Реферат: 7. Нефть и газ

7. Нефть и газ 7.2 Разработка, разведка, поиски, прогнозирование
-1376

An L.Y.
   Paleochannel sands as conduits for hydrocarbon leakage across faults: an example from the Wilmington oil field, California / L. Y. An
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 10. - P.1263-1279: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1278-1279.


Палеорусловые пески как подземные каналы для углеводородного просачивания сквозь разломы: на примере нефтяного месторождения Уилмингтон, Калифорния.


-6893

Atchley S.C.
   A case for renewed development of a mature gas field: the Devonian Swan Hills Formation at Kaybob South field, Alberta, Canada / S. C. Atchley, D. M. Cleveland, L. W. West
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2008. - Vol.56,N 2. - P.165-190: ill.,tab. - Bibliogr.: p.188-190.

Возобновление запасов зрелого газового поля: формация Сван Хиллз поля Кайбоб, Альберта, Канада.

В 1961 г. в отложениях Формации Сван Хиллз (девон) было открыто газовое месторождение с запасами около 3,7 трлн. куб. футов. Добыча ведется на трех газовых залежах (Залежи #s 1, 2 и 3) и началась в 1968 г. с вторичной регенерации природного сжиженного газа и конденсата из добываемого газа и реинжекции побочного бедного ароматизированного газа. Этот процесс продолжался до 1983 г., когда добыча газа сократилась в связи с уменьшением давления. На сегодняшний день, исходя из общего объема добытого газа Залежи #s 1, предполагается, что лишь около 47-56 % газа, находящегося в залежи, может быть извлечено из оставшихся продуктивных скважин. Это связано с механическими повреждениями (утерей герметичности) скважин, вызванными коррозийными (разъедающими) флюидами, а также проницаемости пород резервуара. Расчеты показывают, что бурения дополнительных 17 скважин «заполнения» может позволить увеличить добычу газа в объемах от 42 до 183 млрд. куб. футов, что вместе с 23 млрд. куб. футов, добытых из оставшихся продуктивных скважин, позволит увеличить извлекаемость газа Залежи #s 1 до 63-77 % от общего объема имеющихся запасов. Формация Сван Хиллз представляет собой толщу мелководных карбонатных осадков, накопившихся на окраине платформы. Толща подразделяется на пять пачек часто переслаивающихся осадков HFS-2 – HFS-6. Для пачек HFS-2 – HFS-4 характерен агградационный или слабо ретроградационный режим осадконакопления, в то время как пачки HFS-5 и HFS-6 накапливались в более сильно выраженных ретроградационных условиях. При планировании бурения дополнительных скважин необходимо учитывать геологические характеристики, влияющие на их эксплуатацию. Наибольшие перспективы связаны с ассоциациями фаций окраин доломитизированных рифов и мелководных строматопоровых известняков. Ранг планируемых скважин может определяться исходя из их вероятной отдачи, т.е. их расположение должно определяться исходя из прогнозируемого распределения доминирующих фаций, структурного положения, мощности, проницаемости и трещиноватости пород и т.д. В 2006 и 2007 гг. были пробурены три скважины, которые позволили проверить предлагаемую геологическую интерпретацию и подтвердить наличие значительных дополнительных газовых ресурсов, которые могут быть извлечены с использованием технологии «(?)заполнения».

-1376

Atchley S.C.
   Reserves growth in a mature oil field : The Devonian Leduc Formation at Innisfail field, south-central Alberta, Canada / S. C. Atchley, L. W. West, J. R. Sluggett
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N8.-P.1153-1170.

Рост запасов в зрелом нефтяном месторождении: девонская формация Leduc в нефтеносном районе Иннисфейя, юг центральной Альберты, Канада.

-7677

   Basin-wide estimates of the input of methane from seeps and clathrates to the Black Sea / J. D. Kessler, W. S. Reeburgh, J. Southon и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.243,N3-4,P.366-375.

Оценки поступления метана из мест просачивания и решёток в Чёрное море.

-9136

Berger D.
   Sediment deposition in the northern basins of the North Atlantic and characteristic variations in shelf sedimentation along the East Greenland margin / D. Berger, W. Jokat
// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 8. - P.1321-1337: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1336-1337.


Осадконакопление в северных районах Северной Атлантики и характерные изменения в седиментации шельфа вдоль побережья Восточной Гренландии.


-3241

Caulfield P.
   Small company has big plans / P. Caulfield
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.20-21: ill.


Большие планы маленькой компании.


-1376

   Charging of the Neogene Penglai 19-3 field, Bohai Bay Basin, Chaina: oil accumulation in a young trap in an active fault zone / F. Hao, X. Zhou, Y. Zhu и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 2. - P.155-179: ill. - Bibliogr.: p.176-179.


Ответственность за неогеновый нефтеносный район Penglai 19-3, бассейн залива Бохай, Китай: нефтяная залежь в молодой ловушке в активной зоне разлома.


-1376

Cunningham P.
   Using the value of information to determine optimal well order in a sequential drilling program / P. Cunningham, S. Begg
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1393-1402: ill. - Bibliogr.: p.1402.

Использование оценки информации для определения оптимального порядка бурения скважин.


Риски являются неотъемлемой частью программ бурения комплексных резервуаров на удаленном шельфе. Неопределенности геологического строения могут привести к дорогостоящим ошибкам и, следовательно, дополнительная информация, полученная при бурении и эффективно использованная, может иметь определяющее значение. На основании прогнозной стоимости буровых работ и ожидаемых объемов добычи обычно в первую очередь, из-за меньших финансовых затрат, бурятся ближайшие к платформе скважины. Однако, в течение реализации программы бурения, между бурением первой и второй скважин, появляются дополнительные данные, позволяющие решать, бурить ли вторую скважину, внести в проект какие-либо изменения или вообще исключить ее из программы. Прогнозный анализ значения этих данных до начала бурения может выявить условия, влияющие на решения, касающиеся второй скважины, при которых первой может быть пробурена более глубокая скважина на удаленном шельфе. При принятии решений учитываются следующие постулаты:

При прочих равных условиях предпочтение должно быть отдано той скважине, по которой может быть получена дополнительная информация о месте заложения второй потенциальной скважины.

Если по обеим скважинам может быть получена такая информация, то предпочтение отдается скважине, по которой информация может быть более значимой.

Если же и эти условия равны, предпочтение отдается более дешевой скважине, за исключением следующих случаев:

когда более глубокая скважина обладает большим потенциалом в верхнем интервале;

когда с мелкой скважиной связана большая степень риска;

когда по более глубокой скважине может быть получена более достоверная информация.

С использованием методики «оценки информации» (value of information – VoI) проанализированы различные возможные сценарии реализации программы бурения двух скважин. Показано, насколько действенно эта методика может применяться как при разработке стратегии бурения, так и в других случаях.

-8839

^ Cuong T.X.
   Bach Ho field, a fractured granitic basement reservoir, Cuu Long Basin, offshore SE Vietnam: a "buried-hill" play / T. X. Cuong, J. K. Warren. - Bibliogr.: p.153-155.


Поле Bach Ho - разломный резервуар с гранитным основанием, бассейн Cuu Long, прибрежный юго-восточный Вьетнам: "погребенный" люфт.


-1376

Delfiner P.
   Uncertainty in prospect evalution: lessons from the movie industry / P. Delfiner
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1415-1429: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1429.

Неопределенность при оценке потенциальных запасов: уроки киноиндустрии.


При оценке перспектив геологоразведочных работ можно полагаться на мнение нескольких высококлассных экспертов либо запрашивать оценку многих специалистов, а затем рассчитывать средние значения. Если эксперты выполняют свою работу должным образом, статистические средние значения будут располагаться между оптимистическими и пессимистическими оценками и, соответственно, должны быть близки к истине. Этот принцип дает простое руководство к действию для победителя аукциона, поскольку конечная цена на торгах основывается на максимальных оценках запасов, а не на низких. Однако применим ли этот принцип при оценке перспектив разведочных работ? Для ответа на этот вопрос был применен метод аналогий с использованием данных из области киноиндустрии. В качестве аналога были использованы прогнозы количества проданных билетов на новый фильм в день премьеры в Париже. Такие прогнозы делаются каждую неделю в соревновательной игре между профессионалами киноиндустрии с тем преимуществом, в отличие от нефтедобывающей промышленности, что действительные объемы продаж становятся известными. Некоторые выводы могут быть использованы при оценке перспектив разведки УВ запасов. Наиболее важным из них является вывод о том, что усредненное значение нескольких независимых оценок для данного объекта не соответствует его правильной оценке. Однако для достаточно большого портфеля проектов методы статистики работают, и низкие оценки могут быть отброшены. Опыт киноиндустрии свидетельствует о том, что оценка одного эксперта по точности может превосходить оценку групп специалистов, но лучше брать усредненную групповую оценку высококвалифицированных экспертов. В целом, процесс оценки требует комплексного применения аналитических способностей, интуиции и предвидения.

-1376

Dembicki H.(jun.).
   Three common source rock evaluation errors made by geologist during prospect or play appraisals / Dembicki H.(jun.)
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 3. - P.341-356: ill.,tab. - Bibliogr.: p.355-356.


Три общие ошибки эволюции материнских пород, допускаемые геологами во время разведки или в оценке результатов.


-1376

Ehrenberg S.N.
   Petroleum reservoir porosity versus depth: influence of geological age / S. N. Ehrenberg, P. H. Nadeau, O. Steen
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 10. - P.1281-1296: ill. - Bibliogr.: p.1295-1296.


Пористость нефтяных коллекторов в сравнении с глубиной: влияние геологического возраста.


-9136

   Evaluation and modelling of Tertiary source rocks in the central Arctic Ocean / U. Mann, J. Knies, S. Chand и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 8. - P.1624-1639: ill. - Bibliogr.: p.1638-1639.


Оценка и моделирование материнских пород третичного периода в центральной части Северного Ледовитого океана.


-3241

Foulkes R.
   Profits before people? / R. Foulkes, D. Litvin
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.14-15: ill.


Прибыль прежде людей?


-9136

   Gas hydrate stability zone modelling in areas of salt tectonics and pockmarks of the Barents Sea suggests an active hydrocarbon venting system / S. Chand, J. Mienert, K. Andreassen и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 7. - P.625-636: ill. - Bibliogr.: p.634-636.


Моделирование устойчивой зоны гидрата газа на территориях соляной тектоники и оспин Баренцева моря предполагает активную систему с выбросом в атмосферу углеводорода.


-1376

   Geochemistry, origin, and deep-water exploration potential of natural gases in the Pearl River Mouth and Qiongdongnan basins, South China Sea / W. Zhu, B. Huang, L. Mi и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 6. - P.741-761: ill.,tab. - Bibliogr.: p.760-761.


Геохимия, происхождение и потенциал глубоководной разведки природных газов в устье реки Перл и бассейнах Qiongdongnan, Южно-Китайское море.


-6893

   Geological characterization and potential for carbon dioxide (CO2) enhanced oil recovery in the Cardium Formation, central Pembina Field, Alberta / S. E. Dashtgard, Buschkuehle M.B.E., B. Fairgrieve, H. Berhane
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2008. - Vol.56,N 2. - P.147-164: ill.,tab. - Bibliogr.: p.163-164.

Геологическая характеристика и потенциал углекислого газа для катализации регенерации нефтяной залежи Формации Кардиум, центральное поле Пембина, Альберта.


Повышение концентрации антропогенного СО2 в атмосфере, приводящее к глобальному потеплению, вызывает тревогу у человечества. Одним из простейших путей уменьшения выбросов СО2 является его закачка в недра земли. Это даст и экономический эффект, т.к. при его закачке в зрелые нефтяные залежи происходит рост добычи нефти и стимулируется возобновление запасов. Для поощрения таких мероприятий Департамент энергетики Альберты инициировал программу снижения арендной платы (налогов) для компаний, принимающих участие в проекте. Закачка СО2 в нефтеносные отложения Формации Кардиум (Cardium Formation) была начата в 2004 г. Для изучения поведения СО2 в нефтяных резервуарах и оценки долговременных рисков его утечки и накопления были разработаны геологическая и гидрогеологическая модели для Формации Кардиум, а также для подстилающих и перекрывающих отложений. Зона инъекций (сама формация) была подразделена на 4 проницаемых и 3 непроницаемых части. Подстилающие и перекрывающие отложения были разделены по геологическому потенциалу долгосрочного (5 тысяч лет) удержания СО2. Проницаемые части формации включают нижнюю, среднюю и верхнюю пачки песчаников и конгломераты. Основной потенциал накапливания углекислого газа связан с тремя слоями песчаников со средней пористостью от 14,8 и 16,4 %. Проницаемость песчаников предсказуемо возрастает с увеличением пористости, но варьирует в разных слоях. Средние значения проницаемости нижних песчаников примерно вдвое меньше, чем средних и верхних. В конгломератах не наблюдается взаимозависимости между пористостью и проницаемостью – они на 50 % более проницаемы, чем средние и верхние песчаники. Высокая степень проницаемости конгломератов делает их малопригодными для инъекций, учитывая непредсказуемость распределения в них проницаемости. Формация Кардиум залегает в середине 650-метровой толщи сланцев Группы Колорадо. Сланцы, являющиеся покрышкой Формации Кардиум, крайне важны для процессов долгосрочного накопления (захоронения) СО2. Утечка через эти сланцы маловероятна, т.к. их мощность превышает 300 м и они разделяют два водоносных горизонта с различными региональными режимами гидростатического давления.

-1376

   Handling risk and uncertainty in petroleum exploration and asset management: an overview / P. C. Smalley, S. H. Begg, M. Naylor и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1251-1261: ill. - Bibliogr.: p.1260-1261.

Управленческий риск и неопределенность в нефтедобывающей отрасли и имущественный менеджмент: общий обзор.


Неопределенность и создаваемые ею бизнес-риски охватывают все аспекты нефтегазовой отрасли. Способность осознавать и оценивать риски и неопределенности, а также знание того, как ими эффективно управлять, способствуют принятию обоснованных решений, защите проектов и имущества, и максимально увеличивает ценность всех проектов компании. На каждом этапе жизненного цикла нефтяной или газовой залежи существуют различные комбинации рисков и неопределенностей. На стадии разведки основным риском является возможность отсутствия коммерчески значимых залежей УВ; на стадии оценки и разработки – аспекты эффективных поставок по проекту; на стадии эксплуатации – несоответствие прогнозировавшихся объемов запасов реальному положению дел. Эта последовательность отвечает изменению значимости (релевантности) неопределенностей, которые на начальных этапах связаны преимущественно с нединамическими количественными факторами, а на поздних этапах – с динамическими факторами, возникающими в процессе эксплуатации залежи. Управление специфическими рисками, связанными с конкретными объектами, должно быть направлено на нивелировку случайных факторов. И, напротив, суммарный риск для добывающей компании (включая капиталы и потенциальные проекты) управляется путем оптимизации «портфеля» проектов, предназначенных к реализации. В десяти последующих статьях по этой тематике будут рассматриваться риски и неопределенности на всех стадиях «жизни» УВ поля - от конкретных залежей до портфелей проектов. В статьях рассматриваются некоторые новейшие технологии, методики моделирования ситуаций, философия и коммуникационные стили, которые помогут принимать эффективные решения для минимизации рисков и оптимизации значимости проектов и увеличения капитала.

-1376

   Hydrogeochemistry and gas compositions of the Uinta Basin: a regional-scale overview / Y. Zhang, C. W. Gable, G. A. Zyvoloski, L. M. Walter
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 8. - P.1087-1118: ill. - Bibliogr.: p.1115-1118.


Гидрогеохимия и составы газа бассейна Юинта: региональный обзор.


-7677

   In situ sensing of methane emissions natural marine hydrocarbon seeps: a potential remote sensing technology / I. Leifer, D. Roberts, J. Margolis, F. Kinnaman
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.245,N3-4,P.509-522.

Зондирование на месте образования выходов метана в природных морских углеводородных местах просачивания: технология потенциального дистанционного зондирования.

-9523

Katz B.J.
   Significance of ODP results on deepwater hydrocarbon exploration: Eastern equatorial Atlantic region / B. J. Katz
// Journal of African Earth Sciences. - 2006. - Vol.46, N4. - P.331-345: ill.,tab. - Bibliogr.: p.344-345.

Значение результатов Программы океанического бурения для глубоководной разведки углеводорода: восточно-экваториальный район Атлантики.

-3241

McColl D.
   What a site!: [oil sands] / D. McColl
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.12-13: ill., portr.


Что за местоположение!: [нефтеносные пески].


-1376

   Mechanisms for oil depletion and enrichment on the Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin, China / F. Hao, X. Zhou, Y. Zhu, Y. Yang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 8. - P.1015-1037: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1034-1037.


Механизмы истощения и обогащения нефти на поднятии Шицзюто, бассейн залива Бохай, Китай.


-7677

   Methane discharge from a deep-sea submarine mud volcano into the upper water column by gas hydratecoated methane bubbles / E. J. Sauter, S. I. Muyakshin, Charlou J.-L. и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.243,N3-4,P.354-365.

Выход метана из глубокого подводного грязевого вулкана в верхний водный столб в виде газово-гидратных метановых пузырьков.

-9136

Mikes D.
   Standard facies models to incorporate all heterogeneity levels in a reservoir model / D. Mikes, C. R. Geel
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 9/10. - P.943-959: ill.,tab. - Bibliogr.: p.959.

Стандартные фациальные модели, объединяющие все гетерогенные уровни в модели резервуара.

-1376

   Modeling of gas generation from the Cameo coal zone in the Piceance Basin, Colorado / E. Zhang, R. J. Hill, B. J. Katz, Y. Tang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. - P.1077-1106: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1104-1106.


^ Моделирование газовой генерации из угольной зоны Камео в бассейне Пайсанс, Колорадо.


-8839

   Neogene oil and gas reservoirs in the Progreso Basin, offshore Ecuador and Peru: implications for petroleum exploration and development / J. A. Deckelman, F. X. Connors, A. W. Shultz и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.43-60: ill., tab. - Bibliogr.: p.60.


Нефтегазовые резервуары неогена в бассейне Progreso, находящемся у побережья Эквадора и Перу: вовлечение в исследование и разработку.


В Перу этот бассейн содержит доказанные песчаные резервуары раннемиоценового возраста на месторождении Albacora и в районе скважины Барракуда-4. В Эквадоре из среднемиоценовых песчаников получена нефть из скважины Golfo de Guayaquil-1 на месторождении Amistad, средне-верхнемиоценовые и плиоценовые песчаники - газопродуктивны. В неогене преобладают литарениты и полевошпатовые литарениты, образовавшиеся за счет продуктов эрозии поднятых Andean, Amotape (метаморфических) и океанических кристаллических массивов. Они отложены в литоральной зоне в солоноватоводных и прибрежных континентальных условиях с локально крутыми наклонами. Нефтепродуктивные песчаники в Golfo de Guayaquil-1 и газопродуктивные песчаники аномально высокой пористости и проницаемости в Amistad-1 - авандельтовые. По данным каротажа эффективная толщина этого резервуара варьирует от хорошей до очень хорошей. Пористость изменяется от 15 до 30% и повсеместно и повсеместно более 20%, где толщина перекрывающих отложений менее 10.000 ft. Уплотнение - главный механизм снижения пористости. За ним следует выпадение аутигенного хлорита, цеолита, кальцита. Сохранности пористости способствует неравномерное уплотнение, обусловленное аномальными давлениями по всему бассейну. Резервуары на месторождении Amistad с проницаемостью большинства песчаников менее 20 mD имеют неослабевающий промышленный поток газа с начала добычи в 2002 году. Дебиты из резервуаров Перуанского побережья ограничены. На месторождении Amistad локально встречаются стратиграфически обособленные песчаные тела. Структурное обособление, встречающееся на месторождении Albacora обусловлено разломной тектоникой. Толщина грубозернистых песчаников снижается к западу и риск наличия резервуара возрастает в западном направлении благодаря ряду факторов включающих: возрастание расстояния от области сноса; эрозию миоценовых отложений; выклинивание неогенового цикла в аккреционном комплексе; присутствие локальных возвышений, связанных с активным грязевым диапиризмом.

-8839

   Petroleum prospectivity of Cretaceous formations in the Gongola Basin, Upper Benue Trough, Nigeria: an organic geochemical perspective on a migrated oil controversy / M. B. Abubakar, Dike E.F.C., N. G. Obaje и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 4. - P.387-407: ill.,tab. - Bibliogr.: p.404-405.

Нефтяная разведка отложений формаций мелового возраста в бассейне Гонгола, Верхний желоб Бенуе, Нигерия: дискуссия о перспективности миграции нефти.


Отложения формаций мелового возраста в бассейне Гонгола (Gongola Basin) были исследованы методами органической геохимии (определение общего содержания Сорг, пиролиз пород по методу Rock-Eval и анализ био-маркёров). Значения общего содержания Сорг, обычно превышают минимальные (0.5 весовых %), необходимые для генерации УВ. Данные пиролиза и анализа био-маркёров указывают на присутствие ОВ II и III типов как континентального, так и морского генезиса. ОВ незрелое в отложениях Формации Гомбе (Gombe Formation) и крайне зрелое в отложениях Формации Йолде (Yolde Formation). Незрелое ОВ III и IV типов присутствует в отложениях Формации Пиндига (Pindiga Formation); ОВ III типа, зрелость которого соответствует условному началу (или, возможно, пику) генерации нефти, присутствует в отложениях Формации Бима (Bima Formation). Однако, в образцах пород Формации Бима из интервала глубин 1435,6-1453,9 м в скв. Насара-1 присутствует ОВ I типа предположительно озерного генезиса. Несмотря на то, что скв. Насара-1 считается «сухой», геохимические параметры вместе с низкими значениями отношений био-маркёров в интервале глубин 4710-4770 м позволяют предполагать присутствие миграционной нефти, источниками которой являются озерные сланцы Формации Бима альбского возраста, еще не пройденные бурением. Присутствие миграционной нефти в породах Формации Бима и ее предположительно озерный генезис позволяют предполагать, что условия нефтенакопления в бассейне Гонгола сходны с таковыми в бассейнах Термит (Termit), Доба (Doba) и Досео (Doseo) Республики Чад, где были открыты промышленные запасы нефти.

-1376

   Predicting methane accumulations generated from humic carboniferous coals in the Donbas fold belt (Ukraine) / D. Alsaab, M. Elie, A. Izart и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. - P.1029-1053: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1051-1053.


Генерируемые предсказания аккумуляций метана из гумусовых угленосных углей в складчатом поясе Донбас (Украина).


-4139

Pride S.R.
   Seismic stimulation for enhanced oil recovery / S. R. Pride, E. G. Flekkoy, O. Aursjo
// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 5. - P.O23-O35: ill.,tab. - Bibliogr.: p.O34-O35.

Сейсмическая стимуляция увеличения нефтеотдачи.


Сейсмическая стимуляция направлена на увеличения нефтеотдачи пород путем мобилизации заблокированной в порах нефти. Возможности такой методики рассчитаны на основе двухмерной математической модели со случайной геометрией распределения зернистости. Для сейсмических амплитуд, превышающих строго очерченные (полученные аналитическим путем) «безразмерные» критерии, возмущения, вызванные волнами, могут освободить заблокированную капиллярными барьерами нефть и заставить ее течь вновь под воздействием барического градиента. Последующее слияние освобожденных капель нефти приводит к дальнейшей ее миграции т.к. удлиненные капли легче преодолевают капиллярные барьеры, чем более короткие. Теория «упругости пор» (poroelasticity theory) определяет ту эффективную силу, которую сейсмические волны добавляют к первоначальному градиенту давления жидкости. Для определения численных значений в поровом масштабе была использована двухмерная модель решетки Бльцмана. Была проведена тщательная экстраполяция полученных данных для их использования в масштабах нефтяного поля. С использованием полученных аналитическим путем критериев был определен широкий круг характеризующих резервуар параметров, позволяющих использовать данную методику для увеличения нефтеотдачи пластов.

-1376

Quirk D.G.
   Toward consistency in petroleum exploration: a systematic way of constraining uncertainty in prospect volumetrics / D. G. Quirk, R. G. Ruthrauff
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1263-1291: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1290-1291.

Путь к устойчивости нефтяной разведки: методический подход к уменьшению неопределенности в рамках проекта.


Исторические данные о разведанных нефтяных залежах редко используются при прогнозных оценках нефтепоисковых площадей. Однако при комплексном анализе величины и свойств потенциальных нефтяных резервуаров на не разбуренных поисковых площадях они могут быть важной составной частью и помочь снизить геологический и коммерческий риск. При разведочных работах основным методом оценки потенциальных залежей является вероятностный метод. При этом возникает проблема определения размеров ловушек и объемов УВ резервуаров. Поскольку до начала буровых работ исследователь не может использовать данные обработки конкретных образцов, потенциал залежи оценивается по совокупности вероятностных характеристик покрышек, резервуаров, поведения флюидов и т.д. и, т.о., результат оценки является весьма предположительным. Для решения этой проблемы был разработан гарантирующий качество «инструмент», использующий детерминистские вводные (исходные данные) для контроля реальности предположительных выводов. Инструмент назван «итерация вещественной точки запасов» (“real point resource iteration” - RPRI) и предназначен для логической заверки количественных прогнозов. Инструмент RPRI использует объективные критерии для расчета двух детерминистских положений, на основании которых затем делается полный прогноз размеров залежи. Затем результаты последовательно заверяются простой статистикой и историческими данными. Метод прост и легок в применении. Он может быть также использован для построения карт и определения параметров резервуара.

-1376

   Responsible reporting of uncertain petroleum reserves / M. McLane, J. Gouveia, G. P. Citron и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1431-1452: ill. - Bibliogr.: p.1451-1452.

Ответственная оценка неопределенных нефтяных запасов.


В процессе разведки и разработки залежей УВ сырья постоянно возникает множество неопределенных рисков, поэтому необходима статистическая обработка информации по прогнозируемым еще неоткрытым залежам. Однако, при рассмотрении материалов по открытым месторождениям, проводится оценка реальных экономических перспектив возможных объемов добычи УВ сырья с позиций «обоснованной определенности». Эта формулировка является вероятностным утверждением, если только оно не подтверждается на уровне руководства. Подразделения компаний, занимающиеся подсчетом запасов, могут предполагать, что большие запасы (если они подтверждаемы) повышают активы компании и, тем самым, их собственный статус в компании. Между тем могут возникнуть различные негативные последствия, если окажется, что реальная добыча значительно меньше ожидавшийся в соответствии с «обоснованной определенностью». Противоречие в результатах оценки объемов ресурсов на основании вероятностных и детерминистских методик может рассматриваться как алогичная профессиональная головоломка. Поскольку детерминистские параметры не являются вероятностно установленными, невозможно должным образом оценить и измерить профессионализм и квалификацию «оценщиков». Без точного инструмента проверки, такой подход «потворствует» нереалистичным прогнозам (измышлениям) при оценке величины потенциальной залежи и т.о. не позволяет прогнозировать технические и финансовые составляющие проектов. По сути, плохо определенные стандарты могут провоцировать неэтическое поведение через путаницу и подтасовки, размывая границы между профессиональной объективностью и системой поощрений. Решение проблемы должно быть комплексным из-за множества факторов, связанных с неопределенностью геологических параметров, цен на сырье, государственных задач и капитальных вложений. Однако это решение должно быть прозрачным и открытым и, кроме того, в сообществе нефтегазодобывающих компаний должны быть выработаны единые стандарты определения вероятностных залежей для «доказанных», «вероятных» и «возможных» запасов УВ сырья. Всеобщая доступность оценок вероятностных залежей позволит:

- способствовать реальной проверке оценок запасов в отношении аналогов и природных ограничений;

- помочь замерам точности оценок в отношении реального выхода продукции;

- стимулировать совершенствование точности и эффективности будущих оценок;

- создать открытость (прозрачность) принимаемых решений для общества.

До тех пор, пока единые стандарты не разработаны и не внедрены в практику, нефтегазодобывающие компании в качестве основы для принятия решений будут продолжать применять методики «завышенной» оценки объемов запасов сырья, т.к. в глазах акционеров они более значимы для бизнес-планов и управления портфелем проектов.

-9136

   Restudy of acid-extractable hydrocarbon data from surface geochemical survey in the Yimeng Uplift of the Ordos Basin, China: improvement of geochemical prospecting for hydrocarbons / L. Zhang, G. Bai, K. Zhao, C. Sun
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 5.-P.529-542.

Переизучение кислотно-экстрактных углеводородных данных по поверхностной геохимической съёмке в поднятии Имэн бассейна Ордос, Китай: усовершенствование геохимической разведки углеводорода.

-9136

Ruppel C.
   Scientific results from Gulf of Mexico Gas Hydrates Joint Industry Project Leg 1 drilling: introduction and overview / C. Ruppel, R. Boswell, E. Jones
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 9. - P.819-829: ill.,tab. - Bibliogr.: p.828-829.


Научные результаты Объединенного промышленного Проекта по гидратам газа в результате бурения в Мексиканском заливе: введение и обзор.


-1376

Sen S.
   The Korudag anticlinorium in the south Thrace Basin, northwest Turkey: a super giant petroleum trap complex? / S. Sen, S. Yillar
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 3. - P.357-377: ill.,tab. - Bibliogr.: p.375-377.


Антиклинориум Корудаг на юге бассейна Thrace, северо-западная Турция: супергигантский комплекс нефтяной ловушки?


-1376

Smith P.
   Studies of United Kingdom Continental Shelf fields after a decade of production: how does production data affect the estimation of subsurface uncertainty? / P. Smith
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. - P.1403-1413: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1413.

Изучение нефтяных полей континентального шельфа Великобритании после десятилетия разработок.


В середине 1990-х годов была проведена оценка неопределенностей перспектив разработки залежей УВ сырья для нескольких нефтяных полей на британском континентальном шельфе. Эти построения были проанализированы с учетом данных по геологическому строению этих участков, полученных за последнее десятилетие при проведении разведочных и добычных мероприятий. Различные «подземные» неопределенности изначально систематически недооценивались. Эта проблема может быть решена в будущем путем рассмотрения большего числа возможных геологических моделей. Для их создания могут быть использованы инструменты моделирования, позволяющие учитывать весь спектр неопределенностей. Для более полного анализа также может быть использована информация по аналогичным нефтяным полям. Существенным осложняющим моментом в оценке неопределенностей в жизненном цикле нефтяного поля является интеграция различных технологий разведки и добычи с более «мягкими» технологиями человеческих умозаключений. Некоторые неопределенности становятся то более, то менее важными на протяжении жизненного цикла нефтяного поля. Например, статические объемные данные (нефть в залежи) обычно становятся менее важными, в то время как значение динамических факторов (остаточное насыщение, образование водяного конуса в скважине) возрастает. Соответственно, при планировании работ необходимо учитывать нужные данные в нужное время таким образом, чтобы эффективно управлять неопределенностями.

-9136

   Structural styles and depositional architecture in the Triassic of the Ninian and Alwyn North fields: implications for basin development and prospectivity in the Northern North Sea / M. Tomasso, J. R. Underhill, R. A. Hodgkinson, M. J. Young
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 7. - P.588-605: ill. - Bibliogr.: p.603-605.


Структурные стили и архитектуры отложений в триасе северных полей Ninian и Alwyn: значения для освоения бассейна и для поисково-разведочных работ в северной части Северного моря.


-9136

   Surface and subsurface signatures of gas seepage in the St. Lawrence Estuary (Canada): significance to hydrocarbon exploration / N. Pinet, M. Duchesne, D. Lavoie и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 3. - P.271-288: ill. - Bibliogr.: p.286-288.

Наземные и подземные признаки фильтрации газа в эстуарии Св. Лаврентия (Канада): значимость для исследований углеводородов.


Морское дно эстуария Св. Лаврентия характеризуется многочисленными признаками разгрузки флюидов. На радарных (?) батиметрических профилях эти признаки приурочены к кратероподобным депрессиям, выявленным преимущественно на северо-западном борту пролива Лаврентия (глубиной около 300 м), а также на его дне. Кратеры образуют частые полосы длиной до 12 км и приурочены преимущественно к подводным оползням на СЗ борту канала. На сейсмических профилях высокого разрешения эти кратеры выражены сейсмическими «трубками», которые прослеживаются вниз по разрезу до автохтонный палеозойских пород (платформа Св. Лаврентия), что позволяет предполагать термогенную природу газа. На СЗ склоне канала сейсмические отражения кратеров не достигают рефлектора, соответствующего коренным породам (платформа Св. Лаврентия и/или Гренвильская провинция), что, вместе с высокой скоростью осадконакопления, предполагает биогенную природу газа. Полученные материалы в сопоставлении с данными по континентальной части платформы Св. Лаврентия позволяют предполагать наличие источника зрелых УВ. Эти выводы являются подтверждающими аргументами перспективности на залежи УВ как континентальных, так и морских сегментов области развития автохтонных палеозойских пород (платформы Св. Лаврентия).

-1376

   The Khazzan gas accumulation, a giant combination trap in the Cambrian Barik Sandstone Member, Sultanate of Oman: implication for Cambrian petroleum systems and reservoirs / J. A. Millson, J. G. Quin, E. Idiz и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 7. - P.885-917: ill.,tab. - Bibliogr.: p.916-917.


Газовая аккумуляция Khazzan – гигантская комбинированная ловушка в кембрийской пачке песчаника Барик, Оман: значение для кембрийских нефтяных систем и резервуаров.


-9594

   The methane hydrate formation and the resource estimate resulting from free gas migration in seeping seafloor hydrate stability zone / J. Guan, D. Liang, N. Wu, S. Fan
// Journal of Asian Earth Sciences. - 2009. - Vol.36,N 4/5. - P.277-288: ill.,tab. - Bibliogr.: p.287-288.


Метангидратная формация и ресурсная оценка результата по миграции свободного газа в просачивающейся гидратной стабильной зоне морского дна.


-3241

Werniuk J.
   New ways to exploit oil sands: accessing the 'inaccessible' bitumen / J. Werniuk
// Canadian Mining Journal. - 2007. - Vol.128,N 3. - P.23-27:ill.


Новые пути разработки нефтеносных песков: доступ к "недоступным" битумам.


Регион северной Альберты содержит 270 млрд. м3 битумов, что эквивалентно нефтяным ресурсам Саудовской Аравии. Однако 90% этих ресурсов не извлекаются обычными технологиями. Наиболее перспективной является разработка нефтеносных песков на глубинах от 150 до 300 м от поверхности методами сплошной выемки и буровыми скважинами. Сплошная выработка длинными забоями может осуществляться также как в угольных шахтах. Она обеспечивает высокую продуктивность и извлечение нефтеносных песков без удаления кровли. Для предотвращения обрушения кровли ее предлагается замораживать. Выработанные объемы можно заполнять обезвоженным шламом для предотвращения оседания поверхности. Для мощных залежей нефтеносных песков (30-60 м) предлагается начинать разработку от основания пласта. Потолок позади выработки поддерживается заполняющимся песком, создающим поверхность для разработки следующего слоя. Возможна скважинная разработка битумных залежей. Для этого вода нагнетается в буровую колонну и с помощью форсунки размывает на забое кольцеобразную каверну. Для компенсации затрат необходимо создание кавернового пространства более 100 м3. Для предотвращения обвала кровли каверны необходимо изобрести способ укрепления перекрывающих пород. Отсутствует способ контроля силы потока и геометрии кавернового пространства. Рассматриваются и другие технологии: а) метод непрерывной разработки (комбайновый), б) блоковое кавернообразование, в) гидравлический джеттинг, 4) смешанный дренаж, 5)наклонная выработка и песчаные столбы. Все эти методы добычи будут требовать разные способы поддержки кровли, в том числе с использованием цементных агентов, смешанных с песчаными отходами. Для временной поддержки кровли может использоваться гидравлическое оборудование.

-6893

   Whole-rock geochemistry and heavy mineral analysis as petroleum exploration tools in the Bowser and Sustut basins, British Columbia, Canada / K. T. Ratcliffe, A. C. Morton, D. H. Ritcey, C. A. Evenchick
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2007. - Vol.55,N 4. - P.320-336: ill., tab. - Bibliogr.: p.335-336.

^ Геохимия целиковых пород и анализ тяжёлых минералов как средства в разведке нефти в бассейнах Bowser и Sustut, Британская Колумбия, Канада.

-5746

^ Авербух Б.М.