«Геология нефти и газа» № 4/2017

 

Журнал по решению ВАК  Министерства образования и науки РФ включен в “Перечень российских рецензируемых научных журналов, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук”.

 

 

Редакция журнала: 105118 Москва, ш. Энтузиастов, 36
Петерсилье Виктор Иосифович, зам. главного редактора
Тел: +7 (916) 656-77-93  |  e-mail: info@oilandgasgeology.ru

 

Подписка: Тел: +7 (495) 954-52-47 | e-mail: info@oilandgasgeology.ru

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ

 

М.И. Эпов, Г.Г. Шемин. Количественный прогноз нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений севера Западной Сибири и акватории Карского моря

 

В статье приведены результаты количественного прогноза нефтегазоносности оксфордского, батского, аален-байосского, тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров юрских отложений северной части Западной Сибири и акватории Карского моря на основе ранее разработанных моделей строения и реконструированных условий формирования каждого из отмеченных резервуаров и их составных частей — проницаемых комплексов и флюидоупоров. Изложены тектонические, литолого-фациальные и геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров. Рассмотрены методика и результаты количественной оценки региональных резервуаров с прилагаемыми картами перспектив нефтегазоносности, нефтеносности и газоносности каждого резервуара. На них выделены земли различных перспектив и первоочередные крупные объекты нефтегазопоисковых работ. Приведена структура ресурсов углеводородов: распределение начальных суммарных ресурсов УВ по фазовому составу, категории ресурсов и запасов, региональным резервуарам и нефтегазоносным областям.

​

​

А.А. Дешин, П.И. Сафронов, Л.М. Бурштейн. Оценка времени реализации главной фазы нефтеобразования в средне-верхнеюрских отложениях севера Западной Сибири

​

Для нефтегазопроизводящих толщ верхней – средней юры севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна на основе историко-генетического (бассейнового) подхода реконструированы масштабы и времена реализации главной фазы нефтегазообразования. Одномерное численное моделирование выполнено для разрезов восьми скважин, расположенных на территории Ямальской, Гыданской и западных районов Енисей-Хатангской нефтегазоносной области. Результаты моделирования показали, что на территории исследования все рассматриваемые нефтегазопроизводящие толщи вошли в главную зону нефтеобразования. Нетфтегазопроизводящие отложения в скважинах, расположенных в наиболее погруженных частях района на Южно-Носковской, Трехбугорной, Штормовой и Харасавэйской площадях, вышли за пределы главной зоны нефтеобразования и перешли в глубинную зону газообразования. Отложения малышевского и баженовского горизонтов на Южно-Тамбейской, Утренней, Геофизической, Пеляткинской и Тотаяхинской площадях находятся в главной зоне нефтеобразования. Наибольшие объемы генерации как жидких, так и газообразных углеводородов наблюдаются в зонах с повышенным тепловым потоком, повышенным качеством органического вещества и существенными толщинами нефтегазопроизводящих толщ. Средняя плотность генерации УВ в малышевском горизонте составила для жидких УВ 1,7 млн т/км , для газообразных — 500 млн м3/км2. Средняя плотность генерации УВ в баженовском горизонте составила для жидких УВ 750 тыс. т/км , для газообразных — 220 млн м2/км.

​

​

А.А. Афанасенков, Н.Д. Сурова, Л.В. Левчук, А.А. Киселев, Е.А. Копилевич. Емкостная характеристика коллекторов юрско-меловых отложений Гыданской и западной части Енисей-Хатангской НГО

​

Емкостная характеристика коллекторов территории Гыданской и западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносной области рассмотрена на примере прогнозных карт эффективных толщин и удельной емкости, построенных с использованием инновационной технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза. На прогнозных картах выделены зоны повышенных значений емкостных параметров, дана оценка их площади. Приведено сопоставление зон повышенных значений емкостных параметров для резервуаров юры и мела с выделением и рассмотрением областей их перекрытия. Дана тектоническая приуроченность зон повышенных значений емкостных параметров коллекторов и сделаны основные выводы о закономерностях их размещения.

​

​

О.А. Богданов, В.Н. Колосков, А.О. Шуваев, К.В. Мусихин, С.Б. Истомин, М.А. Боброва,
П.С. Маглеванная. Анализ эволюции углеводородных систем Большехетской впадины на основе применения метода бассейнового моделирования

​

В статье рассмотрены результаты применения технологии трехмерного бассейнового моделирования для восстановления эволюции УВ-систем Большехетской впадины. Бассейновое моделирование представляет собой метод изучения недр, позволяющий интегрировать в одну модель широкий спектр геолого-геофизической и геохимической ин-формации. Результаты моделирования позволяют проследить основные этапы формирования бассейна, развития элементов УВ-систем, провести прогноз и локализацию зон нефтегазонакопления, что существенно снизит геологические риски, а значит, и стоимость проведения геолого-разведочных работ.

​

​

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ

​

Д.Н. Крылов, М.Д. Крылова. Методика картопостроений в условиях неоднозначности решения задачи

​

В статье описана технология определения оптимального варианта интерполяции при выполнении картопостроений по материалам бурения. В рамках предлагаемой тех-нологии используется метод валидации, а также алгоритмы оптимизированной статистической фильтрации в «живом» окне (умное осреднение). Методика пред-назначена для картирования аномалий сложной формы, выделение которых затруднено даже в условиях хорошей разбуренности территории (неоднозначно решаемая интерпретационная задача).

​

​

М.В. Шарашкина, Н.Н. Польская, А.Ю. Самойленко. Сравнительный анализ компонентного состава конденсатов Сарматского месторождения методом имитированной дистилляции

​

В статье представлены результаты лабораторных исследований фракционных составов стабильных конденсатов титонского яруса скважин Сарматская-1 и Сарматская-2. Исследования выполнялись методом имитированной дистилляции с использованием газожидкостного хроматографа. По результатам работ для исследованных образцов построены кривые истинных температур кипения и концентрационного распределения УВ-фракций, с помощью которых проводилась сравнительная оценка количественного и качественного состава конденсатов. Согласно данным хроматографической дистил-ляции, установлено, что сверху вниз по разрезу месторождения (при переходе от I ко II и III пластам титонского яруса) наблюдается облегчение конденсатов, выраженное соответствующим изменением их компонентного состава. На основании анализа представленной информации сделан вывод о том, что отложения I пласта являются самостоятельной залежью. Конденсаты, полученные при испытаниях II и III пластов, по общим пределам содержания и характеру распределения фракций идентичны, что может свидетельствовать о том, что они представляют собой общую газоконденсатную систему. В рамках статьи показана возможность использования метода имитированной дистилляции как экспресс-метода оценки корреляции продуктивных пластов.

​

​

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

​

Г.Ч. Борукаев. Органическая геохимия палеозой-триасовых отложений острова Врангеля

​

Объектом исследования данной статьи являются дислоцированные и метамор-физованные карбонатные, карбонатно-терригенные, терригенные и реже эвапоритовые породы шельфового типа. Содержащееся в них органическое вещество изучено методами пиролиза, углепетрографии, газожидкостной хроматографии, хромато-масс-спектрометрии и изотопного анализа углерода. Установлено, что на заключительных градациях апокатагенеза генетическую информативность сохранили немногие диагностические показатели. Предполагается аквагенная природа органического вещества II и II/III типов. Генерационный потенциал органического вещества истощен, коллекторские свойства отложений утрачены, флюидодинамические системы гео-логического прошлого бесперспективны. В условиях Северо-Чукотского осадочного бассейна эти системы могли функционировать и отдавать некоторую часть своей углеводородной продукции в верхние горизонты чехла. Полученные материалы по о-ву Врангеля позволяют положительно оценить перспективы нефтегазоносности самого крупного на Чукотском шельфе бассейна.

​

​

О.С. Котик, И.С. Котик, Т.Г. Каргиева. Пермские отложения юго-востока Коротаихинской впадины: углепетрография, геохимия и нефтегазогенерационный потенциал

​

В статье представлены результаты геохимических и углепетрографических исследований пермских отложений юго‑восточной части Коротаихинской впадины. Породы леквор-кутской (P lv) и силовской (P sl) свит характеризуются близким составом микро-компонентов с преобладанием группы витринита и значительно большим содержанием липтинита (до 20 %) в верхнепермских породах. По результатам пиролитических исследований определено, что ОВ пород P lv представлено керогеном III–IV типов с низким остаточным генерационным потенциалом (HI < 50 мг УВ/г С   ), а P sl — керогеном II–III типов с хорошим УВ‑потенциалом (HI = 161–357 мг УВ/г С   ). Данные отражательной способности витринита (R ) свидетельствуют о высокой катагенетической пре-образованности органического вещества пород Plv, соответствующей градациям МК –МК  (R = 0,75–1 %) на западе исследуемой территории и МК  (R = 1,75–1,95 %) на востоке с локальными проявлениями аномально высоких значений зрелости до градаций АК (R  > 2 %). Отложения P sl достигли главной зоны нефтегенерации  с  уровнем пре-образованности  ОВ  до  градации  МК –МК    (R  = 0,8–0,85 %). Характер распределения н‑алканов и изопреноидов в УВ‑фракции битумоидов свидетельствует о значительной доле гумусового ОВ в составе исходной биомассы с вкладом сапропелевой составляющей, возрастающей в глинистых породах нижней перми.

​

​

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Т.Р. Ахмедов. Нефтегазоносность продуктивной толщи и миоценовых отложений на площади Говсан Азербайджана по сейсмическим данным 3D

​

Статья посвящена прогнозированию нефтегазоносности отложений плиоцена и миоцена на площади Говсан Апшеронского полуострова атрибутным и AVO-анализом. Сложность сейсмогеологических условий в районах развития этих типов ловушек, обусловленная в основном разнонаправленностью отражающих поверхностей и плоскостей распространения волн в пространстве, приводит к снижению геологической эффективности сейсморазведки 2D. Приводятся результаты обработки и интерпретации данных сейсморазведки 3D и AVO-анализа, показавших высокую эффективность.