Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

СБОРНИК

ТЕЗИСОВ

69-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ

НЕФТЬ И ГАЗ - 2015

14-16 АПРЕЛЯ 2015 Г.

ТОМ 1

МОСКВА 2015

В сборнике публикуются тезисы докладов 69-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2015». В конференции принимали участие студенты, аспиранты и молодые ученые российских вузов: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, вузов и факультетов нефтегазового профиля из Тюмени, Уфы, Ухты, Альметьевска, Самары, Волгограда, Томска, Казани, Перми, Краснодара, Санкт-Петербурга, Иркутска, Югорска, Астрахани, Красноярска, Белгорода, Архангельска Москвы, других регионов России и стран СНГ, молодые специалисты нефтегазовых компаний, а также школьники из Москвы, Московской области и других регионов России.

Ответственный редактор: проф. В.Г. Мартынов Редакционная комиссия: проф. А.В. Мурадов

проф. А.Ф. Максименко проф. В.В. Бондаренко проф. А.М. Короленок проф. А.В. Лобусев проф. В.Г. Пирожков проф. А.К. Прыгаев проф. С.Н. Рожнов проф. Е.А. Телегина проф. Б.П. Тонконогов доц. В.В. Калинов доц. А.К. Максимов доц. Е.Ю. Симакова доц. И.Ю. Храбров

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015

2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

СБОРНИК

ТЕЗИСОВ

69-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ

НЕФТЬ И ГАЗ - 2015

14-16 АПРЕЛЯ 2015 Г.

Секция 1 Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

МОСКВА 2015

3

ГЕОФЛЮИДАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ ЗАПАДНОГО МЕГАБЛОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

(GEO-FLUID MODEL FORMATION

GROUNDWATER OF PETROLEUM HORIZONS WESTERN MEGABLOCK OF THE WEST SIBERIAN MEGABASIN)

Абдрашитова Р.Н.

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Особенности формирования подземных вод западного мегаблока Западно-Сибирского мегабассейна (согласно схеме водонапорных систем Западно-Сибирского мегабассейна по В.М. Матусевичу, 1986 г.) определяются развитием в его пределах элизионной литостатической водонапорной системы с элементами геодинамической в низах осадочного чехла. Геофлюидальная модель формирования подземных западного мегаблока составлена на примере Талинского и Каменного месторождений Красноленинского нефтегазоносного района (гидрогеологические комплексы мезозойского бассейна).

Основные особенности геологического строения района исследований связаны с наличием фроловского барьера (глин неокомского возраста мощностью 650-700 м) и многочисленных разломов в фундаменте, продолжающихся в осадочный чехол. Вследствие растяжения земной коры в эпохи тектонических активизаций разломы были «усилены» магматическими внедрениями.

Применительно к району исследований и с учетом особенностей геологического строения принципиальная геофлюидальная модель формирования подземных вод западного мегаблока построена на основе представления об «отжатии» из глин неокомского возраста под действием возрастающей геостатической нагрузки огромного количества воды и поступлении этих вод в юрские коллекторы. Результатом этого является широкое развитие гидрокарбонатно-натриевого типа вод по В.А. Сулину с минерализацией до 10 г/л и наличие сверхгидростатических пластовых давлений (превышение до 4 – 5 МПа). Вторым обстоятельством, определившим структуру построенной геофлюидальной модели, является влияние глубинных флюидов, вероятно периодически поступающих по разломам фундамента в низы осадочного чехла. Глубинные флюиды, смешиваясь в водоносных горизонтах с пластовыми водами, изменяют фоновое гидрогеологическое поле, формируют участки с его аномальными параметрами. Отмеченные особенности играют ключевую роль в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления в районе исследований.

4

ОЦЕНКА ТРЕЩИНОВАТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ВЕНДА ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

(APPRAISAL OF EASTERN SIBERIA VENDIAN RESERVOIR ROCKS

FRACTURING)

Авдиянц Д. А.

(научный руководитель - доцент Беляков М. А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Одним из косвенных методов изучения вторичной емкости пород, подтвердивших свою эффективность, является методика В.М. Добрынина [1991], основанная на экспериментальных исследованиях объемной сжимаемости горных пород. В основу методики входит использование акустического каротажа и общей емкости породы. С помощью палетки определяется значение вклада трещинной, поровой и каверновой составляющей в общую емкость породы. Константы палетки настраиваились в работе таким образом, чтобы изолинии покрыли общее распределение поля точек.

Впроведенном исследовании для расчета коэффициента трещиноватости были получены трехмерные уравнения связи коэффициента общей пористости, времени пробега продольной волны и отношения коэффициента трещиноватости к коэффициенту общей пористости, определенных по настроенным палеткам.

Для анализа возможности прогноза трещиноватости по упругим свойствам были построены графики связи трещиноватости с плотностью, акустическим импедансом, сдвиговым импедансом, временем пробега продольной волны и временем пробега поперечной волны, а также их отношением скоростей продольной и поперечной волны.

Врезультате анализа полученной в ходе данной работы связи трещиноватости с упругими характеристиками пластов установлены вероятные возможности прогноза:

 абсолютного значения трещиноватости для терригенных коллекторов оскобинской и ванаварской (наилучший характер корреляции) свит по параметрам акустического имеданса и времени пробега продольной волны;

 абсолютного значения трещиноватости для карбонатных коллекторов катангской и оскобинской свит по параметрам акустического импеданса и времени пробега продольной волны;

 относительного значения трещиноватости для терригенных коллекторов катангской, оскобинской и ванаварской свит по параметру плотности;

 относительного значения трещиноватости для карбонатных коллекторов катангской свиты по параметру плотности.

5

ИССЛЕДОВАНИЕ ПО ОЦЕНКЕ ОЖИДАЕМОЙ КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ НА ОПЫТНОМ УЧАСТКЕ ТУРНЕЙСКОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ БАЙТУГАСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(THE STUDY OF EXPECTED ULTIMATE RECOVERY ON THE SKILLED PLOT OF TOURNAISIAN OIL DEPOSITS OF BAITUGANSKOYE FIELD)

Агеева И.А, Митина А.И.

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Вработе рассматривается турнейская карбонатная залежь Байтуганского месторождения, расположенного на южном склоне татарского свода.

Залежь открыта и разрабатывается с 1947 года, разбуривалась частично, несколько раз на отдельных участках с применением очагового метода поддержания пластового давления (ППД).

В1998 году отобран керн, который был исследован в Абердине (Англия), пробурена горизонтальная скважина (успешно).

В2010 года проведен перерасчет запасов нефти, началось интенсивное разбуривание, пробурено около 150 добывающих и нагнетательных скважин, проведены современные геофизические исследования скважин (ГИС), испытание скважин. Эффективность ППД и разработки оказалась ниже, чем проектировалась.

Был выбран опытный участок, площадью 150 га, полностью разбуренный и вовлеченный в разработку, выполнены расчёты текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) и прогноз конечного КИН, который значительно отличается от утвержденного.

Выводы могут быть полезны для корректирования системы разработки месторождения.

6

ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Айдаркожина А.С.

(научный руководитель – д.г.-м.н. Лаврушин В.Ю.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Отложения майкопской серии охватывают стратиграфический диапазон от олигоцена и до нижнего миоцена и распространены практически повсеместно в Предкавказье рассматриваются в качестве одного из региональных нефтематеринских комплексов. В связи с этим они представляют определенный интерес для прогноза размещения месторождений нефти и газа, в том числе и месторождений «сланцевых» углеводородов. С целью сравнительной оценки генерационного потенциала майкопских отложений Западного и Восточного Кавказа были проведены пиролитические исследования (методом Rock-Eval) 66 образцов пород из обнажений в долине реки Белая, а также 45 образцов, отобранных из нескольких обнажений майкопской серии на территории Дагестана. В результате исследований, нами получены следующие параметры. Сорг меняется в образцах реки Белая от 0.06 до 40.9 % среднее значение равно 1.7%. В Дагестане от 0.07 до 9.21% среднее значение составляет 1.3%. Кероген из образцов Восточного и Западного Предкавказья повсеместно относится к II и III типам. По значениям максимальной температуры пиролиза и индексу продуктивности в образцах из долины р. Белая (Западное Предкавказье) кероген является незрелым, в то время как в майкопских отложениях Восточного Предкавказья он уже несет признаки начальных катагенетических преобразований. В целом, исследованные разрезы отражают однородность источников погребенного ОВ в отложениях майкопской серии на всей обширной территории Предкавказья. Анализ полученных параметров позволяет сделать вывод, что майкопские отложения на южной периферии Западно-Кубанского и Терско-Кумского бассейнов не погружались более чем на 1,5–2 км и не подвергались воздействию высоких температур. Однако они содержат большое количество органического вещества, способного генерировать большие объемы нефти и газа. Поэтому в центральных частях осадочных бассейнов Предкавказья, где майкопские слои находятся на глубинах 2-3 км, они могут являться основным нефтегазогенерирующим комплексом в верхней части осадочного чехла. Учитывая их большую мощность и высокую глинистость, здесь они могут рассматриваться в качестве перспективного объекта для формирования месторождений сланцевых углеводородов.

7

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СРЕДНЕОБСКОЙ ОБЛАСТИ И ПРОЕКТ ДОРАЗВЕДКИ ВОСТОЧНО-ИКИЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(GEOLOGICAL AND GEOCHEMICAL CONDITIONS OF OIL-AND- GAS CONTENT OF THE JURASSIC DEPOSITS OF SREDNEOBSKY AREA AND PROJECT OF ADDITIONAL EXPLORATION OF THE EAST IKILORSKY FIELD)

Акмуллина О.А.

(научный руководитель - доцент Курамшин Р.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Административно Восточно-Икилорский участок расположен на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В нефтегазоносном отношении участок расположен на территории Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Восточно-Икилорский участок недр расположен в зоне активной нефтедобычи, в непосредственной близости от разрабатываемых Тевлинско-Русскинского, Кечимовского, ЮжноКечимовского, Равенского, Ватьеганского и других месторождений.

На территории Восточно-Икилорского участка поисковое бурение началось с заложения скважины № 150П. Фактическая глубина скважины 2987 м, фактически достигнутый горизонт на забое – верхняя юра. Место заложения скважины 150П в сводовой части Восточно-Икилорской структуры на пласт ЮС1 васюганской свиты.

Скважина закладывалась с целью уточнения тектонического строения данного участка, выяснения наличия продуктивных пластов меловой и юрской систем и характера их насыщения, получения дополнительных сведений о стратиграфии, литологии вскрываемого разреза, коллекторских свойствах вскрытых пластов. Скважина оказалась продуктивной. Открытое месторождение названо Восточно-Икилорским.

Целью работы является составление проекта для проведения геологоразведочных работ с целью уточнения строения залежей нефти в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях продуктивных пластовколлекторов, изучение их геологических, промысловых и подсчетных параметров. В ходе составления проекта разведочных работ будет уточнена геологическая модель строения в пределах ВосточноИкилорского участка недр, проведен анализ выявленных перспективных объектов, оценены ресурсы нефти продуктивных пластов. Результатом работ будет являться разработка комплекса разведочных работ, включающих в себя: выделение перспективных объектов под разведочное бурение, обоснование точек заложения разведочных скважин.

8