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:   || 2 | 3 |
-- [ Страница 1 ] --

24 34

Оценка потенциала не вовлеченных О совместимости ингибиторов

в разработку участков в процессах добычи нефти

на месторождениях

ОАО «Удмуртнефть»

28 50

Усовершенствование систем

Комплексное решение

автоматического розжига

проблем солеотложения

факельных установок в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

12012 [январьмарт] Выпуск 26 СОДЕРЖАНИЕ НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ Худайнатов Э.Ю. 2 Поляков А.А., Исаев А.В., Карпухин С.М., Фомина Е.В. Новые на (главный редактор) правления геолого-разведочных работ на западе Енисей-Хатангского Байков В.А. прогиба (правобережье Енисея) Бачин С.И. 7 Григорьева М.П. Геологическое обоснование выбора скважин для Берлин А.В. перевода на недоизученные пласты на примере Фаинского место Гилаев Г.Г. рождения (заместитель главного редактора) 10 Скуба Д.А. Фильтрационно-емкостные свойства среднетриасовых от Гончаров И.В. ложений Восточного Ставрополья Давыдова Е.А. 14 Паровинчак К.М., Ежова А.В. Особенности геологического строения, Думанский Ю.Г. обоснование комплексного освоения нефтегазоконденсатных место Исмагилов А.Ф. рождений Томской области Кажаров Р.Н. 18 Шарафутдинов Т.Р., Шайбаков Р.А. Апробация алгоритма автокор Кошовкин И.Н. реляции данных геофизических исследований скважин на примере Кузнецов А.М. отложений ачимовской толщи Правдинского месторождения Малышев Н.А.

Рудяк К.Б. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Телин А.Г. 24 Гилаев Г.Г., Середа И.А., Насыров В.А., Нуров С.Р., Цепелев В.П., Томин В.П. Синицын М.Н. Оценка потенциала не вовлеченных в разработку уча Тыщенко В.А. стков на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Уваров Г.В.

Щукин Ю.В. СВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 28 Гилаев Г.Г., Малышев А.С., Телин А.Г., Рагулин В.В., Гусаков В.Н., По решению ВАК Минобрнауки России включен в Волошин А.И. Комплексное решение проблем солеотложения в «Перечень российских рецензируемых научных ООО «РН-Юганскнефтегаз»

журналов, в которых должны быть опубликованы 34 Ситдиков С.С., Телин А.Г., Рагулин В.В., Волошин А.И., основные научные результаты диссертаций на со искание ученых степеней доктора и кандидата наук» Даминов А.А. О совместимости ингибиторов в процессах добычи нефти (редакция 17.06.2011 г.).

Включен в Российский индекс научного ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ цитирования.

37 Гильмутдинова Н.З. Шаблон применимости технологий транспорта продукции скважин СЕКРЕТАРИАТ Хлебникова М.Э. (ответственный НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА секретарь редакционной коллегии) И НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ Мамлеева Л.А.

40 Спицын В.И. Некоторые особенности организации деятельности предприятий нефтепродуктообеспечения и классификации автоза Сдано в набор 02.02. правочных станций (АЗС) в Китае Подписано в печать 05.03. Тираж 1300 экз.

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ © ОАО «НК «Роснефть», И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Зарегистрирован 44 Кузеванов К.И., Чепрасова А.С. Информационное обеспечение эко Федеральной службой по надзору логических мероприятий для ликвидации нефтяного загрязнения за соблюдением законодательства 50 Масленников Е.П., Шайхулов А.М., Перунов Р.Е., Галичанин Д.В.

в сфере массовых коммуникаций и охране Усовершенствование систем автоматического розжига факельных культурного наследия 01.06.2007 г. ПИ № ФС77-28481 установок При перепечатке материалов ссылка на «Научно технический вестник 53 Рефераты ОАО «НК «Роснефть» обязательна Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство»

117997, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/ www.oil-industry.ru ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550. Коллектив авторов, Новые направления геолого-разведочных работ на западе Енисей-Хатангского прогиба (правобережье Енисея) А.А. Поляков, Е.В. Фомина (ОАО «НК «Роснефть»), А.В. Исаев, С.М. Карпухин (ФГУП Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья) Ключевые слова: Енисей-Хатангский прогиб, неокомские клиноформные отложения, геолого-разведочные работы (ГРР).

Адрес для связи: aapolyakov@rosneft.ru Введение выявленных закономерностей размещения залежей Регион исследования расположен на территории углеводородов в неокомских клиноформных отложе Усть-Енисейского района Таймырского округа Крас- ниях Западной Сибири.

ноярского края (рис. 1) в северо-восточной части За Геологическое строение падно-Сибирской низменности (бассейн р. Агапы и и нефтегазоносность западной части Яковлева) и входит в состав Енисейско-Хатангской Енисей-Хатангского прогиба нефтегазоносной области.

В результате проводимых с 60-х годов XX века по- В геологическом строении исследуемой территории исковых работ в регионе были открыты пять место- принимают участие глубоко метаморфизованные и рождений: Озерное и Казанцевское газовые (1969 г.), интенсивно дислоцированные образования разновоз Пайяхское нефтяное (1990 г.), Байкаловское нефтега- растного кристаллического фундамента древней Гы дано-Енисейской платформы [1]. На его эродирован зоконденсатное (2008 г.) и Северо-Пайяхское нефтя ной поверхности залегают преимущественно осадоч ное (2010 г.). Однако разведанность территории оста ные терригенно-карбонатные отложения верхнего ется невысокой. Так, изученность бурением состав ляет 750 км2/скв, плотность сейсморазведочных работ протерозоя (предположительно) и палеозоя, которые 2D не превышает 0,5 км/км2. Основным результатом слагают параплатформенный структурный ярус За геолого-разведочных работ (ГРР) следует считать под- падно-Сибирской плиты (домезозойское основание), тверждение высокого потенциала нефтегазоносности а также вулканогенно-осадочные отложения триаса, неокомских отложений, доказанного открытием перекрытые юрско-кайнозойским плитным чехлом толщиной около 5000 м. Последний залегает на под крупных Байкаловского и Северо-Пайяхского место стилающих доюрских образованиях часто с резким рождений.

угловым и стратиграфическим несогласием.

Главной особенностью неокомского комплекса за В структуре осадочного чехла обособляются круп падных районов Енисей-Хатангского регионального прогиба является его клиноформное строение. Не- ные положительные элементы: Озерный полувал в со смотря на то, что в настоящее время установлена об- ставе Рассохинского мегавала и Танамская структур особленность Западно-Сибирского и Енисей-Хатанг- ная терраса, севернее которых с запада на восток рас ского верхнеюрско-раннемеловых бассейнов, разде- положены Восточно-Носковская впадина и Агапский ленных Среднемессояхским порогом, многими иссле- прогиб (см. рис. 1). От Таймырской складчато-надви дователями подчеркивалась сходность их формиро- говой области они отделены Южно-Таймырской мо вания и строения. В данной статье поставлена задача ноклиналью, осложненной Дерябинским выступом. В предварительного исследования приоритетных на- границах положительных структурных элементов и на правлений ГРР на правобережье р. Енисея с учетом примыкающих к ним бортах прогибов развиты струк 2 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА комплекс Енисей-Хатангского регио нального прогиба, по крайне мере до мередиана р. Пясины, представлен ниж нехетским и суходудинским горизонта ми, хотя сами клиноформы появляются уже в разрезе верхнеюрских отложений гольчихинской свиты. В северном на правлении происходит переход нижне хетской, суходудинской и нижней части малохетской свит, представленных мел ководно-морскими и континентальны ми осадками, в преимущественно мор ские отложения шуратовской и байка ловской свит. В разрезе выделяется до 18 клиноформ северо-западного паде ния, высотой более 500 м с крутыми на клонными границами (углы падения достигают 4°) [2, 3]. В отличие от них клиноформы юго-восточного падения, развитые севернее широты Хабейской площади, выражены слабо, что объ ясняется незначительным сносом обло мочного материала с Таймырской воз вышенности в раннемеловое время.

В пределах изучаемой территории пробурено более 30 глубоких скважин, вскрывших клиноформный комплекс.

Суммарная толщина пластов песчани Рис. 1. Фрагмент дежурной структурно-тектонической карты Красно ков изменяется от нуля в скв. 1 Па ярского края (по состоянию на 01.06.01 г.) под редакцией В.А. Кринина:

ютская до 110 м в скв. 7 Дерябинская.

I – изогипсы опорного сейсмического отражающего горизонта IIб в подош ве верхнеюрско-меловых отложений;

II – скважины (название и номер);

Сейсмостратиграфический анализ рас границы тектонических элементов: III – надпорядковых;

IV – первого по пределения песчаных тел указывает на рядка;

V – второго порядка;

VI – месторождения;

VII – разрывные наруше сходство геологического строения Ени ния;

надпорядковые структуры: I1 – Енисей–Хатангский региональный прогиб;

структуры первого порядка: I2 – Малохетско-Мессояхская гряда;

сей-Хатангских и Западно-Сибирских I7 – Рассохинский мегавал;

структуры второго порядка: 2 – Дерябинский клиноформ, подчиняющегося вполне выступ;

3 – Танамская структурная терраса;

4 – Западно-Носковская тер определенным закономерностям. Неко раса;

5 – Восточно-Носковская впадина;

6 – Агапский прогиб;

8 – Озер торые из них рассмотрены ниже.

ный полувал Закономерности размещения туры меньшего порядка, к некоторым из них при и типы ловушек углеводородов урочены месторождения углеводородов. Возрастной в неокомских клиноформных отложениях интервал продуктивных отложений достаточно Западной Сибири широк – от батского яруса средней юры (малышевская свита Хабейского месторождения) до сеноманского Неокомский комплекс Западной Сибири имеет кли яруса верхнего мела (долганская свита Дерябинского ноформное строение и представляет собой иерархи месторождения). Основные запасы углеводородов со- ческую систему седиментационных тел, сформиро средоточены в неокомских отложениях нижнехетской, ванных в результате проградационного заполнения суходудинской и малохетской свит и их стратиграфи- бассейна обломочным материалом на фоне воздыма ческих аналогах – байкаловской и шуратовской. ния Сибирской платформы и, в меньшей степени, Как было отмечено, на рассматриваемой террито- Уральского складчатого сооружения. Модели геологи рии нижняя часть неокомского комплекса имеет кли- ческого строения клиноформного комплекса разви вались, уточнялись и детализировались в работах ноформное строение. Типичный клиноформный НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА А.Л. Наумова, М.М. Бинштока, Л.Ш. Гиршгорна, Г.Н. Гогоненкова, В.П. Игошкина, Ю.Н. Карагоди на, В.А. Корнева, Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.А. Нежданова, М.Я. Рудкевича, В.С. Славкина, В.С. Соседкова, Л.Я. Трушковой, Ф.З. Хафизова, И.Л. Цибулина, Н.С. Шик, А.Е. Шлезингера, Г.С. Ясовича и многих других.

В настоящее время известно, что особенностью неокомских отложений является то, что все изна чально шельфовые пласты со временем приобре тают клиноформный облик, затем сменяются синхронными фондоформными аналогами, кото рые объединяются общим термином «ачимов ская толща» [4]. На временных разрезах границам клиноформ соответствуют наиболее протяжен ные и динамически выраженные сигмоидные от ражающие горизонты (ОГ), прослеживаемые как в шельфовой, так и в депрессионной областях и имеющие характерные точки перегиба, соответ ствующие кромке шельфа и подножью склона.

В соответствии с работами [5, 6] в составе клиноформ выделяются песчаные тела четырех морфологических типов (рис. 2): шельфовые, кромкошельфовые (ундаформные), склоновые Рис. 2. Cхема строения клиноформных отложений неокома (клиноформные) и депрессионные (фондо Западной Сибири:

формные). Шельфовые песчаные тела образуют границы: I – кромка палеошельфа;

II – песчаные тела разного линзы, «шнурки» или покровы с субпараллель- генезиса;

III – основные отражающие горизонты;

IV – индекс ными кровлей и подошвой. Песчаные тела типа песчаных тел: 1 – шельфовые;

2 – кромкошельфовые;

3 – склоновые;

4 – фондоформные (депрессионные) кромки шельфа представляют собой крупные «шнурки» или линзы, вытянутые вдоль палео склона. Склоновые песчаные тела развиты на участках наиболее интенсивного наращивания па- ционного наклона клиноформных отложений часто леосклона и приурочены к участкам выноса терри- приводит к формированию ловушек, связанных с генного материала за кромку шельфа. Депрессион- неунаследованными «бескорневыми» поднятиями ные песчаные тела образуют достаточно мощные на моноклиналях или на склонах положительных структурных элементов. Из-за особенностей своего линзы, «шнурки» или покровы, локализованные у формирования эти ловушки получили название подножья склона. Они представлены частым пере слаиванием песчаников и алевролитов. тектоно-седиментационные [6].

Взаимодействие тектонического и седимента- Депрессионные песчаные тела развиты у подножья ционного факторов в обстановке проградации склона и характеризуются низкими фильтрационно шельфа привело к формированию разных типов ло- емкостными свойствами, однако покровный характер вушек: сводовых, литологических и комбинирован- их распространения благоприятен для формирования ного типа (рис. 3). Наиболее емкие природные ре- крупных залежей сводового типа. В зонах замещения зервуары связаны с кромкошельфовыми и депрес- песчаных тел в дистальной части и вверх по восста нию клиноформ формируются ловушки комбиниро сионными песчаными телами. Кромкошельфовые ванного типа (см. рис. 3).

песчаные тела протягиваются в полосе, ограничен ной кромками шельфа, к началу и окончанию фор- С учетом изложенных особенностей размещения мирования соответствующего пласта (см. рис. 2). песчаных тел и ловушек углеводородов в неокомском Они отличаются повышенными толщинами и улуч- комплексе Западной Сибири авторами намечены шенными коллекторскими свойствами. Благопри- новые направления поисков месторождений на пра ятное сочетание структурного плана и седимента- вобережье р. Енисея.

4 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Приоритетные направления ГРР в клиноформном комплексе западной части Енисей-Хатангского прогиба В неокомских отложениях Енисей-Хатанг ского прогиба уже на современном этапе изу ченности открыты залежи различных типов:

сводовые (Казанцевское, Озерное и другие ме сторождения), литологические (Пайяхское, Северо-Пайяхское месторождения) и комби нированные (Байкаловское месторождение).

Они открыты в результате опоискования по ложительных структурных элементов, выра Рис. 3. Cхема размещения и типы ловушек углеводородов в клиноформном комплексе: женных по ОГ Iб (апт-альб) и IIа (гольчихин границы: I – основные изохронные границы;

II – песчаные тела;

ская свита), которые являются реперными при III – залежи;

IV – индекс типа ловушки: 1 – пластово-сводовые;

планировании ГРР. Поскольку подошва и 2 – литологические;

3 – комбинированные;

V – ОГ IIа;

VI – «бес кровля клиноформного комплекса практиче корневые» тектоно-седиментационные ловушки ски конформны, все многообразие структур ных форм, заключенных внутри клиноформ ного комплекса, остается неизученным.

С учетом того, что неопоискованных поло жительных структур, с которыми могут быть связаны перспективы поиска крупных зале жей углеводородов, в границах территории ис следований нет, новым направлением ГРР яв ляется поиск комбинированных ловушек, свя занных с:

– кромкошельфовыми природными резер вуарами Восточно-Носковской впадины и Южно-Таймырской моноклинали (рис. 4);

вследствие благоприятного сочетания текто нического и седиментационного факторов здесь могу т быть выявлены крупные залежи в «бескорневых» ловушках;

– депрессионными резервуарами, промыш ленная нефтегазоносность которых доказана на Пайяхском, Северо-Пайяхском и Байкалов ском месторождениях;

с учетом больших глу бин залегания фондоформных отложений в Агапском прогибе и Восточно-Носковской впадине приоритетным регионом изучения является Южно-Таймырская моноклиналь (см. рис. 4).

В связи с неравномерным поступлением обломочного материала по простиранию кли ноформ последние делятся на участки интен сивной проградации склона с максимальной Рис. 4. Приоритетные объекты ГРР на западе Енисей-Ха плотностью группирования песчаных тел раз тангского прогиба:

границы: 1 – основные изохронные границы;

2 – ловушки уг- ного генезиса и на участки, где клиноформа леводородов;

3 – «бескорневые» тектоно-седиментационные сложена преимущественно глинисто-алевро ловушки НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Список литературы литовыми породами с отдельными песчаными прослоями. Поэтому для выделения наиболее пер спективных участков необходимо дополнительное 1. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. Палеозой и триас изучение строения клиноформ по всей площади Западной Сибири (комплексные исследования) // Геология и гео их простирания или по ее большей части. физика. – 2003. – Т. 44 (1-2). – С. 120-143.

2. Перспективы нефтегазоносности Енисей-Хатангского регио Заключение нального прогиба / А.В. Исаев, В.П. Девятов, В.А. Кринин, Проведенные предварительные исследования С.М. Карпухин //Геология нефти и газа. – 2010. – №4. – С. 13-22.

свидетельствуют о значительном потенциале неф- 3. Isaev A.V., Devyatov V.P., Dontsov M.V. A seismic geological model тегазоносности неокомских отложений Енисей- of the Lower Cretaceous clinoform complex in the north of Siberia Хатангского регионального прогиба. С учетом из- //International Geological Congress Oslo. – 2008.

ложенных особенностей распространения залежей 4. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских от углеводородов в клиноформном комплексе на- ложений Сахалинского лицензионного участка (Западная Си мечены основные направления дальнейшего раз- бирь) / И.М. Кос, А.А. Поляков, Е.Б. Беспалова, В.Н. Колосков // вития ГРР на правобережье р. Енисея. Перспектив- Геология нефти и газа. – 2004. – № 2. – С. 16-26.

ны поиски комбинированных ловушек в кромко 5. Сейсмолитологические модели неокомских клиноформ При шельфовых резервуарах Восточно-Носковской обско-Салымской зоны / В.С. Славкин, Н.С. Шик, А.А. Гусейнов впадины, кромкошельфовых и депрессионных ре [и др.]// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторож зервуарах Южно-Таймырской моноклинали.

дений. – 1994. – № 5-6. – С. 47-52.

6. Славкин В.С., Шик Н.С. О природно-геологической составляю щей роста добычи в западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. – № 9. – С. 17-27.

6 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550. М.П. Григорьева, Геологическое обоснование выбора скважин для перевода на недоизученные пласты на примере Фаинского месторождения М.П. Григорьева (ООО «РН-УфаНИПИнефть») Ключевые слова: корреляция, пласт, прослой, критерии, перевод на вышележащий горизонт.

Адрес для связи: GrigorevaMP@ufanipi.ru Введение Пласт Ач1 является возвратным объектом. Для Фаинское нефтяное месторождение расположено ввода его в эксплуатацию предлагается перевод в 70 км к востоку от г. Нефтеюганска, в Сургутском скважин с объекта ЮС1 с проведением гидроразры районе Ханты-Мансийского автономного округа ва пласта (ГРП). Необходимо определить наиболее Тюменской области. Месторождение открыто в перспективные участки.

1981 г. разведочной скв. 1Р, введено в разработку в В корреляции участвовало 956 скважин Фаинского 1986 г. Промышленно нефтеносными являются и Восточно-Сургутского месторождений. За основу верхнеюрские образования (основной объект раз- принимались результаты работы отдела региональ работки – пласт ЮС1) и нижнемеловые (ачимов- ной геологии ООО «РН-УфаНИПИнефть» [3].

ские) отложения. Залежи нефти ачимовских отло- Опорными методами каротажа для уточнения и де жений были открыты в 2006 г. и относятся к пласту тализации корреляции являлись метод самопроиз Ач1. На 01.01.09 г. на пласт было пробурено 10 % вольной поляризации (СП), индукционный каро всех скважин, вскрывших ачимовские отложения. таж (ИК), гамма-каротаж (ГК). Было определено, что в пределах Восточно-Сургутского месторожде Корреляция ачимовских отложений ния развит только один пласт ачимовских отложе Для проведения детальной корреляции и уточне- ний – верхний пласт урьевского клиноцикла, на Фа ния геологического строения ачимовских отложе- инском месторождении выделены четыре пласта ний Фаинского месторождения имелись следующие ачимовских отложений: три отнесены к урьевскому основания. клиноциклу, один – к самотлорскому (рис. 1).

1. На соседнем Восточно-Сургутском месторожде- Далее была проведена внутрипластовая корреля нии разрабатываются одновозрастные ачимовские ция. Особое внимание обращалось на верхний отложения с более высокими добычными возмож- пласт урьевского клиноцикла, который развит на ностями (табл. 1) [1, 2]. Необходимо определить территории обоих месторождений. Он был разде причину различия свойств. лен на четыре прослоя (рис. 2). На рис. 3 приведе на схема распространения прослоев верхнего пла ста ачимовских отложений урьевского клиноцик ла. Из него видно, что 1 и 2 высокодебитные про Таблица слои Восточно-Сургутского месторождения слабо Дебит, т/сут Месторождение Обводненность, % развиты на территории Фаинского лицензионного жидкости нефти Восточно-Сургутское 44,3 26,8 40 участка, т.е. такие же высокие по казатели здесь не Фаинское 61,0 5,5 91 могут быть получены.

1 Статьяподготовлена на основе доклада, сделанного на VI межрегиональной научно-технической конференции молодых специали стов компании ОАО «НК «Роснефть» М.П. Григорьевой (2 место) НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Выбор скважин-кандидатов Для выбора скважин-кандида тов с целью перевода их на выше лежащий горизонт (ПВЛГ) с ГРП было необходимо предоставить набор карт: структурных и эф фективных толщин. Для их по строения была проведена упро щенная автоматическая интер претация и на основе граничного значения параметра aпс выделе ны интервалы коллекторов. Так как по ачимовским отложениям запасы не подсчитывались, пет рофизические свойства мало из учены и критериев для выделе ния коллекторов Фаинского ме Рис. 1. Схема корреляции ачимовских отложений:

сторождения не существует. По а – геологический разрез по скв. 240-281;

б – направление линии корреляции этому были использованы петро физические зависимости место рождения-аналога (Усть-Балык ского [4]). Граничное значение aпс = 0,4.

Для экспресс-интерпретации использовался автоматизирован ный модуль в программном паке те Matlab. Было проанализирова но около 450 скважин. Кривая aпс строится по формуле двойного разностного параметра, также учитывается тренд линии глин.

Плотные прослои выделяются на основе данных методов потенци ал-зонда (ПЗ), бокового каротажа (БК) и нейтронного каротажа Рис. 2. Схема внутрипластовой корреляции прослоев пласта Ач1 урьевского (НК). Проведен контроль каче клиноцикла:

ства полученной информации, а – геологический разрез по скв. 200р-1709;

б – направление линии корреляции т.е. сравнение интервалов коллек торов, выделенных автоматиче ским способом и проинтерпрети рованных петрофизиком. Коэф фициент корреляции эффектив ных толщин равен 0,89. Получен ные данные имеют удовлетвори тельное качество и могут исполь зоваться для работы.

Критерии для подбора скважин с целью ПВЛГ следующие:

1) скважина должна отобрать запасы пласта ЮС1;

Рис. 3. Схема распространения прослоев пласта Ач1 урьевского клиноцикла 8 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Таблица Продолжи- Дебит, т/сут Номер Дата Обводнен тельность скважины ввода ность, % работы, мес жидкости нефти 9092 08.10 г. 7 180 18 1789 11.10 г. 4 79 28 1797 05.11 г. 3 84 29 1809 07.11 г. 2 60 24 1818 06.11 г. 2 104 80 9120 05.11 г. 3 56 40 подсчету запасов прошел апробацию в ГКЗ РФ в сентябре 2011 г.) В настоящее время в качестве перспективных для перевода на ачимовский горизонт рассматривается 213 скважин, или 29 % всего фонда скважин Фаин ского месторождения.

Заключение Предложен алгоритм подбора скважин для ПВЛГ в Рис. 4. Схема расположения скважин Фаинского малоизученных пластах и рекомендованы скважины месторождения:

для перевода. Доказана практическая эффектив 1, 2 – контур пласта Ач1 на государственном балансе ность рассмотренного подхода к определению сква соответственно на 01.01.10 г. и на 01.10.11 г.;

3 – переведенные скважины жин-кандидатов для перевода на другой объект.

2) скважина должна находиться в купольной части положительной структуры пласта Ач, эффективная толщина не менее 25 м;

Список литературы 3) удельное электрическое сопротивление в сква жине должно быть больше 6 Омм (граничное значение взято по аналогии с Усть-Балыкским ме- 1. Дополнение к технологической схеме разработки Восточно сторождением). Сургутского месторождения. – Уфа: ООО «РН-УфаНИПИ На основании этих критериев были предложены нефть», 2010. – 437 с.

приоритетные скважины-кандидаты. К концу 2010 г. 2. Дополнение к проекту разработки Фаинского месторождения. – в двух скважинах (рис. 4) был проведен ГРП и полу- Уфа: ООО «РН-УфаНИПИнефть», 2010. – 462 с.

чены притоки нефти (табл. 2). На основе положи- 3. Геология и перспективы нефтегазоносности меловых и юрских тельных результатов было принято решение о даль- отложений территории деятельности ООО «РН-Юганскнефте нейшем ПВЛГ с ГРП на ачимовские отложения. На газ». – Уфа: ООО «РН-УфаНИПИнефть», 2009. – 178 с.

01.09.11 г. были переведены еще четыре скважины.

4. Переоценка запасов нефти и газа по месторождениям Главтю На 01.09.11 г. дополнительная добыча в результате меннефтегаза, находящимся в разведке и разработке, Усть-Ба ПВЛГ составила 16 тыс. т. За счет увеличения площа лыкское месторождение. – Тюмень: Главтюменнефтегаз, СибНИ ди нефтеносности геологические и извлекаемые за ИНП, 1988. – 301 с.

пасы по горизонту Ач увеличены на 10 % (отчет по НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550.822. Д.А. Скуба, Фильтрационно-емкостные свойства среднетриасовых отложений Восточного Ставрополья Д.А. Скуба (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ») Ключевые слова: ладинский ярус, пористость, коллектор.

Адрес для связи: DASkuba@rn-ntc.ru Введение Согласно результатам петрографических исследо Восточное Предкавказье является одним из ста- ваний в пределах равнинного Дагестана [2] отложе рейших нефтегазодобывающих районов России. Его ния ладинского яруса обособляются в туфогенно промышленная нефтегазоносность доказана в отло- осадочную толщу с преимущественным развитием жениях пермо-триасового, юрского, мелового и па- осадочных пород. В основании разреза иногда отме леоген-неогенового комплексов пород. В последние чается залегание пачки толщиной до 30 м, представ годы эффективность геолого-разведочных работ за- ленной глинисто-известковистыми мелко-средне метно снизилась. зернистыми косослоистыми песчаниками и граве литами, которые содержат редкие оолиты, обломки Ранее на ряде площадей Восточного Ставрополья и Дагестана из отложений ладинского яруса средне- толстостенных раковин и хорошо окатанных облом го триаса были получены притоки нефти промыш- ков известняков. Выше разрез сложен неравномер ленного значения. В связи с этим возник вопрос о ным чередованием сероцветных и красноцветных перспективности проведения здесь поисково-разве- глинистых, алеврито-песчанистых пород с прослоя дочных работ. В данной статье обобщена характери- ми вулканокластических пород. В этих отложениях стика коллекторских свойств перспективных гори- присутствуют единичные обломки пелитоморфных зонтов ладинского яруса с использованием результа- известняков размером до 5 мм. По мнению авторов тов анализа кернового материала. работы [2], эти отложения соответствуют новоколо дезной свите Ставрополья.

Геологическое строение ладинского яруса среднего триаса Плавненская свита Отложения ладинского яруса среднего триаса оха- Плавненская свита состоит из двух литологиче рактеризованы керном по всему стратиграфическому ских пачек: нижней – доломито-известковистой;

разрезу. Для обработки использовалось 725 образцов верхней – терригенной. Из 320 образцов керна отло керна, полученного из 63 скважин 24 площадей и ме- жений данного подъяруса на долю известняков при сторождений Восточного Ставрополья. ходится 28,1 %, алевролитов – 27,8 %, песчаников – В ладинском ярусе на территории Ставрополья [1] 17,8 %, мергелей – 15,6 % и аргиллитов – 7,3 %.

на основании литолого-петрофизической характе- Остальные 3,4 % образцов керна включают другие ристики выделяются две свиты (рис. 1): нижняя – редко встречаемые в данных отложениях породы и сероцветная аргиллито-сидеритовая, названная чередование нескольких видов пород.

плавненской;

верхняя – новоколодезная, представ- Наибольший интерес в отложениях нижнего ленная красноцветной аргиллито-песчаной толщей. подъяруса представляет нижняя доломито-изве В подошве яруса залегает пласт темно-серого, гли- стковистая пачка, в которой выделяется пласт ПП, нисто-мергелистого, неравномерно песчанистого сложенный известняками (40 % общего числа об известняка с включениями гальки, что указывает на разцов керна). Известняки оолитовые (60-70 %), его трансгрессивное залегание. серые, светло- и темно-серые, алевритистые (13 %), 10 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 1. Фрагмент литолого-стратиграфического разреза среднетриасовых отложений Восточного Ставрополья с тонкокристаллическим карбонатным цементом основного и кислого составов, слоистые, на плоско либо тонкокристаллические (перекристаллизован- стях наслоения наблюдаются включения обугливших ные) с узкими вертикальными трещинами, запол- ся растительных остатков. По петрофизическим па ненными кальцитом. Это низкопроницаемые поро- раметрам порода относится к плотным (плотность в основном составляет 2,5-2,6 г/см3). Коэффициент от ды, проницаемость которых колеблется в пределах (1-0,1)10-3 мкм2. Открытая пористость в основном крытой пористости по большинству образцов колеб составляет 2-3 %, иногда достигает 8,5 %, плотность лется от 2 до 6,5 %, для некоторых образцов достигает изменяется главным образом от 2,65 до 2,7 г/см3, со- 13 %. Проницаемость изменяется в широких преде лах – от 0,0110-3 до 1010-3 мкм2, но в основном близ держание карбонатного материала – от 70 до 85 %.

ка к 0,110-3 мкм2. Коэффициент остаточной водона Проницаемость данных пород зависит от ее плотно сти, что описывается обратным степенным уравне- сыщенности имеет два интервала изменения: основ нием с коэффициентом корреляции R=0,7053, а ной 80-90 % и второстепенный 40-55 %.

также от открытой пористости, с которой она связа- В совокупности терригенные породы пласта ПП на прямым экспоненциальным уравнением с обладают тесными корреляционными зависимостя R=0,7603. ми петрофизических свойств. Основным парамет Второй по значимости породой в пласте ПП яв- ром, влияющим на петрофизические свойства, яв ляются песчаники, содержание которых в образцах ляется плотность пород. В частности, от нее зависят керна достигает 22,4 %. Песчаники буровато-серые и проницаемость и открытая пористость, что зафик зеленовато-серые, мелкозернистые (коэффициент сировано путем построения двух парных зависимо асимметрии Sk=0,44), с примесью мелкопесчаного и стей обратного вида и описываемых соответственно гравийного материала, слабо отсортированные (коэф- степенным и линейным уравнениями с коэффици фициент отсортированности Sо=5,14), алевритистые, ентом корреляции соответственно 0,6697 и 0, полевошпатово-кварцевые с вулканомиктовой при- (рис. 2). Плотность также влияет на коэффициент месью и обломками измененных эффузивов среднего, остаточной водонасыщенности пород, что описыва НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ролит (37,3 %). Алевролиты – бурые, реже – серые и зеленоватые, слоистые, плохо отсортированные. Це мент алевролитов глинистый, кремнисто-глини стый, обогащенный бурыми оксидами железа. Его структура поровая, базальная, реже – пленочная.

Часто в цементе отмечаются кальцит и доломит, равномерно насыщающие глинистую массу.

При изучении петрофизических свойств алевроли ты и песчаники вследствие схожести их параметров были объединены в единую группу терригенных пород. Данные породы являются плотными, плот ность варьирует от 2,1 до 2,75 г/см3, но основная часть образцов имеет плотность 2,5-2,65 г/см3. Коэффици Рис. 2. Зависимость открытой пористости Кп.отк от плотности и проницаемости для пласта ПП ент открытой пористости колеблется от 3 до 17,4 %, од нако более 50 % значений попадает в интервал 4-6 %.

ется прямой линейной зависимостью с R=0,9375. Проницаемость изменяется в широких пределах – от 110-3 до 10010-3 мкм2, основная часть образцов имеет В свою очередь от коэффициента остаточной водо проницаемость (1-10)10-3 мкм2. Остаточная водона насыщенности зависит проницаемость, эта зависи мость имеет вид обратной экспоненциальной кри- сыщенность отмечалась только в двух образцах песча вой с коэффициентом корреляции 0,9244. Соотно- ников и составила 86,5-88,4 %. Содержание карбонат шение открытой пористости и проницаемости ного материала низкое, в основном составляет 5-10 %, определяется прямой экспоненциальной зависи- но в некоторых образцах достигает 39 %.

мостью с R=0,669. На проницаемость терригенных отложений пла Таким образом, исходя из приведенных данных ста Б влияют плотность породы, а также содержание песчано-алевритовая часть пласта ПП обладает по- карбонатного цемента. Это видно из полученных пар ниженными фильтрационно-емкостными свойства- ных зависимостей, имеющих обратный вид и описы ми (ФЕС) относительно проницаемости и полезной ваемых степенными уравнениями (рис. 3). Коэффи емкости, коллекторы можно отнести к IV-V классам циенты корреляции равны соответственно 0,7228 и по классификации А.А. Ханина [3]. Карбонатную, 0,7999. Между собой плотность и карбонатность свя наиболее интересную с точки зрения нефтегазонос- заны прямой степенной функцией с R=0,7016. Коэф ности часть пласта можно отнести к группе Б, фициент открытой пористости также зависит от IV-V классам по классификации И.А. Конюхова [4]. плотности и карбонатности. Эти зависимости имеют обратный вид и описываются линейным и экспонен Новоколодезная свита циальным уравнениями с коэффициентом корреля Верхний подъярус (новоколодезная свита) в ос- ции соответственно 0,9581 и 0,7748. Открытая пори новном сложен бурыми и пестроцветными аргилли- стость и проницаемость взаимосвязаны прямой сте тами, алевролитами и известняками с прослоями пенной зависимостью с R=0,7577.

песчаников в нижней и верхней частях. Керн, извле ченный из данного подъяруса, представлен следую щими породами: песчаником (72,1 %);

алевролитом (15,1 %);

мергелем (4,5 %);

аргиллитом (3,3 %);

из вестняком (3 %). Остальные 2 % занимают образцы с чередованием нескольких видов пород. Всего к верхнему подъярусу отнесено 398 образцов керна.

Наибольший интерес в данных отложениях пред ставляют пласты песчаников, залегающие в подош ве и кровле новоколодезной свиты. Так, в ее основа нии залегает базальный пласт песчаников и алевро литов с редкими прослоями гравелитов и аргилли- Рис. 3. Зависимость открытой пористости Кп.отк от тов (пласт Б). Наиболее распространенной породой плотности и проницаемости для пласта Б в отобранном из этого пласта керне является алев 12 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Принимая во внимание все вышеизложенное, крытой пористости взаимосвязаны по прямому экс можно сделать вывод, что пласт Б обладает средни- поненциальному уравнению с R=0,9002.

ми ФЕС и его можно отнести к коллекторам III- Полученные в ходе исследования данные свиде IV класса по классификации песчано-алевритовых тельствую о том, что песчаники пласта А являются коллекторов по А.А. Ханину. коллекторами с высокими ФЕС и по оценочной Кроме пласта Б в кровле новоколодезной свиты классификации А.А. Ханина их можно отнести к вскрыт верхний песчаный пласт А, сложенный песча- коллекторам II-III класса.

никами (85,6 %) светло-серыми с розоватым оттен Заключение ком, мелкозернистыми (Sk=0,57), слабо отсортиро ванными (Sо=6,98), алевритистыми, кварцевыми с Анализируя результаты исследований кернового обломками глинистых пород и эффузивов кислого и материала из отложений ладинского яруса среднего основного составов, незначительной вулканомикто- триаса, можно сделать вывод, что наиболее высоки вой примесью, глинисто-карбонатным цементом по- ми ФЕС обладает пласт А. Пористость, проницае рового типа, участками регенерационным, местами мость и плотность коллекторов благоприятны для сильно пористым, со скудным коалинито-доломито- формирования залежей углеводородов. Это под вым цементом. Плотность породы колеблется от тверждается получением промышленных притоков 2,07 до 2,71 г/см 3, но в основном составляет на Фроловской и Совхозной площадях.

2,25-2,45 г/см3. Пористость песчаников изменяется от Коллекторские свойства пласта Б заметно ниже, чем 2 до 20 %. Основной интервал разброса ее значений пласта А, но тем не менее позволяют предположить 10-15 %. Данная порода характеризуется высокой наличие в пласте углеводородных залежей.

проницаемостью (1-1000)10-3 мкм2 и низкой оста- Коллекторские свойства песчано-алевритистой точной водонасыщенностью, равной 20-40 %. части пласта ПП низкие и недостаточны для форми Эти петрофизические параметры имеют тесные рования ловушек и залежей углеводородов, однако корреляционные зависимости. Так, на проницае- карбонатная часть пласта должна рассматриваться мость песчаников влияют плотность породы и оста- как перспективная для обнаружения залежей с про точная водонасыщенность (рис. 4). Для них получе- мышленным содержанием углеводородов.

ны парные зависимости, описываемые экспоненци альными уравнениями обратного вида с коэффици Список литературы ентом корреляции соответственно 0,9235 и 0,7701.

Между собой плотность и остаточная водонасы щенность коррелируются прямой степенной функ- 1. Геологическое строение и перспективы пермо-триасовых отло цией с R=0,6762. Для коэффициента открытой по- жений в Прикумском нефтегазоносном районе/ Н.Ф. Фролов [и др.] //Отчет о НИР. – Нефтекумск: УБР, 1974.

ристости также получены парные зависимости с 2. Жгенти Т.Г., Холодилов В.В., Крысанова Л.В. Генезис и коллек двумя данными параметрами. Они описываются об торские свойства продуктивных палеозойских пород Дагеста ратными линейными уравнениями с R=0,9567 (для на. – Геология нефти и газа. – 1989. – №6. – С. 63-66.

плотности) и R=0,8098 (для остаточной водонасы 3. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. – щенности). Проницаемость с коэффициентом от М.: Недра, 1969. – 356 с.

4. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 257 с.

5. Прошляков Б.К. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. – М.: Наука, 1987.

6. Вобликов Б.Г., Галай Б.Ф. Петрофизическая оценка пород-кол лекторов нижнего триаса Восточного Ставрополья // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университе та. – 2009. – № 4 (21) 7. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регуляр ная и хаотическая механика», 2007. – 400 с.

Рис. 4. Зависимость открытой пористости Кп.отк от плотности и проницаемости для пласта А НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550. К.М. Паровинчак, А.В. Ежова, Особенности геологического строения, обоснование комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской области К.М. Паровинчак (ОАО «НК «Роснефть»), А.В. Ежова (Национальный исследовательский Томский политехнический университет) Ключевые слова: анализ пород-коллекторов, неразрабатываемые месторождения, комплексный подход.

Адрес для связи: k_parovinchak@rosneft.ru Введение Ранее авторами была рассмотрена проблема выра ботки запасов, снижения добычи нефти на крупных месторождениях Томской области (Советском, Вах ском, Двуреченском и др.) [1]. C целью компенсации уменьшения добычи нефти, вовлечения в разработку запасов неразрабатываемых месторождений, распо ложенных в одном районе, предложено объединить усилия недропользователей и создать единую страте гию ввода месторождений (разработка, обустройство, транспорт продукции). Только такой подход позволит ввести в разработку мелкие нерентабельные место рождения, исключить имеющееся дублирование про ектных и строительных работ, которое может приве сти к росту неоправданных капитальных вложений. Рис. 1. Результаты испытания скважин по доюрским При наличии единой стратегии появляется возмож- отложениям ность долевого участия всех заинтересованных сто рон в обустройстве на взаимовыгодных условиях. В во-оценочных и разведочных скважин, находящих работе [1] дана оценка экономики проекта, но не рас- ся на лицензионных участках ОАО «Томскнефть»

сматривался немаловажный вопрос – особенности ВНК, палеозойские отложения вскрыты примерно в геологического строения месторождений, вовлекае- 1/3 скважин. В целом успешность геолого-разведоч мых в проект. ных работ (ГРР) на нефть и газ в доюрских отложе ниях составляет 12 % (рис. 1) [2].

Обзор и анализ исследований пород Согласно оценке ресурсной базы, выполненной в коллекторов юго-востока 1999 г. специалистами ИНГГ СО РАН под руковод Западно-Сибирской плиты ством А.Э. Конторовича, на девятити лицензионных На территории деятельности ОАО «Томскнефть» участках ОАО «Томскнефть» ВНК извлекаемые ресур ВНК на 01.01.11 г. находилось 328 скважин, вскрыв- сы составляют около 18 млн. т. Из них открыто и по ших доюрские отложения, из них 299 параметриче- ставлено на баланс около 11,5 млн. т. Однако получе ских, поисково-оценочных, разведочных и 29 экс- ние притоков нефти на территории Томской области плуатационных скважин. На балансе числилось (Майское, Фестивальное, Тамбаевское, Конторович ское месторождения) и в приграничных районах 10 месторождений с залежами в доюрских отложе ХМАО, на площадях, считавшихся ранее бесперспек ниях. Особенностями открытых месторождений яв ляются, как правило, высокие дебиты и сложное гео- тивными с точки зрения нефтегазоносности палео логическое строение. Изученность доюрских отло- зойских отложений, свидетельствует о занижении жений невысокая – из 876 параметрических, поиско- оценки ресурсов.

14 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА На основании имеющегося фактического материала речья были вскрыты органогенно-обломочные из установлены следующие факторы: вестняки, реже метасоматические доломиты верхне – недостаточный объем данных по физико-химиче- силурийского, девонского и карбонового возраста.

ским исследованиям флюидов;

Среди карбонатных пород турнейского и визейского – наличие кернового материала практически по горизонтов отмечаются глинисто-кремнистые и всем скважинам, вскрывшим доюрские отложения;

кремнистые органогенные породы, которые на ряде – низкий вынос керна по доюрским отложениям;

месторождений, в частности Герасимовском, являют – вскрытие доюрских отложений нередко сопро- ся коллекторами.

вождается авариями в процессе строительства сква- Специалистами ПГО «Новосибирскгеология» под жин;

руководством З.Я. Сердюк детально изучались факто – большая часть притоков нефти и признаков неф- ры и результаты постседиментационных преобразо тенасыщенности приходится на осадочные, мень- ваний в пластах палеозойских отложений. В отчетах и шая – на метаморфизованные и еще меньшая – на опубликованных работах В.В. Коротуна, Т.И. Гуровой магматические породы. и других сотрудников СНИИГГиМС большое внима На территории юго-востока Западно-Сибирской ние уделено изучению пустотного пространства в кар плиты (Томская область) выделяются пять нефтегазо- бонатных породах, в которых широко проявились носных комплексов: внутренние горизонты палеозоя;

процессы перекристаллизации, трещинообразова нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозой- ния, растворения и доломитизации. Главная роль в ба ских и мезозойских отложений (НГГЗК);

нижне-сред- лансе полезной емкости изученных пород принадле неюрский комплекс отложений;

средне-верхнеюрские жит вторичным порам выщелачивания и перекри песчаные пласты горизонта Ю1;

нижнемеловые пес- сталлизации.

чаники. Породы-коллекторы палеозойской толщи и Изучение геологического строения верхней части терригенных юрских, меловых отложений существен- палеозоя, в частности вещественного состава его но различаются как по составу, так и по условиям толщи, на протяжении ряда лет проводилось в Том формирования пустотного пространства. ском отделении СНИИГГиМС Е.Е. Даненбергом, Исследования вещественного состава пород НГГЗК Г.И. Тищенко, А.М. Огарковым, В.А. Баженовым, начались в 70-е годы XX века, когда по инициативе И.В. Бабанской и другими специалистами. В научных академика А.А. Трофимука проводилось планомерное отчетах и опубликованных работах выделены типы и систематическое изучение нефтегазоносности па- пород, слагающие разрезы;

установлено распростра леозойских отложений Западной Сибири. Первая об- нение их по площади;

дан анализ некоторых вторич общенная характеристика этих отложений, вскрытых ных изменений и влияния их на коллекторские свой поисково-разведочными скважинами на территории ства;

выявлены зоны распространения коллекторов Томской области, приведена в работе [3]. Возросший разной проницаемости.

объем параметрического и глубокого бурения позво- Сотрудниками лаборатории литологии палеозоя лил получить много новой информации по литологи- Томского отделения СНИИГГиМС (А.В. Ежовой, ческому строению палеозойской толщи. Под руковод- А.Е. Ковешниковым, Н.М. Недоливко, Н.И. Смирно ством координационного Совета по палеозою были вой и другими) при изучении палеозойских коллекто проведены детальные геологические исследования по ров был выполнен значительный объем комплексных разрезам параметрических скв. 170 Лугинецкая, петрографических исследований, работ по изучению 2 Елей-Игайская, 3 Тамбаевская, 2 Водораздельная, пустотного пространства и коллекторских свойств 16 Калиновая и др. В палеозойской толще выделены и пород в шлифах и штуфах по скважинам месторож описаны литотипы пород, разрезы расчленены на дений Нюрольского (Северо-Останинское, Калино пачки, проведена их корреляция, создана стратигра- вое, Северо-Калиновое, Нижнетабаганское, Гераси фическая схема, основанная на результатах литостра- мовское), Усть-Тымского (Чкаловское) осадочных тиграфического анализа, выявлена фациальная зо- бассейнов и параметрической скв. 1 Новоникольская.

нальность. В результате выполнено детальное описание разрезов В статьях Н.П. Запивалова, А.В. Лазаевой, З.Я. Сер- с расчленением их на литологические пачки, отличаю дюк рассматриваются вопросы палеогеографии За- щиеся друг от друга вещественным составом, струк падной Сибири. В позднем силуре, девоне, карбоне За- турно-текстурными особенностями, иногда сообще падная Сибирь представляла собой регион обширно- ством органогенных остатков. Выделены различные го морского осадконакопления и карбонатообразова- типы пород-коллекторов: трещинные;

трещинно-по ния. На многих площадях Обь-Васюганского между- ровые;

каверно-порово-трещинные. Установлено, что НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА различие коллекторов контролируется литологиче- ложение, условия формирования, коллекторские скими, гидрогеохимическими и тектоническими фак- свойства пород васюганской свиты рассмотрены в ра торами. Литологические факторы обусловили веще- ботах Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, Е.Е. Даненберга, ственный состав и характер постседиментационных М.С. Зонн, В.П. Казаринова, М.В. Коржа, Г.Н. Перозио, процессов, гидрогеохимические – минерализацию М.М. Потловой, С.Г. Саркисяна, З.Я. Сердюк, С.И. Фи подземных вод, тектонические – возможность про- линой, Л.С. Черновой, С.М. Яшиной и других.

никновения минеральных растворов и дробление На втором этапе (конец 70-х – 80-е годы XX века) пород. на исследуемой территории выполнялись большие А.Е. Ковешниковым палеозойские отложения разде- объемы геолого-геофизических работ, керн отби лены на 12 серий, объединенных в четыре осадочных рался по всему юрскому разрезу. Аналитические ра комплекса, установлено развитие коллекторов разно- боты проводились в лабораториях Тюменского, Но го ранга, выделены три типа седиментогенеза по усло- восибирского, Томского, Новокузнецкого геологиче виям образования. Автором делается вывод о том, что ских управлений, СНИИГГиМС и его Томского отде размещение пород-коллекторов исходя из литологи- ления, ИГиГ СО АН СССР, ВНИГРИ, ИГиРГИ и дру ческого фактора контролируется тектоническими на- гих организаций. Наибольшее внимание по-преж рушениями определенной ориентации. нему уделялось изучению главного нефтегазоносно го объекта – горизонту Ю1 келловей-оксфордского В последние годы появилось значительное число возраста. В научно-исследовательских отчетах, дис публикаций, посвященных уточнению геологическо го строения поверхности доюрских отложений Запад- сертациях, публикациях В.Б. Белозерова, Н.А. Бры ной Сибири, связи нефтегазоносности с дизъюнктив- линой, С.П. Булынниковой, Г.М. Волощука, Е.Е. Да ной тектоникой, палеогеодинамическому анализу, вы- ненберга, Н.П. Ковалевой, В.К. Комиссаренко, явлению особенностей формирования разновозраст- Л.Г. Марковой, Г.П. Мясниковой, А.М. Огаркова, ных комплексов фундамента, зон флюидомиграции, В.В. Сапьяника, Г.М. Татьянина, Л.С. Черновой, геохимическим особенностям палеозойских отложе- Г.С. Ясовича и многих других детализирована его ний, результатам палеомагнитных исследований, поз- стратиграфия, доказана полифациальность, выделе воляющих определить элементы залегания пород на подугольная, межугольная и надугольная толщи, (В.С. Сурков, Л.В. Смирнов, Л.Г. Смирнова, Н.П. Запи- охарактеризованы типы разрезов, установлены за валов, О.О. Абросимова, Л.И. Камынина, В.С. Старо- кономерности изменения коллекторских свойств сельцев, А.В. Мигурский, В.А. Конторович, В.Н. Усти- песчаных пластов отдельных месторождений.


нова, Г.Д. Исаев, А.Э. Конторович, Н.Ф. Столбова, Третий этап (90-е годы и до настоящего времени) М.И. Шаминова, М.С. Паровинчак, А.В. Ежова, характеризуется целенаправленным изучением неф В.П. Меркулов, Г.И. Тищенко и другие). тегазоперспективных объектов нижней и средней Проведенные исследования палеозойской толщи юры, а также детализацией исследований келловей позволили выявить следующие особенности ее строе- оксфордских отложений в пределах лицензионных ния, усложняющие разработку залежей: участков. Особенности строения пород васюганской – коллекторы трещино-порово-кавернозного типа свиты на территории юго-востока Западной Сибири имеют неоднородное распространение пустотного отражены в работах В.Б. Белозерова, Н.А. Брылиной, пространства: О.В. Бурлевой, Л.Г. Вакуленко, А.А. Горкальцева, – блоковое строение и выход на земную поверх- Е.Е. Даненберга, А.В. Ежовой, О.В. Елишевой, О.В. Золотовой, Г.Ф. Ильиной, Н.М. Недоливко, ность доюрского рельефа разных по составу и возрас В.В. Пустыльниковой, В.Н. Ростовцева, С.В. Рыжко ту пород;

вой, Т.Г. Тен, Б.Н. Шурыгина и других.

– крутые углы наклона слоев.

В результате изучения юрских коллекторов уста История исследований юрских отложений на из новлены основные закономерности их распро учаемой территории условно подразделяется на три этапа. На первом этапе (60-70-е годы XX века) из- странения в региональном плане, получена инфор учался в основном керн из верхнеюрских отложений мация о вещественном составе, определены фак совместно с керном из нижнемеловых отложений в торы, способствующие формированию пустотно связи с необходимостью разработки рекомендаций по го пространства. Однако, несмотря на значитель проведению поисково-разведочных работ на нефть и ное число публикаций, не выяснены многие во газ, а также получения информации для подсчета за- просы расчленения разрезов, корреляции и индек пасов углеводородов. Состав, стратиграфическое по- сации, а также пространственного распростране 16 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Выводы ния коллекторов с различными фильтрационно емкостными свойствами в локальном плане с 1. Все поисково-оценочные скважины на террито целью обоснования системы разработки и экс- рии деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК рекомен плуатации залежей углеводородов. Для решения дуется бурить со вскрытием доюрских отложений, данных вопросов ежегодно проводятся значитель- обязательным отбором керна, расширенным ком ный объем исследований (сейсморазведка, анализ плексом геофизических исследований скважин (ГИС) керна, гидродинамические исследования скважин и как минимум с испытанием в открытом стволе при и др.), бурение новых скважин. технически доступных глубинах.

Таким образом, все месторождения рассматри- 2. Перспективным участком является Пудинский ваемого региона объ единяют палеозойские и юр- нефтегазоносный район, на территории которого от ские горизонты. Практически все месторождения крыт ряд месторождений в доюрских отложениях – южной группы (лицензионные участки № 48, 52, Калиновое, Северо-Калиновое, Тамбаевское, Гераси 53, 105 и др.) имеют нефтяные оторочки. Общие мовское, Южно-Тамбаевское. Этот район характери извлекаемые запасы нефти по группе месторожде- зуется наилучшей изученностью глубоким бурением, ний составляют 90 млн. т, в том числе категории практически все скважины, пробуренные на Тамбаев С 2 – 51 млн. т;

запасы газа – 114 млрд. м3, в том ском и Северо-Пудинском лицензионных участках, числе категории С2 – 28 млрд. м3, извлекаемые за- вскрывают доюрские отложения.

пасы конденсата – 15 млн. т, в том числе категории 3. С учетом низкого выноса керна из проницаемых С 2 – 3 млн. т. Распределение извлекаемых запасов пород доюрских отложений необходимо выполнить по недропользователям представлено на рис. 2. научно-исследовательские работы для создания тех Ввод данных месторождений позволит частично нологии вскрытия и отбора керна, обеспечивающей компенсировать снижение добычи на крупных, вынос керна не менее 80 %.

ранее введенных в разработку месторождениях 4. По карбонатным доюрским отложениям необхо (дополнительная добыча нефти составит димо выработать и внести изменения в обязательный 1800 тыс. т/год, газа – 3000 млн. м 3/год) [4]. комплекс ГИС, использовать метод двух растворов для получения достоверной информации о коллек торских свойствах и их насыщении.

5. С учетом установления вендского возраста до юрских отложений на Чкаловском месторождении не обходимо силами академических институтов внести изменения в представления и историю развития отло жений фундамента юго-восточной части Западно-Си бирской низменности, что должно существенно по высить перспективы нефтегазоносности этих отложе ний, и выполнить оценку ресурсов углеводородов.

Список литературы 1. Экономическое обоснование стратегии комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской области / К.М. Паровинчак, М.С. Паровинчак, И.С. Афанасьев [и др.]// Неф тяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 24-27.

2. Сбор и систематизация геолого-геофизического материала по доюрским отложениям на территории деятельности ОАО «Том скнефть» ВНК/ Ю.А. Чикишев, А.В. Сметанин, А.В. Голященко [и др.]. – Томск: ТомскНИПИнефть, 2011. – 250 с.

3. Современные методы и системы разработки газонефтяных зале жей/ В.Е. Гавура, В.В. Исайчев, А.К. Курбанов [и др.]. – М: ВНИ ИОЭНГ. – 1994. – 346 с.

Рис. 2. Распределение извлекаемых запасов нефти (а), газа (б) и конденсата (в) неразрабатываемых место- 4. Жвачкин С.А., Паровинчак М.С. Новая концепция развития газо рождений по недропользователям вой отрасли Томской Области. – Томск, 1999. – 56 с.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550. Т.Р. Шарафутдинов, Р.А. Шайбаков, Апробация алгоритма автокорреляции данных геофизических исследований скважин на примере отложений ачимовской толщи Правдинского месторождения Т.Р. Шарафутдинов, Р.А. Шайбаков (ООО «РН-УфаНИПИнефть») Ключевые слова: корреляция, ачимовская толща, сейсморазведка, модель, осадконакопление.

Адрес для связи: shaibakovra@ufanipi.ru Введение Метод автокорреляции Геологическая корреляция – это длительный про- Суть автокорреляции заключается в следующем.

цесс, включающий анализ направления сноса мате- По группе разведочных скважин специалистом-гео риала, определение циклов осадконакопления, вы- логом расставляются маркеры пластов, далее деление зон выклинивания. Корреляция продук- строится карта кровли горизонта по данным сейс тивных пластов сложнопостроенных месторожде- моразведки, на втором этапе полученная карта ис ний требует значительного времени, поэтому авто- пользуется в качестве тренда для корректного выде матизация этого процесса является актуальной за- ления пластов при автокорреляции всех добываю дачей, поскольку позволяет многократно сокра- щих скважин. В случае крупного, сложнопостроен ного месторождения с большим числом скважин тить затраты времени и средств на выполнение применение данной методики кратно сократит корреляции.

время и трудозатраты на процесс корреляции.

Алгоритм автокорреляции основан на аппарате В качестве базового алгоритма методики автокор искусственных нейронных сетей (ИНС), которые реляции разрезов скважин были использованы са успешно используются в нефтяной геологии для решения сложных задач с учетом большого объема моорганизующиеся карты Кохонена. В процессе их разнородных исходных данных. обучения на входы также подаются данные и инди ИНС представляют собой устройства параллель- каторы, но при этом сеть подстраивается под зако номерности во входных данных, а не под эталонные ных вычислений, состоящие из множества взаимо действующих элементарных процессоров – нейро- значения выходных данных. Такое обучение называ нов. Эти процессоры очень просты, их вычисли- ется обучением «без учителя».

тельная возможность ограничивается правилом Исходной информацией для анализа являются комбинирования входных данных и правилом ак- данные геофизических исследований исследований тивации, позволяющими вычислить выходной сиг- скважин (ГИС): метод самопроизвольной поляриза нал по совокупности входных данных. Для каждого ции (СП);

индукционный каротаж (ИК);

гамма-ка элемента сети имеются правило суммирования по- ротаж (ГК);

для уточнения – абсолютная отметка ступающих сигналов и правило вычисления выход- глубины скважины. При корреляции каждый метод ного сигнала, посылаемого затем другим элементам ГИС имеет свой вес, т.е. определенное влияние на сети. Правило вычисления выходного сигнала на- результат [1].

зывается функцией активности. Обучение нейрона Как показала проведенная автокорреляция дан заключается в измерении значений весовых коэф- ных ГИС ачимовской толщи Правдинского место фициентов. В ходе обучения величина, на которую рождения, только в 35 % случаев отметки маркеров, должен измениться весовой коэффициент, рассчи- расставленных при проведенном в 1997 г. подсчете тывается с помощью соответствующего правила. запасов, совпали с результатами работы алгоритма с 18 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Формирование пластов ачимовской толщи Фации осадконакопления на ме сторождении представлены не сколькими видами: от авандельто вых до глубоководно морских. К моменту накопления отложений пластов группы АС палеорека с востока продвинулась в западном направлении и приблизилась к территории исследования. В ниж них пластах группы АС наблю даются авандельтовые и дельтовые отложения, в средних – дельтовые, прибрежно-морские и пляжевые отложения, в верхних – континен тальные.


В период накопления отложе Рис. 1. Типы отложений продуктивной толщи Правдинского нефтяного ме ний пластов группы БС террито сторождения рия Юганского Приобья пред ставляла собой некомпенсирован учетом того, что по монолитным пластам с субпа- ный, замкнутый бассейн (закрытое локальное палео раллельным залеганием алгоритм дает совпадение море). Песчаные отложения пластов БС1-12 являлись 80 %. Следовательно, имеющееся представление о разнообразными морскими телами, приуроченными строении пластов некорректно. Исходя из этого не- к шельфовой части бассейна. Источником материала обходимо выполнить следующие операции: служила палеорека, впадавшая в море намного вос – провести полный анализ строения месторожде- точнее исследуемой площади.

ния и переосмысление процессов осадконакопления Осадконакопление ачимовской толщи связано с бо на площади с учетом данных 3D сейсморазведки;

ковым заполнением морского бассейна обломочным – выполнить перекорреляцию разрезов скважин с материалом, поступающим преимущественно со сто учетом новых данных сейсморазведки;

роны горных образований (Алтае-Саянской и Таймыр – повторить автокорреляцию, сравнив ее результа- ской складчатых областей, Сибирской платформы и ты с новыми отметками маркеров пластов. Енисейского кряжа), окружающих Западную Сибирь с По существующей модели на Правдинском ме- востока, юго-востока и северо-востока. Неокомские от сторождении нефтеносными являются 12 пластов ложения формировались в различных палеогеографи, АС10, АС11, БС5, БС6, БС8, ачимовской толщи (АС9 ческих обстановках (с востока на запад): континенталь БС9, БС16-17, БС18, БС19-20, БС21-22) и пласт ЮС0 ба- ной;

прибрежно-морской;

шельфовой;

склоновой;

глу женовской свиты, которые включают 29 залежей. боководно-морской. Шельф представлял собой акку На месторождении пробурено около 100 разведоч- мулятивно-эрозионную террасу, слабо наклоненную к ных и 1500 добывающих скважин, благодаря чему центру бассейна. Градиент наклона поверхности шель месторождение в целом хорошо изучено. Однако фа составлял 1-3 м/км. Во время трансгрессий на шель по разрезу с уменьшением доли промышленных за- фовых террасах накапливались преимущественно гли пасов степень изученности снижается. Залежи нистые осадки. На последующем регрессивном этапе группы БС содержат основное количество запасов седиментационного цикла, вызванном интенсивным и хорошо изучены, залежи группы АС являются привносом обломочного материал, пески поступали на второстепенными, возвратными объектами разра- подготовленную террасу и распределялись по ней, из ботки, добыча нефти из них ведется путем перево- лишки терригенного материала выносились за ее пре (рис. 1).

да скважин на вышележащий горизонт делы и наращивали толщину шельфовых отложений к Наименее изучены пласты ачимовской толщи, не центру бассейна. Обломочный материал частично сно находящиеся в эксплуатации [2]. сился к подножию склона, образуя линзовидные кли НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ноформные песчано-алевритовые пласты ачимовской осложнены зонами выклинивания и замещения, но, толщи. Градиент наклона склонов шельфа составлял несмотря на это, они выделяются уверенно, трудности 10 – 25 м/км и более. Они были зоной типичной лавин- возникают только при детальной корреляции разрезов.

ной седиментации. Наибольший интерес с точки зрения корреляции Одним из главных условий формирования песчано- представляют ачимовские отложения. Пласты общей алевритовых отложений ачимовской толщи является толщиной более 150 м вскрыты относительно неболь превышение скорости поступления обломочного мате- шим числом скважин (55), равномерно расположен риала над скоростью погружения седиментационного ных на лицензионной площади. Практически полови бассейна. Колебания уровня моря представлены в раз- на этих скважин не вскрыла пласты ачимовской толщи резе чередованием пластов песчаников и глин. Сфор- до подошвы, что также затрудняет корреляцию. Это мировавшиеся во время регрессивного цикла песча- свидетельствует о том, что без данных 3D сейсмораз ные пласты при последующей трансгрессии перекры- ведки затруднительно однозначно смоделировать вались пачкой глин, и весь процесс повторялся, смеща- структурное строение пластов.

ясь в западном направлении. На формирование песков Сейсмические исследования 2D и 3D проводились в ачимовской толщи значительно повлияли подводные разные годы. Временные разрезы 2D в цифровом виде оползни и турбидитные потоки, которые в основном не сохранились, поэтому использовались данные 3D съеморазведки в объеме 680 км2, охватывающие толь транспортировали осадки к подножию шельфовых террас. На это указывают наличие в ачимовской толще ко северо-восточную и южную части лицензионного интенсивно дислоцированных пород и обилие первич- участка. Площадь покрытия территории 3D сейсмораз но неконсолидированных включений глин в песчани- ведкой в основном находится в окраинных зонах и за ках. Определенную роль в разносе обломочного мате- трагивает продуктивные площади месторождения риала вдоль подножия склонов сыграли глубоковод- только частично. В контуры 3D куба попадают 22 сква ные течения [3]. жины, вскрывшие ачимовские пласты. Несмотря на это, данные сейсморазведки позволяют проанализиро Корреляция пластов ачимовской толщи вать модель осадконакопления месторождения – на Существующее выделение пластов, принятое по про- правление сноса материала, тренд которого в дальней екту пересчета запасов нефти и газа Правдинского ме- шем использовался при корреляции разрезов скважин, сторождения 1997 г., проводилось путем корреляции находящихся вне контуров 3D куба. Сейсмическая кор разрезов скважин с нанесенными на них каротажными реляция отражающих горизонтов в волновом поле по кривыми (ПС, ИК, ГК и др.). Корректность корреляции казала, что отражающие горизонты БС16-17, БС18, БС19 пластов АС9-11 и БС5-9 не вызывает сомнений. Пласты 20, БС21-22 соответстствуют кровлям ачимовских пла группы АС хорошо выдержаны по всему разрезу, пред- стов и представлены положительными и отрицатель ставлены песчаниками и алевролитами, чередующи- ными экстремумами либо нуль-переходом от отрица мися с глинистыми прослоями. Пласты БС5 и БС6 тельного экстремума к положительному. Частично пла также выдержаны и разделены глинистыми перемыч- сты осложнены областями интерференции, которые ками значительной толщины. Пласты БС8 и БС9 затрудняют трассирование горизонта в волновом поле.

Рис. 2. Последовательность построения структурной карты на примере пласта БС16- 20 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА корреляции с учетом ново го представления об осад конакоплении этих пластов в комплексе с результатами интерпретации данных сейсморазведки показали, что выделение пластов ранее было проведено не корректно. На рис. 3 чер ным цветом показаны мар керы пластов, принятые при последнем подсчете за пасов месторождения в 1997 г.

По имеющимся представ лениям глубина залегания пластов снижается в вос точном направлении либо Рис. 3. Схема корреляции пластов ачимовской толщи остается приблизительно на том же уровне. Результа Наличие разведочных скважин, расположенных от- ты интерпретации 3D сейсморазведки показали, что носительно равномерно по площади, позволяет ачимовские отложения представляют собой клино строить структурные поверхности по отражающим формы, осадконакопление которых происходило в се горизонтам методом средних скоростей. В областях с веро-западном и западном направлениях. В связи с недостаточным числом скважин использовались фик- этим по новым представлениям об осадконакоплении тивные скважины, в которых моделировались значе- отметки ачимовских пластов должны снижаться в за ния глубин и средних скоростей по значению време- падном направлении. На рис. 4 показано изменение ни Т0. На рис. 2 показан полный цикл построения структурной модели некоторых пластов ачимовской карты на примере пластов БС16-17. Аналогичным спо- толщи.

собом были построены структурные карты по осталь- После анализа строения пластов ачимовской ным пластам ачимовской толщи. толщи была повторно проведена автокорреляция Модель осадконакопления, полученная в процессе скважин, результатом которой стало совпадение интерпретации данных сейсморазведки, была интерпо- 67 % отбивок пластов с отметками, поставленными лирована на площадь, не охваченную сейсмическими вручную в процессе анализа. На рис. 5 голубым цве исследованиями. В результате изменилась корреляция том показаны маркеры, поставленные геологом, зе по скважинным данным. Данные анализа имеющейся леным – результат работы алгоритма автокорреля Рис. 4. Изменение структурной модели пластов БС19-20 и БС21-22 ачимовской толщи НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 5. Результат работы алгоритма автокорреляции ции. Имеющееся различие объясняется весьма пасы по ачимовским пластам на 66 %. Выполненная ра сложным строением ачимовских пластов, поэтому в бота по определению наиболее корректного строения модуле автокорреляции необходимо учитывать до- пластов ачимовской толщи рассмотренного месторож дения на последующих этапах составления модуля ав полнительные параметры и данные, исключающие токорреляции даст возможность получать адекватные неоднозначность.

данные об эффективности работы алгоритма.

Заключение Результат работы алгоритма планируется в дальней В настоящее время Правдинское месторождение ак- шем усовершенствовать путем введения более гибкого тивно разбуривается, данные геофизических исследо- набора настроек весов входных данных, а также за счет ваний новых скважин подтверждают предложенную привлечения дополнительных исходных данных, поз модель строения пластов. Корректировка строения воляющих повысить точность работы алгоритма.

пластов и залежей позволила уточнить расчетные пара метры, подготовить структурную модель месторожде Список литературы ния для подсчета запасов, выделить наиболее перспек тивные направления доразведки пластов и составить программу бурения разведочных скважин. В рамках 1. Методы нейроинформатики / Под. ред. А.Н. Горбаня;

отв. за вы технико-экономического обоснования коэффициента пуск М.Г. Доррер. – Красноярск: КГТУ, 1998. – 205 с.

извлечения нефти по объекту была скорректирована 2. Отчет о научно-исследовательской работе «Переоценка балансо система разработки. вых запасов нефти и газа Правдинского месторождения». – СибНИ Таким образом, перекорреляция, проведенная с уче- ИНП, 1997.

том новых представлений об осадконакоплении и ре- 3. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сиби зультатов интерпретации данных сейсморазведки, поз- ри/ А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов – волила уточнить положение водонефтяного контакта, М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. – 247 с.

отказавшись от наклонных уровней, и прирастить за 22 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.1/.4(470.5) Коллектив авторов, Оценка потенциала не вовлеченных в разработку участков на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Г.Г. Гилаев, И.А. Середа (ОАО «НК «Роснефть»), В.А. Насыров, С.Р. Нуров, В.П. Цепелев, М.Н. Синицын (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр») Ключевые слова: неразрабатываемые участки, запасы, критерии, геолого-технические мероприятия.

Адреса для связи: vanasyrov@udmurtneft.ru, srnurov@udmurtneft.ru мым, но дорогостоящим и продолжительным меро Введение приятием, поэтому потребовалось систематизиро В настоящее время ОАО «Удмуртнефть» разраба- вать месторождения ОАО «Удмуртнефть» с целью тывает 24 месторождения, которые характеризуют- определения потенциала не вовлеченных по различ ным причинам в разработку участков месторожде ся сложным геологическим строением (высокая не ний (рис. 1).

однородность разреза и площади по фильтрацион Наибольшее число неразрабатываемых участков но-емкостным свойствам (ФЕС), наличие газовых шапок и подстилающей воды, высоковязкие нефти) на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» находится [1]. Большинство из них находится на поздней ста- на Мишкинском, Михайловском, Прикамском, Ли дии разработки и, как правило, отличается низким ственском и Киенгопском месторождениях (рис. 2).

дебитом нефти и высокой обводнен ностью добывающих скважин. В связи с этим одной из приоритетных задач для нефтедобывающей компании является вовлечение в разработку ранее не охва ченных участков на эксплуатируемых ме сторождениях.

Цель данной работы – обнаружение не разрабатываемых зон на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» и оценка потенциа ла ввода этих участков в разработку.

Рис. 1. Причины, по которым не разрабатывались участки место рождений Ранжирование участков Степень выработки запасов по ключе вым месторождениям, обеспечивающим 70 % добычи нефти (Мишкинское, Гре михинское, Чутырское, Киенгопское, Ель никовское, Лиственское), составляет около 62 % [2], объем невовлеченных до казанных запасов – около 6 % начальных геологических запасов (НГЗ), а объем не доказанных запасов – более 10 % НГЗ.

Указанные факты ставят перед недро пользователем одну главную задачу – Рис. 2. Распределение неразрабатываемых участков по место приращение ресурсной базы. Поиск рождениям новых залежей нефти является необходи 24 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ На рис. 3 представлены 10 главных ме сторождений по объему запасов не разрабатываемых участков. Все уча стки были разделены на четыре груп пы (рис. 4) согласно следующим кри териям.

1 группа – участки, вводящиеся в разработку, по которым запланирова ны мероприятия в краткосрочной перспективе, на их долю приходится 18 % общего числа участков.

2 группа – перспективные участки, на которых нет ограничений по вводу Рис. 3. Распределение месторождений по запасам неразрабатываемых их в разработку (лицензии, природо- участков охранные зоны) и не запланированы мероприятия в перспективе;

42 % об щего числа участков.

3 группа – требуется приобретение лицензии;

16 % общего числа уча стков.

4 группа – требуются дополнитель ные исследования (сейсморазведка 2D, 3D, бурение разведочных скважин);

24 % общего числа участков.

Наиболее интересной с точки зре ния перспективности ввода, безуслов но, являются участки 2 группы. Все участки этой группы были проанали зированы с целью определения опти мального вида работ: ввод новых скважин;

бурение горизонтальных или боковых стволов;

перевод на дру Рис. 4. Схема ранжирования участков на группы гой горизонт;

одновременно-раздель ная эксплуатация (ОРЭ). Данные тех нологии много лет используются в мировой прак- Удельные тике и описаны в работе [3]. В результате анализа Предполага- запасы на одну емый вид Месторож- проектную Горизонт Участок была сформирована адресная программа геолого- дение работ на добывающую участке скважину, технических мероприятий (ГТМ) с оценкой приро тыс. т стов и удельных извлекаемых запасов на одну сква- Верейско- Септиевское Ввод новых Михайловское 58, жину по каждому участку (см. таблицу). По осталь- башкирский поднятие скважин ным группам участков проведена аналогичная ра- Северо ОРЭ (перевод восточная бота. скважин на Мишкинское Башкирский 37, часть вышележащий Для ранжирования неразрабатываемых участков Воткинского горизонт) поднятия по перспективности их ввода в разработку и обосно ОРЭ (перевод ванного планирования ГТМ одновременно нужно Западная скважин на Мишкинское Башкирский 37, часть вышележащий учитывать геологические и технологические риски, горизонт) обеспеченность запасами, экономические параметры Северная и действующие лицензионные соглашения. По мере Ввод новых часть Ельниковское Визейский 31, скважин Апалихинского ввода участков в активную разработку отдельно будет поднятия рассмотрен вопрос, связанный с инфраструктурными Восточный Ввод новых Мишкинское Верейский 30, ограничениями. участок скважин НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Комплексный критерий ранжирова ния рассчитывался при помощи мате матического аппарата нечеткой логики [4]. В качестве алгоритма нечеткого вы вода использовалась модификация ал горитма Сугэно с базой знаний, состоя щей из одного правила. Описание си стемы нечеткого вывода:

1) база знаний:

если (x1 есть F1) и (х2 есть F2) … и (хn есть Fn), то y = 1, где xi – учитываемые при ранжирова нии факторы, входные данные систе мы;

Fi – функции принадлежности;

y – критерий приоритетности, являющий ся выходом системы (чем выше у тем предпочтительнее данный участок);

2) введение нечеткости: определяют ся значения функций принадлежности для каждой из четких входных пере менных:

Fi (x i ), i =1, n;

3) нечеткий вывод:

находится уровень отсечения, яв ляющийся в данном случае выходом системы y, n y = = Fi (xi ).

i= Таким образом, на выходе системы получается четкое значение критерия приоритетности.

Учитываемые при ранжировании факторы xi, а также соответствующие им функции принадлежности Fi пред ставлены на рис. 5. Факторы «Обеспе ченность запасами» и «Прогнозный дебит» вычислялись в явном виде, остальные определялись экспертной оценкой из диапазона [0..1] (0 соответ ствует минимальной выраженности критерия, 1 – максимальной).

Выполненный комплексный анализ позволяет недропользователю систем но оценить дальнейший потенциал разрабатываемых месторождений и Рис. 5. Факторы и функции принадлежности сформировать долгосрочную про 26 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ 4. Средний дебит нефти на перспективных участках равен 7,2 т/сут, жидкости – 10,1 м3/сут.

5. На участках, на которых нет ограничений по лицензии и природоохранным зонам, за планированы бурение в среднесрочной пер спективе скважин, боковых горизонтальных стволов, наклонно направленных скважин, перевод на другой горизонт и ОРЭ. По ре зультатам данной работы был сформирован рейтинг бурения на 2011-2030 г.

6. Наиболее перспективные зоны с началь ными извлекаемыми запасами более 500 тыс. т выявлены на Мишкинском, Есенейском, Рис. 6. Динамика добычи нефти в ОАО «Удмуртнефть»

Киенгопском, Красногорском и Котовском месторождениях.

грамму вовлечения запасов в разработку с эконо- 7. Индекс рентабельности ввода в разработку мической оценкой. перпективных участков по предварительной оцен Для эффективного ввода в разработку участков ке составит 1,68.

2 группы (перспективных) предложено 249 адрес ных ГТМ (перевод на вышележащий горизонт, ОРЭ, ввод новой скважины) с суммарным запускным де битом нефти 1740 т/сут. Прогнозный профиль до Список литературы полнительной добычи нефти за счет ввода в разра ботку участков 2 группы (с учетом проведения в среднем 25 ГТМ в год) представлен на рис. 6. 1. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ре сурсов нефти Удмуртской республики. – Москва-Ижевск: Инсти Выводы тут компьютерных исследований, 2003. – 288 с.

1. На месторождениях ОАО «Удмуртнефть» вы- 2. Баланс запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов за делены четыре группы неразрабатываемых уча- 2009 год по месторождениям ОАО «Удмуртнефть». – Ижевск:

стков. ЗАО «ИННЦ», 2009.

2. Разработанный комплексный критерий позво- 3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела.– Москва ляет ранжировать неразрабатываемые участки по Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 702 с.

перспективности их ввода в эксплуатацию.



Pages:   || 2 | 3 |
 





 
© 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.