Баженовская свита, Shale gas, Oil shale!

Форум » ЛИТОТИПЫ и СТЕРЕОЛОГИЯ - LITHOLOGY & STEREOLOGY » Баженовская свита, Shale gas, Oil shale! » Ответить

Баженовская свита, Shale gas, Oil shale!

Andrew: Как выделять коллектора по бажену? В моём случае из этого интервала попёр газ, после как вскрыли Юру давление упало, газ из Бажена попёр в нижележащие юрские отложения. В каком-то реферате к дисертации вычитал, что по ГИС нельзя выделить коллекторы в баженовской свите. Как же тогда быть, тупо весь интервал стрелять и дело в шляпе?

Ответов - 43

bne: Но при вскрытии помогают и народные приметы (температура и гипсометрия) Они иногда работают Что касается интервалов, то сопротивление и радиоактивность никто не отменял Была статья Вендельштейна с коллегами в ГЕОФИЗИКА примерно 2000 Больше всех возился с ним Сонич Лично я первый и последний раз работал с баженом в 2002 кажется году Вроде терпимо получилось с многокомпонентной моделью Сейчас на ГЕОМОДЕЛИ-2010 аналогичные компоненты пытались вычленить коллеги из МГУ

Andrew: Он наверно красноленинским сводом занимался?

bne: Он с Салымом работал и не только А мне с с АйПимом довелось

bne: 28 сентября 2010 во второй половине дня - конференция в РГУНГ http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000140-000.001

bne: Немова Варвара Дмитриевна Название работы: Литология и коллекторские свойства отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья Присвоенная ученая степень: кандидат геолого-минералогических наук Специальность: 25.00.06; 25.00.12 - литология; геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Классификационный индекс: Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН) Руководитель: профессор доктор геолого-минералогических наук Фролов Владимир Тихонович; кандидат геолого-минералогических наук Колосков Василий Николаевич; Оппонент: доктор геолого-минералогических наук Еремеев Владислав Васильевич; доктор геолого-минералогических наук Фурсов Альберт Яковлевич; Место защиты: ауд. 829, геологический факультет МГУ Дата защиты: 2012-03-02 14:30 Издательство: Москва Количество страниц: 180 Язык: русский Содержание работы: Основное содержание работы. Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность запада Широтного Приобья. Глава 2. Литология баженовского горизонта на западе Широтного Приобья. Глава 3. Коллекторы нефти баженовского горизонта на западе Широтного Приобья. Заключение. Публикации по теме диссертации. Реферат: Актуальность работы В настоящее время отмечается падение добычи нефти в главном нефтедобывающем регионе страны - Западной Сибири (ЗС), поэтому широко обсуждается (в том числе и на государственном уровне) вопрос вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, содержащихся в баженовском горизонте, который является одновременно нефтематеринским и продуктивным. В связи с этим актуальность детального изучения его внутреннего строения не может вызывать сомнений. Изучением отложений баженовского горизонта в ЗС более 40 лет занимались многие ученые (Ф.Г.Гурари, И.И.Нестеров, А.А.Трофимук, А.Э.Конторович, Ф.К.Салманов, О.К.Баженова, Н.Б.Вассоевич, Ю.В.Брадучан, В.А.Захаров и многие другие). Однако общепринятой точки зрения на нефтегеологическое строение этой толщи нет, что, безусловно, мешает вовлечь в разработку значительные запасы нефти (по оценкам некоторых ученых достигающие 30 млрд.т.), аккумулированные в отложениях баженовского горизонта. Активное изучение объекта началось с Салымского месторождения, где в 1967 г были получены первые промышленные притоки нефти. Однако, почти за 40 лет разработки баженовского горизонта накопленная добыча нефти составляет лишь несколько млн.т. Большинство ученых связывают неудачи промышленного освоения запасов с трудностью разработки нетрадиционного типа коллектора "баженита" (листоватых, черных, битуминозных глин с межслоевой пустотностью). Такой коллектор "отдает" в скважины нефть только при аномально высоком пластовом давлении (АВПД). После падения АВПД коллектор утрачивает свои фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), т.е. наличие залежи контролируется АВПД. Именно с таким типом коллектора столкнулись геологи и разработчики на Салымском месторождении. Существуют и другие типы коллекторов в баженовском горизонте, например, на западе Широтного Приобья. Ряд исследователей (Е.Е.Карнюшина, О.О.Абросимова, А.Д.Алексеев и др.) показали в своих работах, что здесь коллекторами являются карбонатизированные кремнистые слои с трещинным типом пустотности и жестким минеральным скелетом, который обеспечивает возможность длительной эксплуатации залежей со стабильными дебитами, даже с применением механизированной добычи нефти на депрессии. Извлечение нефти из подобных коллекторов не контролируются наличием АВПД в толще. На западе Широтного Приобья нефтегеологическое строение баженовского горизонта изучалось различными научными коллективами, применявшими широкий арсенал сейсмогеологических методов. Но несмотря на обширный объем исследований, остаются неопределенности, мешающие начать массовую разработку объекта. До сих пор нет общепринятого мнения о закономерностях распределения коллекторов по разрезу и на площади, типе коллектора, влиянии тектонического фактора на нефтеносность. Отсутствие этих представлений не позволяет в полной мере реализовать детальную трехмерную геологическую модель, которая стала бы основой для дальнейшего гидродинамического моделирования, проектирования разработки месторождений и опробования различных методов повышения нефтеотдачи. Все это сдерживает начало масштабного промышленного освоения залежей нефти в баженовском горизонте. Целью работы являлось изучение свойств, закономерностей распространения и генезиса пород-коллекторов в отложениях баженовского горизонта на западе Широтного Приобья, оценка вертикальной и латеральной изменчивости коллекторов и выявление характера их распространения в межскважинном пространстве. Основные задачи исследований: 1. Разработка методических приемов комплексного подхода к изучению отложений баженовского горизонта с использованием геофизических, промыслово-геофизических, геохимических, литологических, сейсмогеологических методов исследований. 2. Детальные литогенетические исследования керна, отобранного из интервала баженовского горизонта на Галяновском, Средне-Назымском, Большом Ольховом и Апрельском месторождениях. Стадиальный анализ изученных пород. 3. Изучение условий осадконакопления кремнистых пород баженовского горизонта. Анализ влияния физико-химических условий среды на вторичные изменения радиоляриевых илов. 4. Выявление различных типов коллекторов и закономерностей их распространения в разрезе. 5. Обоснование возможности использования сейсморазведки для прогнозирования различных типов разреза в межскважинном пространстве. 6. Построение трехмерной геологической модели строения отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья на основе результатов литологического изучения разрезов скважин, выделения коллекторов различного типа и сейсмического прогноза свойств разреза в межскважинном пространстве. Фактический материал Автором детально изучено около 200 пог. м керна из 12-ти скважин; описано более 300 прозрачных шлифов, изготовленных из керна интервала баженовского горизонта 12-ти скважин, интерпретированы результаты рентгено-фазового (более 200 обр.) и изотопного анализов углерода и кислорода карбонатных минералов (70 обр.). Результаты всех анализов и привлеченных методов увязаны автором и сопоставлены между собой. В диссертационной работе использованы геолого-промысловые данные, полученные компанией ОАО "РИТЭК", и материалы интерпретации ГИС (ЗАО "МиМГО"), макроописания и фотографии керна более чем по 50-ти скважинам Галяновского, Средне-Назымского, Апрельского и Большого месторождений (ГП "НАЦРН" им. В.И.Шпильмана), а также результаты стандартных лабораторных петрофизических исследований - более 240 образцов керна из 15-ти скважин (ГП "НАЦРН" им.В.И.Шпильмана); результаты геохимических исследований методом Rock-Eval - более 300 образцов керна из 12-ти скважин; геохимических исследований нефтей из 30-ти скважин; результаты специальной обработки и интерпретации свыше 1800 пог.км. МОГТ-2D и 120 км2 МОГТ-3D (ЗАО "МиМГО"). Научная новизна: 1. Реализован комплексный подход к изучению нефтепродуктивных отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья, в рамках которого особое внимание уделено литогенетическим исследованиям, сопоставленным с данными геофизических, промыслово-геофизических, геохимических и сейсмогеологических методов. 2. Установлен генезис пород-коллекторов, которые образовались в основном в результате вторичных преобразований радиоляриевого ила. 3. Показано, как изменения физико-химических условий среды повлияли на формирование коллекторов с различными ФЕС. Смена в катагенезе кислой среды на щелочную способствовала доломитизации радиоляритов, благодаря чему образовались вторичные пустоты, обусловившие высокую емкость коллекторов. Напротив, замещение радиоляритов в диагенезе кальцитом, приводило к значительному снижению коллекторских свойств апорадиоляритовых известняков. 4. Для отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья задача проведения прогноза свойств коллекторов в межскважинном пространстве впервые решена на основании установленных различий в физических свойствах пород-коллекторов и неколлекторов. В работе защищаются следующие положения: 1. Среди основных групп пород баженовского горизонта на западе Широтного Приобья присутствуют: 1 обогащенные органическим веществом глинисто-карбонатно-кремнистые смешанные образования, сформировавшиеся преимущественно в условиях аноксии придонных вод, 2 силициты глинистые биотурбированные, связанные с аэрацией придонных водах палеобассейна кислородом, 3 вторичные известняки и доломиты, заместившие радиоляриты. 2. Вторичные известняки образовались при карбонатизации радиоляритов в раннем диагенезе. Источником углекислоты при этом являлось анаэробное бактериальное разложение органического вещества. Вторичные доломиты кремнистые возникли в результате раннедиагенетического окремнения радиоляритов и их последующей доломитизации в катагенезе, чему способствовали щелочные растворы, выделявшиеся из глинисто-кремнистых отложений при трансформации смектита в иллит. 3. Породы-коллекторы, обеспечивающие промышленные притоки нефти из отложений баженовского горизонта, располагаются в четырех интервалах разреза. Три из них представлены слоями вторичных известняков, толщиной до 1 м, четвертый единственным слоем кремнистых доломитов (до 3 м), приуроченным к кровле низкорадиоактивной пачки продуктивной толщи. Трещинно-кавернозные известняки, расположенные в подошве горизонта, обладают высокой продуктивностью в отдельных случаях. 4. Наиболее высокоемкими коллекторами, обеспечивающими основную часть притока нефти из отложений баженовского горизонта, являются вторичные кремнистые доломиты, емкостные свойства которых обусловлены вторичной пустотностью, образовавшейся в процессе доломитизации на стадии катагенеза. Реализация результатов исследований и практическое значение работы: Результаты исследований переданы нефтяной компании ОАО "РИТЭК" в виде отчетов, рекомендаций, карт и геологических разрезов, составленных автором или при его непосредственном участии. Детальные литогенетические исследования отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья позволили создать трехмерную геологическую модель строения объекта, ставшую основой для гидродинамического моделирования. На основе полученных результатов на Средне-Назымском месторождении ведутся опытные работы по термическому воздействию на отложения баженовского горизонта с целью разработки инновационных подходов к поддержанию пластового давления и обеспечению стабильной промышленной добычи нефти. С учетом созданных автором геологических моделей закладываются новые скважины, планируются геологоразведочные работы, в частности, постановка сейсморазведки 3D. http://geo.web.ru/db/disser/view.html?mid=1186074

bne: Lithology and Mineral Resources Volume 47, Number 5 (2012), 401-418, DOI: 10.1134/S0024490212050021 Oil source rocks at the mesozoic and cenozoic continental margins: Communication 1. Oil source rocks at continental margins in the Triassic-Jurassic and Neocomian-Aptian A. I. Konyukhov The presence of rocks capable of generating hydrocarbons (HC) in the section of sedimentaryrock basins is an essential criterion for their qualification as structures with oil and gas pools. Although organic matter (OM) is always present as dissemination in genetically different sediments, it is believed that rocks enriched with OM of the sapropel series (2 to 3% Corg) can generate a significant amount of liquid HC. However, rock sequences with the Corg ranging from 3–5 to 15–20% are considered oil source formations. The rock section of large petroliferous basins usually includes one or two source sequences, which generated liquid and gaseous HCs after submergence to high temperature and pressures zones. In the basin confined to the Arctic slope of Alaska, one of the main producers of liquid HC is represented by the Upper Triassic clays and limestones of the Shublik Formation. In the Barents Sea and North Sea basins, such rocks are represented by the Spekk Formation and the Kimmeridge Clay, respectively; in the West Siberian basin, by the Bazhenovo Formation; in the Persian Gulf, by the Fahlian, Sargelu, and Garau formations; in basins of the Caribbean region, by marls and clayey limestones of the La Luna Formation. In perioceanic basins of the South Atlantic, the major source sequences are represented by the Neocomian and Barremian clays and marls. The source rocks are identified as the Lagoa Feia Formation in the Campos and Santos basins. They are cognized as the Black Marlstone or Bukomazi Formation in the Lower Congo, Kwanzaa-Cameroon, and Angola basins. Original Russian Text © A.I. Konyukhov, 2012, published in Litologiya i Poleznye Iskopaemye, 2012, No. 5, pp. 451–470.

bne: Geophysical Research Abstracts, Vol. 10, EGU2008-A-04616, 2008 SRef-ID: 1607-7962/gra/EGU2008-A-04616 EGU General Assembly 2008 © Author(s) 2008 Bacterial forms of pyrite in clayey oil reservoirs in the northern regions of the West Siberian Province P.Izotov (1), L.Sitdikova (2) (1) Kazan State University, Kazan, Russia (sitdikova8432@mail.ru), /+78432388471 (2) Kazan State University, Kazan, Russia The reservoirs of the northern regions of the West Siberian Province are characterised by high clay content, which inhibits the ﬁltration of hydrocarbon systems in them. This leads to the development of speciﬁc mineral forms produced by nanobacteria. These evolve due to the absorption of sulphate compounds from the reservoir-ﬁlling ﬂuid. Sulphate-reducing bacteria build their external framework out of pyrite crystals. In the process, the sulphate-reducing bacteria form colonies. These produce both ﬁnely dispersed, isolated pyrite crystals in pore channels and framboidal pyrite in the form of raspberry-like aggregates. In some cases, bacterial forms of pyrite are represented by octahedral and pentagonal-dodecahedral crystals that are characteristic of high-energy crystallisation. There are also framboids made up of cubic crystals. These forms have been proven to be of microbiological origin through the study of the internal structure of microcrystals in polished sections. They feature rounded, ovaloid, highly porous cores of such crystals. The study of such forms of pyrite in clayey oil-bearing strata has revealed the ongoing evolution of oil deposits governed by ﬁltration processes in oil reservoirs Но относится это не только к бажену

bne: МАТРОСКИН Водонасыщенность бажена - (- перенесено в данный топик) Возможно ли использовать значения остаточной водонасыщенности пород баженовской свиты для оценки их "зрелости" (достаточно ли сгенерировано УВ для их движения, создания давления)?

bne: Я мало работал с баженом Тем не менее, по опыту работы его разделяют на пачки с разной литологией Да и по каротажу видно как резко там все меняется (по ГК и сопротивлению в особенности) Кроме того многое зависит от техники подготовки образцов Возможно гидрофобность тут более знаковый параметр чем содержание связанной воды (там ведь и структура влияет) Помню что писали будто часть органики в бажен мигрировала снизу (вроде подтверждается геохимией) Я мало работал и с изотопами, а геохимики умудряются делать это в вопросах анализа генезиса постоянно

bne: Пришлось восстанавливать свою инверсию по бажену Занятие специфическое (первые варианты ModERn) Удалось найти по дате и удалось нарыть еще много потенциально полезного

БНЕ_Home: среди докладчиков люди из МГУ, ВНИГНИ, Боркун

bne: Установился в итоге консенсус, что в продуктивном бажене есть приличный коллектор внизу, подпитываемый нефтематеринской породой Иногда коллектор может быть и в КС и в абалаке Коллектор часто трещинный, кремнисто-доломитизированный

БНЕ_Ischia: выбор информативных признаков (в частности учет гипотезы Хейтса-Жаковского-Губермана) и перенормировка БК помогают работать лучше чем игры с сетью Кохонена

bne: Скопировал несколько статей 1985 года из сьборника трудов ЗапСибИГНИ В авторах Боркун, Сосланд, Хабаров, Басин Забавно, но не особо много нового с тех пор появилось

БНЕ_Home: Занимательно оказалось, что они вполне врубились в тему почему в их условиях лучше обойтись без оптимизационной инверсии и вообще перейти к аналогу игр Муромцева для поиска радиоляриевых прослоев

bne: Времени оказалось на треть меньше чем по договору Обзорную часть и литературу (около 200 наименований) рекомендуют резко сократить Морального удовлетворения - никакого Впору в депрессию впадать

bne: Organic maturity, elastic properties, and textural characteristics of self resourcing reservoirs Saeed Zargari, Manika Prasad, Kenechukwu C. Mba, and Earl D. Mattson GEOPHYSICS, VOL. 78, NO. 4 (JULY-AUGUST 2013); P. D223–D235, 18 FIGS., 3 TABLES. Organic-rich rocks have long been recognized as source rocks for clastic reservoirs, but more recently they have gained importance as reservoirs. However, the processes of kerogenmaturation and hydrocarbon transport and storage are still poorly understood. Some empirical relations have been developed to relate the increase in elastic modulus with increasing maturity. A systematic study of the cause for this increase in elastic modulus is still lacking, and information about seismic and mechanical properties of kerogen and its alteration products is scarce. Consequently, any rock models must rely on anecdotal or extrapolated data about various types of kerogen. Our experiments address this paucity of data by grain-scale modulus measurements coupled with careful field emission scanning electron microscopy (FESEM) microstructural assessments on organic rich Bakken formation shale samples with a range of maturities. Carefully acquired and detailed FESEM images help to understand the microstructural controls on the reduced (nanoindentation) Young’s modulus of minerals, clay particles, and kerogen matter with maturity in naturally matured shales. Using hydrous pyrolysis, we further investigate the cause for change in modulus with maturity and the mobility of the pyrolized organic matter. In naturally matured shale samples, we find a direct relationship betweenthe reduced Young’s modulus and the total organic content or hydrogen index. Significant lowering of Young’s modulus is observed after hydrous pyrolysis due to bitumen generation. We measured modulus of the extruded bitumen to be less than 2 GPa. The presence of bitumen comingled with the organic matter also reduces its modulus, in excess of 30%. These results are critical to help understand how organic-rich sediments evolve with burial and maturation. The modulus measurements can be used for modeling modulus variations during maturation.

bne: Довольно забавно, но весьма прилично удается спрогнозировать логарифм накомленной добычи по чисто геологическим параметрам

bne: The petrophysics of shale gas reservoirs: technical challenges and pragmatic solutions Vivian K. Bust, Azlan A. Majid, Joshua u. oletu and paul F. Worthington ABstrAct: The host rocks of shale gas accumulations act as source, seal and reservoir. They are characterized by complex pore systems with ultra-low to low interparticle permeability and low to moderate porosity. The word ‘shale’ is used in the sense of a geological formation rather than a lithology, so shale gas reservoirs can show marked variations in rock type from claystones, marlstones and mudstones to sandstone and carbonate lithological ‘sweet spots’. The pore space includes both intergranular and intrakerogen porosity. The density of natural fractures varies markedly, and pore throat connectivity is relatively ineffective. Moreover, in-situgas pore volume has to take account of both free and adsorbed gas, an evaluation exercise that is complicated by pronounced variations in water salinity. All these characteristics present major challenges to the process of petrophysical evaluation. The petrophysical responses to these issues are severalfold. First, a broader calibrating database of core measurements is required at key wells, especially as regards mineralogy, porosity and permeability data, shale/mudstone sample analyses, total organic carbon, gas desorption isotherms, and the analysis of extracted formation waters. Second, at least in the key wells, an extended suite of logs should include an elemental analysis log, magnetic resonance imager, electrical micro-imager, and a dipole sonic log. These databases lead to a rock-typing scheme that takes better account of dynamic properties and fracturability. They also allow reservoir partitioning based on exclusivity of empirical interpretative algorithms, e.g. quartz content vs. producibility. These responses comprise key elements of a functional petrophysical system that encompasses fit-for-purpose interpretation methods, such as a pseudo-Archie approach, i.e. the application of the Archie equations with non-intrinsic exponents. This system is presented as a workflow for application in shale gas reservoirs, for which bulk density retains a major influence on computed gas in place. The benefits of this approach are especially strong in reserves reporting of these unconventional gas reservoirs. ------------------- В частности приведен вариант квадрата Вилли с керогеном в матрице (как и у нас по бажену) и с различием органических и неорганичечских пор и выделением адсорбированного газа

bne: Comparative Study for the Interpretation of Mineral Concentrations, Total Porosity, and TOC in Hydrocarbon-Bearing Shale from Conventional Well Logs Authors Haryanto Adiguna, SPE, Anadarko Petroleum Corporation*; Carlos Torres-Verdín, SPE, The University of Texas at Austin. *Formerly with The University of Texas at Austin SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 30 September–2 October 2013, New Orleans, Louisiana, USA 2013, Society of Petroleum Engineers Abstract The estimation of porosity, water saturation, kerogen concentration, and mineral composition is an integral part of unconventional shale reservoir formation evaluation. Porosity, water saturation, and kerogen content determine the amount of hydrocarbon-in-place while mineral composition affects hydro-fracture generation and propagation. Effective hydraulic fracturing is a basic requirement for economically viable flow of gas in very-low permeability shales. Brittle shales are favorable for initiation and propagation of hydraulic fracture because they require marginal or no plastic deformation. By contrast, ductile shales tend to oppose fracture propagation and can heal hydraulic fractures. Silica and carbonate-rich shales often exhibit brittle behavior while clay-rich shales tend to be ductile. Most petrophysical interpretation techniques commonly used to quantify mineral composition from conventional well logs are based on the assumption that lithology is dominated by one or two minerals. In organic shale formations, these techniques are ineffective because all well logs are affected by large variations of mineralogy and pore structure. Even though it is difficult to separate the contribution from each mineral and fluid component on well logs using conventional interpretation methods, well logs still bear essential petrophysical properties that can be estimated using an inversion method. This paper introduces an inversion-based workflow to estimate mineral and fluid concentrations of shale gas formations using conventional well logs. The workflow starts with the construction and calibration of a mineral model based on core analysis of crushed samples and X-Ray Diffraction (XRD). We implement a mineral grouping approach that reduces the number of unknowns to be estimated by the inversion without loss of accuracy in the representation of the main minerals. After the mineral model is constructed and a set of initial values are established, nonlinear joint inversion estimates mineral and fluid concentrations from conventional well logs. An iterative refinement of the mineral model can be necessary depending on formation complexity and data quality. The final step of the workflow is to perform rock classification to identify favorable production zones. These zones are selected based on their hydrocarbon potential inferred from inverted petrophysical properties. This paper documents several case studies from Haynesville and Barnett shales where the proposed workflow was successfully implemented and is in good agreement with core measurements and neutron-capture spectroscopy (NCS) logs. The field examples confirm the accuracy and reliability of nonlinear inversion to estimate porosity, water saturation, kerogen concentration, and mineral composition.

bne: Газпромнефть обсуждает на тему бажена вопросы сотрудничества и Shell и BP

БНЕ_Home: Ученые нашли в мантии Земли большие запасы воды Опубликованно: 2014-06-18 Ученые нашли в мантии Земли большие запасы воды Геофизики из США обнаружили свидетельства того, что в мантии Земли содержатся большие запасы воды. Исследование ученых опубликовано в журнале Science, кратко с ним можно ознакомиться на сайте New Scientist. По данным, полученным учеными, вода содержится на глубине около 700 километров от поверхности Земли в породе рингвудит в мантии. Содержание воды превышает объем трех земных Мировых океанов. Исследователи наблюдали более 500 землетрясений, от которых две тысячи сейсмографов зафиксировали акустические колебания. Их характер и продолжительность свидетельствуют в пользу того, что породы, их проводящие, насыщены водой. Рингвудит — модификация оливина с повышенным содержанием воды. Сам минерал образуется при высоких температурах и содержится в большом количестве в мантии Земли. Сейсмографы ученых позволили установить существование переходного слоя между оливином в верхней мантии и более глубокими слоями мантии, который состоит, предположительно, из рингвудита, из которого под действием высокого давления выделяется вода. Открытие ученых подтверждает то, что вода образовалась на ранних этапах образования Земли глубоко в ее недрах, а не в результате бомбардировки поверхности планеты кометами, как считалось ранее. Lenta.ru http://texnomaniya.ru/other-interesting-news/uchenie-nashli-v-mantii-zemli-bolshie-zapasi-vodi.html

БНЕ_Home: Ассоциации с темой гидротерм и гидратной Земли Ларина всплывают сразу

БНЕ(ОПЕРА): http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000063-006

bne: Газпром нефть начала первый проект по изучению баженовской свиты в ЯНАО January 27, 2016 «Газпром нефть» приступила к изучению запасов баженовской свиты на Вынгаяхинском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (проект реализует «Газпромнефть-Муравленко»). Это первое месторождение в регионе, на котором компания начала исследование нетрадиционных запасов, к числу которых относится баженовская свита. До сих пор «Газпром нефть» работала над поиском наиболее эффективных технологий промышленной разработки баженовских отложений главным образом на территории Ханты-Мансийского автономного округа. В конце 2015 года «Газпром нефть» провела на Вынгаяхинском месторождении операцию гидроразрыва пласта (ГРП) в баженовских отложениях на двух наклонно-направленных скважинах, которые ранее использовались для добычи нефти из традиционных коллекторов, однако проходили через пласты баженовской свиты. По итогам проведенных на обеих скважинах ГРП получены притоки нефти из залежей бажена. Также компания пробурила новую разведочную наклонно-направленную скважину для изучения и освоения запасов непосредственно баженовской свиты. При бурении было отобрано 90 метров керна для дальнейшего лабораторного анализа. В ближайшее время в этой скважине планируется провести ГРП. Работа с нетрадиционными запасами — одно из стратегических направлений развития «Газпром нефти». Баженовские отложения широко распространены по территории Западной Сибири, поэтому освоение этих залежей на территориях с уже развитой инфраструктурой в будущем может стать новой точкой роста добычи. В рамках Технологической стратегии «Газпром нефть» реализует несколько проектов по работе с нетрадиционными запасами. В числе приоритетных задач — создание первой программы-симулятора для моделирования ГРП в баженовских отложениях, а также разработка технологии прогноза нефтегазоносности баженовских отложений, которая позволяет выявлять наиболее перспективные участки. В рамках этого проекта «Газпром нефть» работает над созданием карт распределения свойств нетрадиционных запасов на всей территории России. «Мы продолжаем накапливать опыт в изучении баженовской свиты. Начало нового проекта на Вынгаяхинском месторождении позволит лучше понять, как наиболее эффективно вовлекать нетрадиционные запасы в промышленную разработку. Освоение бажена, который сейчас практически не разрабатывается, в будущем может внести значительный вклад в нефтедобычу и продлить жизнь наших месторождений. Именно поэтому работа с нетрадиционными ресурсами остается одним из важных направлений нашей Технологической стратегии», — отметил первый заместитель генерального директора «Газпром нефти», руководитель Блока разведки и добычи Вадим Яковлев. Источник Tags:Вадим Яковлев,Газпром нефть,Гидроразрыв пласта @ru,ГРП,ЯНАО

bne: Уважаемые коллеги! В журнале "Недропользование XXI век" №3 за 2016 г. опубликована статья "Временное методическое руководство по подсчету запасов подвижной нефти трещинных и трещинно-поровых коллекторов сланцевого типа". Во введении к руководству указано, что окончательнаяредакция методического руководства подготовлена Консультативным комитетом при участии, в том числе, А.И.Варламова, И.С.Гутмана и В.И.Петерсилье. От своего имени и от имени А.И.Варламова и И.С.Гутмана сообщаю, что в подготовке, написании, обсуждении и редактировании руководства и статьи никакого участия мы не принимали. С уважением, В.И.Петерсилье

bne: списком авторов из 14 человек теперь вызывает сомнение: "со всеми ли согласовано" Тем более, что коллектив авторов в чём то близок по составу ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ НА КЕРНЕ КАК НОВЫЙ МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЙ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ПОИСКА, РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ Попов Ю.А.*, Попов Е.Ю., Чехонин Е.М., Ромушкевич Р.А., Спасенных М.Ю.,Богданович Н.Н., Козлова Е.В., Габова А.В. (Сколковский институт науки и технологий), Жуков В.В., Заграновская Д.Е., Карпов И.А., Беленькая И.Ю., Овчаренко Ю.В., Алексеев А.Д (ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ»), Калмыков Г.А.(МГУ), Гутман И.С. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Оксенойд Е.Е. (НАЦ им. В.М.Шпильмана) Если сравнивать, то в 2012 году на EAGE был доклад 2012 Новые методы тепловой петрофизики как эффективный инструмент исследований пород баженовской свиты (Устный) Авторы: Попов Ю.А., Паршин А.В., Ромушкевич Р.А., Баюк И.О., Спасеных М.Ю., Богданович Н.Н., Попов Е.Ю., Коробков Д.А., Калмыков Г.А., Гаврилова Е.В.

bne: Уровень отечественных исследований на американском фоне как минимум не греет ;-( Когда каждый судит себя сам в неподсудных порой начинают ходить люди со специфическим менталитетом

БНЕ_ХМАО: В серьезном издании с одной стороны по куче образцов сравнивают медианные и средние значения пор, а с другой связь пористости и проницаемости рассматривают с линейными шкалами по обеим осям Впечатление, что технологии росли быстрее базовых знаний

БНЕ_ХМАО: Более того, это не выше чем в 10% случаев у них встречается Просто с досады заметил

bne: 2014 GSA Annual Meeting in Vancouver, British Columbia (19�22 October 2014) Paper No. 246-13 Presentation Time: 4:20 PM-4:35 PM APPLYING VACUUM SATURATION TO STUDY THE PORE STRUCTURE OF TIGHT SHALES BARBER, Troy, Earth and Environmental Sciences, UNIVERSITY OF TEXAS AT ARLINGTON, 500 YATES ST, GEOSCIENCE BUILDING, Arlington, TX 76019, troy.barber@mavs.uta.edu and HU, Qinhong, Department of Earth and Environmental Sciences, University of Texas at Arlington, 500 Yates Street, Arlington, TX 76019 The steep decline in productivity of tight shale gas plays are, in part, macroscopic consequences of the nano-scale pore structure of the shale matrix. Vacuum saturation is an integral method in a full suite of techniques used to investigate the pore structure and properties of geologic and man-made media. In addition to fluid saturation as a means of sample preparation for a number of experimental approaches (e.g., porosity measurement, saturated diffusion), this study illustrates the utility of using the vacuum saturation approach to studying the edge-only accessible porosity distribution of tight shales, which is linked to the steep production decline. A custom apparatus has been designed for vacuum saturating samples of porous media. Consideration was given to chamber material properties (e.g., strength, outgassing) in order to strike a balance between cost, usability, and vacuum/pressure reliability. Beyond improving upon the vacuum efficiency of our previous apparatus, the new design adds the ability to apply positive (beyond atmospheric) pressure subsequent to fluid immersion, resulting in a more complete saturation of the nano-sized pores. With the new apparatus, samples were saturated with both oil and water wetting solutions containing both non-sorbing and sorbing tracers. After freeze drying, the tracers occupying the edge-connected, evacuated pore spaces were mapped using micro-scale laser ablation – inductively coupled plasma – mass spectrometry. https://gsa.confex.com/gsa/2014AM/finalprogram/abstract_248280.htm

bne: Из выводов 5. РЕЗЮМЕ Месторождение Баккен при огромных геологических запасах, тем не менее, вступило в завершающую стадию эксплуатации. Налицо ВСЕ признаки этого процесса: снижение добычи нефти и отборов жидкости, рост обводненности и числа бездействующих скважин. Главной причиной упадка является прогрессирующее обводнение. Из-за снижения забойных давлений в скважинах повсеместно произошли прорывы посторонних пластовых вод. Прекратить этот процесс при современном уровне техники не представляется возможным. Произошедший рост нефтяных цен мало повлиял на объемы бурения. Самые продуктивные зоны Баккена в четырех округах практически полностью разбурены, а выход за их пределы несет риски получения низких дебитов и ускоренного обводнения скважин. 6. В ЗАКЛЮЧЕНИЕ – НЕМНОГО О ГРУСТНОМ Приведенная мной информация содержится в абсолютно доступных источниках. Истощение скважин Баккена из-за перехода на газ было известно еще 10 лет назад. Прогрессирующее обводнение массово выявилось в 2012 году. Почему никто не говорит об этом? Три года назад на форуме Р.Паттерсона прошло небольшое обсуждение, и только. С тех пор проблема из юного поросенка выросла в громадную свинью. Ведь пора уже действовать. Надо проверять нагнетательные скважины на предмет утечек, прослеживать пути пластовой воды. Надо все же выявить связь между гидроразрывом и повреждениями цемента. Разумеется, сервисные компании поднимут жуткий крик и будут доказывать, что они не виноваты. Это их основной заработок и они будут драться за него когтями и зубами. Но можно собрать объективную статистику. Почему эти вопросы не обсуждаются федеральными геологами, Американским Нефтяным Институтом, Обществом инженеров-нефтяников? Почему только Арт Берман громко говорит о явных провалах «сланцевых» технологий? Может быть потому, что бежать, зажмурив глаза, за Красной Королевой или хвалить наряд Голого Короля проще (и доходнее!), чем возражать и доказывать? Полностью по ссылке http://www.angi.ru/news/2846506-%D0%E0%E7%EC%FB%F8%EB%E5%ED%E8%FF%20%ED%E0%E4%20%F2%EE%ED%F3%F9%E8%EC%20%C1%E0%EA%EA%E5%ED%EE%EC/

bne: почти повсеместен Carl Sondergeld При этом он перестал любить печататься (вернее выкладывать тексты и презентации)

bne: Россия приступает к самым богатым залежам сланцевой нефти в мире Геология 20.06.2017 Президент России Владимир Путин подписал указ о присуждении государственных премий — награды вручены 12 июня. В области науки и технологий лауреатом стал генеральный директор "Сургутнефтегаза" Владимир Богданов и его заместители Юрий Батурин и Анатолий Нуряев — за создание рациональных систем разработки нефтяных, нефтегазовых и газонефтяных месторождений Западной Сибири. Одно из самых перспективных направлений компании — разработка залежей Баженовской свиты. Баженовская свита в России и за рубежом — широко известный объект. В докладе комитета по энергетике США, опубликованном в июне 2013 года и касающемся всех сланцевых формаций мира, Россия была признана лидером по запасам сланцевой нефти и, конечно, основные запасы — это именно Баженовская свита. Сегодня, пожалуй, это один из самых обсуждаемых объектов российской нефтяной науки: исследователи спорят буквально обо всем, от геологии до целесообразности разработки Баженовской свиты. Принципиальное строение разреза Баженовской свиты Принципиальное строение разреза Баженовской свиты Нефтяные сланцевые формации — широко распространенные в мире тонкослоистые карбонатно-глинисто-кремнистые отложения, обогащенные органическим веществом. В традиционные коллекторы нефть и газ попадают из нефтематеринских пород, где рождаются из органического вещества, путем миграции — перемещения молекул углеводородов из толщи в породы с порами значительного размера; эти поры (коллекторы) ограничены сверху и снизу флюидоупорами (покрышками) — породами с крайне низкой проницаемостью. Нефтяные же сланцы — низкопроницаемые нефтематеринские породы, которые могут "рождать" нефть. Эти формации тоже содержат нефть или газ, трансформировавшиеся за миллионы лет из твердого органического вещества в жидкую и газообразную фазу, но располагаются они в мельчайшем поровом пространстве пород и удерживаются там сорбционными свойствами минералов и оставшегося в твердом состоянии органического вещества (керогена), благодаря чему углеводороды крайне тяжело извлечь из породы. Такие нефть и газ относят к трудноизвекаемым, или нетрадиционным: добыть их можно только с помощью особых технологий. Распределение дебита нефти при опробовании поисково-разведочными скважинами Баженовской свиты на территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз" (Чирков, Сонич) Распределение дебита нефти при опробовании поисково-разведочными скважинами Баженовской свиты на территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз" (Чирков, Сонич) История открытия и изучения Баженовской свиты В 1970-х годах поисковое бурение скважин на нефть в Западной Сибири привело к открытию нового нефтеносного объекта — Баженовской свиты. В нескольких скважинах в районе месторождения Большой Салым получили большие фонтанные притоки нефти (до 2,5 тыс. тонн нефти в сутки). Было пробурено и испытано (испытания — проверка возможности извлечения нефти из скважины) большое количество скважин на Баженовскую свиту, отбирался керн — исследовались породы и их свойства. Оказалось, Баженовская свита очень сложный объект: зачастую рядом со скважиной, давшей промышленный приток нефти, располагались сухие. Нередко высокий дебит нефти быстро снижался по мере падения пластового давления. Было проведено множество исследований — гидродинамических прослушиваний, чтобы установить гидродинамическую связь (протяженность коллектора) между соседними скважинами. Во многих случаях такой связи не обнаружилось. Все это наводило на мысль, что в Баженовской свите коллектор располагается хаотично, прогнозировать его развитие крайне сложно (если вообще возможно), а еще коллектор имеет небольшую площадь, то есть даже при попадании скважины в коллектор нефть в нем быстро заканчивается, и необходимо бурить новую. Безусловно, огромные запасы нефти в традиционных коллекторах, которые было понятно, как искать и разрабатывать, погасили интерес к Баженовской свите, основная разработка залежей нефти была сконцентрирована в других пластах Западной Сибири. Справедливости ради стоит отметить, что компания ОАО "Сургутнефтегаз" много лет продолжала поиск, разведку и разработку залежей Баженовской свиты на своих месторождениях, используя естественный режим истощения залежей (см. график). Именно эта компания добыла нефти больше всех прочих из Баженовской свиты. Но в абсолютном измерении это небольшая величина, далеко не соответствующая перспективам залежей. Многолетняя разработка Баженовской свиты на Салымском месторождении все-таки показала, что некоторые скважины работают десятки лет, а снижение добычи в начальные этапы разработки позже может смениться восстановлением и стабилизацией дебита. В некоторых скважинах совокупная добыча превышает сотни тысяч тонн. Традиционные запасы нефти в Западной Сибири постепенно истощаются: сначала были разбурены все наиболее простые с точки зрения их обнаружения структурные ловушки, затем и более сложные (см. рисунок): структурно-литологические, литологические, тектонически экранированные и другие. Прирост запасов нефти за счет поисковых и разведочных работ, а вместе с ними и добыча нефти в Западной Сибири начали снижаться. Это заставило нефтяные компании вернуться к более сложным породам, включая и Баженовскую свиту. Безусловно, этот интерес был изрядно подогрет сланцевой революцией в США. Новый этап исследований Баженовской свиты Новый этап исследований Баженовской свиты начался в 2006 году, когда дочерняя компания ООО ЛУКОЙЛ, ОАО "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (РИТЭК), приобрела лицензионные участки Средне-Назымский и Галяновский для целенаправленной разработки Баженовской свиты принципиально новым способом — при помощи термогазового воздействия на нее. Кроме бурения новых скважин, изучения керна и тестирования технологий интерпретации сейсморазведки с целью повышения эффективности прогноза развития коллекторов в Баженовской свите, РИТЭК приняла решение построить нефтепровод для сбора и транспортировки нефти. Теперь на этих месторождениях скважины работают в трубу, то есть нефть сразу транспортируется в пункты сбора, что обеспечивает постоянную добычу нефти из Баженовской свиты, а также гарантирует качественный учет всей добытой нефти и получение реальных добычных характеристик разрезов Баженовской свиты. Новый этап исследований Баженовской свиты характеризуется прежде всего технологичностью: отбор изолированного керна, его исследования на мощном и разнообразном современном оборудовании, значительные инвестиции в проекты разработки Баженовской свиты крупнейшими нефтяными компаниями России, интеграция знаний в научных консорциумах. Все это привело к новому пониманию геологии Баженовской свиты. Геологическая характеристика Баженовской свиты Баженовская свита толщиной 15-50 м накапливалась примерно 145 млн лет назад в течение 8-11 млн лет циклично: чередовались продолжительные периоды фоновой морской седиментации — крайне медленного накопления карбонатно-глинисто-кремнистых частиц, обогащенных органическим веществом,— и чуть более динамичные и короткие периоды формирования радиоляриевых илов, сложенных скелетными остатками зоопланктона — радиолярий, практически лишенных глинистой примеси. Таким образом, в Баженовской свите, как в слоеном пироге, чередуются (см. рисунок) тонкослоистые породы (толщиной 3-10 м) и более плотные карбонатные или кремнистые породы (толщиной 0,5-3 м), которые много миллионов лет назад были радиоляриевыми илами. Стало очевидно, что Баженовская свита не везде одинакова, у нее разные характеристики в Западной Сибири, сильно зависящие от степени преобразованности органического вещества. Месторождение Большой Салым оказалось расположенным в уникальных геологических условиях наиболее высокой степени катагенетической зрелости органического вещества (градация катагенеза МК3-4), в связи с чем нефтенасыщенное поровое пространство в этих породах формируется внутри самого органического вещества — керогена. Поэтому практически весь разрез — нефтенасыщенный. Другие типы разреза обладают средней степенью катагенетической зрелости органического вещества (градация катагенеза МК1-2), поровое пространство в керогене здесь мало и не формирует значительного связанного объема, соответственно, и породы, содержащие большое количество керогена, обычно не обладают способностью отдавать нефть в скважины. Коллекторами в таких разрезах являются вторичные известняки, доломиты, реже силициты — породы из преобразованных радиоляритовых илов. Еще одна важная характеристика Баженовской свиты — это породы, которые ее подстилают и перекрывают. К западу от центральной части Ханты-Мансийского автономного округа Баженовская свита подстилается глинистой Абалакской свитой — отличным флюидоупором, а к востоку — глинисто-карбонатной Георгиевской и Васюганской свитами, у которых свойства флюидоупора значительно хуже, исходя из чего возможности эмиграции (ухода) нефти из Баженовской свиты на востоке лучше. Поэтому западная часть Баженовской свиты считается более перспективной для добычи. По периферии Западной Сибири разрезы Баженовской свиты становятся в значительной степени глинистыми, что резко снижает ее потенциал. Сегодня эти области считаются неперспективным с точки зрения добычи нефти. Разработка залежей нефти Баженовской свиты Наличие залежей нефти в Баженовской свите доказано на 90 площадках Западной Сибири, но разработка ведется на единичных участках. В основном — попутно и в режиме естественного истощения ("Сургутнефтегаз" на Сургутском своде, всего более 1000 скважин, "Роснефть" на группе месторождений Большой Салым, "Газпром нефть" на Пальяновской площади, Красноленинский свод). На месторождениях ЛУКОЙЛа в районе Сургутского и Нижневартовского сводов Баженовская свита опробуется, но пока не разрабатывается. РИТЭК ведет целенаправленную разработку Баженовской свиты во Фроловской мегавпадине на двух упомянутых выше месторождениях, общий фонд скважин — около 40, во всех скважинах проведены работы по увеличению притока нефти — путем гидроразрыва пласта (ГРП) или соляно-кислотной обработки призабойной зоны (СКО). Результаты впечатляют: сотни тысяч тонн! А на Средне-Назымском месторождении несколько лет развивается технология увеличения нефтеотдачи за счет термогазового воздействия. По мнению авторов технологии, коэффициент извлечения нефти может увеличиться с 3 до 40%. Таким образом, состояние разработки Баженовской свиты таково: накопленная добыча составляет чуть более 10 млн т нефти, но постоянная разработка с качественным учетом данных ведется на единичных месторождениях. Все нефтяники признают, что добыча нефти из Баженовской свиты в режиме естественного истощения малоэффективна — возможно, поэтому крупные компании работают над новыми технологиями: термогазовой или термохимической. Следовательно, масштабная разработка Баженовской свиты, судя по приложенным усилиям и запланированному финансированию, должна начаться в ближайшие десятилетия. Словарь терминов Баженовская свита — это позднеюрские — раннемеловые нефтематеринские карбонатно-глинисто-кремнистые отложения, аномально обогащенные органическим веществом, имеют широкое распространение в пределах Западной Сибири. Нефть — маслянистая жидкость темно-коричневого (иногда почти черного) цвета, представляющая собой сложную смесь главным образом углеводородных соединений с примесью высокомолекулярных органических кислородных, сернистых и азотистых соединений. Формации — естественно выделяющиеся литологически однородные крупные геологические тела, обособленные в пространстве от смежных тел, образовавшиеся в определенных палеотектонических и палеогеографических условиях. Ловушка — часть природного резервуара, в которой благодаря структурному порогу, стратиграфическому экранированию, литологическому ограничению или другим барьерам возможно образование скоплений нефти и газа. Флюидоупоры (покрышки) нефтяных и газовых залежей — это плохо проницаемые породы, перекрывающие породы-коллекторы со скоплениями нефти и газа. Ни в одной ловушке невозможно сохранение скоплений нефти и газа, если она не перекрыта непроницаемыми породами. Под залежью нефти и газа понимают локальное промышленное скопление нефти и газа в проницаемых коллекторах ловушек какого-либо типа, представляющее собой единую гидродинамическую систему. Миграция — различные виды перемещения и передвижения нефти и газа в толще горных пород. Запасами нефти, газа называется их количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. Сорбционные свойства характеризуют способность пород удерживать (сорбировать) и отдавать (десорбировать) газы и мельчайшие частицы жидких и твердых тел. Кероген — твердая, нерастворимая в органических растворителях часть органического вещества. Коллекторы — горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при определенном перепаде давлений. Традиционные коллекторы — коллекторы, сложенные песчаными и карбонатными породами. Поры — пространства между отдельными зернами, слагающими горную породу. Гидродинамическая связь — сообщаемость порового пространства пород, внутри которого жидкости могут перемещаться. Эксплуатация скважин — процесс подъема с забоя скважины на дневную поверхность заданного количества жидкости (нефти). Способы эксплуатации скважины: £ фонтанный способ (или разработка на естественном режиме) — для подъема жидкости на поверхность достаточно только пластовой энергии; £ газлифтный способ — пластовой энергии для подъема жидкости уже недостаточно, и в скважину вводят энергию с поверхности в виде энергии сжатого газа при компрессорной эксплуатации; £ механизированные способы — механическая энергия, передается потоку поднимающейся из скважины жидкости через различного рода глубинные насосы. Способ применяется, когда пластовой энергии для подъема жидкости недостаточно, а газлифтная эксплуатация нерентабельна. Катагенез (катагенетическая зрелость органического вещества) — совокупность процессов (температура, давление, физико-химические реакции, глубина залегания и др.) преобразования осадочных горных пород и содержащегося в них органического вещества после их возникновения из осадков за геологическое время. Гидроразрыв пласта (ГРП) — один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин. Заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии используется расклинивающий агент — проппант (обработанный кварцевый песок). После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Соляно-кислотная обработка — один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин, применяется в скважинах, разрабатывающих карбонатные трещинно-поровые пласты. Варвара Немова, заведующая сектором исследований продуктивности сланцевых формаций ФГБУ ВНИГНИ, кандидат геолого-минералогических наук https://www.kommersant.ru/doc/3329777

bne: ROCK TYPING IN WOLFCAMP FORMATION Ishank Gupta, Chandra Rai, Carl Sondergeld. Deepak Devegowda. Th SPWLA 58 Annual Logging Symposium. June 17-21. 2017 ABSTRACT High productivity wells are obtained by drilling in sweet spots and having optimum fracture treatments. Reservoir characterization is key to identify both the sweet spots and optimum completion zones. Rock typing is an integral part of the reservoir characterization workflow which identifies different flow units. In this work, we present an integrated workflow for rock typing using lab petrophysical measurements and well logs acquired from six wells in the Wolfcamp formation in the Permian basin. Only three wells had cores. The petrophysical measurements were sampled every 3 feet interval from 900 feet of continuous core recovered from these three wells. Unsupervised clustering algorithms like K-means and Self Organizing Maps (SOM) were used to define rock types. Rock Type 1 is characterized by the highest porosity (7-10%) and TOC (4-6%). Not surprisingly. Rock Type 1 had the highest positive impact on well productivity. Rock Type 2 had intermediate values of porosity (6-8%) and TOC (3-4.5%) and moderate source potential and storage. Rock Type 3 had the highest carbonate (60-80%) content and poor storage and source rock potential (2-4% TOC, 4-7% porosity). Rock Type 3 was the worst rock type. A classifier from well log data that is conditioned to core data was created. The classifier was applied at depth locations where core data were not available. The classifier included GR and neutron porosity logs. These logs were used as these were the commonly available logs in all the wells used in the study. We define a rock type ratio (RTR) based on the fraction of Rock Type 1 over total perforation. RTR was found to strongly correlate with oil production rate. The advantage of the workflow developed here is that it can easily be generalized to diverse data types and other plays in different geologic settings.

bne: Примером эффективности ГРП для доманика может стать Сабанчинское месторождение Ноябрь 3, 2017 Ученые ТатНИПИнефти предложили вариант разработки сланцевой нефти на объекте с высокими темпами падения дебитов. Сабанчинское нефтяное месторождение (Бавлинский район Татарстана, «Татнефть» — прим. ИА Девон) может стать примером эффективности гидроразрыва пласта для доманиковых отложений. Так считают Е.Г. Головкина, А.Р. Салихзянов, Е.В. Грызунова, К.В. Павлова из института «ТатНИПИнефть» (Бугульма). Согласно исследованиям, проведенным специалистами ПАО «Татнефть» совместно с кафедрой геохимии МГУ, отложения данного возраста являются объектами нетрадиционного УВС. Они содержат рассеянное органическое вещество сапропелевого типа и представляют собой единый нефтегенерационный резервуар, не имеющий ВНК, ограничивающий подошву залежи и характеризующийся наличием больших зон литологического замещения коллекторов непроницаемыми плотными породами. По аналогии с США, где к сланцевой нефти в основном относятся песчано-глинистые или кремнисто-карбонатные отложения, в разрезе Республики Татарстан нефтематеринские доманиковые отложения представлены типичными доманикитами с содержанием Сорг. 5–20% (мендымский, семилукский, саргаевский горизонты) и доманикоидами Сорг. 0,5–5% (от турнейского яруса до мендымского горизонта включительно). В доманиковой толще семилукского и мендымского горизонтов франского яруса по результатам опробования отдельных скважин в разные годы из вертикальных скважин были получены дебиты нефти до 26 т/сут. Получены притоки нефти также из доманикоидов елецкого и данково-лебедянского горизонтов. Одним из таких примеров нетрадиционных залежей нефти являются доманиковые отложения Сабанчинского месторождения. В 2015 г. в связи с изменившимися представлениями о геологическом строении отложений верхне-среднефранско-фаменского возраста здесь был выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного. В тектоническом отношении Сабанчинское поднятие расположено в пределах Бугульминской депрессии, которая отделяет сводовую часть Южного купола Татарского свода от Бавлинско-Туймазинского вала. Промышленная нефтеносность рассматриваемых отложений связана с карбонатными коллекторами данково-лебедянского горизонта фаменского яруса, представленными переслаиванием проницаемых, низкопроницаемых и плотных известняков, обогащенных органическим веществом. Основными слагающими типами пород являются хемогенные (зернистые) известняки, затронутые процессами доломитизации, перекристаллизации и стилолитизации. В силу широкого развития указанных вторичных процессов в породе отмечается высокая трещиноватость. Эффективные микротрещины часто выполнены нефтью. В нефтенасыщенных типах пород отмечаются в основном отдельные изолированные поры. Тип коллектора трещинно-порово-кавернозный. По данным изучения образцов керна средняя пористость пород-коллекторов составляет 5,1%, проницаемость – 0,0135 мкм2. В пределах поднятия выявлена одна залежь нефти, вскрытая 237 скважинами. Тип залежи – пластово-сводовый, литологически экранированный. Продуктивность данного резервуара не связана с традиционными структурными залежами и не контролируется очертаниями структурных ловушек, также не фиксируется ограничивающий подошву залежи водонефтяной контакт. На начало 2017 года на балансе ВГФ по доманиковым отложениям месторождения числятся как начальные извлекаемые запасы нефти в количестве 11155/2231 тыс. т по категории В1 и 28622/5724 тыс. т по категории В2. Разработка данково-лебедянского объекта началась в 1976 году. Всего в эксплуатации залежи перебывало 56 добывающих скважин. С начала разработки на этом объекте добыто 374 тыс. т нефти, что составляет 16,8% от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,034. В эксплуатацию скважины вступали с дебитами нефти от 0,6 до 10,7 т/сут. Начальная обводненность продукции варьировалась от 0% до 62%. На объекте отмечаются высокие темпы падения дебитов, одной из причин которых является падения пластового давления. Значительная часть скважин после непродолжительной эксплуатации (в среднем менее 5 лет) были переведены как малодебитные на более продуктивный бобриковский объект. Еще 43% выбыли из эксплуатационного фонда после достижения ими предельной обводненности или снижения дебита нефти менее рентабельного (менее 0,3 т/сут). В настоящее время в эксплуатации находятся 10 добывающих скважин, основная часть которых малодебитные – до 2 т/сут. Средний дебит нефти действующего фонда составляет 2,3 т/сут, обводненность – 61,5%. С 1993 г. на объекте велась закачка сточной воды в очаговые нагнетательные скважины, однако из-за низкой эффективности в 2011 г. Она была приостановлена. Проведенные исследования показателей эксплуатации скважин на доманиковых отложениях Сабанчинского месторождения говорят о том, что используемые в настоящее время технологии разработки данного типа отложений не могут обеспечить эффективной выработки запасов нефти. Повышенная геологическая неоднородность коллектора, представленного трещинно-порово-кавернозным типом порового пространства снижает эффективность фильтрационных потоков при отборе нефти и нагнетании воды для нефтевытеснения. Как правило, наблюдается интенсивное обводнение вследствие прорыва воды по трещинам, а выработка запасов из матрицы нефтеносных пород существующими технологиями является довольно низкой. Положительный результат опытно-промышленных работ с гидроразрывом пласта (ГРП) на подобных отложениях соседних месторождений внушает определенный оптимизм. Метод ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины. Гидравлический разрыв, а также бурение горизонтальных скважин являются технологиями, без которых невозможна разработка трещиноватых низкопроницаемых коллекторов, характеризующихся наличием изолированных пор. Рекомендуемый вариант разработки доманикового объекта включает в себя: – фонд для бурения 47 добывающих скважин, в т.ч. 16 горизонтальных и 31 вертикально-наклонных скважин малого диаметра; – в порядке опытно-промышленных работ предусматривается бурение одной горизонтальной скважины с апробацией технологии многоинтервального гидроразрыва пласта; – с целью минимизации рисков бурения скважин на нерентабельные запасы, максимальное использование скважин возвратного фонда – перевод 304 скважин в добывающий фонд с бобриковского (в т.ч. 172 скважины с углублением) и пашийского объектов; – ввод 25 добывающих скважин с внедрением одновременно-раздельной добычи (ОРД) с бобриковским и пашийским объектами; – зарезка в 17 скважинах бокового ствола, в т.ч. в пяти – бокового горизонтального ствола; – перевод в добывающий фонд одной скважины из консервации и трех пьезометрических скважин; – ввод в добывающий фонд 25 скважин из реликвидации; – применение методов повышения нефтеотдачи для стимуляции отбора продукции – кислотный гидравлический разрыв пласта (ГКРП); направленное солянокислотное воздействие (НСКВ); обработка поверхностно-активным составом (ПАКС), кислотным составом медленного действия (КСМД); для ограничения притока воды – применение гидрофобизирующей композиции (ГПЗП), композиции на основе синтетической смолы (КФС), проведение водо-изоляционных работ по технологии ООО «Венд» (ВИР в ННС и ГС). Данный вариант характеризуется максимальным интегральным показателем оптимальности. Согласно прогнозу технологических показателей, выполненных на основе гидродинамической модели программного комплекса Roxar (Tempest) обеспечивается КИН 0,2, что соответствует предварительно оцененному значению КИН в оперативном подсчете запасов и числящемуся на госбалансе. Планируемая накопленная добыча нефти превысит 5 млн т. https://rogtecmagazine.com/%D0%BF%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%B5%D1%80%D0%BE%D0%BC-%D1%8D%D1%84%D1%84%D0%B5%D0%BA%D1%82%D0%B8%D0%B2%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D0%B8-%D0%B3%D1%80%D0%BF-%D0%B4%D0%BB%D1%8F-%D0%B4%D0%BE%D0%BC%D0%B0%D0%BD/?lang=ru

bne: ОТНОСИТЕЛЬНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ПОРОДООБРАЗУЮЩИХ КОМПОНЕНТОВ И ОСНОВНЫЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ТИПЫ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ И ЕЁ СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ АНАЛОГОВ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И КЕРНА ФЕДОСЕЕВ А.А., ГЛИНСКИХ В.Н., КАЗАНЕНКОВ В.А. DOI: 10.17353/2070-5379/15_2018 УДК: 550.832:552.578.3(571.1) ЖУРНАЛ: НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОЛОГИЯ. ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА Издательство: Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (Санкт-Петербург) eISSN: 2070-5379 АННОТАЦИЯ: В настоящее время не существует общей теоретико-методической базы для комплексной обработки данных геофизических исследований скважин в интервалах баженовской свиты, включая литологическую интерпретацию. Приведена методика проведения литологической интерпретации данных геофизических исследований скважин (с использованием каротажных комплексов СКЛ) в интервалах нетрадиционных коллекторов баженовской свиты. Представлены объёмные модели относительного содержания породообразующих компонентов баженовской свиты и нижнетутлеймской подсвиты в разрезах более трёх десятков скважин в центральных районах Западно-Сибирского осадочного бассейна. На основе новой классификации пород баженовской свиты по соотношению четырёх породообразующих компонентов выделены её основные литологические типы. Построена схема корреляции разрезов баженовской свиты и нижнетутлеймской подсвиты, отмечены особенности изменения строения разрезов по латерали.

bne: В статье почти всё предусмотрено И взгляд на проблематику вполне похожий Даже ссылка на учёт пирита (в отдаленной перспективе) И вообще и статья и ссылки и работа интересная Работу Moss B., Harrison R. Statistically Valid Log Analysis Method Improves Reservoir Description. Offshore Europe conference (Aberdeen, Sept 10-13, 1985). Aberdeen. 1985. Paper SPE-13981-MS. 32 p впервые посмотрел с их подачи Конечно, это позже и моих поделок и Клода Mayera с GLOBAL, но это про то самое Кстати и нелинейную оптимизацию для бажена впервые я с Резвановым опробовал Да и сейчас Schlumberger ровно с ELAN всё и обрабатывает Но это отдельная тема Важнее другое Константы и дисперсии также зависят от литотипов не подмечено И,конечно, уравнения-связки по литотипам необходимы Но в любом случае это шаг вперед по сравнению с тем что в Новосибирске до этого 10-лет делали А что есть куда развиваться - это здорово!

bne: http://www.rfbr.ru/rffi/ru/books/o_2052701#241 При такой склонности к тиражированию (даже ещё и оплаченной HAAB) скоро все забудут про Тюмень и Новосибирск в связи с баженом И что отдельно поражает - стиль при котором не ставятся проблемы и выявляются противоречия, а обильно замазываются Прямо соцреализм какой-то История вся состоит из Калмыкова и Балушкиной (как в сталинские времена из Сталина) Хотя пока репрессий нет, что греет ;-) А если серьезно, то идея запоминать каждое свое мыслеощущение полезно Только я предпочел не мыслеощущения, а таблицы данных, на которых оно основано И побольше рефлексии

bne: Organic Porosity: A Geochemist's View of the Current State of Understanding June 2018Organic Geochemistry 123 Abstract and figures With the increasing interest in unconventional resource plays, there have been important changes in the way how reservoirs and their attributes are assessed and characterized. Of particular relevance to the development of unconventional plays has been the focus on the assessment of organic porosity. A review of the available literature reveals contradictions with respect to where organic porosity develops (kerogen, bitumen, or pyrobitumen), when it develops with respect to hydrocarbon generation and cracking (within the oil window or beyond), its mode of formation (inherited or authigenic), the influence of organic carbon content, and the importance of organic porosity with respect to hydrocarbon storage and production. Many of these apparent contradictions appear to result from the nature of the data sets upon which the studies are based. Organic pore size generally limits the role that organic porosity plays in liquid-rich plays. From the available literature, it has become clear that there are number of issues that need to be clarified when addressing organic porosity. One such issue is terminology. There appears to be confusion in the usage of the terms kerogen, bitumen, and pyrobitumen. This confusion exists in the literature and reports prepared by various service providers for those engaged in the exploration and exploitation of unconventional resources. Another issue is the observed differences in the morphology of the organic pores (e.g., spongy, isolated bubbles, or fractures). Differences in pore morphology indicate multiple mechanisms for formation and/or growth of organic pores, suggesting more complexity to organic porosity development than often implied. For example, the spongy appearance of organic pores in some systems could reflect the amorphous character of some oil-prone kerogen, whereas the bubble pore character could be the result of degassing during the transition from the oil window into the gas window or an artifact of decompression and degassing as bitumen solidifies during core retrieval. Similarly, fractures could be a result of the conversion of oil to gas and the inability of the gas to escape or could be desiccation cracks, possibly formed after sample retrieval. Organic pores, if present in situ, increase space for hydrocarbon storage and increase surface area resulting in higher absorption capacity. However, the connectivity of these pores may be somewhat limited and may be dependent on the nature of the organic network, thus limiting their impact on permeability. A challenge when studying organic porosity is its observed variability within an individual reservoir. Very different spatial distribution of pores can occur between adjacent organic particles (e.g., macerals, solid bitumen) as well as within individual “macerals”. It has been suggested that this could be, in part, a result of organic–inorganic interactions although alternative interpretations have also been proposed. Further complicating the scientific understanding of organic porosity is the possibility that the act of studying the samples containing these pores may result in alteration of the rocks and the pores themselves. Therefore, observed organic pores may not be reflective of native conditions. The lack of a clear understanding of organic porosity development in unconventional mudstone reservoirs is by no means a surprise. Porosity and its development in conventional reservoirs have been studied since Sorby began the examination of sandstone thin sections in 1850 and is still under examination, while organic porosity has been studied for less than a decade. The focus of this study is to provide a review of porosity associated with the organic fraction, which may, in some shale-reservoirs, play a key role in hydrocarbon storage, migration, and production.

B_N_E_8: Memoir 120: Mudstone Diagenesis: Research Perspectives for Shale Hydrocarbon Reservoirs, Seals, and Source Rocks, 2019 Pages 83-102 DOI: 10.1306/13672212M1213493 Chapter 6: Pyritization History in the Late Cambrian Alum Shale, Scania, Sweden: Evidence for Ongoing Diagenetic Processes Neil S. Fishman, Sven O. Egenhoff, Heather A. Lowers, Adam R. Boehlke, Per Ahlberg Abstract Detailed diagenetic studies of the late Cambrian Alum Shale in southern Sweden were undertaken across an interval that includes the peak Steptoean Positive Carbon Isotope Excursion (SPICE) event to evaluate the pyrite mineralization history in the formation. Samples were collected from the Andrarum-3 core (Scania, Sweden); here the Alum was deposited in the distal, siliciclastic mudstone-rich end of a shelf system. Abundant cryptobioturbation is observed in the Alum, which points to oxic–dysoxic conditions prevailing during deposition. Petrographic examination of polished thin sections (n = 65) reveals the presence of numerous texturally distinct types of pyrite, including matrix framboids, two different types of framboid concretions (those with rims of iron-dolomite and those lacking rims), disseminated euhedral pyrite crystals, concretions of euhedral pyrite crystals, overgrowths of pyrite on these different pyrite generations, anhedral pyrite intergrown with bedding parallel mineralized fractures (i.e., “beef”), and massive vertical/subvertical accumulations of pyrite. Paragenetic relationships outline the relative timing of formation of the texturally distinct pyrite. Framboids and framboid concretions formed prior to precipitation of any euhedral pyrite crystals, and these pyrite generations precipitated prior to the pyrite overgrowths on them. As Alum Shale sediments are all distorted by these texturally different pyrite generations, they are likely to have formed early in the postdepositional history of the formation. In contrast, pyrite associated with “beef” is likely temporally related to the onset of hydrocarbon generation, which in this part of Sweden is thought to have been many tens of millions of years after deposition. Because vertical/subvertical massive pyrite features distort “beef,” they clearly postdate it. Of all these pyrite textures, only framboid concretions appear to be restricted to the SPICE interval. The texturally distinct nature of the pyrite generations, along with evidence of their formation at different times in the postdepositional history of the Alum Shale, is the key outcome of this petrographic study. Because the petrographic data presented herein point to a postdeposition origin for all generations of pyrite, diagenetic processes—not those processes associated with deposition—were responsible for the complex pyritization history observed in the Alum, in the Andrarum-3 core.

bne: The Exclusive Forum for Shale Water Management for North Dakota Welcome to the Bakken Shale Water Management 2020 Exhibition and Conference where shale operators, supply and service companies from across the region will meet with leading water management experts and key regulators in Bismarck, North Dakota to explore new cost-effective water treatment, sourcing, disposal and storage solutions exclusively for the region. [speaker heading] [speaker heading] [speaker heading] DAY 1: THURSDAY, NOVEMBER 12, 2020 MAKING AN ECONOMIC ASSESSMENT FOR SHALE WATER MANAGEMENT STRATEGIES KEYNOTE PRESENTATION • Water is a great business to be in! • Demand for frac water. How high will the demand rise? • Challenges with frac water recycling and looking at solutions for the region Tim Leshchyshyn, FracKnowledge [Agenda Logo] WATER MANAGEMENT MARKET TRENDS AND KEY DEVELOPMENTS • Water management market overview, an analysis of the disposal trends and the potential market size • Water volumetric by a segment of the water market, associated economics and forecasts Mark Ziman, B3 [Agenda Logo] PRODUCED WATER RECYCLING AND TREATMENT-FOR-REUSE CRITICAL ASSESSMENT OF BAKKEN SHALE RECYCLING TECHNOLOGY OPTIONS • Evolution of Bakken water cuts and attendant produced water volumes over the last decade • Assessment of Bakken produced water disposal approaches over the last decade • Innovative Bakken produced water reuse strategy currently under evaluation for deployment John Harju, Energy & Environmental Research Center [Agenda Logo] HOW HVFRS ARE COMPATIBLE WITH HIGH-TDS PRODUCED WATER AND REDUCE WATER... • Why hydraulic fracturing industry switched to utilizing HVFRs - highlighting the fluid advantages • Understanding and developing your fluid selection criteria • Successful implementation of using HVFRs in the Bakken and Permian Basins Mohammed Ba Geri, Missouri University of Science and Technology [Agenda Logo] RECYCLING PRODUCED WATER FOR FRAC OPERATIONS • Initial considerations like source, suitability, type of water and scale • Options for removing H2S, iron, and suspended solids • Other operational considerations like logistics and economics of different methods Robert Berry, PetraTech Consultants, LLC [Agenda Logo] RSL MEMBRANES™ - THE WORLD’S LOWEST COST LOW PRESSURE MEMBRANE • RSL membranes™ treat water and waste water and replace all conventional flotation (DAF, IGF) technologies,clarifier or sedimentation type technologies, oil water separators, sand or multimedia filters, low pressure membranes such as UF and MF membranes, and all conventional disposal type bag filter and cartridge technologies • These RSL membranes™ operate based on replacing the skin layer on the membranes using a charged ionic powder • Typically, the loading (flux rate) is 10 times conventional membranes, because of which we claim that these membranes™ are the lowest membrane cost in the world David Bromley, dbe hytec Ltd [Agenda Logo] DAY 2: FRIDAY, NOVEMBER 13, 2020 TECHNICAL KNOW-HOW AND STRATEGIES FOR WATER MANAGEMENT WATER MANAGEMENT - COST SAVINGS ACHIEVED THROUGH SERVICE INTEGRATION AND... • Real-time monitoring and control technology that enables shale play water management systems to work in unison to their fullest advantage • Establishing a new standard for water movement, distribution, storage, and treatment operations through automated pump and valve systems, pressure limit controls, remote monitoring, real-time data access, and data logging • Benefits and cost reductions achieved on water management projects where automation technologies and integrated service are employed Dean Fanguy, TETRA Technologies, Inc. [Agenda Logo] ROLE OF EMERGING AND INTEGRATED TECHNOLOGIES • Stakeholder participation and modernizing supply chain (feedstock, generation, operations, distribution, and consumption) • Optimizing resources in situ and applying governance rules automatically • Reducing cost: Monetizing waste material and water reuse Dave Gajadhar, ResultantGroup [Agenda Logo] REGULATORY AND INDUSTRY STANDARDS FOR PRODUCED WATER PRODUCED WATER MANAGEMENT - INCREASING PROFITABILITY FOR ALL THROUGH... • Transparency into the hauling operation ensures environmental compliance and promotes our “social license” to operate • Precise measurement in the tankers results in a safer, quicker operation for the water haulers and increased confidence in the accuracy of the transported volumes for the producers • Real-time truck location and load tracking allows for scheduling efficiencies saving time and money for both the producer and the hauler • Electronic ticketing results in fewer disputed invoices, time and cost savings, and faster payment for the water hauler Jeff Lang, Eagle Field Tech

B_N_E_8: В основном - компонентный состав Как ни странно но нечто проявляется Интересно попробовать выстроить двухсторонние оценки

полная версия страницы