Фгунпп «Росгеолфонд» Московский филиал фгунпп «Росгеолфонд» «Научный центр виэмс»



страница8/30
Дата29.06.2015
Размер6,53 Mb.
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   30

П.А. Хлебников (Роснедра), А.М. Блюменцев, И.Я. Кононенко (ФГУП ВНИИгеосистем) и др. рассмотрели особенности изучения строения, состава и свойств нефтегазоперспективных отложений, залегающих на больших глубинах. Показана геологическая информативность и эффективность технологии магнитно-резонансных исследований каменного и флюидного материала в режиме on-line, реализуемой на базе современного программно-управляемого аппаратурно-методического комплекса. Приведены примеры использования магнитно-резонансных исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ на материке и континентальном шельфе России, в том числе в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Прикаспийской НГП.

Системный анализ результатов применения петрофизических магнитно-резонансных исследований горных пород при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин в различных НГП России показал следующее:

1. Сложность строения, состава и свойств нефтегазоперспективных отложений, залегающих на больших глубинах при значительных давлениях и температурах, и ограниченность их геологического изучения обусловливают необходимость применения для этой цели современных геоинформационных технологий и аппаратурно-методических комплексов, и в особенности магнитно-резонансных исследований горных пород и флюидов.

2. Геологическое использование магнитно-резонансных исследований, основанных на комплексном применении ЯМР и ЭПР, отличается прямым детектированием содержания водорода, углерода, железа и других элементов в горных породах, высокой чувствительностью к подвижности нефтей и вод, экспрессностью и экономичностью, геоинформативностью и эффективностью.



3. Накоплен отечественный опыт промышленного применения петрофизических магнитно-резонансных исследований при решении задач ГРР в процессе бурения глубоких скважин на нефть и газ в различных регионах России, в том числе в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Прикаспийской НГП [Хлебников П.А. (Роснедра), Блюменцев А.М., Кононенко И.Я. (ФГУП ВНИИгеосистем) и др. Геологическая эффективность системных петрофизических исследований нефтегазоносных отложений в разрезе глубоких и сверхглубоких скважин. // Разведка и охрана недр. -2012. -№ 6, с. 39-44.].

В.С. Дружинин, П.С. Мартышко, Н.И. Начапкин и др. рассмотрели результаты исследований по разработанной в Институте геофизики УрО РАН методике создания объемной геолого-геофизической модели верхней части литосферы Тимано-Печорской нефтегазовой провинции и сопредельных территорий. Предложена новая схема тектонического строения кристаллической коры и определены с позиции специфики глубинного строения перспективные участки на постановку детальных геолого-геофизических исследований. Часть участков совпадает с уже известными месторождениями углеводородов, другие подлежат более тщательному их изучению с учетом имеющейся информации по приповерхностным структурам и постановке целенаправленных поисковых работ [Дружинин В.С., Мартышко П.С., Начапкин Н.И. и др. Оценка нефтегазоперспективности Тимано-Печорской плиты с учетом объемной модели верхней части литосферы. // Отеч. геол. -2011. -№ 3.].

Д.С. Белицер в своем докладе на форуме-конкурсе молодых ученых показал результаты исследования разреза структурно-картировочной скважины Кыстыктахская-2, расположенной в пределах Кыстыктахского выступа на плато Путорана (Норильский район). Особенность исследований заключалась в применении новой литолого-геохимической технологии, разработанной в Томском политехническом университете. Технология включает ядерно-геохимический метод и традиционные литолого-петрографические исследования. В основе ядерно-геохимического метода лежит свойство нефтегенерирующего керогена типа II накапливать уран, что позволяет выделять нефтематеринские породы по повышенным содержаниям урана. Кроме того, изучается характер распределения глинозема (Al2O3) и отношения U/Al2O3. Пониженные значения последнего показателя (0,18) свидетельствуют о прошедшем углекислотном метасоматозе и косвенно указывают на разуплотненность пород. Результаты ядерно-геохимических исследований заверяются традиционными литолого-петрографическими методами. С использованием технологии изучены средне-позднепалеозойские отложения, вскрытые скважиной Кыстыктахская-2 в северо-восточной части Сибирской платформы. Произведено детальное литолого-петрографическое описание разреза, выполнен фациальный анализ седиментогенеза и диагенеза слагающих разрез пород и дан анализ эпигенетических процессов, активно влияющих на формирование коллекторов и залежей углеводородов. Анализ результатов исследований позволил отнести изученные отложения к потенциально нефтегазоносным. Основанием являются следующие признаки: значительные количества в разрезе субаквальных осадков палеозоя (600 м), наличие плотных перекрывающих их вулканогенных и вулканогенно-осадочных толщ триаса, присутствие прямых признаков нефтегазоносности - наличие высокоуглеродистых отложений, битуминозных нефтематеринских пород, выделением капельно-жидкой нефти, проявления восстановительных и резковосстановительных геохимических фаций диагенеза, необходимых для накопления нефтегенерирующего керогена типа II [Белицер Д.С. Оценка перспектив нефтегазоносных отложений в районе северных отрогов плато Путорана с использованием новой литолого-геохимической технологии (Норильский район). // Проблемы недропользования. Международный форум-конкурс молодых ученых, Санкт-Петербург, 25-27 апр., 2012: Сборник научных трудов. -СПб. -2012.].

А.А. Глебов и Е.Б. Грунис предложили новый подход в развитии геодинамических наук. Это обусловлено тем, что большинство крупнейших нефтегазовых месторождений вступает в стадию падения добычи. Поэтому необходимо проводить работы, направленные на восполнение ресурсной базы как в периферийных частях нефтеносных бассейнов, так и на разрабатываемых месторождениях. Предложена методика экспериментальной оценки нелинейно-упругих характеристик среды для форсированной подготовки к бурению нефтегазоперспективных объектов различного морфолого-генетического типа. Эта методика прошла апробацию и может быть рекомендована к использованию [Глебов А.А., Грунис Е.Б. Новые нелинейные методы интерпретации сейсмических данных для подготовки к бурению нефтегазоперспективных объектов различного морфолого-генетического типа. // Геол. нефти и газа. -№ 2. -2011.].

На основе анализа разрезов и карт рассеянных волн А.В. Киричек и М.А. Зверев произвели прогноз трещинно-кавернозных коллекторов в продуктивных породах Красноленинского свода. Коллекторы такого типа являются перспективными объектами для поиска залежей нефти. Исследования базировались на оригинальном методе престековой миграции, названном волновым аналогом метода ОГТ (ВОГТ). Метод ВОГТ позволяет получать по данным 2D МОГТ два независимых разреза - разрез отраженных волн и разрез рассеянных волн. Формирование последних происходит в зонах трещиноватости [Киричек А.В.; Зверев М.А. Прогноз трещинно-кавернозных коллекторов в продуктивных породах Красноленинского свода по рассеянным волнам. // Геол., геофиз. и разраб. нефт. и газ. месторожд. -№ 1. -2011.].

В процессе исследований углеводородных систем месторождений нефти и газа установлена неполнота закономерностей, определяющих решение задачи оценки их состава и состояния. Эксплуатация ряда месторождений, квалифицированных как газоконденсатные, сопровождается некоторым набором проблем, не сводимых к человеческому фактору. В.А. Гущин делает вывод о необходимости официального признания существования залежей третьего вида - критического агрегатного состояния, для апробации технологии изучения их состава и принятия адекватных решений по их разработке. Научное основание для признания такой реальности уже существует. Имеются также технологические наработки по исследованию характеристик пластовой углеводородной системы моделированием разработки на герметизированном керне, отобранном в процессе бурения [Гущин В.А. Оценка состава пластовых систем критического состояния при подсчете запасов. // Проблемы объектов сложного геологического строения при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в Западной Сибире, Тюменская Геолого-географическая научно-практическая конференция: Тезисы, Тюмень, 25-27 нояб., 2008. -Тюмень. -2008.],

Основой для выделения зон разломов, активизированных в новейшее время, служат многозональные и радарные (теневая модель рельефа) космоснимки., сообщает в своем докладе на геолого-геофизической конференции Л.Е. Пестова. Геодинамические исследования включают в себя в первую очередь оценку кинематического типа дизъюнктива на основе его геометрии и пространственной ориентировки, который отражает характер преобладания сдвиговых или сбросовых подвижек. Дальнейшие исследования кинематики позволяют выделять зоны растяжений и сжатий земной коры, которые влияют на формирование коллекторских свойств продуктивных комплексов. Количественная и качественная оценка новейших деформаций земной поверхности позволяет выявить зоны унаследованных и инверсионных вертикальных движений. Выявленные зоны тектонических нарушений и градиентные зоны хорошо коррелируются с геолого-геофизическими данными, что свидетельствует о возможности успешного решения задачи прогноза зон развития трещинно-кавернозных коллекторов с использованием космоснимков и геодинамических (неотектонических) исследований [Пестова Л.Е. Прогноз трещинно-кавернозных коллекторов в доюрском и верхнеюрском комплексах в северной части Красноленинского свода на основе многозональных космоснимков и геодинамических исследований. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Геоэлектрический метод дает возможность картирования на основе эффектов сопротивления и вызванной поляризации. Метод позволяет выделять зоны диагенетических изменений с микрокристаллами пирита над скоплениями УВ. Регистрируемое поле состоит из двух основных компонентов - электромагнитного и вызванной поляризации. Построена синтетическая модель для иллюстрации их вклада в общую характеристику. I. Pesteref, S. Ivanof, P Legeydo и P. Veeken приводят пример успешного применения метода на Северо-Гуляевской площади в Баренцевом море. Метод позволяет снижать риски при бурении на новых структурах путем их ранжирования по степени перспективности [Pesteref I.; Ivanof S.; Legeydo P.; Veeken P. Геоэлектрический анализ на основе количественного разделения характеристик электромагнитного поля и вызванной поляризации. Geo-electric analysis based on quantitative separation between electromagnetic and induced polarisation field response. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Повысить результативность ГРР позволит включение в технологический регламент метода, который дает принципиально новый слой геологической информации. Наиболее эффективным в этом отношении является газогеохимическая съемка с анализом газопроявлений на основе новых достижений геофлюидодинамики по технологии ЗапСибНИГНИ (флюидоразведка). М. Заватский, В. Рыльков и В. Гущин отметили результаты многолетних исследований в Западной Сибири, которые показали, что комплекс ГРР, включающий флюидоразведку, успешно прогнозирует границы продуктивных участков коллекторов и реально поднимает успешность поискового и разведочного бурения до 70-85 % [Заватский М., Рыльков В., Гущин В. Формирование и практическое применение локальных флюидодинамических моделей нефтегазонакопления при решении геологоразведочных задач с применением газовой съемки. // Проблемы объектов сложного геологического строения при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в Западной Сибире, Тюмень, 25-27 нояб., 2008. Тюменская Геолого-географическая научно-практическая конференция: Тезисы. -Тюмень. -2008.].



В.В. Чернов и А.С. Горюнов приводят анализ геоэлектрических параметров, полученных на основе решения обратной задачи ВРЭ-ВП таких как удельное сопротивление, анизотропия сопротивления и поляризуемость горных пород геоэлектрического разреза, который убедительно показал, что только в интервале глубин больших 2 км есть шанс обнаружить нефть. Глубины 2 и более километров в Курганской области соответствуют кристаллическому фундаменту. В результате последующего бурения модель, построенная по данным электроразведки до вскрытия кристаллических пород, подтвердилась и есть основания полагать, что именно в гнейсах под гранитными породами на глубине 3 км находится Михайловское месторождение [Чернов В.В., Горюнов А.С. Поиски месторождений нефти в кристаллическом фундаменте методами высокоразрешающей электроразведки на примере Курганской области. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

На площади рассматриваемого А.В. Лапо и Я.И. Штейном месторождения были проведены сейсморазведочные работы 3D и пробурены 7 скважин. На основании данных, полученных при бурении и переинтерпретации сейсмических данных, геологическая модель была скорректирована и пересчитаны запасы по категории C1 действующей российской классификации. Поскольку в соответствии с новой классификацией анализируются извлекаемые запасы, важнейшей составляющей оценки является анализ вариантов разработки [Лапо А.В., Штейн Я.И. Опыт подсчета запасов газа по новой классификации для морского месторождения. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009 -Houten. -2009.].

При оценке перспектив нефтегазоносности уделяется больше внимания количественной оценке прогнозных ресурсов в конкретном регионе, что служит основой при выборе направлений ГРР и определении объемов поисково-разведочных работ. При количественной оценке прогнозных ресурсов УВ объемным методом и методом плотностей сталкиваемся с огромным количеством условно принимаемых параметров, которые не существуют в природе из-за неразведанности территорий. В связи с этим Б.К. Магомедова и К.А. Сабанаев рекомендуют применить дополнительный новый метод оценки прогнозных ресурсов УВ по содержанию керогена в осадочном комплексе Среднего и Северного Каспия. Этот метод разработан авторами и применен для оценки ресурсов УВ в майкопских отложениях Предгорного Дагестана. Метод основан на определении генерационного потенциала, основным параметром которого является исходное количество битумоидов в нефтематеринских породах. В условиях осадочного чехла платформенной части Восточного Предкавказья установлено, что наибольшим генерационным потенциалом обладают юрские отложения, которые наряду с другими благоприятными условиями, длительное время находились на стадии катагенеза [Магомедова Б.К., Сабанаев К.А. Генерационный потенциал осадочного комплекса Среднего и Северного Каспия и оценка прогнозных устройств ресурсов УВ. // Геология и полезные ископаемые Кавказа. Сб. науч. ст. Ин-та геол. ДНЦ РАН. Материалы Научно-практической конференции к 55-летию Института геологии ДНЦ РАН, Махачкала, 5-8 сент., 2011.-Махачкала. -2011. -Вып. 57.].

В последние годы в связи с истощением ресурсной базы в старых нефтедобывающих районах России возникла необходимость освоения труднодоступных регионов Крайнего Севера, Восточной Сибири и шельфов морей. Проведение геологоразведочных работ в этих регионах связано с большими технологическими сложностями и высокими финансовыми затратами. В связи с этим возникает необходимость снижения рисков бурения непродуктивных скважин. Для уменьшения геологических рисков при выборе участков, планировании и выполнении ГРР в ОАО «НК «Роснефть» с 2004 г. проводится моделирование формирования углеводородных систем. Моделирование выполняется на основе программных продуктов компании Beicip Franlab (BF) - TemisSuite, LOCAS/GERES, Dionisos и Qubes по двум направлениям: 1) на региональном этапе - для оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученных осадочных бассейнов; 2) на поисковой стадии - для выбора первоочередных объектов и прогноза пластовых давлений в залежах. Всего с 2004 г. выполнено 19 проектов по различным регионам России с построением более 50 2D и 3D моделей [Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Опыт применения технологий бассейнового моделирования в ОАО «НК «Роснефть» для оценки перспектив нефтегазоносности акваторий и выбора новых направлений геолого-разведочных работ. // Нефт. х-во. -2012. -№ 11.].

Комплексирование геолого-геофизических методов может существенно повысить результативность нефтегазопоисковых работ на территориях с разнообразными горно-геологическими условиями. В северо-восточной части Западно-Сибирской плиты и на Сибирской платформе в течение многих лет используется тандем сейсморазведки и геохимии, включающий углеводородную и гелиевую съемки. Накопленный опыт работ и полученные результаты В.А. Кринин оценивает данный комплекс как весьма эффективный для определенной категории нефтегазоносных районов [Кринин В.А. Сейсморазведка и геохимия - эффективный тандем при поисках и разведке месторождений нефти и газа в разных горно-геологических условиях. // Гор. ведомости. -№ 12. -2012.].

А.И. Варламов, В.Н. Ларкин, Е.А. Копилевич и др. изложили принципы прогноза новых зон нефтегазонакопления в юго-западной части Сибирской платформы на основе привлечения дополнительного критерия локального прогноза нефтегазоносности, связанного с возможностью картирования погребенных выступов пород фундамента, сложенных гранитными массивами. Новые зоны нефтегазонакопления прогнозируются в ареале кольцевых и линейных структур, прорванных гранитоидами. Геолого-геофизическое изучение новых зон возможно за счет комплексирования методов на основе анализа потенциальных полей, а в межскважинном пространстве - с привлечением инновационной технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза [Варламов А.И., Ларкин В.Н., Копилевич Е.А. и др. Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления в юго-западной части Сибирской платформы. // Геол. нефти и газа. -2013. -№ 1.].

В условиях усложнения поисков месторождений нефти и газа на территории Удмуртии все большее экономическое значение приобретает создание более совершенных моделей для прогноза нефтегазоносности подготовленных и выявленных локальных структур. На территории Северо-Татарского свода накоплен определенный фактический материал как по локальным структурам, содержащим залежи углеводородов, так и по тем структурам, где проведено поисковое бурение, но залежи углеводородов не открыты. На данном статистическом материале можно опробовать методику прогноза нефтегазоносности с помощью построения вероятностно-статистических моделей по характеристикам локальных структур. Особенностью данной методики является то, что в качестве показателей будут использованы те, которые всегда имеются в распоряжении производственников. При этом необходимо отметить, что данные показатели будут применяться комплексно, что является залогом высокой надежности построенных вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности. Данная методика прогноза нефтегазоносности может быть реализована в условиях определенной изученности территории, когда для анализа может быть использовано некоторое количество поднятий, одни из которых содержат углеводороды, другие их в исследуемых отложениях не содержат, т. е. являются пустыми структурами. Н.Е. Соснин отмечает, что все эти поднятия могут быть охарактеризованы одними и теми же показателями, которые можно определить до организации на них глубокого поискового бурения. Данное обстоятельство позволяет строить вероятностно-статистические модели, которые практически можно будет использовать при оценке нефтегазоносности неразбуренных локальных структур. С помощью данной методики можно планировать очередность бурения на локальных поднятиях, что позволит стабилизировать добычу нефти на территории Удмуртии. Выделение наиболее перспективных поднятий в отношении нефтегазоносности предлагается производить с помощью построения геолого-математических моделей прогноза [Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода). // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 5.].



М.А. Носов проанализировал коэффициент подтверждаемости ресурсов структур на территории Пермского края за последние 20 лет. Общий тренд коэффициента подтверждаемости ресурсов фактическими объемами запасов показал, что вместе с совершенствованием техники и технологии подготовки структур растет и коэффициент подтверждаемости. Рассмотрен вопрос определения способа прогноза объема ресурсного потенциала и подбора дополнительных критериев к обоснованию коэффициента перевода ресурсов нефти и газа в запасы УВ при проведении региональной геолого-экономической оценки территории Пермского края. С помощью построения статистических моделей и выявления зависимостей между ресурсами и фактическими запасами структур определен метод прогнозной оценки ресурсов и запасов для каждого тектонического элемента Пермского края. Для установления зависимостей и построения моделей в обучающую выборку были приняты продуктивные объекты, подготовленные и разбуренные в 1990-2011 гг. В разрезе основных нефтегазоносных комплексов для каждого тектонического элемента были построены графики зависимостей между ресурсами, рассчитанные объемным методом, плотностным методом, и фактическими запасами. Применение полученных моделей для определения количества ожидаемых запасов до сих пор остается под вопросом - слишком неоднозначны полученные результаты, представленные по тектоническим элементам. Проведенный анализ позволил определить методы оценки ресурсов для различных тектонических элементов. Установлено, что для наиболее изученных территорий оценку ресурсов необходимо выполнять объемным методом, для территории с наименьшей изученностью предпочтителен метод удельных плотностей на единицу площади. При наличии на территории закартированных объектов оценку рекомендуется проводить с помощью объемного метода [Носов М.А. Определение методики количественной оценки ресурсов углеводородов при региональном геолого-экономическом моделировании территории Пермского края. // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

При оценке прогнозных ресурсов объемным методом обычно используется метод геологических аналогий, при котором подсчетные параметры прогнозной структуры принимаются по месторождению-аналогу. Однако при данном подходе получают лишь точечные оценки, которые зачастую недостаточно полно учитывают особенности объекта оценивания. В отличие от них при стохастической (вероятностной) оценке подсчетные параметры заменяются их распределениями, а в итоге получают гистограмму прогнозных ресурсов структуры, которая с учетом экономических рисков может быть использована при дальнейшем выборе наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ. Большинство подходов при стохастической оценке прогнозных ресурсов основано на априорных распределениях подсчетных параметров, которые не совсем полно учитывают особенности конкретного объекта оценивания. О.А. Мелкишев и С.Н. Кривощеков рассмотрели совместное использование методов Монте-Карло и пошаговой множественной регрессии для прогноза значений подсчетных параметров и стохастической оценки прогнозных ресурсов на поисковом этапе геологоразведочных работ на примере локальных поднятий Башкирского свода с учетом их индивидуальных особенностей. Базой для прогноза послужили данные баланса месторождений и структурно-морфологические характеристики (абсолютные отметки, амплитуды, площади и их производные) 40 нефтеносных структур, преимущественно по материалам пространственной сейсморазведки 3D. Получены дифференцированные модели прогноза подсчетных параметров для верхнедевонско-турнейского карбонатного и визейского терригенного нефтегазоносных комплексов для бортовой и внешней прибортовой зон Камско-Кинельской системы прогибов, а также распределения ошибок, допускаемых при их использовании. Для Ново-Овражной структуры определены наиболее вероятные значения подсчетных параметров и произведена стохастическая оценка прогнозных ресурсов категории C3 [Мелкишев О.А., Кривощеков С.Н. Стохастическая оценка прогнозных ресурсов нефти на поисково-оценочном этапе геологоразведочных работ // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

Поисково-разведочные работы на нефть и газ характеризуются высокими рисками их отрицательного результата, т.е. отсутствием месторождений с промышленными запасами углеводородов. Для Пермского края эффективность поискового бурения на новых площадях во многом определяет экономические перспективы развития на его территории нефтяной промышленности. За период эксплуатации нефтяных месторождений для территории исследования накоплен большой статистический материал, позволяющий эффективно реализовывать вероятностно-статистические методы, в том числе при планировании первоочередных объектов для поисковых и разведочных работ. Основой для этого может служить количественная оценка геологических рисков проектов поисков и разведки нефтяных месторождений. С использованием международного опыта С.В. Галкин провел анализ методик учета геологических рисков на различных стадиях поисков и разведки нефтяных месторождений. Показано, что динамика геологических рисков носит стадийный характер, по мере развития поисково-разведочных работ, освоения открытых месторождений величины геологических рисков закономерно снижаются. Субъективность или недоучет именно поисковых рисков может привести и часто приводит к неверным выводам при экономическом планировании проектов нефтедобычи. Таким образом, планирование инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности весьма специфично, прежде всего, ввиду высокой неопределенности геологической информации. На примере одного из приоритетных в плане развития нефтедобычи районов Пермского края обосновывается вероятностная методика учета геологических рисков при планировании новых проектов нефтедобычи. Методика заключается в обосновании прогнозных оценок успешности поисков, распределения открытий промышленных месторождений нефти, оценки потенциальных запасов углеводородов. Вероятностная методика позволяет на основе оценки геологических рисков провести прогнозные расчеты экономической оценки проектов. Возможности разработанной вероятностной методики показаны на примере оценки перспектив приоритетного для нефтедобычи Пермского края поискового проекта, реализация которого к настоящему времени успешно начата [Галкин С.В. Методология учета геологических рисков на этапе поисков и разведки нефтяных месторождений. // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

Преобладающая часть добычи нефти в России в настоящее время идет на месторождениях, расположенных в старых добывающих регионах. Поддержание текущих уровней добычи нефти требует компенсации запасов за счет открытия новых месторождений на уровне не менее 130. Высокая стоимость поисково-разведочного бурения обусловливает необходимость максимального снижения количества «пустых» скважин и повышения тем самым эффективности геологоразведки. В старых нефтедобывающих регионах накоплен огромный фактический материал по месторождениям углеводородов и разведочным площадям. Комплексное использование этой информации для прогноза нефтегазоносности до ввода объекта в бурение является залогом высокой успешности геологоразведки. С.Н. Кривощеков, В.И. Галкин и И.А. Козлова приводят методику регионально-зонального прогноза нефтегазоносности для территорий с высокой степенью изученности. Дано обоснование матрицы элементарных ячеек, используемых для создания геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности. При помощи анализа геохимических характеристик нефтематеринских толщ изучены генерационные и миграционные процессы на территории Пермского края. Это позволило установить основные очаги генерации углеводородов, которые расположены на юге Пермского края, а также в пределах Соликамской депрессии. Изучение распределения битумоидного коэффициента позволило сделать вывод о масштабных субвертикальных и латеральных миграционных процессах, происходивших как в нефтегенерирующих толщах, так и вне их. На основании этого и с привлечением дополнительных геологических критериев были созданы вероятностно-статистические модели нефтегазоносности. Показана связь открытой нефтегазоносности с разработанными моделями и степенью геолого-геофизической изученности территории. На основании разработанных геолого-математических моделей определены перспективные участки, рекомендуемые для проведения поисково-разведочных работ [Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Козлова И.А. Определение перспективных участков геолого-разведочных работ на нефть вероятностно-статистическими методами на примере территории Пермского края. // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

На примере слабоизученных перспективных территорий Алданской антеклизы (юго-восток Сибирской платформы) В.С. Ситниковым и В.П. Жерновским рассмотрены новые методические подходы к прогнозу нефтегазоносности осадочных толщ. Приведены рекомендации по уточнению понятия «зона нефтегазонакопления» (ЗНГН) и возможному выделению новых ЗНГН в условиях древних платформ, имеющих многоярусное строение осадочного чехла с дискордантным соотношением структурных планов разновозрастных потенциально нефтегазоносных комплексов. Намечены первоочередные площади для более детального изучения прогнозируемых ЗНГН новообразованного типа [Ситников В.С., Жерновский В.П. О вероятном наличии потенциальных зон нефтегазонакопления на востоке Алданской антеклизы. // Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири. -2011. -№ 3.].

Г.В. Ведерников, Г.И. Тищенко и Т.И. Чернышова выполнили опробование технологии прямого прогнозирования залежей углеводородов по характеристикам микросейсм на этапе перехода от региональных к поисковым работам в восточной части Томской области. Использовались материалы каркаса из 10 составных профилей общей протяженностью 2585 пог. км. Выявлен ряд интенсивных и протяженных (до 30-40 км) аномалий, позволяющих прогнозировать открытие крупных и средних высокопродуктивных месторождений. Большинство аномалий (71 %) приурочено к участкам неантиклинальных и комбинированных ловушек. Даны рекомендации по направлениям дальнейших ГРР [Ведерников Г.В., Тищенко Г.И., Чернышова Т.И. Модели геодинамических шумов в задачах региональной оценки нефтеносности. Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири. -2011. -№ 3.].

В.В. Харахинов и С.И. Шленкин обобщили огромный объем существующей геолого-геофизической информации по строению и нефтегазоносности рифейских и вендских отложений Куюмбинско-Юрубченко-Тохомского ареала нефтегазонакопления, представляющего собой уникальный нефтегазогеологический объект с особыми условиями нафтогенеза и нефтегазонакопления и занимающего значительную по размерам территорию Сибирской платформы. Впервые на основе применения современных, в первую очередь, сейсмических и скважинных технологий детально освещены вопросы строения и формирования трещинных (в том числе трещинно-кавернозных) нефти и газа, составленных относительно консолидированными древнейшими верхнепротерозойскими карбонатными породами. Приводятся на основе геохимического изучения керна многочисленных скважин и геофизических исследований структуры литосферы региона данные об эндогенных факторах формирования верхнепротерозойских залежей нефти и газа. Даны рекомендации по дальнейшему освоению нефтегазового потенциала региона, имеющего все предпосылки для создания в его пределах крупного центра нефтегазодобычи Восточной Сибири [Харахинов В.В., Шленкин С.И. Нефтегазоносность докембрийских толщ Восточной Сибири на примере Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления. // Науч. мир. -М. -2011.].

На примере Пайяхского нефтяного месторождения А.В. Исаев, В.А. Кринин Ю.А. Филипцов и др.рассмотрели особенности геологического строения перспективных объектов и методические особенности их поиска в Енисей-Хатангском региональном прогибе. На основании полученных закономерностей выделен ряд перспективных объектов и установлено, что практически вся территория клиноформного комплекса представляет собой область развития литологических и структурно-литологических ловушек, в значительной степени контролируемых предмеловым палеорельефом. Эта зона является первоочередным объектом лицензирования участков на поиски нефти и газа в неокомском клиноформном нефтегазоносном комплексе. В связи с этим целесообразно изменить здесь парадигму геологоразведочных работ и перейти на поиск литологических объектов вблизи осевой части прогиба [Исаев А.В., Кринин В.А., Филипцов Ю.А. и др. Перспективные нефтегазоносные объекты клиноформного комплекса Енисей-Хатангского регионального прогиба: результаты сейсмогеологического моделирования. // Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири. -2011. -№ 2.].

Отражены особенности прогнозирования нефтегазоносности в различных по строению осадочных бассейнах в сложных горно-геологических условиях. А.Н. Дмитриевский показал возможности использования методов палеогеологических и палеогидрогеологических реконструкций, результатов литогидрогеологических исследований для прогнозирования и выявления зон нефтегазонакопления, локальных структур и высокоемких коллекторов нефти и газа. Представлены материалы Атласа карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Подведены итоги и определены задачи в области изучения коллекторов нефти и газа на больших глубинах. Представлены работы по моделированию процессов формирования залежей нефти и газа. Освещены новые подходы при создании численных моделей фильтрации УЗ-флюидов на разных стадиях эволюции осадочных бассейнов, при разработке программного обеспечения численных процессов фильтрации в нефтегазоносных бассейнах России, при моделировании и оценке газового потенциала осадочных бассейнов [Дмитриевский А.Н. Избранные труды. Прогнозирование нефтегазоносности недр: теория, методы, практические результаты. // Наука. -М. -2011.].

В соответствии с разработанными в ФГУП «ВНИГРИ» подходами к выделению зон нефтегазонакопления О.М. Прищепа предложил комплексный способ количественной оценки ресурсов углеводородов в их пределах, базирующийся на использовании наиболее надежных результатах раздельного подсчета количества углеводородов, эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ (с использованием балансовой модели), применении метода наислабейшего звена и кинетических моделей при оценке объемов аккумулированных углеводородов, и использовании метода геологических аналогий при сравнении в пределах гидродинамически изолированного интервала разреза эталонных (с выявленными залежами) и оцениваемых зон. Комплексный способ опробован в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции для трех основных комплексов. Выявлены на фоне хорошей сходимости результатов по ордовикско-нижнедевонскому и доманиково-турнейскому нефтегазоносным комплексам существенные различия, в первую очередь фазового состава, по верхневизейско-нижнеартинскому. Предложенный способ оценки ресурсов может претендовать на роль относительно независимого, а конечные результаты расчетов могут использоваться для принятия управленческих решений [Прищепа О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2011. –Сер. 6. -№ 4.].



Комплексный анализ случайных и отраженных волн с целью выявления аномальных сейсмических эффектов, связанных с углеводородными скоплениями, на основе программных комплексов «АИК», «ЭНЕРГОСЕЙС», «SAM» Е.А. Айкашева, Г.И. Берлин, Г.В. Ведерников и др. предложили в качестве методики для прогнозирования месторождений нефти и газа на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. Методика прошла апробацию на двух десятках месторождений и уже используется при составлении программ геологоразведочных работ на распределенном и нераспределенном фонде недр. Можно успешно применять для всей Западной Сибири и даже в других нефтегазоносных провинциях, так как идеологическая основа возникновения описанных аномалий представляется единой и связана с флюидодинамической моделью нефтегазонакопления [Айкашева Е.А., Берлин Г.И., Ведерников Г.В. и др. Применение новых критериев прогноза залежей углеводородов в региональных исследованиях слабоизученных районов юго-востока Западно-Сибирской плиты. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы Международной академической конференции, Тюмень, 16-18 сент., 2009. -Тюмень. -2009.].

Г.В. Ларин сделал вывод, что для оценки перспективности освоения новых нефтегазоносных территорий, актуальным в современных технологических условиях, является: построение региональной геолого-геофизической модели, на основе переобработки и интерпретации архивных сейсморазведочных данных; создание «постоянно действующего» цифрового интерпретационного сейсмического проекта, (развивающегося параллельно с развитием ГРР) в современных программных интерпретационных комплексах (DV1-Discovery, DV-SeisGeo). Такой проект позволит привлечь для анализа всю необходимую информацию, для принятия управленческих решений по проведению дальнейших ГРР и оптимально распределить средства. Одновременно данный проект является эффективным способом мониторинга сейсморазведочных работ в регионе [Ларин Г.В. Особенности обработки и интерпретации сейсмических данных для построения геологической модели регионального масштаба. // Современное состояние наук о Земле. Материалы Международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина, Москва, 1-4 февр., 2011. -М. -2011.].

Ю.П. Ампилов, А.Ю. Барков, О.Е. Богданова и др. отмечают, что в последнее десятилетие в сейсморазведке активно развивалось и получило широкое распространение направление, связанное с прогнозом вещественного состава и свойств пород в пространстве между скважинами. Подходы к решению этой задачи разнятся (прямой прогноз по корреляционным зависимостям с импедансом, нейросетевой анализ импеданса и динамических атрибутов записи и др.), но неизменно сходятся в одном: использование данных сейсморазведки в качестве пространственной связи между скважинам позволяет с высокой степенью точности и надежности описывать детали внутреннего строения продуктивных пластов. Это приобретает особую актуальность, когда конечным значимым результатом сейсмической интерпретации становится цифровая геологическая модель залежи, являющаяся основой при подсчете запасов углеводородного сырья и создании проекта разработки месторождения, а также при дальнейшем мониторинге состояния залежи в период эксплуатации [Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Богданова О.Е. и др. О проблемах прогнозирования коллекторских свойств в межскважинном пространстве на примере одного из газовых месторождений Обской губы. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Проведенные исследования позволили установить, что аномальное гравитационное поле в исследуемом регионе в основном создается латеральной изменчивостью плотностей, закономерно проявляющейся в блоковом строении консолидированной земной коры и на участках локальных структурных форм в осадочном комплексе. Гравитационное влияние плотностных поверхностей и нефтегазовых залежей слабо отражается в локальной изменчивости поля и практически сливается с его фоновой составляющей, обусловленной глубоко залегающими массами. Поэтому гравиметрический метод позволяет изучать особенности геологического строения нефтяных месторождений лишь на основе выявления латеральной изменчивости плотностей в земной коре. Он является структурным методом, основанным на выявлении гравитационного влияния, создаваемого латеральной изменчивостью плотностей на участках локальных структурных форм, с которыми могут быть связаны скопления нефти и газа. Для их успешного прогнозирования З.М. Слепак считает, что необходима целенаправленная постановка высокоточных гравиметрических профильно-площадных и профильных измерений, позволяющих выявлять локальные аномальные изменения поля определенных типов, и осуществлять на основе решения обратных задач построение плотностных моделей объектов поисков [Слепак З.М. Изучение геологического строения нефтяных месторождений по данным гравиметрических съемок. // Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа. Материалы Международной научно-практической конференции, Казань, 8-10 сент., 2010. -Казань. -2010.].

Кратко освещается история оценки нефтегазоносности территории, приводятся результаты анализа фонда локальных структур юга Тюменской области. В.А. Рыльков и А.В. Рыльков Предложили экспресс-метод оценки перспективных ресурсов нефти (С3). Даны первоочередные рекомендации по повышению эффективности подготовки новых запасов нефти, а на перспективу и нового для юга области вида углеводородного сырья - природного газа. Отмечается необходимость усиления роли государственных структур в освоении ресурсов нефти и газа [Рыльков В.А., Рыльков А.В. Анализ фонда локальных структур - важнейший фактор повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ. // Изв. вузов. Нефть и газ. -2012. -№ 5.].

В современных условиях природно-ресурсный потенциал регионов вовлекается в рыночный оборот при лицензировании недр. Поэтому государство и потенциальные недропользователи заинтересованы в получении объективной геолого-экономической информации о площадях и участках, подготавливаемых к лицензированию. Снижение риска и рост эффективности поисковых работ при этом могут быть достигнуты за счет повышения точности прогноза нефтегазоносности. Международная интеграция геологической науки, современные условия недропользования лицензионных участков показывают, что в оптимальном варианте основополагающим моментом для принятия решений о нефтегазоносности недр является полный комплекс согласованных геолого-геофизических, петрофизических, геохимических, гидрогеологических и некоторых других исследований. На рубеже 80-90-х годов данный комплекс исследовательских работ оформился в виде самостоятельного направления - бассейнового моделирования, которое все шире рассматривается как неотъемлемый вспомогательный инструмент при планировании и ведении геологоразведочных работ на нефть и газ. Анализ известных технологий бассейнового моделирования BASIN MOD, TEMISPACK, GEOPET, DTIT, OPTKINI, GALO, PYROL, GENEX и др. показывает, что в основе их учитывается до десяти и более ключевых параметров нефтегазоносного бассейна: объем источника образования углеводородов; обогащенность источника органическим веществом; тип ОВ и уровень его преобразованности; время генерации УВ; размеры ловушек для нефти и газа; толщины резервуаров (коллекторов); качество резервуаров и покрышек; пути миграции образующихся флюидов; условия сохранности УВ скоплений и пр. Последние укладываются в четыре основных блока прогноза нефтегазоносности, имеющих различный уровень неопределенности и детерминированности, различные используемые системы ограничений. Применение современных технологий прогноза нефтегазоносности предполагает использование значительного количества параметров пластовых флюидов и вмещающих отложений, ряд из которых надежно определяется только по экспериментальным данным (теплофизические, петрофизические и др. параметры пластовых насыщенных сред) [Степанов А.Н., Бочкарев А.В., Самойленко Г.Н. и др. Методические аспекты прогноза нефтегазоносности малоизученных территорий. // Региональная геология и нефтегазоносность Кавказа. Сб. науч. ст. Ин-та геол. ДНЦ РАН. Вып. 58. -2012. Сборник статей по материалам Научно-практической конференции, посвященной памяти заслуженного геолога РФ Д. А. Мирзоева, Махачкала, 16-20 июля, 2012. -Махачкала. -2012.].



Н.И. Романов, М.Н. Романов и Т.Н. Романова рассматривают проблему определения нефтегазовой перспективности и промышленной нефтегазоносности отдельных территорий Сибири; рассматриваются способы и технические возможности решения данной проблемы. Описывается способ (проект) решения проблемы с использованием сейсмического зондирования прибрежных территорий Сибирских рек; анализируются различные его варианты, исследуются их возможности. Формируются основные положения по разработке прибрежных речных сейсморазведочных комплексов и их технической оснащенности [Романов Н.И., Романов М.Н. и Романова Т.Н. Сейсмическое зондирование сибирских рек. // Геол., геофиз. и разраб. нефт. и газ. месторожд. -2012. -№ 5.].

Космические съемки в широком диапазоне спектра с различным спектральным и пространственным разрешением позволяют решать широкий круг задач на различных стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. Целью применения дистанционных материалов в качестве предварительной информации на начальных этапах нефтегазопоисковых работ является выявление пликативных и дизъюнктивных форм осадочного чехла. В этой связи было проведено структурное дешифрирование разновременных и разносезонных космических снимков на юго-восточном склоне Ухта-Ижемского вала. Распространение здесь отложений терригенного среднедевонско-франского нефтегазоносного комплекса, а также установленная нефтегазоносность на прилегающих территориях, позволяют предполагать обнаружение здесь перспективных объектов. По результатам структурного дешифрирования И.С. Котиком были спрогнозированы ряд структур и разрывных нарушений. Выделенные объекты были сопоставлены с данными проведенных здесь геолого-геофизических работ. В результате интерпретации материалов полученных различными методами отмечается определенная их сходимость. Структурным осложнениям осадочного чехла, выделенным по данным поисковых сейсморазведочных работ соответствуют морфоаномалии, фиксируемые в ландшафте. Аномалии, выделенные на дистанционных материалах, имеют, в основном, схожую ориентировку и форму в виде овальных, либо дискретных, описывающих форму овала дешифровочных контуров, которые, зачастую, смещены относительно глубинных поднятий. Разрывные нарушения, выделенные по космическими данным имеют, преимущественно, субмеридиональную и северо-северо-восточную ориентировку. Они не значительны по протяженности, иногда образуют вытянутую в одном направлении систему дискретных отрезков и могут фиксировать нарушенность верхней части осадочного чехла, не отраженную на материалах сейсморазведочных работ. Фиксация на космических снимках физических характеристик ландшафта и земной поверхности, которые отражают глубинные формы земной коры и тектонические нарушения, обеспечивает тем самым глубинную информативность проводимых исследований. Определенная сходимость результатов дистанционных и геофизических исследований может свидетельствовать об объективности полученных данных и возможности картирования складчатых форм фундамента и осадочного чехла космическими методами на исследованной территории. Кроме того, использование дистанционных методов позволяет наиболее эффективно и малозатратно намечать перспективные объекты на начальных этапах нефтегазопоисковых работ [Котик И.С. Использование материалов космических съемок для выявления локальных структур в юго-восточной части Ухта-Ижемского вала (Южный Тиман). // 10 Международная конференция «Новые идеи в науках о Земле», Москва, 12-15 апр., 2011. Доклады. -М. -2011.].



Опыт проведения разведочных работ в последние годы на ранее открытых месторождениях северо-востока Западной Сибири показывает, что после постановки сейсморазведки МОГТ-2D/3D современного уровня и разведочного бурения с современными технологиями испытаний по интенсификации притоков на всех месторождениях происходит значительное (в несколько раз) увеличение разведанных запасов УВ. Постановка в 1990-х гг. МОГТ-2D и переинтерпретация данных ГИМС на уже давно эксплуатируемых Соленинских месторождениях привели к открытию новых залежей и приросту запасов газа промышленных категорий по нижнемеловым отложениям. В процессе разведки и подготовки к эксплуатации на Юрхаровском, Пеляткинском, Ванкорском месторождениях, введенных в эксплуатацию в начале XXI в., происходил большой прирост перспективных ресурсов и запасов УВ. В результате современной разведки установлено уникальное многоярусное строение Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, которые по данным сейсморазведки и бурения являются лишь фрагментами единого гигантского месторождения. В процессе современной разведки Сузунского и Тагульского газонефтяных месторождений их извлекаемые запасы увеличены в несколько раз, месторождения относятся к разряду крупных. Достоверная оценка запасов УВ для остальных месторождений нефти и газа на севере ЯНАО и Красноярского края еще не проведена. Основные приросты запасов УВ на ранее открытых месторождениях северо-востока ЯНАО и северо-запада Красноярского края связаны с поиском залежей в глубоких горизонтах нижнемеловых (на кромке шельфа и у подножия склона неокомских клиноформ) и юрских отложений [Балдин В.А., Адиев Р.Я., Мунасыпов Н.З. Разведочные работы современногог уровня на ранее открытых месторождениях - резерв значительного увеличения запасов УВ. // Геофизика. -2012. -№ 4.].

Ж.К. Кусановым рассмотрены вопросы комплексных исследований свойств ОВ, физико-химических свойств группового и индивидуального углеводородного состава различных типов растворимых органических веществ и нерастворимых органических веществ с привлечением реальных данных геолого-геохимических и геолого-геофизических исследований. Перспективы нефтегазоносности северо-западного Прикаспийского осадочного бассейна связаны с отложениями девоно-карбоно-пермского комплекса с массивными газоконденсатными залежами УВ в коллекторах порового и кавернозно-трещинного типов. Для более детального изучения этой территории применявшиеся геолого-геофизические комплексы были расширены, в частности разработаны комплексы геофизических методов на основе физико-геологического моделирования и статистической обработки данных. Результаты изучения и анализа строения залежей УВ, свойств ОВ положены в основу геолого-геофизико-геохимической модели Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), отражающей существенные особенности рассматриваемого объекта, что явится надежной основой успешного выполнения всех этапов работ по эффективному извлечению нефти и газа из недр на других месторождениях [Кусанов Ж.К. Определение типа углеводородного скопления и распределение типов залежей в структурных зонах северного борта Прикаспийского бассейна. // Геол., геофиз. и разраб. нефт. и газ. месторожд. -2012. -№ 10.].

В статье М. Шкатова, И. Винокурова и А. Стеблянко отмечаются, что по мере естественного истощения запасов действующих месторождений перед нефтегазовым комплексом России встает задача широкомасштабного вовлечения в разработку ресурсов континентального шельфа, прежде всего - арктического. Традиционные подходы к поиску углеводородов, успешно применявшиеся для освоения ресурсов на суше, в том числе в Западной Сибири, здесь неприменимы. При сейсморазведке на нефть и газ в арктических морях предлагается использовать преимущества донного оборудования, позволяющего вести многокомпонентные сейсмические измерения, что повышает эффективность работ и значительно расширяет круг решаемых геофизиками задач [Шкатов М., Винокуров И., Стеблянко А. Донные сейсмостанции для многокомпонентной съемки незаменимы при освоении Арктического шельфа России. // Нефтесервис. -2011. -№ 1.].

Разработан принципиально новый способ изучения глубинного строения массива - марковская гипсотомография. Предварительный анализ Н.В. Либиной и А.Г. Черникова рассчитанной 3-D марковской геомодели Каспийского региона показал: модель в целом не противоречит современным геологическим концепциям; марковский анализ батиметрических отметок позволяет получать независимую от традиционных геологических способов информацию о геологических объектах, включая оценки их стратиграфической принадлежности и тектонического строения. Ретроспективный анализ рассчитанных глубинных срезов может оказаться полезным для воссоздания истории геологического развития региона и, как следствие, для прогноза перспектив его нефтегазоносности [Либина Н.В., Черников А.Г. Построение тектонической модели Каспийского региона на основании Марковского анализа гипсометрических данных. // Современное состояние наук о Земле. Материалы Международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина, Москва, 1-4 февр., 2011 -М. -2011.].

Ю.А. Шыхалиев и А.А. Фейзуллаев детально рассматривают методики выявления по сейсмическим данным петрофизических параметров (пористости, проницаемости, песчанистости/глинистости) пород-резервуаров, прогнозирования аномально-высоких поровых давлений и нефтегазоносных отложений, а также результаты их апробации на примере хорошо изученных нефтегазоносных структур в Южно-Каспийской впадине. Показана их высокая эффективность и возможность применения при изучении перспективных структур в ее глубоководной части. Приведены первые результаты изучения таких перспективных структур как Ялама-Самур, Абшерон, Умид и Зафар-Машал с использованием разработанных методик [Шыхалиев Ю.А., Фейзуллаев А.А. Новый методический подход к изучению сейсмо-волнового поля геологической среды и результаты его апробации в Южно-Каспийском бассейне. // Proc. Azerb. Nat. Acad. Sci. Ser. Scie. Earth. -2010. -№ 4.].

Одним из путей решения, увеличения точности распространения свойств в кубах в межскважинном пространстве, является использование сейсмических данных в виде кубов акустических свойств в расчете геологической модели. А.С. Кирилов, Б.П. Вайнерман и И.Ю. Хромова провели расчет высокоразрешенного куба акустического импеданса для последующей интеграции в процессе построения геологической модели. Опробовав данную методику на исследуемой площади с достаточным количеством скважин, можно сказать, что данный метод расчета геологической модели с интегрированным кубом акустического импеданса может применяться на аналогичных площадях со схожим строением осадочного чехла. Это особенно актуально для площадей с редкой сеткой разбуривания скважин для достоверной оценки запасов. Высокая точность полученных результатов оценки запасов нефти позволяет говорить об эффективности применения сейсмического куба акустического импеданса при расчете геологической модели на исследуемой площади. Полученные зависимости могут быть использованы на других площадях в аналогичных геологических условиях [Кирилов А.С., Вайнерман Б.П., Хромова И.Ю. Интеграция куба акустического импеданса в геологическую модель на примере нефтяного месторождения Тимано-Печорской провинции. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009. -Houten. -2009.].



Микроисследования пустотного пространства пород методом больших шлифов ВНИГРИ в природных резервуарах нефти и газа - новый виток на пути повышения эффективности оценки ресурсов и подсчета запасов углеводородов и разработки месторождений нефти и газа. Метод разработан во ВНИГРИ для изучения трещиноватости горных пород и сложных (трещинных) коллекторов в природных резервуарах, вмещающих залежи нефти и газа [Антоновская Т.В. Метод больших шлифов ВНИГРИ на службе повышения эффективности подсчета запасов и разработки месторождений нефти и газа. Газ. пром-сть. -2012. -№ 9.].

Е.В. Биряльцев, А.А. Вильданов, Е.В. Еронина и др. рассматривают геофизические механизмы, приводящие к повышению естественного низкочастотного микросейсмического поля на низких частотах над нефтегазовыми залежами. Показывается информативность возникающих спектральных аномалий как индикатора наличия нефтегазовых залежей в разрезе, в том числе в условиях формирования малоразмерных, малоамплитудных и сложнопостроенных геологических объектов. Приводятся примеры применения технологии низкочастотного сейсмического зондирования (НСЗ) при поиске и разведке нефтегазовых залежей на территории Волго-Уральской нефтяной провинции. Обсуждаются геологические факторы, влияющие на эффективность проведения поисково-разведочных работ методом НСЗ [Биряльцев Е.В., Вильданов А.А., Еронина Е.В. и др. Теоретические аспекты и опыт использования низкочастотных микросейсмических исследований. // Проблемы объектов сложного геологического строения при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в Западной Сибире, Тюмень, 25-27 нояб., 2008. Тюменская Геолого-географическая научно-практическая конференция: Тезисы. -Тюмень. -2008.].

А.В. Кончиц приводит результаты технологического обоснования коэффициента извлечения нефти месторождений нераспределенного фонда недр при переходе на новую Классификацию запасов углеводородного сырья. На основании опыта применения «Методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючего газа» даны предложения по усовершенствованию и разработке рекомендаций по применению методик(и) по технологическому прогнозу коэффициента извлечения нефти [Кончиц А.В. Оценка технологической величины коэффициента извлечения нефти месторождений нераспределенного фонда недр при переходе на новую классификацию запасов углеводородного сырья. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2011. 6. -№ 4.].

Сердюк З.Я., Вильковская И.Ю., Зуборева Л.И. и др. рассмотрели многолетний опыт комплексного геолого-геофизического изучения отложений фанерозоя Западной Сибири, который позволил разработать основные методические приемы и последовательность их применения при прогнозировании пород-коллекторов и типов залежей углеводородов. Это в значительной степени позволяет обоснованно рекомендовать точки заложения новых скважин на вскрытые продуктивных пластов и способствует снижению экономических затрат на бурение «пустых» скважин [Сердюк З.Я., Вильковская И.Ю., Зуборева Л.И. и др. Геолого-геофизическое обоснование формирования литологических типов ловушек и залежей УВ на унаследованно растущих поднятиях юрско-неокомских бассейнов Западной Сибири. // Приоритетные и инновационные направления литологических исследований. Материалы 9 Уральского литологического совещания, Екатеринбург, 23-25 окт., 2012. -Екатеринбург. -2012.].

В статье А.И. Архипова, С.М. Есиповича, Л.А. Кауша и др. представлена задача уточнения границ залежей углеводородов. В соответствии с предложенным подходом вначале проводится структурный анализ имеющихся геолого-геофизических данных и цифрового рельефа территории и формируются маски, определяющие участки с возможными ловушками углеводородов. Территория внутри масок изучается с помощью материалов многоспектральной космической съемки. Уточнение границ залежей углеводородов выполняется на основе изучения пространственного распределения спектральных сигналов оптического поля. Процедура уточнения границ залежей углеводородов на основе материалов космической съемки и геолого-геофизических данных реализована на программном стенде, для чего использовалось программное обеспечение компании PCI Geomatics [Архипов А.И., Есипович С.М., Кауша Л.А. и др. Уточнение границ залежей углеводородов на основе геоинформационного анализа материалов многоспектральной космической съемки и геолого-геофизических данных. // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса: Физические основы, методы и технологии мониторинга окружающей среды, потенциально опасных явлений и объектов. Сборник научных статей -М. -2011.].



1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   30


База данных защищена авторским правом ©zubstom.ru 2015
обратиться к администрации

    Главная страница