ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА
«АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ»
VIII Всероссийская научно-техническая конференция,
посвященная 80-летию Российского государственного университета
нефти и газа имени И.М. Губкина
1−3 февраля 2010 г.
Тезисы докладов
Часть I Секции 1−4
Москва − 2010
В части I сборника представлены тезисы докладов VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина
(секции 1−4). В докладах рассматривается широкий круг вопросов геологии, геофизики и мониторинга месторождений нефти и газа, разработки и эксплуатации месторождений природных углеводородов, проектирования, сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта углеводородов и нефтегазопродуктообеспечения, вопросов технологии переработки нефти и газа, нефтехимии и химмотологии топлив и смазочных материалов.
Ответственный редактор: проф. В.Г. Мартынов.
Редакционная комиссия: проф. А.Ф.Андреев,
проф. Е.В. Глебова,
проф. А.М. Короленок.
проф. А.В. Лобусев,
проф. И.Т. Мищенко,
проф. А.В. Мурадов,
проф. В.Е. Попадько,
проф. А.К. Прыгаев,
проф. С.Н. Рожнов,
проф. И.Ф. Симонова,
доц. Л.И. Ситнова,
проф. Б.П. Тонконогов,
проф. А.И. Ходырев.
© РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
СЕКЦИЯ 1
ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И МОНИТОРИНГ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ
Лобусев А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Очевидно, что с каждым десятилетием в России значительно ухудшается структура запасов нефти в сторону преобладания доли трудноизвлекаемых запасов. В конце прошлого века Канада из третьей десятки стран ресурсодержателей нефти вышла на второе место в мире по запасам, только за счет разработки и внедрения разведочных и эксплуатационных технологий освоения залежей высоковязких нефтей и битумов. Этот пример свидетельствует о том, что применение инновационных высокотехнологичных методов разведки, оценки и добычи открывает новые возможности значительного прироста запасов.
В нашей стране к категории трудноизвлекаемых относятся залежи высоковязкой нефти и битумов, запасы нефти, связанные с низкопроницаемыми, как терригенными, так и карбонатными коллекторами, подгазовые залежи нефти (нефтяные оторочки). В своих исследованиях мы изучали геологические возможности эффективного освоения залежей высоковязкой нефти и нефтебитумов на примере месторождений Волго-Уральского региона - Ашальчинское и Мордово-Кармальское, Тимано-Печорской провинции – Усинское, Зап. Ярегское, Нижнечутинское и др., также были проведены оценки потенциала нефте- и битумосодержания песчаников Якутии. В течение ряда последних лет были проведены комплексные исследования по оценки потенциала промышленной нефтегазоносности баженовской свиты Западной Сибири, которая, по нашему мнению даст прирост извлекаемых запасов не менее 20 млрд. тонн нефти.
На основании литологических, геохимических и промыслово-геологических исследований были разработаны рекомендации по разработке эффективных подходов к разработке. Коротко, суть этих предложений сводится к следующему: внедрение системы смешивающегося вытеснения и поддержания пластового давления за счет закачки попутного газа, создание искусственной трещиноватости за счет применения ГРП, использование природных зон повышенной трещиноватости для дренирования пластов баженовской свиты через подстилающие их песчаные пласты (абалакские отложении верхней юры), используя сверхгидростатическое давление в «бажене».
Также была в последние годы разработана и опробована методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных с широким применением метода НВСП, при изучении деталей строения карбонатных природных резервуаров, на примере исследований пермско-каменноугольной залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.
Проблема эффективного нефтеизвлечения из подгазовых залежей к сожалению состоит в нашей стране не только из геологического аспекта, но и зачастую зависит от недропользователей и их внутренних приоритетов по добыче газа или жидких углеводородов. Хотя необходимо признать, что единых, с геолого-промысловой точки зрения, подходов и соответствующих регламентов к эффективному освоению нефтяных оторочек пока не существует.
Резюмируя, должен отметить, что мы продвигаемся по сложному пути создания новых методологий и геолого-технологических решений по повышению эффективности нефтегазового недропользования в России, пытаясь работать на научном опережении потребностей ТЭК.
Термобарические условия и коллекторские свойства глубокопогруженных отложений
Южно-Карского региона
В.И.Богоявленский, М.С.Крайнюк, И.В.Богоявленский
(ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
За рубежом на больших глубинах и в “нетрадиционных” комплексах пород открыты и разрабатываются сотни промышленных месторождений нефти и газа, включая крупные и уникальные. К ним относится и группа газоконденсатных месторождений Shearwater, Elgin, Franklin и др. Центрального грабена Северного моря с залежами в высокопористых (до 20-35%) песчаниках юры на глубинах до 6100 м в условиях АВПД и температур 197-2020С за пределами ”нефтяного окна”.
Не вызывает сомнений большая роль региона Западной Арктики, в котором на акватории и суше уже открыты уникальные месторождения углеводородов: Штокмановское, Ленинградское, Русановское, Харасавэйское, Крузенштернское, Бованенковское и другие. Южно-Карский регион, включающий полуострова Ямал и Гыдан с разделяющей их Обской губой, является уникальным нефтегазоносным бассейном в планетарном масштабе.
В Южно-Карском регионе основными нефтегазоносными комплексами являются отложения мела и юры. На Новопортовской и Бованенковской площадях получены значительные (до 500-600 тыс.м3/сут) притоки газа с конденсатом из карбонатных пород палеозоя, доказавшие возможность обнаружения промышленных скоплений углеводородного сырья в отложениях нижнемезозойского и верхнепалеозойского комплексов. Породы этих комплексов залегают в широком диапазоне глубин с различными термобарическими условиями, имеют разные уровни метаморфизма и перспективы нефтегазоносности.
Для условий Западной Арктики нами проводится трехмерное моделирование термобарических условий на локальных и региональных уровнях, основными целями которого являются: повышение достоверности прогнозирования зон, перспективных в нефтегазоносном отношении; выявление необнаруженных залежей из-за применения тяжелых буровых растворов; прогнозирование коллекторских свойств резервуаров и залежей ниже забоя скважин; оптимизация процесса бурения и уменьшение числа аварийных скважин.
В результате моделирования выявлен ряд региональных и локальных особенностей, имеющих большое значение для понимания характера нефтегазоносности региона Западной Арктики. В частности, для Мурманского газового месторождения обосновано возможное существование залежей углеводородов ниже забоев скважин в отложениях верхнего палеозоя.
Для ряда месторождений Южно-Карского региона изучен характер изменения коллекторских свойств терригенных резервуаров с глубиной и повсеместно доказана большая роль АВПД для сохранения промышленных емкостей углеводородов. На рис.1 приведены результаты обобщенного анализа изменений коэффициентов открытой пористости (Кп) с глубиной для Уренгойской группы нефтегазоконденсатных месторождений (Большой Уренгой) с коэффициентами аномальности давлений Ка, достигающими 1.8-2. В зоне развития АВПД в нижнемеловых (ачимовских) отложениях происходит кардинальное изменение тренда снижения с глубиной Кп – его средние значения стабилизируются около 15% и практически не меняются с погружением в юрском комплексе.
Бурение ФГУП НПЦ “Недра” на севере Западной Сибири глубоких скважин Ен-Яхинская-7 и Тюменская-6 (8250 и 7502 м) в условиях АВПД не привело к открытию промышленных залежей. Однако, несмотря на высокий метаморфизм пород (АК1-3) было доказано сохранение хороших резервуаров (Кп до 15-20%) и значительное насыщение углеводородными газами практически до забоев (В.И.Горбачев, О.А.Есипко и др., 2000, 2007).
Рис.1. Большой Уренгой. АВПД и пористость
Для развития минерально-сырьевой базы России представляется крайне важным проведение нефтегазопоисковых исследований на всех доступных современному бурению глубинах в комплексах пород разного уровня метаморфизма.
МОНИТОРИНГ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
На кафедре ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина разработана технология геофизического контроля за обводнением продуктивных пластов с использованием данных волнового акустического каротажа (ВАК) и стандартных методов ГИС. Технология включает набор программных средств и приемов обработки волнового поля как для стандартных и многоэлементных акустических зондов, так и зондов нового поколения - кросс-дипольных, а также методики количественной интерпретации для оценки упруго-деформационных и фильтрационно-емкостных свойств и текущего характера насыщения пород. Применение данной технологии на месторождениях, позволяет осуществлять комплексный мониторинг текущего состояния пласта и скважины в течение всего срока их разработки, контролировать проведение и оценивать эффективность методов интенсификации нефтедобычи.
Решение задачи определения текущей нефтенасыщенности коллекторов основано на различии в величине сжимаемости основных компонентов коллектора - твердой фазы, минерального каркаса и флюидов - нефти, газа и воды. Методика базируется на петрофизической модели объемных деформаций дифференциально упругих пористых насыщенных тел, полученной на основе модифицированной теории Био – Гассмана.
Основным местом применения новой технологии является старый фонд скважин. При этом решаются следующие практические задачи:
оценка коэффициента текущего нефтенасыщения;
выделение промытых интервалов и текущее положение ВНК;
Отбивка газожидкостных контактов;
выделение пластов с низким газонасыщением и интервалов разгазирования нефти;
Сегодня нефтяные компании применяют компьютерные системы гидродинамического моделирования для оптимизации процесса разработки месторождения. Эффективность применения таких систем при прогнозе показателей разработки определяется во многом надежностью данных о текущей нефтенасыщенности объектов разработки. Акустическая технология оценки текущей нефтенасыщенности пластов может применяться как на этапе построения гидродинамической модели месторождения, так и для контроля достоверности прогнозных оценок насыщенности, выполненных по таким моделям.
Применение геологического дешифрирования космических снимков для выявления разломно-блоковой структуры месторождений нефти и газа
Милосердова Л.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Несмотря на более чем полувековую историю применения, геологического дешифрирования космических изображений при нефтегазогеологических работах, его ценность не всеми осознана, а результаты недоучитываются. Особенно это относится к дешифрированию разломно-блокового строения территории месторождений, проявленных системами линеаментов и отражающих, как правило, малоамплитудные знакопеременные разломы и зоны трещиноватости. Пренебрежение к результатам геологического дешифрирования приводит, зачастую, к нерациональной системе заложения сейсмических профилей, и, в конечном итоге, – к построению модели залежи, не подтверждающейся в процессе разработки. Это можно наблюдать как в старых районах нефтегазодобычи (Волго-Уральская область), так и в интенсивно изучающихся и разрабатываемых (Западная Сибирь), и новых (Камчатка). Недоверие к результатам геологического дешифрирования космических снимков обусловлено, вероятно, невоспроизводимостью и неоднозначностью его результатов при кажущейся доступности и простоте применения. Эти недостатки минимизируются при применении для геологического дешифрирования и интерпретации его результатов системы разномасштабных (разного разрешения) изображений, подобранных в соответствии с размером (рангом) изучаемого объекта и использования компьютерной программы (LESSA).
Рассмотрены примеры проявления месторождений нефти и газа и их разломно-блокового строения на космических снимках:
на древней платформе (Бухарское нефтяное месторождение, Татарский свод), где месторождение проявляется в виде разбитой разломами системой кольцевых структур, отражающих, по всей видимости, новейшее тектоническое поднятие;
в геосинклинальной области (Схумочская газоносная площадь, Западно-Камчатская нефтегазоносная область), где дешифрируется система новейших разломов, разбивающих площадь;
на месторождениях Западной Сибири, расположенных в различных орографических и тектонических условиях Вынгояхинском, Восточно Сургутском, Усть-Харампурском, где при применении специальных приемов дешифрирования удается выявить разломно - блоковое строение, позволяющее по-новому интерпретировать результаты традиционных геологических работ.
Использование тектонофизического моделирования для оценки флюидной проницаемости пород земной коры
Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В, Зайцев В.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, ОАО «Газпром промгаз»)
Распределение флюида по разрезу осадочного бассейна определяется двумя факторами: степенью проницаемости горных пород и характером их напряженного состояния. Причем, напряженное состояние не только определяет направление миграции флюида, но и оказывает значимое влияние на величину проницаемости самих горных пород (особенно для трещинных коллекторов). Оценить напряженное состояние можно с помощью тектонофизического моделирования, выполненного на оптически активных материалах. Поляризационно-оптический метод исследования напряжений на прозрачных моделях (метод фотоупругости) основан на способности большинства прозрачных изотропных материалов под действием напряжений приобретать свойство двойного лучепреломления. Величина двойного лучепреломления связана с величиной напряжения и может быть измерена оптическим методом. Экспериментальные исследования проводятся на прозрачных моделях путем просвечивания их поляризованным светом. Целью моделирования являлось выявление фрагментов разреза имеющих минимальные значения напряжений, которые потенциально могут являться геодинамическими ловушками углеводородов. Принимая во внимание данное обстоятельство, была предпринята попытка оценить распределение поля напряжений по нескольким разрезам южной части Печорского моря. Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующих структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным, и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой. Моделирование проводилось путем поперечного сжатия.
В результате моделирования было установлено, что весь разрез разделен на отдельные участки относительно повышенных и пониженных значений напряженного состояния. Области относительно разгруженные, как правило, примыкающие к крупным разрывным нарушениям, представляют собой своеобразные геодинамические ловушки для УВ-флюидов. В частности Долгинское нефтяное месторождение расположено как раз в такой ловушке в пределах нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Помимо этой уже известной залежи, по результатам моделирования выделяются аналогичные геодинамические ловушки в пределах верхнедевон-нижнефранском и силур-нижнедевонском нефтеносных комплексах. |
