Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Особенности формирования термобарических условий и нефтегазоносности на больших глубинах: По материалам глубокого и сверхглубокого бурения

Диссертация: Особенности формирования термобарических условий и нефтегазоносности на больших глубинах: По материалам глубокого и сверхглубокого бурения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Отмечено более широкое развитие нефтегазоносности на больших глубинах в зонах АВПД, при этом нефтеносность обычно концентрируется в верхней части данных зон. По результатам данных по термобарическим условиям и нефтегазоносности в Тимано-Печорской НГП и севере ЗападноСибирской НГП установлено фактическое развитие нефтеносности до значений температур 120−140°С, давлений — 65−70 МПа. Показано, что… Читать ещё >

Содержание

  • 1. Современные представления о влиянии термобарических условий на распределение нефтегазоносности на больших глубинах
    • 1. 1. Методические особенности определения современных температур и давлений в глубоких и сверхглубоких скважинах
    • 1. 2. Термобарические условия и нефтегазоносность
  • 2. Закономерности изменения современных температур и пластовых давлений в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин
    • 2. 1. Колвинская глубокая параметрическая скважина
    • 2. 2. Тимано-Печорская глубокая опорная скважина
    • 2. 3. Тюменская сверхглубокая скважина
  • 3. Характерные особенности термобарических условий глубокопогруженных нефтегазоносных комплексов
    • 3. 1. Тимано-Печорская НГП
      • 3. 1. 1. Район бурения Колвинской глубокой параметрической скважины
      • 3. 1. 2. Район бурения Тимано-Печорской глубокой опорной скважины
    • 3. 2. Север Западно-Сибирской НГП район Тюменской сверхглубокой скважины)
  • 4. Геологические факторы формирования термобарических условий и нефтегазоносности на больших глубинах в исследованных районах
    • 4. 1. Глубинные флюидоупоры
    • 4. 2. Особенности коллекторов на больших глубинах
    • 4. 3. Углеводородные и неуглеводородные флюиды
    • 4. 4. Об условиях формирования нефтегазоносности в зонах АВПД

Особенности формирования термобарических условий и нефтегазоносности на больших глубинах: По материалам глубокого и сверхглубокого бурения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы. По мере истощения запасов углеводородов в верхних горизонтах все более важной становится задача освоения глубоких частей разреза в регионах с уже налаженной инфраструктурой. В то же время до сих пор не решены многие вопросы формирования глубинной нефтегазо-носности. Считается, что одними из важнейших факторов при этом являются современные давления и температуры, однако роль и значение этих факторов трактуются неоднозначно. Развитие глубокого и сверхглубокого бурения в осадочных бассейнах России в последние годы позволило получить значительный объем фактического материала по термобарическим условиям и нефтегазоносности, что обеспечило возможность на конкретных материалах оценить влияние температур и давлений на распределение углеводородов на глубинах более 3−4 км. В результате актуальной является задача изучения этой проблемы по материалам исследования самых глубоких (более 6 км) в нефтегазоносных провинциях России скважин (Тимано-Печорской и Кол-винской глубоких и Тюменской сверхглубокой) в комплексе с данными по районам бурения.

Цель работы. Выявление особенностей формирования термобарических условий и нефтегазоносности на больших глубинах по материалам глубокого и сверхглубокого бурения в Тимано-Печорской и на севере ЗападноСибирской НГП.

Основные задачи.

1. Распределение давлений и температур по разрезам Колвинской и Тимано-Печорской глубоких скважин и Тюменской сверхглубокой скважины.

2. Обобщение материалов и изучение закономерностей распределения давлений и температур в районах бурения глубоких и сверхглубоких скважин в Тимано-Печорской и на севере Западно-Сибирской НГП.

3. Выявление тенденций и закономерностей развития нефтегазоносности на больших глубинах в зависимости от термобарических условий.

4. Анализ основных факторов формирования термобарических режимов и распределения нефтегазоносности на глубинах более 3−4 км.

Научная новизна.

Обоснованы поправки за нестационарность теплового режима для оценки современных температур в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин по данным термокаротажей. Выявлены новые закономерности изменения термобарических режимов на глубинах более 3−4 км, определяемые специфическими глубинными факторами. Впервые установлена зависимость между распределением пластовых давлений и изотопным составом углерода метана и инертных газов на севере Западной Сибири. Построена вероятностно-статистическая модель прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах по термобарическим параметрам. Впервые обоснованы модели формирования аномальных давлений на больших глубинах за счет внедрения в осадочную толщу глубинных водно-газовых флюидных потоков.

Защищаемые научные результаты и положения.

1. Уточненные профили распределения давлений и температур на больших глубинах по геолого-геофизическим и технологическим данным в разрезах Колвинской и Тимано-Печорской глубоких и Тюменской и сверхглубокой скважин.

2. Закономерности изменения современных температур и давлений на глубинах более 3−4 км в районах бурения Колвинской глубокой параметрической, Тимано-Печорской глубокой опорной и Тюменской сверхглубокой скважин.

3. Характерные геолого-геофизические и геохимические особенности отложений в зонах аномальных давлений на больших глубинах, связанные с формированием нефтегазоносности.

4. Особенности изотопного состава газов зоны АВПД на севере Западной Сибири (обогащение метана тяжелым изотопом углерода 13С, а гелия и аргона легкими изотопами Не и Аг). более 3.8 км), наличие вторичных коллекторов в породах различного лито-лого-петрографического состава и газопроявлений.

4. Особенности изотопного состава газов зоны АВПД на севере Западной Сибири, заключающиеся в обогащении метана тяжелым изотопом угле.

11 о рода (С), а гелия и аргона легкими изотопами (Не и Аг).

5. Геолого-математические модели прогноза фазового состояния углеводородов по термобарическим характеристикам на больших глубинах для условий Тимано-Печорской и севера Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.

Практическая значимость и реализация работы.

Результаты исследований вошли в научные отчеты КамНИИКИГС, принятые в ОАО «Газпром» и Министерстве природных ресурсов РФ. Закономерности изменения термобарических условий на больших глубинах и модели формирования аномальных давлений на больших глубинах внедрены во ФГУП НПЦ «Недра» (г. Ярославль). Они применяются для оценки фазового состояния УВ и определения перспектив нефтегазоносности больших глубин. Результаты выполненных исследований позволяют обеспечить более правильный выбор места заложения и повысить геологическую эффективность бурения глубоких и сверхглубоких скважин в нефтегазоносных провинциях.

Исходные материалы и личный вклад автора.

В основу диссертации положены данные, собранные автором в процессе работы в КамНИИКИГС по контрактам с ФГУП НПЦ «Недра», специализирующемся на бурении и исследовании глубоких и сверхглубоких скважин, а также материалы, опубликованные в открытой печати.

В работе использованы данные комплексных исследований разрезов Колвинской и Тимано-Печорской глубоких и Тюменской сверхглубокой скважин, а также результаты изучения термобарических условий и нефтегазоносности по скважинам ниже 3 км: 311 скважин в Тимано-Печорской и 171 скважина на севере Западно-Сибирской НГП. .

Автором выполнены работы по систематизации и ревизии данных, скорректированы профили давлений и температур и составлена база данных, которая явилась основой научно-исследовательской работы по выявлению особенностей термобарического режима и нефтегазоносности больших глубин.

Апробация работы.

Основные положения данной работы докладывались и обсуждались на ежегодных региональных конференциях ПГУ (Пермь, 1998, 1999, 2000), ежегодных конференциях молодых ученых КамНИИКИГС (Пермь, 1998, 1999). Результаты исследований докладывались на Всероссийских конференциях в КамНИИКИГС (Пермь, 1995, 2000), в ГЕОХИ РАН (Москва, 1998), на международной конференции «Exploration and Production Operations In Difficult And Sensitive Areas» проведенной AAPG в г. С. Петербург в 2001 г. и др. По теме диссертации опубликовано 16 работ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы — 185 наименования. Общий объем работы составляет 161 страниц, включая 35 рисунков, 10 таблиц.

Результаты исследования керна.

Пористость, % Проницаемость, фм2.

Щ. .20L .0,001, 0,1 10, же глубины 7300 пористость несколько снижается (в интервале 7300−7388 г = 0,5), но все же значительно превышает расчетную (рис. 4.2). Как можно отметить, изменение емкостных свойств пород с глубиной носит достаточно сложный характер, хотя градиент давлений закономерно увеличивается, то есть, по всей видимости, пластовые давления не являются определяющими для аномальных значений пористости. Для определения влияния АВПД на пористость горных пород был проведен расчет уплотнения с учетом изменения по разрезу плотности и пластовых (поровых) давлений (рис. 4.3). При сравнении графиков 2 (теоретическая кривая уплотнения) и 3 (кривая рассчитанная по формуле 4.1 с учетом реальных градиентов давлений и поинтер-вальной плотности) можно отметить, что максимальный прирост пористости (dKn около 4%) наблюдается в верхней части зоны АВПД, далее до глубины 6000 м практически не меняется, находясь в пределах 3−4%, затем несколько уменьшается и на глубине порядка 7000 м не превышает 2%. Это связано с тем, что плотность пород увеличивается более значительно, чем нарастает градиент пластового давления. При рассмотрении графиков 1 и 3 видно, что прирост пористости за счет аномальных давлений объясняет аномальные емкостные свойства пород ориентировочно только до глубины 4300 м, с увеличением глубины влияние непосредственно пластовых (поровых) давлений на фильтрационно-емкостные свойства пород становится незначительным и, вероятно, на первое место выходят другие факторы, хотя, как видно из уравнения 4.4, аномальные давления также снижают сопротивляемость пород деформациям сдвига и, таким образом, способствуют трещинообразованию. На больших глубинах главную роль в образовании пустотного пространства, по всей видимости, играют трещинообразование за счет неравномерных напряжений и вторичные изменения горных пород с образованием каверн. В Тюменской скважине коллекторы встречены как в области развития осадочных пород, так и в эффузивах. В терригенной части разреза коллекторы представлены обычно песчаниками, реже алевролитами граувакковыми, в различной степени карбонатизированными. В интервале 4308−4926 м наблюдаются зна.

Pi:

1 — Kn по ГИС 3 Кп (от плотности и давления).

2 — Кп расчетная 4 Кп расчетная по ВЧР.

Рис. 4.3 Изменение пористости в Тюменской СГ-6.

Коэффициент пористости, % чения пористости до 18% при температуре 120−135 °С и градиенте пластового давления 1,64 МПа/100 м. В интервале 6009−7388 м выделяются пласты с пористостью по ГИС до 23% при температуре 190−210 °С и градиенте давления до 1,83 МПа/100 м. Причем наибольшие значения пористости соответствуют в основном интервалам увеличения градиентов пластовых давлений. Породы в зоне АВПД характеризуется наличием трещин и зеркал скольжения (по макроописанию керна), в терригенной части разреза отмечаются флюидоразрывы (по данным О.В. Япаскурта), по теплофизическим свойствам керна Ю. А. Поповым были выделены интервалы интенсивной субгоризонтальной и субвертикальной трещиноватости. В толще базальтов пустотное пространство создано за счет каверн, редких мелких пор и полых тектонических трещин (рис. 4.2). Так, по данным А. Н. Угрюмова, в интервале 6690−6704 м встречены интенсивно окварцованные и эпидотизированные базальты. Породы испытали глубокое кислотное выщелачивание, наблюдался вынос щелочных металлов, магния, кальция и части железа. Изменения произошли без сокращения объема, в результате чего образовались зияющие пустоты (рис 4.4). Наиболее проницаемые интервалы в глубинной части разреза были вскрыты в эффузивах коротчаевской свиты в интервале 6620−6655 м. При бурении этого интервала отмечались повышенные газопоказания, высокая скорость проходки (до 4 м/час) и низкий вынос керна (около 3%). Пористость по керну в данном интервале достигает 20%, проницаемость — 11,4 фм. При испытании в колонне был получен приток пластовой воды с газом о дебит до 100 м /сут.). Газ в основном метанового состава (96,1−97%), пластовое давление 123,9 МПа (градиент пластового давления 1,88 МПа/100 м), температура 180 °C.

Фильтрационно-емкостные свойства пород глубокопогруженной части разреза Колвинской скважины также позволяют выделить коллекторские интервалы. Ниже 4 км коэффициент пористости по ГИС в среднем составляет 7−10%, а в некоторых интервалах достигает 15%. Пористость по керну до 5000 м составляет в среднем 5−7%, а в некоторых интервалах достигает 14%,.

Колвинская ГС (инт. 6785−6791 м).

Тюменская СГС (инт. 6691,1−6704,4 м).

Рис. 4.4. Фотографии образцов кавернозных пород из разрезов глубоких скважин, но затем резко уменьшается и в карбонатных отложениях силура в основном не превышает 2%. Однако необходимо учитывать, что при подъеме с большой глубины наиболее трещиноватые и кавернозные участки керна разрушаются и не выносятся, поэтому пористость по керну может быть значительно занижена. Аналогично пористости ведет себя коэффициент проницаемости по газу. До 5000 м он в среднем составляет около 1 фм, достигая в некол торых интервалах 10 фм и более (по трещинам), а затем снижается, составл ляя в среднем 0,01−0,05 фм. На глубине свыше 5,5 км в силурийских отложениях наиболее высокие коллекторские свойства имеют карбонатные породы в интервале 6750−7057 м. Коллектор каверново-трещинного типа с открытой емкостью по керну до 4,9 (Геологическое строение.. ., 2000). Из интервала 6785−6791 м поднят образец доломита с кавернами неправильной формы до 15 мм в длину, каверны сообщаются посредством тонких извилистых каналов, инкрустированных белым ангидритом (А.Н. Угрюмов) (рис. 4.4). Градиент пластового давления на данной глубине составляет 1,39 МПа/100 м, температура достигает 200 °C. Из интервала 6890−6905 м в результате испытания был получен приток минерализованной воды с газом (500 см3/л). Газ содержит сероводород до 56%.

В интервалах внедрения интрузии в качестве коллекторов выделены скарнированные породы. В нижнедевонских отложениях в большей степени представлены терригенные разности пород, коллекторы встречаются реже, тем не менее отмечено более десяти интервалов их развития. К коллекторам отнесены низкопористые, часто глинистые и карбонатные породы, реже песчаники.

В глубинной части (ниже 4,3 км) разреза Тимано-Печорской скважины практически не наблюдалось пород-коллекторов, несмотря на широкое развитие песчаников в среднедевонских отложениях. Со значительной долей условности к коллекторам были отнесены низкопористые песчаники (с несколько повышенной пористостью до нескольких процентов на фоне пород значительно уплотненных) нижнеи среднедевонского возраста. Темпераг турные условия в данном случае были мягкие (ниже 4,3 км до забоя от 95 до 160 °С), АВПД не зафиксировано.

Несмотря на то, что аномальные давления являются фактором, сдерживающим уплотнение пород, на больших глубинах, по-видимому, маловероятно сохранение первичных коллекторских свойств. Емкостные свойства глубинных коллекторов в Колвинской скважине обусловлены неравномерным развитием межзерновых пор доломитизации — перекристаллизации и пустот выщелачивания, образованных за счет избирательного растворения породы вдоль трещин. Размер каверн достигает 1−3 см. На глубинах ниже 6,5 км широко развиты трещины и стилолитовые швы, иногда заполненные битумом. Трещинная проницаемость достигает 6,3 фм2. Также в Колвинской скважине установлены формы проявления глубинного карста (Геологическое строение.. ., 2000). В Тюменской СГ-6, в терригенной части разреза на глубинах более 5−5,5 км отмечается увеличение пористости за счет каолинизации неустойчивых полевых шпатов и избирательного выщелачивания кальцита агрессивными глубинными флюидами. В вулканогенно-осадочной толще наблюдается образование пустотного пространства за счет выщелачивания наименее устойчивых минералов с образованием каверн диаметром до 2,2 см, тре-щинообразования и флюидоразрывов. Пористость вулканогенных пород превышает 20%, проницаемость — 11 фм2 (Тюменская сверхглубокая., 1996). Предположительно, некоторой сохранностью первичных коллекторов за счет воздействия на породу высокого давления внутрипоровых флюидов можно объяснить относительно высокую пористость терригенных пород юрского возраста в Тюменской СГ-6 и терригенных пород среднего девона в Колвинской глубокой параметрической скважине.

4.3 Углеводородные и неуглеводородные флюиды.

Вода.

В целом глубокопогруженные отложения исследованных районов в жестких термобарических условиях в зонах гидростатических давлений и при наличии АВПД существенно различаются по составу и свойствам насыщающих разрезы водных флюидов. По данным КамНИИКИГС досреднеде-вонский водоносный комплекс в разрезе Колвинской скважины в зоне АВПД представлен хлор-натриевыми водами с повышенной минерализацией (до 200 и более г/л), высоким содержанием йода и брома. Вода нижнего силура характеризуется высоким содержанием бора (НВОг), достигая 2278 мг/л и фтора — до 361,3 мг/л. Минерализация в верхних горизонтах снижается. Изотопный состав кислорода воды в зоне АВПД отмечается высоким содержа.

18 нием тяжелого изотопа (5 0 = +6,5%о), и вероятно, обусловлен влиянием глубинных термальных рудоносных рассолов (Шиляев и др., 1999). Средне-девонские отложения Тимано-Печорской скважины (ниже тиманско-саргаевского регионального флюидоупора) характеризуются водами хлор-кальциевого типа с минерализацией 67−107 г/л. С глубиной наблюдается некоторое снижение минерализации, но ниже глинистой толщи среднечикшин-ской подсвиты отмечается ее значительное увеличение (до 216 г/л) и состав воды изменяется на хлоридно-натриевый. (Геологическое строение.. ., 2000). В Тюменской скважине в глубоких горизонтах преобладают слабоминерализованные (менее 7 г/л) воды хлоридно-гидрокарбонатно-натриевого и, возможно, хлор-кальциевого состава. Изотопный состав воды, полученной при испытании в интервале 6600−6650м, как и в Колвинской скважине обогащен.

18 тяжелым изотопом кислорода (5 О = -1,8%о), в отличие от воды бурового.

1 Я раствора (5 О =-19,6%о). Вода обогащена бором и фтором, высокие величи.

2 2 ны отношений В/С1 (1,5*10″) и F/C1 (1,1 ТО") этих вод характерны для зон глубинного метаморфизма (Шиляев, 2001). Некоторое опреснение глубинных вод в зоне АВПД наблюдается и в других регионах (Прикаспийская и При-мексиканская впадины), однако, вряд ли это является всеобщей закономерностью (Тюменская.. ., 1995).

Нефть.

Термобарические условия, с одной стороны, оказывают существенное влияние на генерацию нефти из ОВ пород (проявление главной зоны нефтеобразования), с другой — на сохранность нефтяных УВ. В целом разные авторы определяют граничные температуры существования нефтяной фазы от 120 (Максимов и др., 1984) до 140−160 (Хант, 1979) и 220 °C (Раабен, 1978). Имеется мнение, что сохранности нефтяных УВ при высоких температурах способствует АВПД (Фертль, 1976, Лаврушко, 1988).

На рис. 4.5 приведено распределение нефтегазоносности по результатам испытаний в исследованных районах в координатах Тпл и Рпл в широком интервале глубин (до 6,6км). В целом нефтегазеносность зафиксирована до 140 °C и 75 МПа. Газоносность отмечается также и при более высоких значениях температур и давлений — до 180 °C и 124 МПа. Обращает на себя внимание различие в распределении нефтегазоносности в верхних (в основном с гидростатическими давлениями) и в нижних (с повышенными и аномальными давлениями) частях разреза в Тимано-Печорской и севере ЗападноСибирской НГП. В изученных районах Тимано-Печорской НГП в верхних горизонтах абсолютно доминирует нефть, в нижних горизонтах возрастает доля газов. На севере Западной Сибири в первом случае преобладает газ, но растет доля нефти с глубиной, а в зонах повышенных и аномальных давлений в верхней части сохраняется повышенная нефтеносность. При рассмотрении уравнений регрессий, рассчитанных для различных совокупностей параметров можно отметить следующее. В зоне гидростатических давлений не существует значительных отличий для нефтеи газопроявлений в пределах провинции (угловые коэффициенты 0,53 для газа и 0,49 для нефти в Тимано-Печорской провинции), но имеются значительные отличия для разных регионов (угловой коэффициент 0,36 для газа в Западной Сибири), что обусловлено различным уровнем теплового потока. В зоне аномальных давлений сильно различаются угловые коэффициенты углеводородов различного фазового состава, но отличия угловых коэффициентов углеводородов одной фазы в пределах различных провинций незначительны (0,38 для нефти в различных провинциях- 0,71 и 0,86 для газа). Причем угловые коэффициенты для газопроявлений практически в 2 раза больше, т. е. при одинаковой температу.

Рпл, МПа О.

Газ, Рпл=0,53Тпл-4,05 (г=0.96) Газ, Рпл=0,36Тпл+1,07 (г=0.94).

Нефть, Рпл=0,49Тпл-0,99 (г=0.90) ^ А.

Нефть, Рпл=0,38Тпл+13,17 (г=0.79).

Нефть, Рпл=0,38Тпл+15,19 (г=0.75).

Газ, Рпл=0,86Тпл-20,44 (г=0.94).

Газ, Рпл=0,71Тпл-17,12 (г=0.92).

— 1 -2.

15−1.

17]. 2 аЗ-3 IZ3−4.

Тпл, °С.

Рис. 4.5. Распределение нефтегазоносности по результатам испытаний в исследованных районах в координатах Тпл и Рпл (красным-повышенные — Ка>1.2 и аномальные давления) 1- районы Колвинской и Тимано-Печорской скважины, 2- район Тюменской скважины, 3- нефть, 4- газ, газоконденсат (составлено по материалам Тюменской ГРЭ СГБ, Уренгойнефтегазгеология, Ухтанефтегазгеология, Севергазпром, Тимано-Печорская ГРЭ СГБ и др.) ре градиент давления в газоносных пластах значительно выше, чем в нефтеносных независимо от региона. Возможно, это является свидетельством участия углеводородных газов в формирования зон аномальных давлений.

В разрезах исследованных в данной работе скважин ниже 4 км не было встречено залежей УВ, отмечались только нефтегазопроявления и твердые битумы, реликты разрушенной нефтяной залежи. На рис. 4.6 приведено распределение нефтегазобитумопроявлений в координатах давлений и температур. Нефтепроявления отмечены в Тимано-Печорской скважине до температуры 87 °C при давлении 43 МПа, в Колвинской — до 104 °C при давлении 65 МПа, в Тюменской — до 118 °C при давлении 67 МПа. Нефтепроявления при более высоких температурах характеризуются более высокими давлениями, что косвенно указывает на возможную роль давлений в сохранности жидких углеводородов. Твердые битумы отмечены в Колвинской скважине при современных температурах 185−195 °С (пластовое давление 91−94 МПа), а в Тюменской при температуре 166 °C и давлении 102 МПа. В Тимано-Печорской скважине твердые битумы обнаружены на глубине 5450 м в зоне контакта терригенных пород и интрузии долеритов.

Представляет интерес распределение по разрезам глубоких и сверхглубоких скважин хлороформенных битумоидов (по данным КамНИИКИГС), иногда называемых микронефтью (рис. 4.7). Для всех изученных скважин с глубин 4−5 км наблюдается резкое падение содержания хлороформенных битумоидов. В Колвинской скважине это падение наблюдается при температуре 110−120°С и давлении 65 МПа, Тимано-Печорской скважине — 95−100°С и давлении 60 МПа, Тюменской скважине 130−140°С и давлении 70 МПа. То есть критическая температура увеличивается на 20 °C с увеличением давления на каждые 5 МПа. Разумеется, на распределение битумоидов влияет тип нефтегазоматеринских пород, литологичекий состав пород и др. В зоне падения концентраций в основном доминируют терригенные разности во всех скважинах, тем не менее, в Тюменской скважине, где наибольший коэффициент аномальности давлений, падение содержания битумоидов происходит.

Рпл, МПа.

О.

1,07.

1,26 е.

1,39®.

1,42 о 1,44 ~ 1,07 г О I «.

1,45 о.

1,44 о.

1.4 Ф1.4.

1,68о ^ f 68.

— Газ • - Нефть.

Ф — Пиробитум.

Тюменская СГ-6 Колвинская ГС Тимано-Печорская ГС.

1,87о.

250 Тпл,°С.

Рис. 4.6. Распределение нефте-газо-битумопроявлений в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин в зависимости от давлений и температур (по материалам КамНИИКИГС).

Бхл.

Бхл.

Тюменская скважина.

О, 30.

Рпл, Мпа скважина.

Ткрит= 110−120 «С Ркрит = 65 МПа.

Бхл.

Изменение критической температуры в зависимости от давления.

Ткрит, 'С.

Рпласт, аш.

Ткрит = 95−100 «С Ркрит = 60 МПа.

Рпл, МПа.

Тпл, «С.

Тимано-Печорская скважина.

Колвинская.

Рис. 4.7. Зависимость содержания Бхл от температуры и давления в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин в более жестких температурных условиях, в Колвинской скважине при меньшем коэффициенте аномальности в менее жестких и именно в Тимано-Печорской скважине, где вообще АВПД не зафиксировано, при еще меньших температурах. Это касается и абсолютных значений концентраций битумои-дов в переходной зоне: наиболее высокие значения (до десятых %) сохраняются в Тюменской скважине, ниже — в Колвинской скважине (до 0,05%) и самые низкие в Тимано-Печорской скважине. Вероятно, прослеживается консервирующее влияние АВПД на сохранность нефтяных УВ, хотя, возможно, действует не само аномальное давление, а высокая степень замкнутости системы. Изменение хлороформенных битумоидов в зависимости от температуры и давления по разрезам глубоких скважин можно описать полиномом вида:

Бхл = а*Рпл+Ь*Тпл+с (4.6).

Для Тюменской скважины, а = (-0.0267), b = 0.0138, с = 0,427. Коэффициент множественной корреляции Rm = 0,62 при количестве значений N = 526. Для Колвинской скважины, а = (-0.0074), b = 0.0018, с = 0,339. Rm = 0,62 при N = 354. Для Тимано-Печорской скважины, а = (0.0219), b = 0.1529, с = 0,198. Rm = 0,68 при N = 245.

Исходя из рассмотренных закономерностей распределения нефти, газа и битумоидов была сделана попытка определить максимальную глубину распространения углеводородов нефтяного ряда в зависимости от современной температуры и пластового давления. Для этой цели использовался линейный дискриминантный анализ (ЛДА). В качестве обучающей выборки использовались данные о давлении, температуре и насыщении 24 нефтяных и газовых залежей севера Западно-Сибирской и Тимано-Печорской провинций. В качестве классификатора было использовано насыщение, первая группа — газонефтяные залежи, вторая группа — только газовые. В результате реализации ЛДА была получена линейная дискриминантная функция, которая распознала оба класса с вероятностью Р=1.

R= -0.1 786 -Тпл — 0,6 659 -Рпл + 6.5104 (4.7) где Тпл — пластовая температура (°С), Рпл — пластовое давление (МПа). При R>0 — насыщение нефть, газпри R<0 — насыщение газ.

Для проверки полученной статистической модели фазового состояния углеводородов была использована контрольная выборка, состоящая из 89 случаев нефтегазопроявлений и залежей в указанных провинциях. Результаты приведены в таблице 4.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Основные научные и практические результаты работы заключаются в следущем.

Обосновано, что для более достоверного определения термобарических характеристик глубоких горизонтов, вскрытых глубокими и сверхглубокими скважинами, необходимо привлечение комплекса данных, включающих результаты пластоиспытаний в районе бурения, данные ГИС, технологические параметры бурения, оперативный контроль за содержанием газа в буровом растворе, а также разработка поправок за нестационарность теплового режима на больших глубинах. В результате на основании комплексных исследований были скорректированы данные распределения давлений и температур по разрезам Колвинской глубокой параметрической, Тимано-Печорской глубокой опорной и Тюменской сверхглубокой скважин. Приведен сравнительный анализ термобарических режимов на больших глубинах. Установлен ступенчатый характер распределения давлений в Колвинской и Тюменской скважинах с АВПД на больших глубинах, сопровождаемый ростом температурного градиента с глубиной.

На основании построенных карт и профилей распределения градиентов давлений и температур Тимано-Печорской и севера Западно-Сибирской НГП,. по данным большого объема фактического материала установлен различный характер изменения термобарического режима ниже региональных флюидоупоров на глубинах более 3−4 км, определяемый особенностями глубинного строения, мощностью осадочного чехла и влиянием глубинных газожидкостных потоков. Выявлены тенденции и закономерности развития АВПД на больших глубинах: аномальные давления развиты в зонах значительной мощности осадочного чехла, они имеют зональное и региональное распространение, причем площадь распространения может увеличиваться с глубиной и возрастом отложений (север Западной Сибири), ни в одной из изученных скважин не наблюдается восстановление гидростатических давлений с глубиной, разрезы скважин в зонах АВПД характеризуются широким развитием коллекторов и флюидоупоров, представленных разными литоти-пами пород, высокими содержаниями углеводородных и неуглеводородных газов.

Отмечено более широкое развитие нефтегазоносности на больших глубинах в зонах АВПД, при этом нефтеносность обычно концентрируется в верхней части данных зон. По результатам данных по термобарическим условиям и нефтегазоносности в Тимано-Печорской НГП и севере ЗападноСибирской НГП установлено фактическое развитие нефтеносности до значений температур 120−140°С, давлений — 65−70 МПа. Показано, что распределение микронефти по разрезам изученных глубоких и сверхглубоких скважин контролируется современными термобарическими условиями, при этом давление замедляет деструктивные процессы. На базе статистических методов выявлены различные корреляционные зависимости между пластовым давлением и температурой в нефтяных и газовых глубокопогруженных пластах зон АВПД, отражающих значительную роль газов в формировании АВПД. По данным нефтегазопроявлений на больших глубинах в Тимано-Печорской и севере Западно-Сибирской НГП выполнен линейный дискриминантный анализ, в результате получена вероятностно-статистическая модель, позволяющая определить нижнюю границу распространения углеводородов нефтяного ряда по термобарическим параметрам.

Впервые для севера Западной Сибири установлена зависимость между изотопным составом газов (углерода метана, гелия, аргона) и пластовым давлением, которая выражается в обогащении углерода метана тяжелым изото.

13 пом С, а инертных газов легкими изотопами в зонах АВПД.

В результате комплексных исследований литологических и петрографических особенностей пород, специфики состава вод и изотопного состава углеводородных и неуглеводородных газов на больших глубинах, а также термобарических условий, обоснованы модели формирования АВПД и нефтегазоносности в районах Колвинской и Тюменской скважин за счет влияния.

141 глубинных газожидкостных тепловых потоков (так называемых «плюмов»). Показано, что в районе Колвинской скважины такие потоки обусловили разрушение нефтяной залежи в силурийских карбонатных отложениях с образованием сероводорода и активизировали миграцию углеводородов из терри-генных нефтегазоматеринских пород нижнего девона, а в районе Тюменской скважины привели к выносу изотопно тяжелого метана из палеозойских отложений, подстилающих толщу сильно измененных базальтов триаса, и обеспечили высокую метанонасыщенность разреза вплоть до баженовской свиты. Отсутствие глубинных тепловых потоков в районе Тимано-Печорской скважины привело к более низкому температурному градиенту, газонасыщенности разреза ниже 4,2 км, отсутствию коллекторов и сохранению гидростатических давлений вплоть до вскрытого забоя скважины, несмотря на развитие регионального флюидоупора. Сделан вывод о том, что, в отличие от обычных глубин, на больших глубинах при оценке перспектив на нефть и, особенно, на газ необходимо учитывать влияние глубинных газожидкостных потоков.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Л.А. Основные типы флюидных систем осадочных нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа. 1997. — № 9. — С. 25−30.
  2. АВПД в нефтяных и газовых месторождениях СССР. Мелик-Пашаев B.C., Власенко В. В., Серегина В. Н., Титунина М. А. // Геология нефти и газа. -1980. -№ 4. С. 36−40.
  3. А.А., Ермолкин В. И., Филиппов В. П. Геохимические и термобарические исследования в практике нефтегазопоисковых работ//. Российский химический журнал. 1995. — том XXXIX, 5. — С.7−12.
  4. Ф.Н., Ростовцев В. Н., Устинов Ю. К. Природные совокупности и векторные системы нефтегазовых месторождений // Отечественная геология. 1997.-№ 12.-С. 3−5.
  5. Альбом-справочник вертикальных гидрогеохимической и термодинамической составляющих по тектоническим элементам Тимано-Печорской провинции / Мильков В. М., Руфов С. Б., Рахманина JI.M. Ухта, 1990. — 57с.
  6. Г. И., Бочкарев А. В., Соловьев Н. Н. Тектонодинамическая модель нефтегазообразования // Советская геология. 1985. — № 7. — С.3−13.
  7. К.А. Аномально-высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. М.: Недра, 1964. — 168 с.
  8. К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. М.: Недра, 1971. — 167с.
  9. Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр // Тезисы докл. первой всесоюзной научно-практической конференции 17−19 октября 1990 г. / Добрынин В. М., Серебряков В. А., Славин В. И. и др. Л., 1990.- 138 с.
  10. С.В. Гипотетический раннемезозойский палеоокеан в северной части Западносибирской низменности //Океанология. -1986.- Вып.З. С.467−472.
  11. А.Г. Генерация и первичная миграция углеводородов в глинистых нефтематеринских толщах // Геология нефти и газа. 1996. — № 7. — С. 4−12.
  12. М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопле-ния и геодинамические типы месторождений нефти и газа. // Геология нефти и газа. 2001. — № 3. — С.50−56.
  13. М.В., Сидоров В. А., Скарятин В. Д. Современная геодинамика и нефтегазоносность.//Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы третьей международной конференции. М: МГУ, 1999. — С. 25−26.
  14. К.И. Трещиноватость осадочных пород. М., Недра, 1982.254с.
  15. Т.В., Горбачев В. И., Попов С. Г. Особенности развития аномально высоких пластовых давлений на больших глубинах //Разведка и охрана недр. -М., 1999. № 11. — С. 42−44.
  16. Т.В., Попов С. Г. О генезисе АВПД и метана на севере Западной Сибири.// Геологическое изучение и использование недр: Информационный сборник. М., 1997. — Вып.4. — С. 20−23.
  17. В.А. Строение фундамента Западносибирской плиты в свете новой геолого-геофизической информации // Геотектоника. 1986. -№ 4. -С.117−121.
  18. .М., Кекух С. Г. Перспективы совершенствования технологии вскрытия и опробования ачимовских отложений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. — № 5. — С.27−32.
  19. В.И., Головань А. С., Шафран Е. Б. Тектоника и критерии нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции // Тектоника и критерии нефтегазонсоности локальных ловушек. М., 1987.
  20. Ю.К., Конюхов А. И., Карнюшина Е. Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991. — 286 с.
  21. Г. А., Кунин Н. Я., Танкибаев М. А. Исследование АВПД в палеозойской толще Прикаспийской впадины при поисках и разведке подсолевых нефтяных залежей. Геология нефти и газа. 1979. — № 7. — С.31−36.
  22. .М. О первичной и вторичной негомогенности изотопного состава углерода в мантии и продуктах ее дегазации // X Всесоюзн. симпозиум по стабильным изотопам в геохимии: Тезисы докладов. М., 1994. — С. 149 — 150.
  23. .М. Углеводородная дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений //Геология нефти и газа. 1997. — № 9. — С. 30−37.
  24. Н.Б. Литология и нефтегазоносность: Избранные труды. М.: Наука, 1990. — 264 с.
  25. В.В. Условия образования и залегания нефти. М: Недра, 1983.278с.
  26. Вероятные источники углеводородных флюидов / Готтих Р. П. Писоцкий Б.И. Пушкарев Ю. Д. Журавлев Д.З.: Тезисы докладов XV симпозиума по геохимии изотопов. М., 1998. — С.24−27.
  27. К.Е., Домецкая Т. В. Трещинно-блоковая структура земной коры и нефтегазоносность // Геология нефти и газа. 1991. — № 10. — С. 2−5.
  28. В.И., Гурари Ф. Г., Сурнин А. И. Геотермические условия нефтегазоносности Сибирской платформы // Советская геология. 1983. — № 10. — С. 49−56.
  29. В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и ее следствия // Геология нефти и газа. 1998. — № 6. — С. 2−12.
  30. И.Н., Леоненко Г. Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири, их вскрытие и опробование. М., 2000. — 364 с.
  31. Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1973.- 384 с.
  32. В.И., Жуков Ю. А., Шишкин М. А. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности. Екатеринбург, УрО РАН, 1992. — 112 с.
  33. В.И., Мерсон М. Э., Каплун В. А. и др. Использование статистических моделей определения ставок платежей за право пользования недрамипри разработке нефтяных месторождений Пермской области. Пермь, ПГТУ, 1995. -58 с.
  34. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины / Кабышев Б. П., Шпак П. Ф., Билык О. Д. и др. Киев: Наукова думка, 1989. — 204 с.
  35. Геофизические методы исследования скважин / Сорханов Н. Н., Савостьянов Н. А., Шакиров А. Ф. и др. М.: Недра, 1983. — 592 с.
  36. Л.Ш., Кабалык В. Г., Соседков B.C. Триасовые осадочные бассейны севера Западной Сибири: Бюллютень московского общества испытателей природы. Отдел геологический: В 61 томах. 1986. — Т.61, вып.61, — С.22−34.
  37. Глубинная тектоника древних платформ Северного полушария / Кропоткин П. Н., Валяев Б. М., Гафуров Р. А. и др // Тр. Геологического ин-та АН СССР, вып. 209. М.: Наука, 1971. — 330с.
  38. Ф.Ф., Ильиченко В. Л. Оценка параметров деформирования пород и поля современных напряжений по разрезу Кольской сверхглубокой скважины (СГ-3) // Российский геофизический журнал. 1999. — № 13−14. — С. 61−71.
  39. Р.П., Писоцкий Б. И., Бурмистренко Ю. Н. Восстановленные флюиды в разрезах нефтегазоносных басейнов // Советская геология. 1988. -№ 3. — С.33−42.
  40. А.А. О природе давлений во флюидных системах осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 1999. — № 11−12. — С.49−56.
  41. A.M. Термоупругий режим в замкнутых гидродинамических системах и некоторые следствия его проявления./ Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Труды ВНИГРИ, Ленинград, 1984 г. -С.124−131.
  42. С.А., Гуляев В. Г. Закономерности распределения микрокомпонентов в нефтях и пластовых водах Тимано-Печорской провинции // Народное хозяйство Республики Коми т.1.№ 2 -С.327−328.
  43. В.М., Серебряков В. А. Геолого-геофизические методы прогнозирования аномальных пластовых давлений. М., «Недра», 1989. 288 с.
  44. В.Ф., Загоруйко В. А., Ильин В. Д. Геотермические аномалии в Западном Узбекистане и их поисковое значение // Геология нефти и газа. -1983.-№ 8.-С. 52−54.
  45. Д.И., Леоньтев Е. И. Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., «Недра», 1984. 432 с.
  46. Ю.А., Лысенин Г. П. Вертикальная гидродинамическая зональность земной коры // Советская геология. 1986. — № 8. — С. 111−120.
  47. Т.П., Лопатин Н. В., Литвинова Н. В. Катагенез и углеводородный потенциал юрских отложений севера Западной Сибири // Геология нефти и газа.- 1986, № 1.- С.53−58.
  48. В.И., Скоробогатов В. А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. М.: Недра, 1986. — 222с.
  49. Закономерности размещения и критерии прогноза глубоких и сверхглубоких залежей нефти и газа: Сборник научных трудов ВНИГРИ. Ленинград, 1982.- 160с.
  50. Закономерности распределения аномально высоких пластовых давлений в нефтегазоносных басейнах / Новосилецкий P.M., Полутранко А. Ю., Савка Е. П., Шарун Д. В. // Геология нефти и газа. 1977. — № 9. — С.47−51.
  51. В.И. К вопросу о миграции нефти в природные резервуары. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 3, 1996 г.
  52. Изменение упругих и деформационных свойств пород в зависимости от длительности воздействия напряжения / Петров В. А., Звягинцев ЛИ. Полуэк-тов, Волков А. Б. // Вестник Московского университета, серия геология. 1998. — № 6. — С.
  53. Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД // Сб. научн. трудов ВНИГРИ. / Под ред. Славина В. И. Л., 1987. — 145с.
  54. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин / Справочник под редакцией Добрынина В. М. М.: Недра, 1988.-477 с.
  55. Исползование информации об аномально высоких пластовых давлениях в качестве поискового критерия залежей нефти и газа / Орлов А. А., Ляху М. В., Жученко Г. А., Омельченко В. Г. // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. -М.: Наука, 1988. С.55−59.
  56. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л. А. Польстер, Ю. А. Висковский, В. А. Николенко и др.- М.: Недра, 1984.- 200с.
  57. Л.Н. Гидрогеологические особенности существования нефти и газа на больших глубинах: Сб. Закономерности размещения и критерии прогноза глубоких и сверхглубоких скважин. // Тр. ВНИГРИ. Л., 1982. — С. 133 144.
  58. Катагенез и нефтегазоносность / Парпарова М. Г., Неручев С. Г., Жукова А. В. и др. Л.: Недра, 1981, — 240с.
  59. В.П. Механизм возникновения АВПД пермотриасового продуктивного комплекса Хапчагайского мегавала и его роль в формировании залежей газа // Геология и геофизика. 1986. — № 4. — С. 36−40.
  60. Ю.П., Войтов Г. И., Николаевский В. Н. / Эпоха метана не миф, а реальность! / Под ред. Коротаева Ю. П., Маргулова Р. Д.: В 3 кн. — М., 1996. -Кн. 2.-186с.
  61. Ю.П., Мирончев Ю. П., Гацулаев С. С. / Эпоха метана не миф, а реальность! / Под ред. Коротаева Ю. П.: В 3 кн. — М., 1996. — Кн. 1. — 273с.
  62. О. С. Алисиевич JI.H. Роль геолого-геохимических показателей в определении генезиса нефтегазовых месторождений // Советская геология. -1998. № 6. — С.11−17.
  63. А.А., Лапидус В. В., Скрябин В. Ю. Геолого-геохимические методы глубинного прогноза полезных ископаемых. М.: Наука, 1990. — 223с.
  64. А .Я., Вассерман Б. Я., Матвиевская Н. Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. — 336с.
  65. Р.И. Бурение скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Обзорная информация, серия бурение. М., 1981. вып. 13. — 24с.
  66. И.П. Решаюшие факторы формирования и критерии поиска крупных месторождений нефти и газа // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. Обзорная информация ВИЭМС. М., 1998. — 48с.
  67. М.Г., Вендельштейн Б. Ю., Тузов В. П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1975. -272с.
  68. И.И. Пластовые давления скоплений углеводородов экранирующих толщ и достоверность геологических методов их прогноза // Геология нефти и газа. 1986. — № 1. — 48с.
  69. К. Уплотнение пород и миграция флюидов: Пер. с англ. М.: Недра, 1982. — 295с.
  70. С.П., Г.Х. Дикенштейн, М. И. Лоджевская Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1984. -287с.
  71. С.П., Дикенштейн Г. Х., Лоджевская М. И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. М.:Недра, 1984.- 221 с.
  72. С.П., Дикенштейн Г. Х., Лоджевская М. И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1984. -288 с.
  73. С.П., Родионова К. Ф. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М.:Недра, 1981. — 367с
  74. Метан / Алексеев Ф. А., Войтов Г. И., Лебедев B.C., Несмелова З. Н. М.: Недра, 1978. — 310с.
  75. Методические указания по прогнозу и оценке аномально-высоких давлений (АВПД) / Славин В. И., Шевердяев В. В., Химич В. Д. и др. Л.: ВНИГРИ, 1987.- 135с.
  76. А. В. Старосельцев B.C. Механизм насоса в миграции флюидов. Новые идеи в геологии и геохимии нефти. Материалы третьей международной конференции. М.: МГУ, 1999. — С. 164 — 167.
  77. Н.А. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов. М.: Недра, 1979. — 298 с.
  78. .П., Митчелл А. Аномальные пластовые давления в процессе бурения: Происхождение-прогнозирование-выявление-оценка: Техническое руководство. Пер. с англ. М.: Недра, 1991. — 288 с.
  79. О.М. Неоднородности в разрезах Западной Сибири по данным геофизических исследований скважин. Тюмень, 1986.- С. 63−74.
  80. И.И., Салманов Ф. К. Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. М.: Недра, 1971. — 463с.
  81. И.И., Тихомиров Ю. П., Стовбун Ю. А. Нефтегазоносность отложений берриаса и юры на Уренгойском месторождении и задачи их изучения // Геология нефти и газа. 1984. — № 12. — С.9−13.
  82. Нефтегазоносность больших глубин М., «Наука», 1980 г.
  83. Нефти и газы месторождений зарубежных стран: Справочник под редакцией Высоцкого В. И. и Гусевой А.Н. М. Недра. — 1977. — 328с.
  84. Н.И., Меньшин А. Г. Зоны нефтегазонакопления в силурийско-нижнедевонских отложениях юга Хорейверской впадины// Геология нефти и газа, 1993.-№ 2. -С. 11−16.
  85. О путях формирования месторождений нефти и газа (на примере Тимано-Печорской провинции) / Кочетков О. С., Алисиевич Л. Н., Гайдеек В. И., Юдин В. М. // Геология нефти и газа. 2000. — № 5. — С.44−49.
  86. О трансформации глинистых минералов в присутствии органических соединений / Белов Н. В., Зхус И. Д., Крутова Г. И., Павлова Н.Н.// Доклады Академии наук СССР. 1974. — Т. 215, № 6. — С. 1454−1457.
  87. В.Г., Лурье А. И. Ерофеев В.Ф. Геотермические критерии нефтегазоносности недр. Киев: Наукова думка, 1976. — 143с.
  88. Особенности распределения изотопов С, Н, Аг, Не в природных газах глубоких горизонтов ДДВ. / Терещенко В. А., Хоха Ю. М., Гаврилов Е. Н., Хаба-рин Л.В. // VII Всесоюзный симпозиум по стабильным изотопам в геохимии: Сборник докладов. М., 1978. — С.63−34.
  89. Перспективы нефтегазоносности больших глубин / Черников О. А., Макаренко М. В., Ханин В. А. М.: Наука, 1985. — 96с.
  90. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа / Сурков B.C., Казаков А. И., Девятов В. П., Смирнов Л. В. Еха-нин А.Е. // Геология нефти и газа. 1998. — № 11. — С.8−20.
  91. Ю.А., Анисимов Л. А. Аномально-высокие давления в палеозойских отложениях западной бортовой зоны Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1977. — № 5. — С. 42−48.
  92. Ю.И. Флюидные плюмы литосферы, как механизмы нефтегазообразования //Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы третьей международной конференции. М: МГУ, 1999. — С. 192 194.
  93. И.Д., Борукаев Г. Ч. Геохимические особенности образования и разрушения нефти на больших глубинах // Геология нефти и газа. 1999. — № 34. — С.34−39.
  94. С.Г. АВПД, как критерий нефтегазоносности больших глубин по данным сверхглубокого бурения: Материалы конференции молодых специалистов КамНИИКИГС. Пермь, 1998. — С.22−23.
  95. С.Г. Влияние АВПД и напряженного состояния на фильтрацион-но-емкостные характеристики горных пород на больших глубинах: Материалы второй конференции молодых ученых КамНИИКИГС (сборник докладов). -Пермь, 1999.-С. 13−20.
  96. С.Г., Белоконь Т. В. Особенности термобарических условий глубокопогруженных отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: Материалы региональной научной конференции «Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья». Пермь, ПГУД998. — 92с.
  97. С.Г., Сиротенко Л. В. АВПД как индикаторы зон интенсивной разгрузки глубинных газов: Тезисы докладов Региональной научной конференции «Геология Западного Урала на пороге XXI века». Пермь, ПГУ, 1999. — С.214−215.
  98. Э.М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. -Ленинград: Недра, 1990. 283с.
  99. Проблемы нефтегазоносности байкальского фундамента Тимано-Печорской провинции / Кочетков О. С., Грунис Е. Б., Анищенко Л. А., Алисевич Л. Н. // Геология нефти и газа. 1999. — № 7−8. — С.25−36.
  100. Прогноз месторождений нефти и газа / А. Э. Конторович, Э. Э. Фотиади, В. И. Демин и др. М.: Недра, 1981, 350с.
  101. Происхождение и формирование состава природных газов по данным изотопной геохимии: Сборник научных трудов ВНИГРИ. Ленинград, 1981. -137с.
  102. .К., Гальянова Т. И., Пименов Ю. Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. М.: Недра, 1987. — 200с.
  103. В.Ф. Размещение нефти и газа в регионах мира. -М.: Наука, 1978. -159с.
  104. Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности: Сборник научных трудов КамНИИКИГС. Пермь, 2000. — 298с.
  105. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения/Конторович А.Э., Нестеров И. И., Лившиц В. Р. и др. // Геология нефти и газа. 1998.- № 9, — С.2−9.
  106. К.Ф., Максимов С. П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М.: Недра, 1981. — 367с.
  107. А.Б. Осадочная оболочка Земли. М.: Наука, 1980. — 78с.
  108. С.Н. Изменение пористости аргиллитов с глубиной в Тимано-Печорской, Колвинской и Тюменской сверхглубоких скважинах // Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994 г. — № 7−10, — С.2−6.
  109. Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах // Геология нефти и газа. 1995. — № 9. — С. 5−16.
  110. JI.B., Попов С. Г. Влияние напряженного состояния пород на развитие глубинных коллекторов: Тезисы докладов Региональной научной конференции «Геология Западного Урала на пороге XXI века» Пермь, ПГУ, 1999. — С.215−218.
  111. Словарь по геологии нефти и газа. Ленинград, «Недра», 1988, 680с.
  112. .А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования // Вестник Московского университета, серия геология. 1996. — № 4. — С. 28−35
  113. .А., Абля Э. А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: ГЕОС, 1999. — 76 с.
  114. А.Н., Протосеня А. Г. Механика деформирования и разрушения горных пород. М.: Недра, 1992. — 223 с.
  115. B.C. Рифтогенез и нефтегазоносные бассейны Сибири // Геология нефти и газа. 1998. — № 10. — С.33−36.
  116. B.C., Смирнов J1.B., Жеро О. Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западносибирской плиты // Геология и геофизика. Новосибирск, 1987. — № 9. — С.3−11.
  117. Тепловой поток Сибири / Дучков А. Д., Болобаев В. Т., Лысак С. В., Соколова Л. С., Девяткин В. Н. Володько Б.В., Левченко А. Н. // Геология и геофизика. 1982. -№ 1. — С.42−51.
  118. Термобарические условия и геологоразведочные работы в сверхглубоких депрессиях / Афанасьев Ю. Т., Томкина А. В., Авров В. П. и др. М.: Наука, 1981.-92с.
  119. Термодинамическая устойчивость мантийных углеводородов / Зубков B.C., Бычинский В. А., Карпов И. К., Степанов А. Н. // Геология нефти и газа. -2000.-№ 2.- С.59−63.
  120. А.В., Звягин Г. А., Попов С. Г. Прогноз АВПД и напряженного состояния горных пород в разрезе Тюменской СГ-6: Тезисы докладов совещания «Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины». Пермь, 1995. — С.60−62.
  121. А.А., Нестеров И. И., Геодекян А. А. Принципы обоснования теорий нефтегазообразования и формирования залежей углеводородов // Известия АН СССР, серия геологическая. 1983. — № 12. — С. 13−17.
  122. Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования: Сборник докладов. Пермь, 1996. — Вып. 4. — 376 с.
  123. У.Х. Аномальные пластовые давления. М.: Недра, 1980. — 398 с.
  124. Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982.- 705 с.
  125. Дж. Геохимия и геология нефти и газа: Пер. с англ. М.: МИР, 1982.-704с.
  126. Г. В., Еременко Н. А., Арье А. Г. Аномально-высокие пластовые давления в природных геофлюидодинамических системах // Геология нефти и газа.- 1997.-№ 5.-С. 19−28.
  127. Н.В., Прасолов Э. М. Промежуточный комплекс севера Западной Сибири возможный источник углеводородов //Доклады академии наук СССР. — М.: Наука, 1988. — том 300, № 2. — С. 422 — 426.
  128. В.П. Особенности выделения коллекторов в отложениях с АВПД //Сб. Перспективы нефтегазоносности отложений Западной Сибири. Тюмень, 1989 г. С. 66 — 70.
  129. В.П. Особенности распределения АВПД в юрских отложениях севера Западной Сибири. /Сб. Нефтегазоносность отложений Западной Сибири по геофизическим данным. Тюмень 1986 г. С. 57 — 63.
  130. А.Н. Критерии прогноза фазового состояния залежей углеводородов // Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. -№ 1. — С.7−12.
  131. Ю.А., Горбачев В. И., Белоконь Т. В., и др. Анализ результатов гидрогеологических исследований глубоких и сверхглубоких скважин // Гидрогеология, инженерная геология: Обзор / ЗАО «Геоинформмарк». М., 1999. -82с.
  132. Шустер B. JL, Такаев Ю. Г. Мировой опыт изучения нефтеносности кристаллического фундамента // Разведочная геофизика: Обзор / ЗАО «Геоинформмарк». М., 1997, — 71с.
  133. В.Л., Элланский М. М., Дунаев В. Ф. Оценка перспектив освоения нефтегазонакоплений в фундаменте на основе анализа рисков // Геология нефти и газа. 1999. — № 7−8. — С.41−45.
  134. Л.Е. Роль метаморфизма базальтового основания осадочных бассейнов в эволюции земной коры // Серия геологическая. 1992. — № 9. — С.41−61.
  135. Л.Е., Боревский Л. В. Гидродинамическая реакция системы вода-порода на химические и термические объемные деформации // Геохимия. -1994. -№ 8−9.-С. 1227−1239.
  136. В.П. Интенсивное газонакопление в недрах. Ленинград, 1984.124 с.
  137. David J. Bardin Deep Gas Theory as an Exploratory Tool // Energy Exploration & Exploitation 5 (1987) 255−264.
  138. Harkins K.L., Baugher J.W. Geological significance of abnormal formation pressures. // Petroleum Technol. № 21. — P. 961−966.
  139. John D. Grace, George F. Hart Giant Gas Filds of Northern West Siberia // The American Association of Petroleum Geologists Bulleten V.70, No.7 (July 1986), P.830−832.
  140. Kai Hsu, Minerbo G.N., Hashem M., Betan C.L., Plumb R. Выявление пластов с аномально высокими давлениеми (АВПД) с помощью акустического каротажа в процессе бурения. Oil and Gas J. № 31, 1997.
  141. H.D., 1972. Heat influences size of oil giants, 1. Oil Gas J., 69(29): 136, 141−144- Part 2, 70(30): 76−78.1.wis C.R., Rose S.C. A theory relating high temperatures and overpressures. // Petroleum Technol. № 22. — 1970. — P. 11−16.
  142. Magara K. Compaction and Fluid Migration (Practical Petroleum Geology) Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam-Oxford-New York 1978.
  143. J.S., Simmons E.C. Диффузия метана и этана через кепрок коллектора в связи с началом и продолжительностью катагенеза. Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 1 1997 г.
  144. D.R., 1972. Statistical study of geopressured reservoirs in southwest Louisiana. SPE 3888, 3rd Symp. on Abnormal Subsurface Pore Pressure, Louisiana State Univ., Baton Rouge, La., May.
  145. Price L.C. Clayton S.L., Rumen L.L. Organik geochemistri ob the 9,6 km Bertha Rogers No 1 Well, Oklahoma //Organik geochemisty. -1981.-Vol.3.-P.59−77.
  146. W.C., 1973. How to evaluate potential gas and oil source rocks. World Oil, 176(5): 71−75.
  147. А.И. Способы оценки и прогноза геофлюидальных давлений на основе данных ГИС в нефтегазовых районах Западной Сибири: Автореф. дис. кандидата геол.-мин. наук. М., 1990. — 20с.
  148. С.А. (ответственный исполнитель) Формирование геофлюидальных систем Тимано-Печорской провинции и типизация их составляющих (нефтей, газов, вод). / Отчет по объекту 184. Фонды ТП НИЦ, Ухта, 1999.
  149. О.А. (ответственный исполнитель) Сформировать базу данных ГИС, выполнить интерпретацию материалов и построить геологогеофизические разрезы по Тюменской СГС./Отчет по теме 1 430 671 859.-Фонды ГНПП Недра, Ярославль, 1999.
  150. Ю.А. (ответственный исполнитель) Выполнить научное обобщение и составить окончательный отчет по Колвинской параметрической скважине. / Отчет по теме 1 430 671 404. Фонды КамНИИКИГС, Пермь, 1997.
  151. Г. А. (ответственный исполнитель) Выполнить комплексную интерпретацию геолого-геофизических данных по Тюменской СГ-6 с целью выделения и оценки продуктивных объектов. / Отчет по теме 816. Фонды КамНИИКИГС, Пермь, 1995.
  152. Г. А. (ответственный исполнитель) Разработать и внедрить рекомендации по комплексной ГИС и ГТИ для геолого-технологического обеспечения проводки ГС и СГС в осадочных разрезах. / Отчет по теме 4 826 850 363. -Фонды КамНИИКИГС, Пермь, 1989.
  153. Г. А. (ответственный исполнитель) Разработать рекомендации по прогнозу АВПД и оценке напряженного состояния горных пород приствольной зоны СГС. / Отчет по теме 4 826 850 435. Фонды КамНИИКИГС, Пермь, 1991.
  154. В.П. (ответственный исполнитель) Выполнить специальные исследования керна СГС-6 для интерпретации ГИС./Отчет по теме 1 430 672 412.-Фонды КамНИИКИГС, Пермь, 1997.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?