Методика поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Рубрика в журнале - Геология нефти и газа
Искусственный интеллект - важный инструмент современного геолога
Статья научная
В статье представлены методики и разработки сотрудников научно-производственного центра «Нейросейсм» Татарского геолого-разведочного управления ПАО «Татнефть», основанные на применении высокоуровневых языков программирования для реализации новых подходов в обработке и интерпретации результатов сейсморазведочных работ с использованием нейрокомпьютерных технологий. Разработанная в Татарском геолого-разведочном управлении ПАО «Татнефть» и защищенная двумя патентами Российской Федерации нейрокомпьютерная технология прогнозирования нефтеперспективных объектов, базирующаяся на решении задач методами искусственного интеллекта, обеспечивает извлечение более полной информации из сейсмических данных. Нейрокомпьютерная система представляет собой обучающуюся многослойную нейронную сеть. Примерами для обучения сети являются отраженные волны, регистрируемые в местах подтвержденных залежей нефти. Настроенная и обученная нейронная сеть в дальнейшем используется при анализе сейсмических профилей и 3D-сейсмических кубов на площади работ. По результатам нейрокомпьютерных исследований строятся прогнозные карты нефтеперспективности продуктивных отложений, на основе которых выдаются рекомендации на проведение поисково-разведочных работ. На протяжении 2014-2018 гг. разработана новая модификация технологии «Нейросейсм», получившая название «Нейросейсм-Foreground», позволяющая произвести адаптацию и оптимизацию данной технологии для прогнозирования нефтеносности франско-фаменского карбонатного комплекса. Программа «Нейросейсм-Foreground» осуществляет автоматизированный поиск наилучшей обучающей выборки сейсмического сигнала на основе самотестирования. Программа предназначена для выявления или уточнения перспектив нефтеносности доманиковых отложений, позволяет значительно снизить риски при заложении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин за счет выделения участков, аналогичных по добывному потенциалу районам расположения обучающих скважин с промышленно эксплуатируемыми залежами в доманиковых отложениях
Бесплатно
Статья научная
Приведены результаты геохимических исследований нефти одного из старейших месторождений Азербайджана - Локбатан - современными инструментальными методами анализа: хромато-масс-спектрометрией, синхронным термическим анализом, элементным анализом, масс-спектроскопией с индукционно связанной плазмой. На месторождении наиболее высокопродуктивными являются горизонты VI-VIa, залегающие на глубине 500-700 м, хотя в пределах собственно Локбатанской складки все горизонты от I до VIII нефтеносны. Высота залежи горизонтов VI-VIa равна 300 м. Исследования потенциального фракционного состава проб нефти месторождения Локбатан проводились на синхронном термическом анализаторе. Углеводородный и биомаркерный составы нефтей определялись методом хромато-масс-спектрометрии. Показано, что нефть является парафинонафтеновой с содержанием ароматики ≈ 13-20 %. Показатель Pr/Ph и отсутствие трициклических терпанов Т19-Т26 характеризуют бассейн седиментации и определяют источник органического вещества, судя по олеанановому индексу, свидетельствующему о большом вкладе наземной растительности и сапропелево-гумусовом генезисе нефти. Расчеты отношений: олеанан/H30 = 0,48 и регулярных стеранов St27 / St28 / St29 = 26/25/49 также свидетельствуют о преобладании высших наземных растений. Подсчитан коэффициент нечетности - СРI = 1,12-1,75, указывающий на высокое содержание нечетных n-алканов, что связано с окислительной обстановкой осадконакопления, свидетельствующей о зарождении органического вещества в мелководном бассейне. Все анализируемые пробы нефти месторождения Локбатан являются железистыми; предложен концентрационный ряд микроэлементов, содержащихся в исследуемых пробах нефти. Преобладающими микроэлементами, помимо железа, являются титан и никель
Бесплатно
Статья научная
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в России. Основные газовые залежи находятся в ботуобинском, хамакинском и талахском продуктивных горизонтах венда. Месторождение приурочено к крупной неантиклинальной ловушке в северо-восточной части Непского свода и характеризуется довольно сложным геологическим строением, в связи с чем возникает большое число вопросов при его освоении. Для оптимизации кустового бурения и повышения эффективности разработки Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения выполнен прогноз и уточнено распространение коллекторов и их литологическая принадлежность в пределах еще не разбуренных эксплуатационных кустов скважин с настройкой по пробуренным скважинам. В статье рассмотрена методика комплексирования выделенных по данным ГИС литотипов с данными сейсморазведки на основе применения инновационного алгоритма нейронных сетей. Дано описание разработанной авторами статьи новой методики построения локальных прогнозных геологических моделей, которая включает: переинтерпретацию данных ГИС в эксплуатационных скважинах, комплексную интерпретацию данных сейсморазведки и бурения по методике обучающихся нейронных сетей, построение адаптивных геологических кустовых моделей продуктивных горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. В результате получены кубы литологии с учетом скважинных данных и кубы вероятностей выделенных литологических разностей. Представлено сравнение полученных кубов литологии с результатами геологического моделирования при подсчете запасов. Отмечается более дифференцированное распределение литологических разностей по разрезу продуктивных горизонтов и, как следствие, - более дифференцированные карты эффективных толщин. Использование предложенного инструмента позволит уточнить распределение зон с улучшенными коллекторскими свойствами для оптимизации размещения кустов добывающих скважин и повысить эффективность разработки терригенных отложений венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Бесплатно
Статья научная
Изучение разреза целевых средне- и верхнедагинского подгоризонтов (N11-2dg - ранний - средний миоцен, ОГ 6а - ОГ 6) в пределах Киринского перспективного лицензионного участка шельфа Охотского моря выполнено на основе комплексного анализа скважинных и сейсмических данных. В изучаемом интервале выделено семь седиментационных циклитов (SB6-SB0), для каждого из которых построены фациальные схемы. Исследования показали, что в течение большей части указанного периода преобладал регрессивный характер осадконакопления, в результате чего был сформирован проградационный пакет парасиквенсов (SB6-SB2). В конце дагинского времени регрессия сменяется агградацией. Сформированный в это время циклит SB1 характеризуется высокой песчанистостью и хорошей латеральной выдержанностью. Завершает формирование дагинского комплекса развитый локально трансгрессивный циклит SB0. Ареал его распространения ограничивается западной частью Киринского участка. Такие особенности строения верхнедагинского подгоризонта обусловили несоответствие индексации продуктивных пластов используемой на объектах западной части исследуемой площади (Лунское, Южно-Лунское месторождения) схеме расчленения целевого продуктивного разреза, принятого на Киринском, Южно-Киринском и Мынгинском месторождениях южной и восточной частей изучаемой площади. Результаты исследований, приведенные в данной статье, позволяют увязать в единую непротиворечивую систему все полученные в процессе геологического изучения месторождений фактические данные о строении продуктивного разреза крупного активно развивающегося газодобывающего района
Бесплатно
Поверхностные индикаторы залежей углеводородов (Карпаты)
Статья научная
В украинской части Карпатской нефтегазоносной провинции находятся бездействующие и действующие поверхностные выходы углеводородов. Часть из них образовалась в результате разработки месторождений нефти и озокерита. В трехмерной интерпретации геологических объектов их можно принять за индикаторы поверхностных залежей нефти удовлетворительного качества. Объектами исследований выбраны структурно-формационные образования палеогенового, неогенового возраста, развитые во Внешних Карпатах и Предкарпатском прогибе. Они сохранили признаки миграции, стратиформного распределения нефти и флюидов в эоценовых глинах, кремнисто-мергелистом горизонте олигоцена, микрофауне. Определяющую роль в миграционных процессах углеводородов авторы статьи отводят геохимическим факторам, физико-химическим свойствам нефти, фракционированию, метасоматическим изменениям, геологическим преобразованиям среды. В открытой термодинамической системе непостоянной геолого-геохимической среды происходит миграция флюидов с образованием органических и неорганических минералов. Аллохтонные стяжения с внутренними инкрустациями содержат нефть и озокерит и могут свидетельствовать о разрушении нефтяных залежей при геодинамическом режиме системы область питания - бассейн седиментации
Бесплатно
Статья научная
Статья посвящена проблеме оценки коэффициента вытеснения нефти водой из трещиноватых карбонатных коллекторов при моделировании лабораторного заводнения. С помощью фильтрационной установки, обеспечивающей термобарические пластовые условия, и интегрированного с ней медицинского рентгеновского компьютерного томографа Toshiba Aquilion 16 воспроизведен процесс вытеснения нефти водой. Экспериментальные исследования выполнялись на цилиндрическом фрагменте полноразмерного керна кавернозно-трещиноватого карбонатного коллектора. Для сопоставления результатов с классическим подходом проведены опыты по физическому моделированию карбонатного коллектора на образцах стандартного размера, изготовленных из протестированного на первом этапе полноразмерного керна. Анализ данных показал влияние масштабного эффекта на результаты. При определении нефтенасыщенности/коэффициента вытеснения одновременно использовались методы рентгеновской компьютерной томографии и материального баланса по подсчету всех выделившихся из модельного пласта флюидов
Бесплатно
Статья научная
На начальном этапе разработки месторождения крайне важным является всесторонний анализ всей имеющейся геолого-геофизической информации. Особое внимание уделяют комплексированию скважинных данных и материалов 3D-сейсморазведки, что позволяет выполнить прогноз распространения фаций в межскважинном пространстве и определить интервалы коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Для получения качественного пространственного прогноза по сейсмическим данным необходима работа с амплитудным кубом путем его преобразования, например в кубы акустического импеданса, упругих параметров среды или псевдопесчанистости, а также анализ срезов различных сейсмических атрибутов в исследуемом интервале. Атрибутный анализ предполагает не только качественную, но и количественную оценку кинематических и динамических параметров сейсмической записи, что позволяет более детально провести районирование территории. В настоящее время данные 3D-сейсморазведки являются основной информацией при построении трехмерных геологических моделей месторождения. Исследования авторов статьи направлены на изучение возможностей сейсморазведки при анализе пространственной изменчивости фаций совместно с интерпретацией скважинных данных, применение сейсмического инверсионного куба для построения концептуальной геологической модели, а также на разработку подхода комплексной интерпретации данных 2D и 3D-сейсморазведки. В статье показано комплексирование геолого-геофизической информации для построения сейсмофациальной модели пластов Ю2-4 на примере одного из нефтегазоконденсатных месторождений. Оно расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, в северной части Гыданского полуострова и частично в акватории Обской губы. Изучаемая территория является малоизученной: здесь пробурено четыре глубоких скважины и только из двух скважин отобран керн
Бесплатно
Статья научная
В статье представлены результаты исследований серпентинизированных ультрабазитов, входящих в комплекс пород фундамента Герасимовского лицензионного участка, расположенного в Уватском нефтегазоносном районе на юге Тюменской области. Состав и строение фундамента влияют на характер магнитного и гравитационного полей. На Герасимовской площади массивы серпентинизированных перидотитов залегают на глубине около 3 км, не выделяясь яркими положительными аномалиями, поэтому контуры магматических тел обозначить проблематично. Рельеф фундамента определяет мощности коры выветривания, а вещественный состав коренных пород фундамента предопределяет состав обломочной части и глинистых компонентов в осадочных породах чехла. Также существует связь состава и структуры пород фундамента с литологическими особенностями отложений в нижних горизонтах осадочного чехла, что важно учитывать при выборе направлений работ на поиски и разведку месторождений углеводородов. Изучение фундамента поможет расшифровке геологической и тектонической истории района, поскольку влияние различных тектонических факторов на нефтегазоносность может отражаться в палеогеографии, литолого-геохимических особенностях перспективных отложений. Все результаты изучения керна, представленные в статье, являются оригинальными. В рамках статьи дана петрологическая характеристика особенностей структуры пород, слагающих крупный ультрабазитовый массив; проведено сопоставление c cерпентинитами соседней Катысской площади; описаны типичные минеральные составы разновидностей серпентинитов и серпентинизированных ультрамафитов, освещены особенности химического состава, приведены микрофотографии шлифов. Правильная методика определения разновидностей серпентинитов заключается в использовании точных методов для подтверждения светооптической диагностики. По результатам исследований фильтрационно-емкостных свойств серпентинизированные перидотиты и серпентиниты Герасимовского лицензионного участка относятся к породам с низкой пористостью и проницаемостью: пористость - 0,2-5,2 %, проницаемость - (0,01-0,06) · 10-3 мкм2. Плотность пород составляет 2,62-2,63 г/см3. По описанию шлифов и по железистости серпентиниты Герасимовского лицензионного участка отвечают петельчатым апоперидотитовым серпентинитам. Было высказано предположение, что серпентиниты Герасимовской и Катысской площадей представляют собой не отдельные тела, а крупные зоны серпентинитового меланжа, в основе формирования которых лежит процесс протрузивного внедрения серпентинитов. В результате проведенных исследований получены новые данные о породах фундамента, которые позволят повысить точность интерпретации геофизических данных при геологическом картировании Уватского района
Бесплатно
Типы месторождений углеводородов в южной части Предуральского прогиба
Статья научная
В южной части Предуральского краевого прогиба открыто свыше 50 месторождений нефти и газа в отложениях пермского, каменноугольного и девонского возраста. На севере рассматриваемой территории, в Юрюзано-Сылвенской депрессии, продуктивными являются преимущественно отложения среднего и верхнего карбона. Месторождения приурочены к локальным поднятиям, расположенным на структурно-тектонических террасах, ступенчато спускающихся в восточном направлении. Южнее, в пределах Бельской депрессии и Шихано-Ишимбайской седловины, месторождения приурочены к турнейско-франским и артинским отложениям. Распространены залежи структурного и структурно-тектонического типов. Многие месторождения приурочены к органогенным постройкам. В пределах Мраковской депрессии выделено три типа месторождений. К первому типу отнесены месторождения, расположенные в западной части депрессии и приуроченные к сакмарско-артинским рифовым массивам. Месторождения второго типа находятся на востоке и сопряжены с антиклинальными складками в висячих крыльях надвигов (кинзебулатовский тип). Месторождения центральной части Мраковской депрессии, заключенные между западной бортовой зоной и надвиговыми структурами Южного Урала, отнесены к третьему (белоглинскому) типу. В нем углеводороды сосредоточены в трещиноватых известняках ардатовского горизонта. Перспективы рассматриваемой территории связаны с малоизученными отложениями рифея, венда и нижнего палеозоя, автохтонными частями надвигов в западном обрамлении Южного Урала, нижнепермскими органогенными постройками, а также флишевыми отложениями, заполняющими Предуральский краевой прогиб. Важно отметить, что в Предуральском прогибе не проводились исследования по оценке перспектив нетрадиционных источников углеводородов, например битуминозных сланцев доманикового возраста
Бесплатно
Статья научная
Исследование керна и комплексная интерпретация геолого-геофизической информации, выполненные в рамках опытно-промышленной разработки на туронской залежи одного из крупнейших на юго-востоке Ямало-Ненецкого автономного округа Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения, позволили выявить новые закономерности формирования низкопроницаемых коллекторов газсалинской пачки, существенно уточнить ее литолого-минералогическую и седиментологическую модели. Было установлено, что распределение пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах площади исследований контролировалось расстоянием до береговой линии, палеотектоническими особенностями развития территории и палеорельефом морского дна, а также вторичными процессами размыва, переноса и переотложения осадочного материала придонными, гравитационными, штормовыми и волновыми течениями. В статье предложена седиментологическая модель туронских отложений, контролируемая так называемыми конусами выноса мутьевой взвеси, переносившими тонкоотмученный обломочный материал на огромные расстояния (более 100 км от береговой линии). Существование трех наиболее крупных конусов выноса способствовало формированию проксимальных зон с улучшенными коллекторскими свойствами, четко выраженных на каротажных диаграммах, которые авторы статьи рекомендуют в качестве первоочередных объектов разработки
Бесплатно
Статья научная
Цифровая геологическая модель является основой для решения задач поисков и разведки, оценки ресурсов и запасов природного сырья, проектирования систем разработки месторождений, сопровождения бурения. Моделирование литологической неоднородности продуктивных отложений - одна из самых сложных и важных задач трехмерного геологического моделирования, поскольку именно модель литологии служит основой распределения фильтрационно-емкостных свойств в резервуаре и коэффициентов нефтегазонасыщенности в пределах залежей углеводородов. Поэтому совершенствование методики создания модели литологии с учетом процессов вторичной карбонатизации пород актуально в геологическом моделировании. Комплексный анализ данных позволил выделить карбонатизированные разности в отложениях викуловской свиты, определить их генезис и фильтрационно-емкостные свойства, площадное распространение в пределах Ем-Еговского лицензионного участка, усовершенствовать методику создания трехмерной модели литологии с учетом вторичных процессов карбонатизации в отложениях пластов ВК1-3. Обоснован трехэтапный процесс создания куба литологии
Бесплатно
