается в следующем:

1. На первой стадии методики вертикального зондирования геологического разреза по из вестным значениям потенциальных полей находятся их энергетические спектры по ме тоду максимальной энтропии.

2. По значениям найденных спектров, вычисленных методом максимальной энтропии, вдоль каждого из профилей гравитационного или магнитного поля на площади иссле дований выделяют существующие классы аномалий с различными пространственными или частотными параметрами. При этом не требуется никаких заключений о данных, выходящих за интервал профиля. Для каждого класса аномалии определяют оптималь НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА ные размеры скользящего окна для выделения поля одного класса на фоне поля других аномалий, а следовательно, и их источников.

3. На третьей стадии вертикального зондирования геологического разреза для найденных классов аномалий, используя скользящее окно соответствующего размера, определяют энергетические спектры Фурье гравитационного (или магнитного) поля.

4. На следующем этапе находят глубины залегания плотностных (магнитных) неоднород ностей с использованием полученных значений энергетических спектров по формулам:

h Q(0) / Q()d,, при m = 0;

2 h 2 Q(0) / Q() d, при m = 1, 4 m порядок производной поля.

5. Операции, указанные в пунктах 1, 2, 3 и 4, повторяются вдоль профиля со скользящим окном другого размера и так для всех анализируемых профилей. Тем самым определя ются глубины залеганий других горизонтов.

Вертикальное зондирование по значениям автокорреляционных функций заключает ся в следующем.

6. Вычисляются автокорреляционные функции в скользящем окне для найденных по спектру максимальной энтропии классов аномалий по всем профилям и для всех разме ров скользящего окна.

7. Находят глубины залегания источников поля по значениям вычисленных автокорреля ционных функций по одной из следующих формул:

2 B ( ) BH () h 2 min = min, 4[ B (0) B ()] 4[1 BH ()] h 1,54 BH ()d.

8. По значениям автокорреляцион ных функций определяют стати стические характеристики поля по профильным и площадным грави тационным (магнитным) данным для найденных классов аномалий.

Строят цифровые карты первых четырех пространственных авто корреляционных моментов (про странственного математического ожидания поля, стандарта поля, коэффициентов асимметрии и эк цесса), которые также отражают плотностные (магнитные) неодно родности горных пород и их физи ческие параметры в разных глу бинных слоях геологического раз реза.

9. По совокупности рассчитанных плотностных границ по всем про филям на площади исследований Рис. НАУКА В РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА строят трёхмерные цифровые кар-ты глубинных границ геологического разреза иссле дуемой территории, причём как по автокорреляционным функциям, так и по энергети ческим спектрам Фурье.

Результаты вертикального зондирования глубинных границ геологического разреза двух площадей одного из регионов северо-западной части Африки по гравитационному по лю показаны на рис. 5 (по значениям автокорреляционных функций).



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 30 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

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.