WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 9 |

«XVII научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов СБОРНИК ТЕЗИСОВ ДОКЛАДОВ Проблемы развития газовой промышленности Сибири 21-25 мая 2012 г. Тюмень 2012 УДК 622.279 ...»

-- [ Страница 1 ] --

ОАО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной

ответственностью

XVII научно-практическая конференция

молодых ученых и специалистов

СБОРНИК

ТЕЗИСОВ ДОКЛАДОВ

Проблемы развития

газовой промышленности

Сибири

21-25 мая 2012 г.

Тюмень 2012 УДК 622.279 (571.1) П 78 Проблемы развития газовой промышленности Сибири: Сборник тезисов докладов XVII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза. – Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012. – 308 с.: ил.

ISBN: 978-5-901434-19-2 Приведены результаты НИР, выполненных в научных учреждениях, производственных организациях и вузах по проблемам поиска и разведки залежей газа и нефти, разработки месторождений углеводородов, бурения и эксплуатации скважин, охраны окружающей среды, обустройства месторождений Сибири. Отражены экономические проблемы развития газовой промышленности, а также современные тенденции развития и применения информационных технологий на предприятиях нефтегазовой отрасли.

Книга предназначена для инженеров и научных сотрудников газовой отрасли и студентов.

УДК 622.279 (571.1) Редакционная коллегия:

В. Н. Маслов (председатель), д-р техн. наук

, М. Н. Гагарин, Г. Г. Горлатов, А. Н. Куркин, А. Н. Лапердин, д-р геол.-минер. наук, Д. В. Мариненков, канд. техн. наук, М. И. Меркушев, канд. экон. наук, А. Н. Нестеренко, В. В. Огибенин, канд. геол.-минер. наук, Е. Е. Подборный, канд. геогр. наук, С. А. Скрылев, канд. геол.-минер. наук, В. Ф. Штоль, канд. техн. наук.

ISBN 978-5-901-434-19-2 © ООО «ТюменНИИгипрогаз», Секция Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Секция Анализ информативности импульсного нейтрон-нейтронного каротажа при контроле за разработкой месторождений углеводородов Западной Сибири Белорусов И. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Задачи контроля разработки нефтяных и газовых месторождений стали приоритетными для большинства нефтегазовых компаний, выполняющих работы в Западной Сибири. Среди них наиболее актуальными с точки зрения обеспечения эффективности нефтегазодобычи являются задачи контроля положения газожидкостного контакта (ГЖК), состояния насыщенности и оценки текущей нефтегазонасыщенности разрабатываемых объектов.

Поставленные задачи можно решить применением нейтрон-нейтронного каротажа в импульсной модификации (ИННК).

Существующие методики интерпретации данных ИННК осуществимы при минерализации пластовых вод >60 г/л, следовательно, трудно применимы для решения задач при условиях минерализации пластовых вод, характерной для Западной Сибири [1].

Анализ петрофизических моделей нейтронных параметров свидетельствует о необходимости выделения относительно небольшого эффекта, обусловленного обводнением Рис. 1. Модель сопоставления нейтронопоглощающей активности (декремента затухания) с коэффициентом пористости пород (Св = 25 г/л).

Цифрами обозначены модели при: 1 – Кн=1; 2 – Кв=1, 3 – Кг=1.

Сплошные линии соответствуют Кгл=0, пунктирные: Кгл=Кгл.

гр = 0,18. Розовыми линиями ограничена область значений области: оранжевый – газонасыщенные коллекторы; голубой – обводненные, с газосодержанием не выше 30 % и с минерализацией поровых вод 12 г/л; синий – водонасыщенные с минерализацией 25 г/л.

Красная линия отделяет область газонасыщенных коллекторов от коллекторов водо- и нефтенасыщенных.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов слабоминерализованными водами, на фоне превалирующего влияния литологии или «литологического» фактора.

Таким образом, обводнение нефтенасыщенного пласта приводит к изменению декремента затухания на 11-18 дс-1 (1дс=0,1с), В случае газонасыщенной породы оно может составить до 50дс-1 (рис.1). Влияние «литологического» фактора может достигать 480-505 дс-1, только исключив его можно рассчитывать на успешное решение рассматриваемой задачи. Для этих целей может быть выполнено функциональное преобразование кривой потенциала собственной поляризации (ПС) в единицы времени жизни тепловых нейтронов. После совмещения начала шкалы трансформированной кривой ПС с уровнем показаний в опорных глинах, а конца шкалы – с показаниями против «чистых» водонасыщенных песчаников получается кривая времени жизни тепловых нейтронов, максимально соответствующая водонасыщенному состоянию пород разреза. Разность между обоснованной таким образом кривой декремента затухания и кривой, полученной по данным ИННК, является характеристикой насыщения исследуемого коллектора.

инк – вп = Кп*[Кн*(н -в) + Кг *г] где инк – значение декремента затухания (ДЗ) по результатам ИННК; вп –значение ДЗ по кривой «литологического» фактора;

н, в, г – значение ДЗ нефти, воды и газа соответственно.

Очевидно, что в соответствии с существующими физическими (петрофизическими) представлениями полученная разность не включает характеристики твердой фазы пород, т. е. не зависит от их литологии и определяется исключительно содержанием и свойствами поровых флюидов.

Результаты выполненной интерпретации включают также анализ приращений кривых времени жизни, рассчитанных по данным малого и большого зондов. Известно, что при соответствующих условиях эта разность отражает величину пористости пород (карбонатизация нарушает данное утверждение). Наложение приращения (инк – вп) на приращение показаний малого зонда над показаниями большого зонда (инк.мз – инк.бз) эквивалентно наложению значений объемной нефтегазонасыщенности (Кп*Кнг) на пористость (Кп), что существенно упрощает интерпретацию.



Список литературы:

1. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах/под. ред. В. И. Петерсилье и Г. Г. Яценко. М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006. 40 с.

Секция Создание эталонов акустических свойств для керновых лабораторий Борисов А. Г. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Измерения акустических свойств горных пород широко используются в полевой и скважинной геофизике для выделения геологических тел и определения их коллекторских свойств. Для интерпреретации геофизических данных используются результаты измерения акустических свойств пород в лабораториях. Несмотря на большое количество лабораторной техники, выпускаемой отечественными и зарубежными фирмами, качество исследований оставляет желать лучшего. Причиной тому является отсутствие эталонов акустических свойств, с помощью которых можно было бы поверять, калибровать и настраивать лабораторные установки. Следует также отметить, что, в отличие от геофизических исследований, в лабораториях исследуются очень маленькие образцы пород длиной 3-4 см. Поэтому требования к точности лабораторных установок должны быть на порядок выше, чем к точности геофизических приборов.

Проблема с эталонами акустических свойств существует во всей петрофизической отрасли. Если для контроля измерений скорости продольных волн можно приспособить эталоны, выпускаемые для приборов неразрушающего контроля, то для поперечных волн и коэффициентов затухания эталонов не существует ни в России, ни за рубежом. Осознавая данную проблему, в отделе физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» совместно со Всероссийским научноисследовательским институтом физико-технических и радиотехнических измерений (ВНИИФТРИ) было решено создать комплект эталонов данных свойств.

В качестве материала для изготовления была выбрана нержавеющая сталь марки 12Х18Н10Т. Преимущества ее перед горными породами заключаются в следующем: однородность состава и свойств; инертность к воздействиям атмосферы, рассолов и углеводородов; способность длительное время сохранять и передавать аттестованную величину. Для удобства применения стандартные образцы (СО) решено было изготовить в виде цилиндров диаметром 3 см. Также было решено изготовить 5 типоразмеров длиной 2, 3, 4, 5, 6 см для возможности калибровки установок по абсолютному значению и по тренду. Была разработана многоступенчатая технология изготовления образца, включающая: точение; шлифовку; три стадии микрофинишной обработки; полировку. В совокупности это позволило достичь требуемых показателей Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов качества обработки торцевых поверхностей: шероховатость не ниже 10 класса; параллельность не более 5 мкм; плоскостность не более 5 мкм. Комплект образцов был изготовлен на оборудовании Экспериментального завода ООО «ТюменнИИИгипрогаз».

По окончании работ была произведена метрологическая аттестация всех изготовленных образцов в Дальневосточном филиале ВНИИФТРИ. Затем, совместно с Уральским научно-исследовательским институтом метрологии (УНИИМ) был подготовлен комплект документов для утверждения типа СО и внесения их в государственный реестр СО. В декабре 2011 г. экспертным советом по утверждению типов СО было принято решение об утверждении изготовленных эталонов в качестве государственных СО акустических свойств твердой среды (АСТС-1). Каждый эталон аттестован одновременно по шести характеристикам: скорости распространения продольных и поперечных волн; времени пробега импульса продольных и поперечных волн; коэффициентам затухания продольных и поперечных волн. Такой набор аттестованных характеристик делает их очень удобными для применения в петрофизических лабораториях.

Первый опыт опробования образцов в ряде организаций показал необходимость их наличия в каждой петрофизической лаборатории. Так, без использования эталонов погрешность измерения скорости поперечных волн может достигать 10 % и более, а после калибровки установки по эталонам она составляет 2-4 %.

Производственные возможности ООО «ТюменнИИИгипрогаз» позволяют продолжить выпуск эталонов данного типа для обеспечения ими всех нуждающихся лабораторий.

Определение пластового давления в залежах Собинского нефтегазоконденсатного месторождения Бушуев А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») В административном отношении Собинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится в ТунгусскоЧунском районе Эвенкийского автономного округа Красноярского края. Согласно нефтегазогеологическому районированию Собинское НГКМ расположено в Катангской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции;

в разрезе – нефтегазоносные комплексы и резервуары, пласты и горизонты. Продуктивность месторождения связана с терригенными пластами ВН-I, ВН-II, ВН-III и горизонтом ВН-III-V. В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Секция северной части Собинско-Тэтэринского полувала, осложняющего Катангскую седловину.

Первый промышленный приток газа на Собинском месторождении получен из отложений ванаварской свиты в скважине 5 в 1980 г., а нефть получена при испытании скважины в 1983 г.

По запасам углеводородов (УВ) Собинское месторождение относится к крупным, по геологическому строению – к сложным.





Залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные.

По состоянию на 01.01.2011 на месторождении пробурено и испытано 48 глубоких скважин. Вся территория месторождения покрыта детальной сейсморазведочной съемкой 3D. На месторождении выделено двенадцать залежей УВ.

В период с 2009 по 2010 гг. в ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнен отчет по пересчету запасов УВ Собинского месторождения.

Одним из вопросов, возникших перед авторами отчета, стал расчет начального пластового давления в залежах газа и нефти.

Как известно, прямые замеры пластового давления в скважинах проводят с помощью глубинных манометров, которые спускаются на середину интервала перфорации. Затем полученные данные по барометрической формуле пересчитываются на середину высоты залежи. Также для нахождения пластового давления можно использовать график изменения давления в зависимости от глубины залежи [1, с. 9-17].

В нашем случае приемлемое для обоснования начальных пластовых давлений количество замеров выполнено только для газонасыщенных частей центральных залежей по каждому из рассматриваемых продуктивных пластов. По западным залежам пластов ВН-I и ВН-II, а также по залежи пласта ВН-III и восточной залежи пласта ВН-II имеются лишь единичные замеры, а восточная залежь пласта ВН-I вообще не охарактеризована замерами пластового давления.

Анализ распределения давлений по высоте газонасыщенных частей залежей свидетельствует о том, что отклонения в замерах, обусловленные погрешностью измерительных приборов, значительно превышают изменения давления, оказываемого весом газа в пластовых условиях (рис. 1). Так, например, в пласте ВН-I в скважине 5 на абсолютной отметке минус 2241,7 м замеренное пластовое давление составило 29,35 МПа, а в скважине 22 на абсолютной отметке минус 2246,5 м – 30,64 МПа. В пласте ВН-II в скважине 5 на абсолютной отметке минус 2286,7 м замеренное пластовое давление составило 29,42 МПа, а в скважине Рис. 1. Результаты распределения замеренных и расчетных пластовых давлений по высоте залежей Секция Рис. 2. График изменения пластового давления по глубине залежей Собинского НГКМ на абсолютной отметке минус 2269,3 м – 31,28 МПа. Возможно, данные расхождения являются следствием того, что в районе скважины 5 в пластах ВН-I и ВН-II расположена отдельная залежь УВ, которая не выявлена ни по данным сейсморазведки 3D, ни по результатам испытания скважин.

В связи с этим было принято решение величину среднего начального пластового давления для центральных нефтегазоконденсатных залежей принять средневзвешенным по абсолютным отметкам глубин замера. Затем полученные значения по барометрической формуле приведены к середине высоты залежей, а по остальным газоконденсатным залежам средние давления приняты на основе зависимости их распределения по глубине.

Рассчитанные таким образом значения начальных пластовых давлений по газонасыщенным частям залежей достаточно хорошо согласуются с результатами единичных замеров в пласте ВН-II в скважинах 34 и 27, расположенных в восточной и западной залежах соответственно (рис. 2).

В результате анализа замеренных пластовых давлений выявлены отклонения, которые являются, возможно, следствием наличия отдельных неоткрытых залежей УВ.

Список литературы:

1. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом/под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскун, Г. Г. Яценко. М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 130 с.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Опробование объектов в открытом стволе – резерв повышения эффективности испытаний в эксплуатационной колонне Гафаров Т. Н. (ООО «Георесурс») Важнейшим этапом геологоразведочных работ является строительство скважин, основная цель которых – получение информации о недрах путем проведения комплекса исследований, включающих геолого-технологические и геофизические исследования, а также исследования керна, испытание и освоение перспективных горизонтов.

Проведенный анализ результатов опробования в открытом стволе и испытания в эксплуатационной колонне на объектах ОАО «Газпром» за период 2004-2008 гг. выявил высокий показатель безрезультатности работ (по 27 объектам из 67, что составляет 40 %), при которых не был получен приток. В большинстве случаев в проектно-сметной документации заложено достаточное количество интервалов опробования, однако в процессе строительства скважин происходит отмена или сокращение объема работ по опробованию. Было отмечено, что в имеющейся нормативной базе отсутствует механизм корректировки интервалов опробования, заложенных в проектно-сметной документации в зависимости от фактических данных по вскрытому при бурении разрезу, а также нет методики выбора технологии опробования в зависимости от горно-геологических условий.

На опробование одного объекта в открытом стволе уходит 5-7 сут, что значительно меньше испытания того же объекта в колонне – 48 сут. Выполнение опробования объектов в процессе бурения позволяет оптимизировать работы по строительству скважин, минимизировать затраты на завершающей стадии их строительства за счет исключения слабопродуктивных или непродуктивных объектов из испытания в колонне.

С целью повышения эффективности буровых работ и уменьшения сроков строительства геологоразведочных скважин предложено:

1. Разработать и ввести в ОАО «Газпром» методические рекомендации по проведению опробования в открытом стволе скважин при геологоразведочных работах.

2. С целью исключения из программы испытаний в эксплуатационной колонне низкопродуктивных и водоносных пластов, одновременно находящихся в интервале опробования, при получении смешанного притока предлагается дополнить Секция гидродинамические исследования в открытом стволе с применением испытателей пластов на трубных комплексом опробователей пластов на каротажном кабеле.

Особенности построения трехмерной геологической модели Тевризского газоконденсатного месторождения Дорошенко А. А. (мл.), Вохменцов А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Тевризское газоконденсатное месторождение расположено в Тевризском районе Омской области. На месторождении выявлены две массивные газоконденсатные залежи, приуроченные к отложениям ачимовской толщи. Тевризское месторождение по запасам относится к категории мелких, его эксплуатация осуществляется с целью газоснабжения п. Тевриз.

Для детального изучения строения газоконденсатных залежей пласта Ач1-5 Тевризского месторождения, распределения в них фильтрационно-емкостных свойств для дальнейшего гидродинамического моделирования и подсчета запасов углеводородов, была построена трехмерная геологическая модель.

При создании каркаса модели впервые использовались структурные поверхности кровли и подошвы пласта, построенные на основе результатов интерпретации данных сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки 2D, которые проводились ОАО «ЦГЭ» в 2010 г.

Наибольшее внимание было уделено построению литологической модели пласта Ач1-5, так как от распределения коллектора в объеме моделируемого объекта зависит дальнейшее моделирование кубов пористости, проницаемости и газонасыщенности, а, следовательно, и моделирование гидродинамических процессов при проектировании разработки залежей.

Литологическая модель залежей строилась в двух вариантах – 2D и 3D. При этом двухмерная модель использовалась для оценки качества последней, а именно, с помощью карты эффективных толщин оценивалось качество построения куба литологии путем сравнения этой карты с картой эффективных толщин, снятой с куба.

В связи со слабой изученностью объекта бурением трехмерный параметр литологии был создан с использованием стохастического индикаторного метода (SIS). При этом в качестве трендов использовались карта песчанистости и геолого-статистический Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов разрез, построенные по скважинным данным. Такой подход позволяет учесть особенности распределения фильтрационно-емкостных свойств по латерали и по разрезу.

Стохастические методы позволяют получить ансамбль равновероятных реализаций модели, основанных на одинаковом наборе исходных данных. В настоящей работе был построен ансамбль из 20 реализаций модели литологии. Затем для каждой из двух залежей были выбраны реализации, по которым объемы газосодержащих пород наиболее близки к оценкам, полученным при подсчете запасов на основе двухмерной модели. После этого итоговая литологическая модель была скомпонована из выбранных двух реализаций и сглажена в области «склейки» с помощью функции локального обновления программного пакета Irap RMS компании Roxar.

Далее строились модели пористости, газонасыщенности и проницаемости. Для создания кубов пористости осуществлялась послойная интерполяция коэффициента пористости, определяемого в скважинах по данным геофизических исследований скважин. При этом интерполяция проводилась с учетом построенных на первом этапе моделей литологии. Куб газонасыщенности создавался аналогичным образом, а проницаемость пересчитывалась по зависимости Кпр=F(Кп), определенной по данным исследования керна.

Проведенный анализ качества построенной трехмерной модели показал ее адекватность исходным данным и возможность использования ее как основы для фильтрационного моделирования и проектирования системы разработки Тевризского месторождения.

Многовариантное трехмерное геологическое моделирование сеноманской залежи Северо-Каменномысского месторождения Дорошенко А. А. (мл.), Романов А. В., Новоженин М. А., Санькова Н. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение, расположенное в акватории Обской губы, является одним из ряда месторождений на шельфе Карского моря, ввод которых в эксплуатацию является приоритетной задачей для ОАО «Газпром» с целью поддержания уровня добычи газа на территории ЯНАО до 2030 г. По запасам углеводородов месторождение относится к категории крупных. Основные запасы СевероКаменномысского месторождения (более 80 %) сосредоточены в сеноманских отложениях.

Секция Построение трехмерной цифровой геологической модели сеноманской залежи Северо-Каменномысского месторождения выполнялось в рамках создания проекта разработки. Модель построена на основе геолого-геофизической информации, полученной в результате бурения семи поисково-разведочных скважин, с использованием данных сейсморазведки МОГТ 3D.

В настоящей работе для учета геологической неоднородности сеноманских отложений выполнен фациально-циклический анализ, основанный на выделении циклитов в результате детальной корреляции разрезов скважин. В сеноманской толще выделены пять циклитов, общей особенностью которых является наличие в подошве коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а в кровле – с ухудшенными.

Выполненный на основе керновых исследований литолого-фациальный анализ показал, что формирование трех нижних циклитов происходило в континентальных условиях. Здесь выделяются фации русловых отмелей спрямленных и ограниченно-меандрирующих рек, фации речной поймы. Формирование второго циклита происходило в условиях переходных от континентальных к прибрежно-морским, а верхнего – в прибрежно-морских условиях. Структурное моделирование при создании трехмерной модели проводилось индивидуально для каждой из выявленных фациальных зон (циклитов).

Для оценки начальных геологических запасов газа и степени ее неопределенности с помощью программного комплекса Irap RMS компании Roxar было создано несколько вариантов трехмерных геологических моделей. В частности, были построены ансамбли равновероятных реализаций литологических моделей методами индикаторного моделирования, многоточечной статистики и методом объединения моделей речных систем и моделей, построенных методом индикаторного моделирования. Для каждого из ансамблей были созданы соответствующие наборы реализаций моделей пористости и газонасыщенности, причем для методики объединения моделей речных систем и индикаторных моделей производилось раздельное распределение петрофизических параметров для русловых и «нерусловых» фаций с последующим совмещением результатов в единые кубы.

В работе проведена оценка неопределенностей параметров построенных геологических моделей, выявлены пределы варьирования оценок запасов, полученных на основе созданных моделей. Так, запасы, оцененные по модели, построенной с помощью метода индикаторного моделирования, имеют разброс значений Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов около 4,7 %. Минимальные и максимальные значения запасов в модели, созданной по методу многоточечной статистики, отличаются на 8,5 %. Запасы, оцененные с привлечением методики совмещения моделирования речных систем и индикаторного моделирования, имеют разброс значений равный 3,8 %.

В качестве основы для создания гидродинамических моделей в работе рекомендованы геологические модели, построенные с помощью двух подходов: стохастического (метод SIS) и метода совмещения моделей русловых фаций и индикаторных моделей.

Литолого-фациальная характеристика отложений сеноманской залежи Северо-Каменномысского месторождения Дорошенко А. А. (мл. ), Романов А. В., Санькова Н. В.

(ООО «ТюменНИИгипрогаз») Как известно, продуктивная толща сеномана характеризуется сложным литолого-фациальным строением, что приводит к затруднениям при изучении строения сеноманских залежей, широко развитых на севере Западной Сибири.

Согласно работе [1], сеноманский резервуар СевероКаменномысского месторождения представляет собой сложный полифациальный комплекс прибрежно-морских мелководных отложений (в верхней части разреза) и отложений приморской аллювиально-дельтовой равнины (в его нижней части). Здесь выделяются зоны пляжей, приливная равнина и т. п. В работе [1] также указано, что русловые песчаники залегают только в верхней части изучаемого разреза скважины 1.

Однако это утверждение противоречит общепринятой точке зрения на формирование сеноманской толщи. Согласно работам А. Э. Конторовича, И. И. Нестерова, Ф. З. Хафизова и др. на большей территории Западно-Сибирской плиты сеноманские отложения формировались в континентальных условиях, и лишь накопление самой верхней части разреза связано с прибрежно-морскими условиями. Это подтверждается и выполненным в настоящей работе литолого-фациальным анализом, проведенным на основе макроописаний керна скважин 1, 2, 3 и материалов геофизических исследований скважин по методике электрометрических моделей В. С. Муромцева.

По результатам выполненных нами работ в разрезе сеноманской толщи Северо-Каменномысского месторождения, вскрытого семью скважинами, выделяются пять циклитов (ПК1(1)-ПК1(5)), Секция общей особенностью которых является наличие в их подошве коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а в кровле – с ухудшенными.

Нами установлено, что формирование трех нижних циклитов происходило в континентальных условиях. Здесь выделяются фации русловых отмелей спрямленных и ограниченно-меандрирующих рек, фации речной поймы (внешней – песчаной и внутренней – глинистой). Лишь формирование самого верхнего циклита происходило в прибрежно-морских условиях, что соответствует общепризнанной теории.

При этом отложения самого нижнего циклита ПК1(5) относятся только к фации русловых отмелей спрямленных и ограниченно-меандрирующих рек. Исключение составляет скважина 4, в которой осадконакопление верхней части циклита происходило в речной пойме. В разрезах циклитов ПК1(4) и ПК1(3) отмечается чередование фаций русловых отмелей и речной поймы.

Формирование циклита ПК1(2) происходило в условиях переходных от континентальных (нижняя часть циклита – фации русловых отмелей и речных пойм) к прибрежно-морским. И только породы самого верхнего циклита накапливались в прибрежно-морских условиях.

Выводы:

§ Модель осадконакопления сеноманского резервуара Северо-Каменномысского месторождения, приведенная в работе [1], не подтверждается фактическими данными и общепринятыми представлениями об условиях формирования изучаемых отложений.

§ Фациальная модель сеноманских отложений СевероКаменномысского месторождения, построенная по результатам выполненных нами работ, послужила основой для создания трехмерной геологической модели.

Литература:

1. Шилов Г. Я., Захаров А. И. Применение седиментационно-фациального моделирования для оптимизации системы размещения добывающих скважин при разработке сеноманской залежи газа морского Северно-Каменномысского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Исследование пород, содержащих водорастворимые соли Единович А. Н., Борисов А. Г. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Особенностью геологического строения осадочного чехла Восточной Сибири является наличие в нем пластов каменной соли, что оказывает влияние на нижезалегающие нефтегазоносные пласты. В результате такого «соседства» минерализация пластовых вод достигает очень высоких значений (до 400 г/л и более), а в поровом пространстве пластов наблюдаются переотложения солей. Последние могут носить различный характер – от микроскопических кристалликов на поверхности пор до полного закупоривания порового пространства отдельных пропластков.

Помимо ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), это сильно осложняет изучение продуктивных отложений геофизическими и петрофизическими методами. При исследовании керна выпавшие из пластовых вод соли закупоривают часть поровых каналов, а при насыщении образцов моделью пластовой воды происходит растворение всех солей, в т. ч. находившихся в пласте в каменном виде. Растворение солей продолжается в процессе исследования и приводит к появлению «отрицательной пористости»

при измерении пористости по водонасыщению. Если в отдельных случаях можно обойтись без насыщения пород водой, то при изучении электрических и капиллярных свойств без этого не обойтись. Поэтому возникает необходимость разработки методик, 1 Пластовое Пластовая вода находится в состоянии Нормальные 2 После подъема на Пластовая вода высохла, соли, рас- Занижены поверхность творенные в ней, выпали в поровом 3 После насыщения Часть или все соли, находящиеся в по- Сильно или слабо моделью пластовой роде, в состоянии 2 растворяются в мо- завышены воды дели пластовой воды, доходя до состояния равновесия 4 После высушивания Соли, находившиеся в модели пласто- Завышены или Секция учитывающих фазовые переходы солей. Одна из таких методик была разработана в ходе данной работы.

Теоретический анализ показал, что порода, содержащая соли, может находиться в четырех состояниях (таблица).

В идеале, породы необходимо исследовать, возвращая их в состояние 1, однако пока это невозможно. Поэтому исследование электрических свойств производится в состоянии 3. Определить пористость в этом состоянии (что очень важно) напрямую практически невозможно. Для решения этой проблемы была разработана методика, позволяющая вычислить пористость образца в состоянии 3 после приведения его в состояние 4. Для этого после исследования образца в состоянии 3 берется проба воды, в которой он находился, измеряются ее плотность в и сухой остаток Мсух, а сам образец переводится в состояние 4. Расчет пористости в состоянии 3 выполняется по формуле.

Для расчета пористости в состоянии 2 используются формулы:

Для приблизительной оценки пористости в состоянии 1 применяется формула:

где Kn– пористость; M1 – вес сухого образца, г; M2 – вес насыщенного образца и погруженного в воду, г; M3 – вес насыщенного образца, г; Mсух – сухой остаток насыщающей воды, г/л;

Mсух.пл – сухой остаток пластовой воды, г/л; в – плотность насыщающей воды, г/см3; в.пл – плотность пластовой воды, г/см3;

< c > – средняя плотность солей в насыщающей воде, г/см3;

< c.пл > – средняя плотность солей в пластовой воде, г/см3. В нижнем индексе в скобках указано состояние образца.

Методика была опробована на образцах из скважины Ильбокичской площади. Достоверность расчета пористости в состоянии 3 подтверждена последующими замерами пористости по гелию и составляет 3-5 % отн.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов О зависимости результативности испытания пластов от накопленных знаний о геологическом строении залежей нефти и газа Ершов А. В., Дорошенко А. А. (ст. ), Карымова М. В.

(ООО «ТюменНИИгипрогаз»), Орлов А. В. (ОАО «Газпром добыча Ямбург») Достоверное испытание (технически качественное) разведочной скважины можно считать результативным, если на основании его удается оценить промышленную значимость разведываемой залежи. В настоящей работе мы хотим показать, как нерезультативные на ранних этапах разведки испытания превращаются в результативные – в зависимости от накопленных знаний об особенностях геологического строения залежей.

Пример такой трансформации результатов испытаний дает нефтегазоконденсатная залежь горизонта БТ6-8 Заполярного месторождения. По модели, которая была представлена Главтюменьгеологией и утверждена Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) в 1987 г., нефтяная часть этой залежи представляет собой «подушку» с эффективными толщинами до 23 м. Утвержденные ГКЗ запасы нефтяной подушки весьма значительны, но все они отнесены к категории С2 в связи с отсутствием доказательства их промышленной значимости. Дело в том, что ни в одной разведочной скважине не было получено чисто нефтяных притоков из опробованных объектов изучаемого горизонта, хотя лабораторные исследования кернов (фазовые проницаемости в системе «нефть-вода») и данные геофизических исследований скважин (высокие сопротивления пласта) указывают на возможность получения таких притоков. В связи с этим в период с 1995 по 2011 гг. на залежи были проведены доразведочные работы, в результате которых к 46 разведочным скважинам добавилось еще 20 скважин, при испытании которых не было получено чистых нефтяных притоков.

Таким образом, промышленная значимость нефтяной части залежи так и осталась под вопросом. При этом запасы остаются на государственном балансе, т. к. считается, что отсутствие промышленных притоков нефти связано с низким качеством испытаний. На наш взгляд, дело не в качестве испытаний, а в том, что ранее они неверно интерпретировались. В частности, нами показано, что данные испытаний объектов из нефтяной подушки горизонта БТ6-8 и результаты петрофизических исследований кернов не согласуются между собой в области малых значений пористости Секция коллекторов (при Кп 0,141). А именно, по петрофизическим данным коллекторы пласта БТ6-8 с пониженной пористостью могут иметь насыщенность, которая обеспечивала бы чисто нефтяные притоки в скважину, по данным же испытаний из этих коллекторов получены либо притоки воды с пленкой нефти, либо чисто водяные притоки. Противоречивость этих данных, связана с тем, что результаты определения свойств коллекторов на основе изучения кернов в лабораторных условиях не соответствуют характеристикам коллекторов в пластовых условиях. Причиной этому служит то, что цемент коллекторов горизонта БТ6-8 до 65 % состоит из цеолитов, которые представлены в основном ломонтитом. Он является наиболее легко разрушающимся цеолитом и поэтому вполне возможно, что после экстрагирования образцы изменяют характер смачиваемости поверхности пор с гидрофобного на гидрофильный.

Приведенные соображения позволяют считать возможным, что поровая среда, создавая барьер для движения нефти, предопределила такую особенность залежи как приуроченность нефтяной оторочки к коллекторам, пористость которых превышает 0,141.

И, поскольку такие коллекторы, в силу особенностей седиментации, расположены в юго-восточной части залежи, то и нефтяная оторочка сформировалась именно в этой части и носит козырьковый характер, а не характер нефтяной подушки. Этим, а не низким качеством испытаний, объясняется отсутствие здесь чисто нефтяных притоков. Высокие же сопротивления пласта в интервале предполагаемой нефтяной подушки объясняются сорбцией углеводородов на поверхности пор за счет высокого содержания цеолитов в цементе.

Вывод: При анализе результативности испытаний пластов необходимо учитывать возможные противоречия лабораторных и промысловых данных.

Оценка эффективности методов интенсификации разведочных скважин на лицензионных участках группы «Газпром» в Западной Сибири Ершов А. В., Залетова Н. М. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») С 2004 по 2011 гг. на месторождениях группы «Газпром» в Западной Сибири испытано 569 объектов в разведочных скважинах, из них интенсификация притока проведена в 160 объектах (28 %).

Наиболее часто используемые методы интенсификации притока – это гидравлический разрыв пласта (ГРП) – 51 операция Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов (9,0 %) и физико-химические методы воздействия на пласт – операций (19,1 %), такие как: метод падения давления (МПД), обработка призабойной зоны (ОПЗ) и повторная перфорация.

Большая часть объектов интенсификации разведочных скважин в этот период приходились на ачимовский нефтегазоносный комплекс (60 %), где активно применялись как ГРП (44 операции), так и физико-химические методы воздействия (52 операции).

В основном эти объекты расположены в Надым-Пур-Тазовском нефтегазоносном районе.

Необходимо различать технологическую и геологическую эффективность работы по интенсификации притока (рисунок) [1].

Разница между ними состоит в том, что в первом случае наблюдается увеличение дебита скважины после воздействия (иногда кратное), но полученный в результате дебит не обязательно является промышленным, а во втором – дебит увеличивается до промышленных значений (более 5 м3/сут – для нефти и более 30 тыс. м3/сут – для газа).

Все объекты, интенсифицированные методом ГРП (44 объекта), до операции по результатам испытания были «сухими» либо низкопродуктивными. После проведения ГРП приток получен из всех объектов, а в 61,4 % случаев был получен промышленный приток. Все объекты, в которых получен непромышленный дебит, Эффективность всех применявшихся методов интенсификации притоков по объектам ачимовского нефтегазоносного комплекса Секция характеризуются пониженной пористостью и небольшими эффективными толщинами.

Физико-химические методы дали не столь значительный эффект как от применения ГРП. Промышленный дебит получен из 19,2 % объектов, а в 44,2 % дебит увеличился незначительно.

Максимальный прирост дебита газа по результатам интенсификации составил 42,3 тыс. м3/сут, нефти – 8,8 м3/сут. По выполненным операциям интенсификации физико-химическими методами прослеживается тенденция связи полученных дебитов с удельными поровыми объемами объектов.

Проведенная на ачимовском нефтегазоносном комплексе интенсификация притока в разведочных скважинах позволила дополнительно получить промышленный приток из 38 объектов.

В результате выполненного анализа можно сделать следующий вывод: традиционные методы интенсификации притоков в разведочных скважинах, такие как: МПД, ОПЗ, повторная перфорация – недостаточно эффективны, особенно в отложениях ачимовской толщи. ГРП на этапе разведки месторождений является более эффективным методом интенсификации и значительно повышает информативность испытаний объектов с низкими фильтрационноемкостными свойствами, находящихся в сложных горно-геологических условиях.

Литература:

1. Ахметов Р. Р., Тепляков Е. А., Лицкий В. П. Работы по интенсификации притоков в процессе ГРР по Территориальной программе на нераспределенном фонде недр ХМАО // Вестник недропользователя.

Характеристика неокомских залежей углеводородов, разведуемых на лицензионных участках ОАО «Газпром» в период 2004-2011 гг.

Ершов А. В., Санькова В. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Лицензионные участки ОАО «Газпром» в Западной Сибири размещаются на территориях Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Гыданской, Ямальской и других нефтегазоносных областей (НГО). В пределах этих НГО открыты залежи углеводородов, приуроченные к туронскому, сеноманскому, апт-альбскому, неокомскому, ачимовскому, юрскому и палеозойскому нефтегазоносным комплексам (НГК).

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Наибольшее количество разведываемых в 2004-2011 гг. залежей газа и нефти сосредоточено в неокомском НГК. Залежи, по величине запасов, встречаются от очень мелких до крупных.

Отложения неокомского НГК представлены преимущественно морскими песчано-алеврито-глинистыми породами. В нижней части комплекс сложен в основном глинистыми породами с редкими песчано-алевритовыми пластами, а в верхней части – ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород.

Вверх по разрезу происходит улучшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

В отложениях преобладают залежи с эффективными нефтегазонасыщенными толщинами до 5 м. В отдельных разведочных скважинах вскрыты толщины до 64,0 м (пласт БУ1-2, Юрхаровское месторождение), 56,1 м (пласт БТ68 Заполярное месторождение) и 60,0 м (пласт БЯ8, Харасавейское месторождение), соответственно.

Для комплекса характерны значения коэффициента пористости от 0,14 до 0,18 д. ед., 53 % от общего количества определений (глубины от 2262 до 3640 м). По разведываемым залежам Кп изменяется от 0,12 и достигает 0,27 д. ед. в пласте АТ6 на ЮжноРусском месторождении (Пур-Тазовская НГО). Минимальные значения Кп определены при испытании разведочных скважин Гыданской (пласт ТП20, Северо-Парусовое месторождение), ПурТазовской (пласт БТ10, Заполярное месторождение) и НадымПурской (пласт БУ10, Западно-Юбилейное месторождение) НГО на глубинах от 2625 до 3243 м. Следует отметить, что для пластов группы ПК (глубины от 1690 до 1890 м) значения Кп меняются от 0,19 до 21,0 д. ед.

Коэффициент нефтегазонасыщенности по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) изменяется в пределах от 0,32 до 0, д. ед. Однако притоки газа при испытании разведочных и поисковых скважин получены из пластов с Кг от 0,39 (пласт БН3, Медвежье месторождение, Надым-Пурская НГО, Qг=78 тыс. м3/сут) до 0,67 д. ед. (пласт БЯ1, Чугорьяхинское месторождение, Гыданская НГО, Qг=13,6 тыс. м3/сут) и преимущественно находятся в пределах от 0,60 до 0,67 д. ед. Значения Кн для пластов, из которых были получены притоки нефти, варьируют в диапазоне от 0,35 д. ед.

в Гыданской НГО (пласт ТП20, Северо-Парусовое месторождение Qн=5,61 м3/сут) до 0,74 д. ед. в Надым-Пурской НГО (пласт БУ92, Песцовое месторождение, Qн=55,21 м3/сут и Qг=9,4 тыс. м3/сут).

Следует отметить, что при исследовании скважин с низким значениями Кнг (от 0,33 до 0,39 д. ед.) по ГИС зачастую получают приток воды, но при испытании разведочных скважин Надым-Пурской Секция (пласт БУ80, Ямбургское, пласт БН3, Медвежье месторождения) и Гыданской (пласт ТП20, Северо-Парусовое месторождение) НГО были получены промышленные притоки газа и нефти.

В неокомском НГК преобладают пластовые давления от 20 до 30 МПа на глубинах от 2100 до 3324 м, на их долю приходится 49 % замеров. Максимальное значение зафиксировано на глубине 3545 м в пласте БУ10 Западно-Юбилейного месторождения (Надым-Пурская НГО) – 35,6 МПа.

Минимальное значение пластовой температуры (Тпл) для неокомского НГК было зафиксировано при испытании разведочной скважины Южно-Русского месторождения (Пур-Тазовская НГО), на глубине 1760 м (пласт ПК24) и составляет 36,4 0С.

Максимальное значение, зафиксированное на территории Надым-Пурской НГО (глубина 3324 м – пласт БН130, ЮжноПадинское месторождение), составляет 103 0С. Преобладающие значения Тпл варьируют в интервале от 70 0С до 90 0С (64 % от общего количества замеров).

Причины аномального поведения диаграмм высокочастотного индукционного изопараметрического каротажного зондирования на горизонтальных интервалах боковых стволов Зыкина М. Г. (ОАО «Сургутнефтегаз») Одним из эффективных направлений применения метода высокочастотного индукционного изопараметрического каротажного зондирования (ВИКИЗ) является изучение разрезов, вскрываемых горизонтальными скважинами, а также скважинами с горизонтальным завершением, пробуренными из старого фонда – «боковых врезок».

Однако поведение диаграмм ВИКИЗ (и 9-зондовой модификации высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования (ВЭМКЗ) на горизонтальных интервалах боковых врезок имеет определенную особенность: в пределах однородного пласта диаграммы выглядят как квазипериодические функции со значительной амплитудой измеряемого параметра – разности фаз.

Кроме того, они содержат отрицательные или близкие к нулю значения, которые не соответствуют реальным характеристикам среды. Диаграммы ВИКИЗ, полученные в сходных геологических условиях в традиционных горизонтальных скважинах, пробуренных на тот же объект, подобных квазипериодических аномалий не содержат.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Явление периодичности диаграмм получило название «синусоида ВЭМКЗ». Период колебаний измеряемой разности фаз по разрезу составляет, в среднем, от 1,6 до 2 м. Степень дифференциации диаграмм по амплитуде различная, наибольшая «изрезанность», как правило, наблюдается на диаграммах малых зондов и уменьшается с увеличением длины зонда (рис. 1). Выявление причин возникновения синусоиды ВЭМКЗ позволит усовершенствовать методику интерпретации данных ВИКИЗ в боковых врезках.

Все возможные причины наблюдаемой аномалии диаграмм ВИКИЗ можно разделить на две группы: техногенные и геологические. Среди геологических факторов, способных привести к появлению синусоиды ВЭМКЗ, рядом ученых было выдвинуто предположение о наличии периодической латеральной неоднородности пород пласта. Она может быть обусловлена косой слоистостью и ритмичностью циклов осадкообразования. Следствием этой слоистости может быть значительная контрастность чередующихся слоев по величине электрического сопротивления зоны проникновения и неизмененной части продуктивного пласта, что может отразиться на показаниях зондов ВИКИЗ.

Рис. 1. Фрагмент диаграммы «ВЭМКЗ+РК», с = 0,02 Ом*м. Пример «синусоиды ВЭМКЗ»

Секция Рис. 2. Профиль бокового ствола с синусоидальным характером вертикальной проекции оси Среди техногенных факторов в научной литературе упоминается влияние:

§ «дюнообразования» (скоплений шлама в горизонтальной части ствола скважины, располагающихся с некоторой периодичностью);

§ ударных нагрузок, проявляющихся с постоянным периодом и способствующих возникновению дополнительной проницаемости пород;

§ синусоидального характера вертикальной проекции оси Однако обосновать механизм возникновения ни одного из вышеперечисленных факторов не удается.

В качестве наиболее вероятной причины рассматриваемых аномалий допускается влияние переменного сечения ствола скважины.

При попытке анализа особенностей технологии бурения горизонтальных участков боковых врезок выяснилось, что условия проведения геофизических исследований скважин (ГИС) в них существенно отличаются от условий проведения измерений в вертикальных и обычных горизонтальных скважинах. Прежде всего, это связано с меньшим диаметром скважин (для бурения боковой врезки применяются долота диаметром 124 мм). Второе отличие – это применение высокоминерализованной промывочной жидкости с сопротивлением менее 0,1 Ом*м. Технологические особенности проводки горизонтальных стволов боковых врезок обусловлены способом бурения и компоновкой бурового инструмента. При бурении участка Рис. 3. Фрагменты диаграмм «ВЭМКЗ+НКТ» и «ВЭМКЗ+ФКД»

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Рис. 4. Фрагменты диаграммы «ВЭМКЗ+РК» с нанесенными интервалами отбора керна набора зенитного угла применяется турбинный тип бурения. При этом турбина оснащена отклонителем, выставленным на заданный угол (0,5-30). При переходе к бурению горизонтального участка скважины режим бурения меняется на роторный, при котором вращается вся турбина, включая отклонитель. Из этого следует, что бурголовка становится эксцентричной бурильной колонне и ось вращения ее не совпадает с осью вращения низа бурильной колонны. При этом профиль ствола скважины приобретает цикличные вариации, определяемые углом отклонения и длиной отклонителя (рис. 2).

В пользу этого механизма формирования профиля ствола скважины свидетельствуют гармонические аномалии, проявляющиеся на диаграммах методов ГИС ближней зоны (рис. 3). Так эффект «синусоиды», коррелируемый с аномальным поведением ВИКИЗ, проявляется на диаграммах двухзондового нейтронного каротажа, причем более отчетливо он прослеживается на диаграмме малого зонда. Аналогичные эффекты наблюдаются на фазокорреляционных диаграммах времени прихода волны Лэмба-Стоунли, их период совпадает с периодом «синусоиды ВЭМКЗ».

Квазипериодические колебания не наблюдаются на интервалах отбора керна, где применение роторного способа бурения недопустимо (рис. 4).

Таким образом, в работе удалось обосновать причины наблюдаемого аномального поведения диаграмм ВИКИЗ. Оно объясняется вариациями профиля скважины, которые связаны с геомеханическими аспектами проводки боковых стволов. Очевидно, что при обработке диаграмм ВИКИЗ необходимо учитывать влияние этих особенностей, а формирование аномального профиля скважины Секция предполагается изучить средствами математического моделирования геомеханических процессов при бурении с отклонителем.

Список литературы:

1. Эпов М. И., Никитенко М. Н., Сухорукова К. В. Об инверсии диаграмм ВИКИЗ в контрастных тонкослоистых коллекторах, вскрытых пологими скважинами // Каротажник. 2006. Вып. 6 (147). С. 84-100.

2. Антонов Ю. Н., Эпов М. И., Каюров К. Н. Практика ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами // Каротажник. 2006. Вып. 9 (150). С. 3-21.

3. Антонов Ю. Н., Эпов М. И., Каюров К. Н. Теоретическое моделирование ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми растворами // Каротажник. 2007. Вып. 1 (154). С. 36-51.

Неоднородность коллекторских свойств продуктивных пластов Оморинского месторождения Игнатьев С. Ф. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») На площади Оморинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) пробурено 12 скважин. При испытании в колонне притоки газа получены в скважинах 2, 5, 10, 12.

Максимальные притоки газа получены в скважине 2 из пластов Б-VII (481,6 тыс. м3/сут на шайбе 25,25 мм) и Б-VIII (455, тыс. м3/сут на шайбе 25,25 мм).

Пласт Б-VII сложен, в большей степени, терригенными породами и представляет собой тонкое переслаивание аргиллитов с пропластками песчаников. Пористость по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) составляет в среднем 12 %.

Пласт Б-VIII имеет более сложное строение, в связи со своей большой толщиной (60-75 м) представлен частым переслаиванием аргиллитов, алевролитов (часто карбонатизированных), доломитов с редкими прослоями песчаников. Пористость по ГИС – 9 %.

Из новых разведочных скважин значительные притоки газа получены в скважине 12 (109,64 тыс. м3/сут на шайбе 11 мм) при опробовании пласта Б-VIII-1, который представлен переслаиванием песчаников с аргиллитами и алевролитами. Пористость по ГИС составляет в среднем 14 %.

Различного рода пустоты в породе-коллекторе могут быть связаны между собой системами рассекающих ее трещин, вследствие крупных дизъюнктивных тектонических нарушений, развитых на площади месторождения и, вероятно, являются причиной получения высоких дебитов в скважинах 2 и 12. Наличие вертикальных и диагональных трещин подтверждено в скважинах 1, 2, Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов 3, 5, 7, 9, 10 и 12, толщина трещин достигает 0,5-2,0 мм (скважина 2).

Фильтрационно-емкостные свойства коллектора – объективный фактор, влияющий на величину притока в скважину.

Неоднородность коллекторских свойств характеризует спектр индикаторных диаграмм, по которым можно определить тип дренируемого коллектора (рисунок).

Индикаторные диаграммы по скважинам 2, 10 и 12 характеризуют коллекторы от порового до трещиного типа: скважина 2 (кривые 1 и 2) дренирует трещиный (Т) и порово-трещиный коллектор, скважина 12 (кривая 3) – трещино-поровый (ТП), поровый тип коллектора дренируется в скважинах 10 (кривая 4) и 12 (кривая 5).

По кривым 1 и 2 видно, что при незначительном перепаде давления Р1 = 1,5 МПа и Р2 = 0,2 МПа дебиты газа увеличиваются соответственно на 217,5 и 30,21 тыс. м3/сут, при этом коэффициенты продуктивности равны 145 тыс. м3/сут•Мпа для первого случая и 151,05 тыс. м3/сут•Мпа для второго. Высокие дебиты скважины 2 обусловлены наличием трещиноватости, присущей как пласту Б-VII так и пласту Б-VIII, а также, вероятно, развитием вертикальных макротрещин. Об этом свидетельствуют сравнимые дебиты и коэффициенты продуктивности при опробовании двух различных по литологическому составу пластов.

Индикаторные диаграммы по скважинам 2 (1 – пласт Б-VII, 2 – пласт Б-VIII), 12 (3 – пласт Б-VIII-1, 5 – пласт Б-VII), 10 (4 – пласт Б-VIII-1) Секция Развитие вертикальной трещиноватости объединяет многопластовые залежи в единую гидродинамическую систему, что в дальнейшем, при вводе месторождения в разработку, приведет к одновременному завершению отбора продукта из трещин [1].

По кривой 3 видно, что на первом этапе, при депрессии на пласт до 5,26 МПа, дренируется трещино-поровый коллектор, дебит газа значительно ниже, чем по скважине 2. С увеличением депрессии на пласт ощутимого увеличения дебита не наблюдается, коэффициент продуктивности уменьшается в 3 раза (15,88 тыс. м3/ сут•МПа на первом участке против 5,1 тыс. м3/сут•МПа – на втором).

В трещиных коллекторах при эксплуатации скважин с депрессией до 5 МПа углеводороды (УВ) отбирают из трещин, что способствует получению устойчивых дебитов [2]. С увеличением депрессии происходит постепенное смыкание трещин в призабойной зоне пласта, т. е. коллектор работает как поровый. Смыкание трещин и уменьшение дебита наблюдается на кривой 3 обратного хода (на рисунке показано штриховкой).

Работа чисто порового коллектора наблюдается на кривых 4 и 5 (рисунок), которые характеризуются самыми низкими дебитами газа при самых больших депрессиях.

Основные выводы:

§ получение значительных притоков УВ связано с проницаемостью трещин, которые являются путями фильтрации нефти и газа;

§ создание значительных депрессий (свыше 10 МПа) приводит к закрытию трещин и резкому уменьшению дебитов § оптимальные депрессии на пласт составляют 4-6 МПа, при которых коллектор работает как трещиный.

Список литературы:

1. Попов И. П. Учет фильтрационно-емкостной модели коллекторов при подсчете и разработке залежей нефти и газа // Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1990б.

2. Попов И. П. Исследование эффективности испытаний в коллекторах порово-трещиного типа // Нефтяное хозяйство. 1993а. 11.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Предложения по уточнению проекта разведки Оморинского месторождения на основании новых геолого-геофизических данных Калинина Е. С. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Оморинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится в Байкитском районе Эвенкийского автономного округа Красноярского края. В соответствии с нефтегазогеологическим районированием, Оморинское месторождение расположено в пределах одноименного нефтегазоносного района Байкитской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской провинции. В тектоническом отношении месторождение расположено на юго-западном склоне Камовского свода.

Продуктивными в пределах месторождения являются отложения катангской (пласт Б-VII) и оскобинской (пласты Б-VIII и БVIII-1) свит венда. Для перевода утвержденных запасов углеводородов из категории С2 в категорию С1 требуется проведение дальнейших разведочных работ, в частности бурения дополнительных разведочных скважин, в соответствии с чем был разработан «Проект разведки Оморинского месторождения».

Рис. 1. Первоначальное местоположение проектных разведочных скважин Секция В качестве основы для размещения разведочных скважин в пределах Оморинского месторождения использованы структурные карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов Б-VII и Б-VIII-1, построенные с учетом выполненных сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D и бурения скважин.

Целью проекта разведки является разведка залежей углеводородов (УВ) пластов Б-VII и Б-VIII-1 отложений катангской и оскобинской свит венда, соответственно, и подготовка месторождения к промышленной разработке. Проектом разведки предусмотрено бурение семи разведочных скважин, в том числе четырех независимых (Ом-11, 12, 13, 14) и трех зависимых (Ом-15, 16, 17) со средней проектной глубиной порядка 2630 м (рис. 1).

Результаты выполнения проектируемых работ:

§ ожидается прирост геологических и извлекаемых запасов газа и конденсата залежей пластов Б-VII и Б-VIII-1 по категории С1;

§ построение геологической трехмерной модели залежей УВ Оморинского НГКМ, используемой в дальнейшем при составлении проекта разработки месторождения.

В плане контуры залежей УВ пластов Б-VII и Б-VIII-1 совпадают. Таким образом, разведочные работы на Оморинском Рис. 2. Уточненное местоположение проектных разведочных скважин Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов месторождении будут осуществляться единой сеткой скважин, что позволит минимизировать затраты на бурение, исследования и испытания разведочных скважин и повысить эффективность геологоразведочных работ.

С учетом особенностей геологического строения выявленных залежей углеводородов на Оморинском месторождении, предполагается профильная система размещения разведочных скважин, тем самым позволяя провести исследования вдоль и в крест простирания залежей УВ.

На текущее время на территории Оморинского НГКМ проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3D. Новые данные сейсморазведки с учетом бурения новых скважин позволили получить более детальное представление о геологическом строении месторождения. Эти данные, а также анализ материалов бурения и исследования ранее пробуренных поисково-оценочных и разведочных скважин на Оморинском лицензионном участке, а также данных сейсморазведки, свидетельствуют о сложном строении продуктивных отложений:

тектоническое и литологическое экранирование залежей УВ, малые эффективные толщины, невыдержанность фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов как по латерали, так и по вертикали.

Рис. 3. Схема сопоставления моделей Оморинского НГКМ Секция Полученные новые данные легли в основу структурных построений, в частности продуктивной части разреза. Результатом является получение уточненной разломно-блоковой модели, в связи с чем возникла необходимость корректировки местоположения ранее выданных точек бурения разведочных скважин (Ом-13, 14, 15, 16), а также корректировки проектных альтитуд и проектных забоев скважин (рис. 2).

Согласно новой геолого-геофизической информации, на бурение последующих скважин возлагаются задачи доразведки отдельных структурно-тектонических блоков, располагающихся в пространственных границах сводного контура Оморинского месторождения. В качестве первоочередных предлагаются скважины Ом-16 и Ом-14, бурение и испытание которых позволит определить перспективы газоносности, а также определить наличие и пространственное положение зоны литологического замещения продуктивных пластов (рис. 3).

Каждая проектная разведочная скважина будет исследовать свой блок, что позволит повысить эффективность геологоразведочных работ.

Таким образом, на бурение последующих разведочных скважин возлагаются задачи:

§ уточнения геологической модели; конечным результатом геологоразведочных работ (ГРР) является перевод запасов УВ из категории С2 в категорию С1, с целью подготовки Оморинского месторождения к промышленной разработке, что в значительной степени позволит повысить эффективность всего процесса ГРР;

§ изучения характера насыщения пород-коллекторов в пределах выделенных структурно-тектонических блоков;

§ изучения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Результаты пиролитических исследований и определения содержания органического углерода в вендских отложениях Оморинского лицензионного участка Качинскас И. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Пиролитические исследования в комплексе с определением содержания органического углерода (Сорг) используются для оценки степени катагенетического преобразования, рассеянного в породе органического вещества (РОВ), и прогноза его Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов нефтегенерационных свойств [1, с. 413]. Также на качественном уровне можно сделать некоторые предположения относительно компонентного состава РОВ и палеогеографической обстановки осадконакопления.

Содержание органического углерода в породах вендских отложений обычно не превышает 0,5 %. В пласте Б-VII среднее содержание Сорг составило 0,16 %, в пластах Б-VIII и Б-VIII-1 – 0,19 % и 0,23 %, соответственно.

При пиролитических исследованиях важное значение имеют следующие параметры: S1 – содержание углеводородов (УВ) ряда С1-С35, выделяющихся при температуре до 300 0С, в вес. %; S2 – содержание УВ ряда С1-С35, выделяющихся в интервале температур 300-550 0С, в вес. %; Тmax – температура максимального выхода УВ при крекинге керогена, 0C; HI = S2/Cорг – водородный индекс, мг УВ/г Сорг.

Сумма S1+S2 является количественной оценкой суммарного генетического потенциала нефтематеринских отложений. Б. Тиссо и Д. Вельте предложили классификацию пород по величине Диаграмма HI-Tmax для пород венда по скважинам Оморинского лицензионного участка Секция этого параметра. Из 87 определений по различным скважинам Оморинского лицензионного участка лишь два образца из пласта Б-VIII-1 скважины 1 Камовской можно отнести к породам с высоким нефтематеринским потенциалом. Значения S1+S2 для этих образцов составили 6,5 мг/г и 6,9 мг/г. Подавляющее же большинство образцов из пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-1 обладает низкими нефтегенерационными свойствами. Другими словами, породы перечисленных пластов могут служить коллекторами для углеводородов, но нефтематеринскими не являются.

Из рисунка видно, что в скважине 2 Платоновской есть лишь один образец, который попадает в область террагенного (связанного с высшей наземной растительностью) генезиса. И, напротив, среди образцов из Камовских скважин большое количество попадает именно в эту область. Можно предполагать, что формирование продуктивных пластов в районе Платоновских скважин происходило в более мористых условиях, по сравнению с Камовскими.

Такая идея находит подтверждение в [2].

Список литературы:

1. Александров В. И. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 2. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. 467 с.

Исследование метаноугольных месторождений и подсчет запасов метана в угольных пластах с применением геоинформационных технологий Кирильченко А. В. (ОАО «Газпром промгаз») Всесторонний анализ и комплексирование данных при изучении геолого-промысловых характеристик месторождений полезных ископаемых сегодня немыслимы без использования информационных технологий. Газовые компании во всем мире широко используют возможности различных информационных продуктов в своей работе. Выгода от их внедрения не является очевидной на ранних стадиях разработки, однако рано или поздно наступает момент, когда внедрение единой информационной системы становится объективно необходимым. Этот момент, как правило, бывает отмечен значительным ростом объема информационных материалов, хранящихся в неструктурированном виде и Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов порой дублирующих друг друга, что в конечном счете замедляет и усложняет научно-производственный процесс.

Сложность метаноугольного месторождения как геолого-технологического объекта для исследования и разработки предопределяется рядом свойств, связанных с его пространственными и сущностными характеристиками, работу с которыми значительно упрощает целенаправленное создание геоинформационной системы (ГИС). Основная задача такой системы – интеграция разнородных данных в едином информационном пространстве, а тематические составляющие содержат информацию о топографических объектах, геологии и тектонике, гидрогеологии, геолого-промысловых объектах и т. д. Основная функция системы – оперативное ведение данных по геолого-промысловым объектам и их свойствам, что подразумевает постоянную актуализацию информации.

На сегодняшний момент в тестовом режиме функционирует WEB-приложение, в основе которого лежит ГИС-проект, включающий основные компоненты топографического и геологического содержания и имеющий прямую связь с базой данных мониторинга работы скважин на промысле.

Данные определения геолого-промысловых характеристик угольных пластов, хранящиеся в атрибутивных таблицах баз геоданных системы, становятся основой для наполнения свойствами геолого-структурной модели, которая в свою очередь является инструментом для подсчета запасов метана в угольных пластах.

Для подсчета запасов требуются следующие параметры:

мощность, плотность, зольность, влажность и газоносность угольных пластов. Подсчет ведется по элементарным ячейкам, полученным путем «нарезки» области подсчета (подсчетных блоков) по равномерной сетке, а результирующие гриды, содержащие значения количества запасов каждой подсчетной ячейке, передаются в геоинформационный пакет для оформления картографических материалов, представляемых в составе отчета о результатах подсчета запасов в Государственную комиссию по запасам РФ.

Учитывая оперативный характер информации и разнообразие свойств, присущих объекту исследования, полное описание состава системы на стадии проектирования представляется затруднительным. В связи с этим система может быть создана на основе технологии «наращивания», подразумевающей одновременную разработку и эксплуатацию системы, начиная от ввода ее в действие.

Секция Применение 3D гидродинамических моделей при анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений Уренгойского нефтегазоконденсатного комплекса Кожухарь Р. Л., Тювильдина Н. Б.

(ИТЦ, ООО «Газпром добыча Уренгой») Современные методы гидродинамического моделирования позволяют в условиях недостаточной представительности исходных данных получать информацию, которая необходима при проектировании и разработке нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).

Входной информацией гидродинамической модели является следующее:

§ результаты геологического моделирования;

§ данные по добыче углеводородов по скважинам и промыслам;

§ результаты замеров устьевых, забойных и пластовых давлений по скважинам;

§ данные о конструкциях скважин;

§ данные газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин;

§ кривые относительных фазовых проницаемостей;

§ свойства горных пород и насыщающих их флюидов.

С помощью адаптированной гидродинамической модели можно построить карты изобар и разработки, изолиний газоводяного контакта (ГВК). Главным достоинством карт, построенных с использованием промысловой информации и гидродинамических моделей, является относительная независимость от погрешности проведенных исследований и возможность приведения результатов на определенную дату. Помимо этого, при разработке уникальных месторождений охват их промысловыми исследованиями недостаточен для построения представительных карт в целом по их площади.

Параметр, который можно контролировать по результатам геофизических исследований скважин и гидродинамического моделирования – уровень подъема ГВК. Как правило, степень охваченности исследованиями по измерению уровня ГВК недостаточна, поэтому применение кубов насыщения пласта в качестве двумерного тренда при картопостроении позволит более адекватно отображать пластовую ситуацию. А в случае с сильно расчлененными по вертикали залежами неокомских отложений Уренгойского НГКМ, с частым переслаиванием песчаников, глин и алевролитов, практически невозможно определить продвижение ГВК традиционными Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов методами геофизических исследований скважин. В таком случае данные гидродинамического моделирования являются важнейшим источником информации об обводнении скважин.

Имея представительную информацию о распределении запасов газа и подъеме ГВК, можно принимать обоснованные решения по регулированию отборов по объектам эксплуатации для равномерного дренирования запасов и предупреждения преждевременного обводнения скважин с целью повышения конечного коэффициента извлечения газа из недр.

Перспективы нефтегазоносности аптских отложений в зоне их фациальной изменчивости и тектонической напряженности, расположенной на ареалах Ямбургского месторождения Куприянов М. Ю., Мельникова М. В., Куприянова Т. А.

(ООО «ТюменНИИгипрогаз») Основная доля запасов газа в пределах арктических районов Западной Сибири (п-ова Ямал и Гыданский) связана с залежами аптских отложений танопчинской свиты. В пластах группы ТП1-13 были выявлены уникальные и крупные залежи газа, залегающие на глубине от 1200 до 2300 м, характеризующиеся высокими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и продуктивностью. Поэтому в перспективе до 2030 г. они будут служить базисными эксплуатационными объектами на подготавливаемых к освоению месторождениях Ямала.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 9 |
Похожие работы:

«СИСТЕМА ГОСУДАРСТВЕННОГО МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ И ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА. Проблемы и пути их решения Ю.В.Пешков Научно-практическая конференция Загрязнение атмосферы городов. Санкт-Петербург. 1-3 октября 2013 г. МОНИТОРИНГ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА (ЗАГРЯЗНЕНИЯ) АТМОСФЕРЫ ОРГАНИЗАЦИОННО-СТРУКТУРНАЯ СХЕМА МОНИТОРИНГА ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА Результаты государственного мониторинга загрязнения АВ предоставляются органам государственной власти РФ и субъектов РФ, полномочным...»

«Еженедельный обзор валютного рынка Валютный рынок 23 июня 2014 г. Алексей Егоров На этой неделе пара EUR/USD может продемонстрировать попытки egorovav@psbank.ru восстановления к уровням 1,365-1,37х. Напомним, на текущей неделе участникам предстоит совершить налоговые выплаты в бюджет, что может оказать рублю довольно существенную поддержку. Тем не менее геополитические риски попрежнему могут оказать давление на национальную валюту. В то же время мы полагаем, у рубля все же есть шанс укрепиться...»

«Организация Объединенных Наций A/HRC/26/17–E/CN.6/2014/8 Генеральная Ассамблея Distr.: General Экономический и Социальный 12 December 2013 Russian Совет Original: English Генеральная Ассамблея Экономический и Социальный Совет Совет по правам человека Комиссия по положению женщин Двадцать шестая сессия Пятьдесят восьмая сессия 10–27 июня 2014 года 10–21 марта 2014 года Пункт 3(c) предварительной повестки дня Пункт 2 повестки дня Ежегодный доклад Верховного комиссара Последующая деятельность по...»

«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ГИДРОМЕТЕОРОЛОГИИ И МОНИТОРИНГУ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПЕРВЫЙ ДВУХГОДИЧНЫЙ ДОКЛАД РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ представленный в соответствии с Решением 1/СР.16 Конференции Сторон Рамочной Конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата Москва 2014 Первый двухгодичный доклад Российской Федерации Редакционная коллегия: А.В. Фролов, канд. геогр. наук, А.А. Макоско, д-р. техн. наук, проф., В.Г. Блинов, канд. техн. наук, С.М. Семенов, д-р. физ.-мат. наук, проф., А.И. Нахутин,...»

«БАШКИРСКИЙ ИНСТИТУТ СОЦИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (филиал) ОУП ВПО АКАДЕМИЯ ТРУДА И СОЦИАЛЬНЫХ ОТНОШЕНИЙ ТРУДОУСТРОЙСТВО МОЛОДЫХ СПЕЦИАЛИСТОВ: ОПЫТ, ПРОБЛЕМЫ, ПЕРСПЕКТИВЫ Международная научно-практическая видеоконференция (15 ноября 2011г.) Уфа 2011 1 УДК 331.53 ББК 65.240 Т 78 Трудоустройство молодых специалистов: опыт, проблемы, перспективы: Сборник трудов Международной научно-практической видеоконференции. – Уфа: БИСТ, 2011. – 156с. В сборнике материалов Международной научно-практической...»

«Ю.В. Божевольнов1 Е.О. Горохова2 А.В. Михайлов2 В.Б. Божевольнов3 В.Э. Чернов4 В данной работе описан переход к новому технологическому укладу через замещение устаревших рабочих мест новыми. На смене укладов закладывается потенциал экономического роста. Если новых рабочих мест будет создано достаточно, страна сумеет войти в клуб развитых стран. Работа продолжает обсуждение вопросов, поднятых в публикации Об инновациях, циклах Кондратьева и перспективах России. Рабочие места — основа социума...»

«Международная научно-практическая конференция 1 Молодежь в постиндустриальном обществе 25 декабря 2012 года УДК 504.75.05 А.В. Пачгина Балтийский федеральный университет им. И. Канта (г. Калининград) ПРОБЛЕМЫ УСИЛЕНИЯ ТЕХНОГЕННОСТИ ЖИЗНИ В ПОСТИНДУСТРИАЛЬНОЙ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ При переходе к постиндустриальному общественному развитию техногенная нагрузка на окружающую среду и человека продолжает увеличиваться. Постиндустриализм не ведет к улучшению экологической обстановки, а наоборот, ее...»

«ОТЧЕТ о научно – исследовательской работе в НОУ ВПО Гуманитарно-социальный институт за 2011 – 2012 учебный год Люберцы 2012 I.НАУЧНАЯ РАБОТА Научно-исследовательская работа в НОУ ВПО Гуманитарносоциальный институт является неотъемлемой частью образовательного процесса, важнейшим фактором укрепления интеллектуального потенциала, основой для постоянного обновления учебно-методического обеспечения. Качество научно-исследовательской работы в ГСИ обеспечивается, прежде всего, высоким уровнем...»

«УДК 329(470+571+510+540) ББК 66.4(2Рос)(5Инд)(5Кит) Т45 Ответственный редактор доктор экономических наук В.И. Шабалин Титаренко М2.Л. Т45 Россия и ее азиатские партнеры в глобализирующемся мире. Стратегическое сотрудничество: проблемы и перспективы / М.Л. Титаренко. — М. : ИД ФОРУМ, 2012. — 544 с. ISBN 978 5 8199 0514 2 В основу новой книги академика РАН, лауреата Государственной пре мии, директора Института Дальнего Востока РАН Михаила Леонтьевича Титаренко положены его научные доклады и...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ БАЙКАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭКОНОМИКИ И ПРАВА (ФГБОУ ВПО БГУЭП) ПРИКАЗ 21 февраля 2014 г. № 34 г. Иркутск О проведении Дней науки – 2014, посвящённых зимней Олимпиаде 2014 г. В соответствии с планом проведения научных мероприятий ФГБОУ ВПО БГУЭП (далее — университет), утвержденным на заседании ученого совета университета 02...»

«1 РАЗДАТОЧНЫЙ МАТЕРИАЛ к дипломной работе студентки V курса факультета Высшая школа гостинично-ресторанной, туристической и спортивной индустрии ФГБОУ ВПО Российский экономический университет им. Г.В. Плеханова ЕГОРКИНОЙ Екатерины Сергеевны на тему: Методы исследования и прогнозирования туристских рынков Научный руководитель — к.э.н., проф. Попов Л.А. Таблица 1 Методы исследования рынков Метод Описание Достоинства и недостатки Качественные методы Группа из 6-12 человек. Групповое взаимодействие...»

«ПЕЧАТНЫЕ РАБОТЫ ПРЕПОДАВАТЕЛЕЙ КАФЕДРЫ коммерции и рекламы ОрелГИЭТ Орел 2010   МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОРЛОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ ЭКОНОМИКИ И ТОРГОВЛИ Ретроспективный библиографический указатель под общей редакцией д.э.н., профессора Е.В. Сибирской Орел Издательство ОрелГИЭТ 2010 УДК 01 ББК 91.1: 74.584(2)я54 П317 Составители: Л.В. Савина, Н.Ю. Познякова, Н.М. Голбан Редактор: доктор экономических наук, профессор Е.В. Сибирская П 317 Печатные работы...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Департамент стратегии и перспективных проектов в образовании и науке Федеральное агентство по образованию Центр бюджетного мониторинга Петрозаводского государственного университета Тенденции на рынке труда в условиях влияния на экономику России мирового кризиса и роль системы профессионального образования в кадровом обеспечении перспективных рынков труда в посткризисный период Аналитический доклад на Всероссийской научно-практической...»

«LOMONOSOV MOSCOW STATE UNIVERSITY Faculty of Economics Faculty of Global Studies Center for Population Studies Proceedings International Conference DEMOGRAPHIC DEVELOPMENT: CHALLENGES OF GLOBALIZATION The Seventh Valenteevskiye Chteniya dedicated to 90th anniversary of Professor Dmitry Valentey and the 45th anniversary of the Department of Population of the Lomonosov Moscow State University 15–17 November 2012, Moscow, Russia with the support and participation of United Nations Population Fund...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Южно-Российский государственный университет экономики и сервиса (ФГБОУ ВПО ЮРГУЭС) Волгодонский институт сервиса (филиал) Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования Южно-Российский государственный университет экономики и сервиса (ВИС ФГБОУ ВПО ЮРГУЭС) НАУЧНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ МОЛОДЁЖИ...»

«МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ В ЯРОСЛАВЛЕ 21 КОНКУРЕНЦИЯ И РЕГИОН Бабаев Бронислав Дмитриевич доктор экономических наук, профессор. ФГБОУ ВПО Ивановский государственный университет, кафедра экономической теории г. Иваново, Российская Федерация. E-mail: politeconom@rambler.ru Роднина Анна Юрьевна кандидат экономических наук, доцент, докторант. ФГБОУ ВПО Ивановский государственный университет, кафедра экономической теории г. Иваново, Российская Федерация. E-mail: politeconom@rambler.ru Боровкова...»

«ОРГАНИЗАЦИЯ E ОБЪЕДИНЕННЫХ НАЦИЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ Distr. GENERAL И СОЦИАЛЬНЫЙ СОВЕТ ECE/CES/2009/7 30 March 2009 RUSSIAN Original: ENGLISH ЕВРОПЕЙСКАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ СТАТИСТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ЕВРОПЕЙСКИХ СТАТИСТИКОВ Пятьдесят седьмая пленарная сессия Женева, 8-10 июня 2009 года Пункт 5 b) предварительной повестки дня КООРДИНАЦИЯ МЕЖДУНАРОДНОЙ СТАТИСТИЧЕСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В РЕГИОНЕ ЕВРОПЕЙСКОЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ КОМИССИИ ОРГАНИЗАЦИИ ОБЪЕДИНЕННЫХ НАЦИЙ УГЛУБЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ВОПРОСОВ...»

«Пресс-конференция на тему Финансово-экономическая политика ОАО Газпрома 25 июня 2009 года ВЕДУЩИЙ: Добрый день коллеги. Итак, сегодня мы завершаем серию прессконференций, которую мы традиционно проводим перед собранием акционеров. Ее тема – финансово-экономическая политика ОАО Газпром. В пресс-конференции принимают участие: заместитель Председателя Правления ОАО Газпром – начальник Финансовоэкономического департамента Андрей Вячеславович Круглов; заместитель Председателя Правления – главный...»

«СМОЛЕНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭКОНОМИКИ ФИЛИАЛ НЕГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ МИР ЧЕРЕЗ ЯЗЫКИ Материалы Всероссийской студенческой научно-практической видеоконференции 23 апреля 2013 года Смоленск 2013 СМОЛЕНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭКОНОМИКИ ФИЛИАЛ НЕГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ МИР ЧЕРЕЗ ЯЗЫКИ...»

«РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ВЛАДИКАВКАЗСКИЙ ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЮЖНЫЙ МАТЕМАТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭКОНОМИКИ И СЕРВИСА ИНСТИТУТ ВОЛГОДОНСКИЙ ИНСТИТУТ СЕРВИСА ТЕОРИЯ ОПЕРАТОРОВ, КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ Тезисы докладов международной научной конференции (Волгодонск, Россия, 4–8 июля 2011 г.) Волгодонск ББК 22.16+ УДК 517 + Издание осуществлено при финансовой поддержке...»









 
2014 www.konferenciya.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Конференции, лекции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.