Нефть Баженовской Свиты

Последнее сообщение
NoName01 241 12
Дек 12

Кто что думает? (вот такой вопрос, без четкой формулировки, чтоб сразу Вас не ограничивать Smile)
Кто какой гипотезы придерживается? (имеются ввиду гипотезы как генезиса самих коллекторов, так и гипотезы формирования аномальных разрезов?)
Какие методы поиска перспективных зон считаете применимыми? Какие методы локализации?
Ну и информацией делимся Wink

sNeG 845 11
Авг 13 #51

ЮС0  - это уже салымский район а не вартовский, там нет песчаников в разрезе бажена. На вашей каротажке аномальный разрез

Vladimir_K 73 8
Окт 13 #52

В продолжение темы:
http://neftegaz.ru/analisis/view/8104

volvlad 2232 14
Окт 13 #53

Vladimir_K пишет:

В продолжение темы:
http://neftegaz.ru/analisis/view/8104

О, знакомые все лица...

DimA1234 274 13
Окт 13 #54

sNeG пишет:
ЮС0  - это уже салымский район а не вартовский, там нет песчаников в разрезе бажена. На вашей каротажке аномальный разрез

То есть, ЮС-0 в салымском районе стратиграфически находится внутри бажена, а не сразу под ним?

Почему же он тогда называется ЮС-0?

 

sNeG 845 11
Окт 13 #55

А как ему еще называться, пласт Ю0 приурочен к баженовской свите и ее аналогам 

DimA1234 274 13
Окт 13 #56

sNeG пишет:
А как ему еще называться, пласт Ю0 приурочен к баженовской свите и ее аналогам 

А нельзя ли привести описание пласта ЮС0 из подсчета запасов (глава про геолого-геофизическую характеристику) по любому из месторождений в том районе?
А ещё лучше - с каротажкой.

sNeG 845 11
Окт 13 #57

Пласт Ю0 приурочен к глинистым отложениям баженовской свиты, представленным чередованием массивных и пластинчато-листоватых битуминозных глин. Коллекторскими свойствами охарактеризована, главным образом, матрица, так как породы-коллекторы, входящие в состав баженовской свиты, разрушаются по присутствующим в них трещинам и кавернам и на поверхность поступают чаще всего в виде шлама. Сохранившиеся образцы керна пород-коллекторов при изготовлении из них цилиндров также разрушаются. Исследования образцов, представляющих собой в подавляющем большинстве «матрицу», а не коллектор, путем определения открытой пористости после экстракции образцов и их сушки, а также оценки их проницаемости и водоудерживающей способности не представляет смысла, так как получаемые в результате этих исследований данные невозможно использовать для целей подсчета запасов.
По данным рентгено-структурного анализа основным минералом глин баженовской свиты являются смешано-слойные образования ряда гидрослюда-монтмориллонит. В качестве второстепенных минералов выявлены  гидрослюда, хлорит и каолинит. Глинистый материал баженовских отложений обильно насыщен метаморфизованным органическим веществом, которое обусловливает хрупкость и относительную прочность пород, а также карбонатным пелитоморфным материалом магнезиально-кальциевого состава. Среди основной глинистой массы присутствует алевритовый материал, представленный халцедоном, кальцитом, пиритом и другими минералами. По вещественному составу глины пласта Ю0 Правдинского месторождения хорошо сопоставляются с детально изученными отложениями Салымского месторождения.
Общая и открытая пористость продуктивных зон баженовской свиты выше, чем у глин вмещающих свит, залегающих на тех же глубинах или гипсометрически несколько выше, что объясняется многими исследователями разуплотнением пород в связи с действием АВПД. Из коллекторских свойств практическое значение имеет лишь величина открытой пористости, определенная без экстракции образцов, т.к. экстракция ведет к образованию межслоевой микротрещиноватости, которая приводит к разрыхлению породы и к росту величины открытой пористости.  Открытая пористость экстрагированных оказалась в два с лишним раза выше, чем у неэкстрагированных

Вот из одного подсчета запасов, вернее "попытки подсчета запасов".

DimA1234 274 13
Окт 13 #58

sNeG пишет:
Вот из одного подсчета запасов, вернее "попытки подсчета запасов".

Спасибо, очень интересно.

Vladimir_K 73 8
Янв 14 #60

Есть мнение:
http://angi.ru/news.shtml?oid=2808496

Unknown 1646 14
Янв 14 #61

Логично, варенье в банке есть, но есть ли подходящая ложка?
Шелл и ГН это проверят на лучшей банке
http://www.worldoil.com/Shell_venture_starts_fracking_giant_Russian_shale_formation.html

AKazak 64 9
Янв 14 #62

Unknown пишет:
Логично, варенье в банке есть, но есть ли подходящая ложка?
Шелл и ГН это проверят на лучшей банке
http://www.worldoil.com/Shell_venture_starts_fracking_giant_Russian_shale_formation.html

SPD справедливо констатируют, что их бажен больше похож на Баккен.
Похоже, что этот участок не представителен для всей Западной Сибири.

visual73 2142 13
Янв 14 #63

Практически ничего не нашёл в общем доступе про пластовый флюид баженовской свиты. Как всегда "керн - наше всё!". Понятно что проблемы связаны именно с вопросом как это всё посчитать и потом извлечь, проблема в основном с породой. Но и нефть же там не просто 840 кг/м3 и 20 м3/м3. Хотя для меня всякая нефть интересная, даже такая, главное чтобы материал был первичный.
Как я понял в баженовской свите нефть летучая, т.е. с большим газосодержанием и лёгкая. Где-то проскальзовали даже газовые шапки... И температура там жжёт! Есть кому что сказать по этому поводу?

sNeG 845 11
Янв 14 #64

Газ на салыме получен вместе с нефтью из некоторых скважин. Температура жжет это точно, в некторых скважинах соответствует температуре в палеозое, отсюда родилась гипотеза что бажен подпитывается из палеозоя, нефть мигрирует по разломам.

vak 208 7
Фев 14 #65

sNeG пишет:
Газ на салыме получен вместе с нефтью из некоторых скважин. Температура жжет это точно, в некторых скважинах соответствует температуре в палеозое, отсюда родилась гипотеза что бажен подпитывается из палеозоя, нефть мигрирует по разломам.

И еще потому, что в бажене нашли палеозойские микрофоссилии.

Vladimir_K 73 8
Фев 14 #66

Гипотеза такова (подкрепляется ростом температуры в процессе эксплуатации) существует две трещинных системы верхняя - баженовская (развита по "карбонатам") и нижняя палеозойская связанные между собой магистральными разломами (последняя стадия разрушения) на начальном этапе при получении притоков из бажена вырабатывается верхняя трещинная система характеризующаяся самой легкой нефтью (зеленая, оранжевая, прозрачная) в процессе выработки запасов подключается погруженный трещинный резервуар в фундаменте содержащий смесь нефтей (более высокая плотность, бурого цвета не сильно на вид отличающаяся от тюменской). Газ часто встречается в фундаменте возможно как наиболее легкоподвижный флюид в процессе нисходящей миграции из бажена (АВПД бажена + подвижки блоков фундамента). Объемы нижнего резервуара несоизмеримо больше верхнего.

Кроме того в ряде высокодебитных скважин из-за неконтролируемого отбора формировались газовые затворы при сбросе в "прискважинном" пространстве пластового давления ниже давления насыщения. 

vak 208 7
Фев 14 #67

Vladimir_K пишет:

Гипотеза такова (подкрепляется ростом температуры в процессе эксплуатации) существует две трещинных системы верхняя - баженовская (развита по "карбонатам") и нижняя палеозойская связанные между собой магистральными разломами (последняя стадия разрушения) на начальном этапе при получении притоков из бажена вырабатывается верхняя трещинная система характеризующаяся самой легкой нефтью (зеленая, оранжевая, прозрачная) в процессе выработки запасов подключается погруженный трещинный резервуар в фундаменте содержащий смесь нефтей (более высокая плотность, бурого цвета не сильно на вид отличающаяся от тюменской). Газ часто встречается в фундаменте возможно как наиболее легкоподвижный флюид в процессе нисходящей миграции из бажена (АВПД бажена + подвижки блоков фундамента). Объемы нижнего резервуара несоизмеримо больше верхнего.

Кроме того в ряде высокодебитных скважин из-за неконтролируемого отбора формировались газовые затворы при сбросе в "прискважинном" пространстве пластового давления ниже давления насыщения. 

А почему не наоборот: сначала из резервуара, связанного с фундаментом, а потом - из более удаленной зоны бажена?

Vladimir_K 73 8
Фев 14 #68

vak пишет:

Vladimir_K пишет:

Гипотеза такова (подкрепляется ростом температуры в процессе эксплуатации) существует две трещинных системы верхняя - баженовская (развита по "карбонатам") и нижняя палеозойская связанные между собой магистральными разломами (последняя стадия разрушения) на начальном этапе при получении притоков из бажена вырабатывается верхняя трещинная система характеризующаяся самой легкой нефтью (зеленая, оранжевая, прозрачная) в процессе выработки запасов подключается погруженный трещинный резервуар в фундаменте содержащий смесь нефтей (более высокая плотность, бурого цвета не сильно на вид отличающаяся от тюменской). Газ часто встречается в фундаменте возможно как наиболее легкоподвижный флюид в процессе нисходящей миграции из бажена (АВПД бажена + подвижки блоков фундамента). Объемы нижнего резервуара несоизмеримо больше верхнего.

Кроме того в ряде высокодебитных скважин из-за неконтролируемого отбора формировались газовые затворы при сбросе в "прискважинном" пространстве пластового давления ниже давления насыщения. 

А почему не наоборот: сначала из резервуара, связанного с фундаментом, а потом - из более удаленной зоны бажена?

Выскажу свою личную позицию:

Глубинные флюиды поднимающиеся по разломам несомненно катализаторы к процессам катогенеза в нефтематеринских толщах (косвенный признок разные стадии катогенеза органического вещества бажена в приделах одного месторождения работы СНГ Коровина, если не ошибаюсь), не специалист но не уверен что в кристалическом фундаменте тем более в мантии возможно формирования углеводородов с длинной цепочкой. По этому наверное нефтематеринские свиты источник нефти. 

vak 208 7
Фев 14 #69

 

Vladimir_K 

Уточните: к кому склоняетесь -к Коровиной или к нефтематерной?

vak 208 7
Мар 14 #70

Может, кому интересно.

Уважаемые коллеги, добрый день!

Редакция журнала «Недропользование ХХI век» намерена в этом году один номер (№ 3 - июнь) посвятить проблемам поиска, разведки и разработки нетрадиционных источников УВ, второй – проблемам освоения, разведки и разработки шельфа (№ 5 - октябрь). Предлагается Вам и Вашим коллегам принять участие в обсуждении этих проблем. В случае Вашего согласия сообщите авторов и название статьи.

С уважением,

Заместитель главного редактора А.И. Ежов

Для связи:

Александр Николаевич Шабанов

Руководитель издательских программ НП НАЭН

Журнал "Недропользование XXI век"

раб. (495) 640 42 72 (доб. 495)

моб. 8 985 788 35 92

shabanov@naen.ru

shabanovbook@yandex.ru

www.naen.ru

 

 

40in 118 7
Авг 14 #71

Коллеги,

Есть здесь кто-нибудь, кто занимался методологией разработки бажена?

Uranium.inc 20 6
Авг 14 #72

Я вот чего думаю... без ГРП бажен не взять, если в прямом смысле не армировать планету скважинами))

С ГРП - нефть золотая будет.

Интересно вот было бы посмотеть какие-нибудь внятные результаты ядерных взрывов в целях интенсификации притока c точки зрения притока. А не с точки зрения разговоров о радиации, ибо термояд гораздо чище. А то нашёл только это:

Первые три мирных подземных ядерных взрыва были проведены в 1965 г. на Грачевском нефтяном месторождении (Башкортостан), приуроченном к рифовому массиву. Оно находилось в эксплуатации с 1958 г. без поддержания пластового давления. К тому времени из месторождения было добыто уже 2080 тыс. т нефти, то есть более половины из так называемых установленных извлекаемых запасов в 3980 тыс. т. Данная величина была утверждена для Грачевского месторождения Центральной комиссией Миннефтепрома по запасам и составляла 27,2 % от начального геологического ресурса месторождения. При этом за время эксплуатации к 1965 г. пластовое давление, как оказалось, снизилось с 14,7 до 4,4 МПа. Спустя 15 лет, в 1980 г., для подготовки этого месторождения под закачку в пласт газа высокого давления было проведено еще два подземных ядерных взрыва. К тому времени пластовое давление снизилось до 1,4 МПа, а из залежи уже было добыто 3300 тыс. т нефти, что составило около 22,5 % от начальных геологических запасов месторождения.  

В 1982 г. для оценки влияния ядерных взрывов на эффективность разработки Грачевского месторождения была создана специальная комиссия Миннефтепрома. Которая сделала следующие выводы:
1) существует принципиальная возможность и эффективность проведения ядерных взрывов на действующих промыслах;
2) суммарная дополнительная добыча нефти за счет использования подземных ядерных взрывов, определенная различными способами, составила 150–300 тыс. т, то есть 5–10 % от суммарной добычи нефти с начала разработки и 12–24 % – с момента проведения ядерных взрывов;
3) воздействием взрывов было охвачено 42,5 % площади месторождения, где образовалась зона улучшенной проводимости. По 15 из 40 пробуренных добывающих скважин производительность заметно увеличилась и почти в три раза замедлился темп естественного падения добычи нефти. В целом по залежам замедлился темп падения пластового давления.

Разработка месторождения продолжается до сих пор.

................

И на Красноленинке тоже были:

Интенсификация добычи нефти и газа
Работы по использованию ядерных взрывов для интенсификации притока нефти и газа проводились по заказу трех министерств — Министерства нефтяной промышленности (12 взрывов), Министерства геологии (8) и Министерства газовой промышленности (1).
Целью работ, выполнявшихся по заказу Миннефтепрома, было увеличение притока нефти из действующих скважин. Первый взрыв в рамках этой программы был произведен 30 марта 1965 г. (групповой взрыв двух устройств мощностью 2.3 кт каждое) на Грачевском месторождении в Башкирии (объект "Бутан"). В дальнейшем на этом месторождении было произведено еще 3 взрыва — один в 1965 г. (мощность 7.6 кт) и два —в 1980 г. (мощность по 3.2 кт). Глубина заложения взрывных устройств составляла от 1340 до 1400 м.
Взрывы в рамках программы интенсификации притока нефти также проводились на Осинском и Гежском месторождениях в Пермской области (объекты "Грифон" и "Гелий"). На Осинском месторождении было проведено два взрыва — 2 и 8 сентября 1969 г. Мощность каждого взрывного устройства составляла 7.6 кт, глубина заложения — 1200 м. На Гежском месторождении был проведен один взрыв 2 сентября 1981 г. и две серии из двух взрывов каждая — 28 августа 1984 г. и 19 апреля 1987 г. Интервал между двумя взрывами серии в каждом случае составлял 5 минут. Мощность каждого заряда составляла 3.2 кт, глубина заложения — около 2000 м.
18 июня 1985 г. одиночный взрыв мощностью 2.5 кт был произведен на Средне-Балыкском месторождении (объект "Бензол") в Ханты-Мансийском АО (Тюменская область). Заряд был заложен на глубине около 2800 м.
Единственный взрыв, произведенный для интенсификации притока газа (заказчик —Министерство газовой промышленности), был произведен 25 сентября 1969 г. на Тахта-Кугультинс ком месторождении в Ставропольском крае. Взрывное устройство было заложено на глубине 725 м. Мощность взрыва составила 10 кт.
Взрывы в целях интенсификации нефтедобычи, выполнявшиеся по заказу Министерства геологии, проводились на объектах, расположенных на Средне-Ботубинском месторождении в Якутии (объекты "Ока", "Вятка", "Шексна", "Нева"). Исключением был единственный взрыв, произведенный на Еси-Еговском месторождении в Ханты-Мансийском АО (объект "Ангара"). Целью программы была отработка технологии увеличения притока нефти на этапе разведки месторождений.
Первый взрыв в рамках работ по заказу Мингеологии был произведен 5 ноября 1976 г. на объекте "Ока". Там же в 1978 и 1979 гг. были произведены еще два аналогичных взрыва (объекты "Вятка" и "Шексна"). В 1982 и 1987 гг. были произведены четыре взрыва на объекте "Нева". Все эти взрывы, за исключением последнего, были аналогичны произведенным ранее на объектах "Ока", "Вятка" и "Шексна" — мощность взрывных устройств составляла 15 кт, глубина заложения — около 1500 м. Мощность последнего взрыва (12 августа 1987 г.), произведенного на глубине 834 м, составила 3.2 кт. Возможно, что последний взрыв в серии "Нева" был произведен для создания полости, в которой проводилось захоронение радиоактивных и токсичных отходов, образовавшихся в ходе выполнения программы. Взрыв, произведенный на объекте "Ангара" в Ханты-Мансийском АО 10 декабря 1980 г., отличался от взрывов на объектах в Якутии глубиной заложения заряда—2485 м. Мощность взрывного устройства была равна 15 кт.

 

Heavy Oil 78 6
Авг 14 #73

Как и со многими другими коллекторами, речь идет скорее о поиске sweet spots, нежели попытках заставить работать сухие скважины. В интернете представлено немало работ по поиску таких зон. Особенно отличился преподаватель Горного университета в Санкт-Петербурге Петухов Александр Витальевич. Его труды по таким вещам можно найти в Интернете. У него огромный опыт работы с нетрадиционными запасами. 

1. www.onepetro.org/conference-paper/SPE-167712-MS 

2. Петухов А. В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа //Ухта: Ухтинский государственный технический университет. – 2002. – С. 276.

Heavy Oil 78 6
Авг 14 #74

http://oilgasindustry.ru/archive?nomer=50 - они занимаются. 

Heavy Oil 78 6
Мар 17 #75

sNeG пишет:

Тема диссертации человеческим языком - прогноз коллекторов трещинного ( и трещинно-кавернозного) типа с помощью нового метода сейсморазведки, позволяющего выделять рассеянные волны.

Исходя из темы, для меня главное было то, что в бажене и аналогах есть трещинные коллектора. Именно с ними связаны огромные дебиты некоторых скважин. 

Есть примеры когда из куста скважин (6 шт) пробуренных рядом две оказались сухими, даже после проведения различных ГТМ.

Участки с трещинно-кавернозным коллектором в бажене распространены мозаично и поэтому прогнозировать их крайне сложно. Тут как раз и помогает использование рассеянных волн.

Теперь их называют в США sweet spots 

TATAP56 207 12
Мар 17 #77

Jmg пишет:

Для поддержания темы: http://www.geokniga.org/books/13652

чет ссылка на статью на этом сайте битая. можно саму статью сюда прикрепить или в личку отправить?

Jmg 33 7
Мар 17 #78

TATAP56 пишет:

Jmg пишет:

Для поддержания темы: http://www.geokniga.org/books/13652

чет ссылка на статью на этом сайте битая. можно саму статью сюда прикрепить или в личку отправить?

 

Heavy Oil 78 6
Мар 17 #79

Vladimir_K пишет:

vak пишет:

Vladimir_K пишет:

Гипотеза такова (подкрепляется ростом температуры в процессе эксплуатации) существует две трещинных системы верхняя - баженовская (развита по "карбонатам") и нижняя палеозойская связанные между собой магистральными разломами (последняя стадия разрушения) на начальном этапе при получении притоков из бажена вырабатывается верхняя трещинная система характеризующаяся самой легкой нефтью (зеленая, оранжевая, прозрачная) в процессе выработки запасов подключается погруженный трещинный резервуар в фундаменте содержащий смесь нефтей (более высокая плотность, бурого цвета не сильно на вид отличающаяся от тюменской). Газ часто встречается в фундаменте возможно как наиболее легкоподвижный флюид в процессе нисходящей миграции из бажена (АВПД бажена + подвижки блоков фундамента). Объемы нижнего резервуара несоизмеримо больше верхнего.

Кроме того в ряде высокодебитных скважин из-за неконтролируемого отбора формировались газовые затворы при сбросе в "прискважинном" пространстве пластового давления ниже давления насыщения. 

А почему не наоборот: сначала из резервуара, связанного с фундаментом, а потом - из более удаленной зоны бажена?

Выскажу свою личную позицию:

Глубинные флюиды поднимающиеся по разломам несомненно катализаторы к процессам катогенеза в нефтематеринских толщах (косвенный признок разные стадии катогенеза органического вещества бажена в приделах одного месторождения работы СНГ Коровина, если не ошибаюсь), не специалист но не уверен что в кристалическом фундаменте тем более в мантии возможно формирования углеводородов с длинной цепочкой. По этому наверное нефтематеринские свиты источник нефти. 

Прекрасная тема для обсуждения. Неорганическая и органическая теория происхождения нефти :). И как ее применить к разработке месторождений. 

Jmg 33 7
Мар 17 #80

Heavy Oil пишет:

Vladimir_K пишет:

vak пишет:

Vladimir_K пишет:

Гипотеза такова (подкрепляется ростом температуры в процессе эксплуатации) существует две трещинных системы верхняя - баженовская (развита по "карбонатам") и нижняя палеозойская связанные между собой магистральными разломами (последняя стадия разрушения) на начальном этапе при получении притоков из бажена вырабатывается верхняя трещинная система характеризующаяся самой легкой нефтью (зеленая, оранжевая, прозрачная) в процессе выработки запасов подключается погруженный трещинный резервуар в фундаменте содержащий смесь нефтей (более высокая плотность, бурого цвета не сильно на вид отличающаяся от тюменской). Газ часто встречается в фундаменте возможно как наиболее легкоподвижный флюид в процессе нисходящей миграции из бажена (АВПД бажена + подвижки блоков фундамента). Объемы нижнего резервуара несоизмеримо больше верхнего.

Кроме того в ряде высокодебитных скважин из-за неконтролируемого отбора формировались газовые затворы при сбросе в "прискважинном" пространстве пластового давления ниже давления насыщения. 

А почему не наоборот: сначала из резервуара, связанного с фундаментом, а потом - из более удаленной зоны бажена?

Выскажу свою личную позицию:

Глубинные флюиды поднимающиеся по разломам несомненно катализаторы к процессам катогенеза в нефтематеринских толщах (косвенный признок разные стадии катогенеза органического вещества бажена в приделах одного месторождения работы СНГ Коровина, если не ошибаюсь), не специалист но не уверен что в кристалическом фундаменте тем более в мантии возможно формирования углеводородов с длинной цепочкой. По этому наверное нефтематеринские свиты источник нефти. 

Прекрасная тема для обсуждения. Неорганическая и органическая теория происхождения нефти :). И как ее применить к разработке месторождений. 

Оксюморон по отношению к бажену

Страницы

Go to top