WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 |

«2014 ООО ТюменНИИгипрогаз ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СИБИРИ XVIII научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов (Тюмень, 19–23 мая 2014 года) Сборник ...»

-- [ Страница 1 ] --

XVIII НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

2014

ООО «ТюменНИИгипрогаз»

ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ

ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

СИБИРИ

XVIII научно-практическая конференция

молодых ученых и специалистов

(Тюмень, 19–23 мая 2014 года)

Сборник тезисов докладов Тюмень 2014 УДК 622.279(571.1) ББК 33.36 П78 Редакционная коллегия: В. Н. Маслов (председатель), д. т. н.; С. А. Скрылев, к. г.-м. н.; М. Н. Гагарин; А. В. Красовский, к. т. н.; А. Н. Лапердин, д. г.-м. н., проф.; Д. В. Мариненков, к. т. н.; М. И. Меркушев, к. э. н.; А. Н. Нестеренко, к. т. н.;

Р. А. Соколовский, к. г.-м. н.; В. Ф. Штоль, к. т. н.

Проблемы развития газовой промышленности Сибири:

П78 сборник тезисов докладов XVIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; гл. ред. В. Н. Маслов. — Тюмень, 2014. — 316 с. — 400 экз.

ISBN 978-5-901434-26- Приведены результаты НИР, выполненных в научно-проектных организациях, производственных предприятиях и вузах, в области поиска и разведки залежей газа и нефти, разработки месторождений углеводородов, бурения и эксплуатации скважин, охраны окружающей среды, обустройства месторождений углеводородов Сибири.

Отражены экономические проблемы развития газовой промышленности, а также современные тенденции развития и применения информационных технологий на предприятиях нефтегазовой отрасли.

Издание предназначено для специалистов газовой отрасли, студентов вузов, аспирантов.

УДК 622.279(571.1) ББК 33. ISBN 978-5-901434-26-0 © ООО «ТюменНИИгипрогаз», Секция Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Секция Исследование коллекторских свойств продуктивных пластов юрских отложений месторождений Большого Уренгоя Ашихмина Т. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Предметом исследования данной работы является обобщение и анализ фильтрационно-емкостных свойств юрских отложений месторождений Большого Уренгоя, изученных на примере Песцового, Ен-Яхинского и Западно-Песцового месторождений. Одним из крупнейших месторождений Большого Уренгоя, приуроченных к юрским отложениям, является Песцовое.

Юрские отложения данных месторождений характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что связано с уплотнением осадков в процессе диагенеза и катагенеза [1].

В данной работе было выполнено комплексное исследование физико-литологических свойств отложений пластов Ю2 (охарактеризован керном порядка 90–100 % общей толщины пласта); Ю3 (керном охарактеризована прикровельная часть пласта – более 20 %) и Ю (охарактеризован керном более 97 %).

Исследования проводились как в атмосферных условиях (более 1000 образцов керна), так и в условиях, моделирующих пластовые (на коллекциях, охватывающих весь диапазон свойств керна, – более 500 образцов). Были изучены: пористость, проницаемость, капиллярные характеристики керна, построены петрофизические зависимости, рассчитана эффективная пористость, определены классы коллекторов, а также граничные значения пористости и проницаемости.

Изученные юрские отложения на месторождениях характеризуются весьма широким спектром состава и фильтрационно-емкостными свойствами.

Литологически отложения пласта Ю4 представлены, в основном, неравномерным переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов. Слоистость неравномерная полого-линзовидно-волнистая, подчеркнутая намывами слюдисто-глинистого материала и слойками темно-серого аргиллита. Газопроницаемость по данному пласту достигает 1,71·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,103 до 0,171 д. ед.

Пласт Ю3 сложен преимущественно песчаниками со слойками и прослоями аргиллита, угля и алевролита, до их неравномерного переслаивания, сильносмещенной слоистостью, подчеркнутой тонкими слойками (0,1–0,3 см) глинистого и глинисто-углистого состава. По классификации песчано-алевритовых пород коллекторов А. А. Ханина и М. И. Колосковой [2, с. 106] коллектор относится к V-классу и характеризуется низкими фильтрационными свойствами (газопроницаемость достигает 0,14·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,090 до 0,120 д. ед.).

Пласт Ю2 охарактеризован преимущественно песчаниками мелкозернистыми с небольшой долей алевролитов и аргиллитов, довольно однородный, слоистость пологоволнистая сложная, за счет тонких слойков. Данный пласт характеризуется относительно улучшенными коллекторскими свойствами, газопроницаемость достигает 4·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,120 до 0,220 д. ед.

Результаты исследований керна позволяют получить непосредственную и самую достоверную информацию о составе и свойствах горных пород, слагающих геологический разрез. Поэтому керновые исследования являются обязательными для достоверной интерпретации геофизических данных, при выполнении подсчета запасов, проектировании разработки месторождений полезных ископаемых и гидроразрыва пласта.

Для дальнейшего исследования данных отложений желательно изучить характер насыщения пород на изолированном керне. Исследования должны быть выполнены непосредственно на скважине с обязательным замером электрических свойств.

Список литературы:

1. Устинова В. Н., Стариков Н. Н. Сейсмофациальные модели продуктивных отложений юры Песцового месторождения // Известия Томского политехнического университета. 2013. Вып. 1. Т. 323. С. 137–141.



2. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М: Недра, 1969.

Секция Новый подход к оценке подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами пластового газа и конденсата танопчинской свиты Тамбейской группы месторождений Биктимирова О. М., Залетова Н. М.

(ООО «Газпром геологоразведка») При подсчете запасов газа и конденсата важную роль играют подсчетные параметры, которые определяются по результатам фактических промысловых и лабораторных исследований пластовых флюидов. На сегодняшний день для большинства месторождений, разведка которых проводилась в конце 1980-х – начале 1990-х годов, отсутствуют качественные исследования пластовых флюидов. С такой проблемой мы столкнулись при выполнении работ по оперативному подсчету запасов газа и конденсата на месторождениях Тамбейской группы, в которую входят Тасийское, Северо-Тамбейское и Западно-Тамбейское месторождения.

Изученность данных месторождений пробами и исследованиями пластовых флюидов очень низкая. Так на Северо-Тамбейском месторождении всего шесть пластов охарактеризованы кондиционными лабораторными газоконденсатными исследованиями (ГКИ) проб пластовых флюидов, соответствующих требованиям инструкции [1]. На Западно-Тамбейском и Тасийском месторождениях пробы флюидов для проведения таких исследований вообще не отбирались.

Для месторождений, где, по тем или иным причинам, не получено достоверной информации, в [1], [2] рекомендуется использовать графоаналитический метод определения газоконденсатных характеристик залежей, основанный на данных о групповом углеводородном составе конденсата газового стабильного. Однако опыт показывает, что без адаптации этого метода к условиям месторождений Тамбейской группы оценка полученных подсчетных параметров не согласуется с результатами кондиционных ГКИ.

Проведение же адаптации в настоящее время невозможно из-за отсутствия достаточного количества лабораторных исследований конденсата на рассматриваемых месторождениях.

В связи с этим при оценке потенциального содержания и коэффициента извлечения конденсата необходим другой подход, основанный на закономерном изменении свойств пластового газа по разрезу месторождений.

Для решения этой задачи проанализированы исследования проб пластовых флюидов на месторождениях Тамбейской группы, а также данные Бованенковского месторождения. Кроме того, для обоснования коэффициента извлечения конденсата дополнительно учитывались данные по Уренгойской группе месторождений.

На основании кондиционных исследований построены связи: потенциального содержания конденсата и глубины залегания залежи;

относительной плотности пластового газа по воздуху и потенциального содержания конденсата; молярной доли «сухого» газа и относительной плотности пластового газа по воздуху; коэффициента извлечения конденсата и потенциального содержания конденсата.

Полученные взаимосвязи соответствуют закономерному изменению свойств пластового газа по разрезу и хорошо согласуются с результатами промысловых и лабораторных газоконденсатных исследований.

Применение методики по прогнозированию подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами газа и конденсата на Тасийском, Северо-Тамбейском и Западно-Тамбейском месторождениях, позволило повысить достоверность оценки запасов «сухого» газа и конденсата. Методика позволит обосновать потенциальное содержание и коэффициент извлечения конденсата на месторождениях с широким стратиграфическим интервалом газоносности, на которых не все пласты охарактеризованы кондиционными ГКИ.

Список литературы:

1. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. М.: Газпром Экспо, 2011. Т. 1.

2. Гриценко А. И., Островская Т. Д., Юшкин В. В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983. 264 с.

Секция Комплексирование методов исследования керна Борисов А. Г. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Отбор и исследование керна является одним из наиболее дорогих геологоразведочных процессов, дающим наиболее ценную информацию о свойствах горных пород. Бурное развитие литологии и петрофизики в последние годы привело к появлению множества методов исследований керна, которые позволяют более глубоко и достоверно изучить свойства продуктивных объектов, что в конечном итоге позволяет повысить их продуктивность. Однако последнее возможно лишь при условии правильного сочетания методов исследования.

К сожалению, зачастую комплексы исследования керна составляются без учета его литолого-физических особенностей, что делает бесполезной существенную часть специальных и литологических исследований. Нередко приходится наблюдать ситуацию, когда неправильный выбор методов и образцов для исследований приводит к получению недостоверных результатов, вводящих геологов в заблуждение.

С целью решения данной проблемы автором были разработаны комплексы исследований для продуктивных пластов Западной и Восточной Сибири. Созданы рекомендации по выбору оптимальных методов исследований керна. Произведена классификация методов по цели исследований. В качестве примера приведен один из комплексов, разработанных для разведочных скважин (таблица).

Отдельное внимание в работе уделено анализу полученных результатов. Показана необходимость оперативного и комплексного анализа петрофизических исследований, а также необходимости корректировки комплекса по ходу работ.





Типовой комплекс исследований для разведочных скважин № п/п Вид анализов 1 Первичные и подготовительные работы 1.1. Детальное макроскопическое литологическое описание ультрафиолетовом свете, гамма-спектрометрия 1.3. Отбор образцов (параллельно напластованию) – 1.4. Отбор образцов (перпендикулярно напластованию) – 2 Исследования в стандартных условиях стандартные образцы 2.1. Пористость:

ской плотности (с размалыванием образца) 2.1.2 – открытая керосинонасыщением с расчетом объемной и минералогической плотности, открытая водонасыщением с замером удельного электрического минералогической плотности и Рп 2.3. Проницаемость:

МПа параллельно и перпендикулярно напластованию 2.4. Определение карбонатности (кальцит, доломит, Полноразмерные образцы объемной плотности, минералогической плотности и Рп, газопроницаемость по воздуху в шести направлениях параллельно напластованию и в одном направлении перпендикулярно напластованию 3 Исследования в пластовых условиях, стандартные образцы УЭС, интервальное время распространения продольных 4 Специальные исследования стость и проницаемость гидрофобности, гидрофильности) свойств горных пород статическим методом помощью рентгеновской томографии 4.7. Определение проницаемости и давления прорыва обр.

5 Литолого-минералогические исследования:

5.1. Химический анализ:

6 Петрографический анализ:

6.1. Изготовление, подробное литолого-минералогическое описа- ние и фотографирование (в обычном и поляризованном свете) прозрачных петрографических шлифов. Исследование структуры порового пространства в прокрашенных шлифах шлиф с использованием программы анализа видеоизображений.

Пиролитические исследования керна. Определение содержания органического углерода 7 Изучение нафтидов и органического вещества:

8 Определение возраста пород 8.1. Микрофаунистические исследования. Споро-пыльцевой обр. 3 9 Анализ насыщающих флюидов Основные выводы по результатам работы:

– перед составлением полного комплекса исследований керна должны быть выполнены его первичные и экспрессные исследования на скважине;

– из комплекса исследований должны быть исключены, либо заменены на аналогичные, методы, которые в силу литолого-физических особенностей исследуемых пород дадут заведомо недостоверный результат;

– по ходу исследований керна необходимо выполнять оперативный анализ результатов;

– по результатам оперативного анализа должна выполняться корректировка комплекса исследований для получения наиболее полного и достоверного представления о породе;

– по завершении лабораторных работ должен быть выполнен комплексный анализ, объединяющий результаты литологических и петрофизических исследований. На этой основе должна быть построена комплексная литолого-петрофизическая характеристика каждого потенциально продуктивного объекта.

Исследование прочностных свойств пород в пластовых условиях Борисов А. Г., Паршуков И. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Исследование прочностных свойств горных пород необходимо для составления проектов гидравлического разрыва пласта и бурения. В первом случае это необходимо для определения давления, при котором происходит гидроразрыв, во втором случае – для предотвращения самопроизвольного гидроразрыва пород в процессе бурения.

Основным методом исследования прочностных свойств горных пород является разрушение образцов определенной формы на испытательных машинах. В результате таких экспериментов удается получить пределы прочности пород на сжатие и растяжение. Нормативными документами, регламентирующими данные исследования, являются ГОСТ 21153.2-84 и ГОСТ 21153.3-85. Поскольку данные нормативные документы разрабатывались для горнодобывающей промышленности и инженерной геологии, в них не предусмотрено создание пластовых условий. Это является их главным недостатком.

Для глубокозалегающих нефтегазоносных отложений создание пластовых давлений является принципиальным условием, т. к. под давлением контакт между зернами улучшается и они входят в более сильное зацепление. При подъеме же керна на поверхность происходит его разуплотнение, что снижает его прочностные свойства.

Решающую роль при исследовании играет эффективное давление (разница между горным и поровым давлениями). Оно определяет степень прилегания зерен друг к другу.

С целью проведения исследований прочностных свойств пород в барических условиях пласта авторами была разработана и изготовлена специальная лабораторная установка. Она поддерживает постоянное боковое давление и давление в порах исследуемого образца породы. Перед началом эксперимента исследуемый образец помещается в кернодержатель установки (рис. 1) и подвергается всестороннему давлению, которое соответствует эффективному давлению в пласте. Излишки насыщающих флюидов отходят из образца по специально предусмотренным каналам. Затем производится плавное повышение торцевой нагрузки на образец до появления трещины, которая фиксируется по скачку нагрузки. По результатам эксперимента определяется предел прочности на сжатие.

Рис. 1. Схема кернодержателя установки для исследования предела Исследования, проведенные на керне Среднеботуобинского месторождения, показали, что при моделировании барических условий пласта предел прочности пород существенно выше, чем в атмосферных условиях (рис. 2). При этом наблюдается весьма четкая корреляция предела прочности с пористостью и проницаемостью, чего не наблюдается при исследовании в атмосферных условиях. Все вышесказанное говорит о том, что исследование прочностных свойств глубокозалегающих пород необходимо проводить в пластовых условиях.

Рис. 2. Зависимости предела прочности на сжатие от пористости, полученные:

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Применение методов трехмерного моделирования регионального уровня для выявления перспективных нефтегазоносных зон и локальных объектов в различных геологических условиях Виноградов В. К. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») В настоящее время подтверждена необходимость построения трехмерных геологических моделей на поисковом этапе. Особенность построения моделей в этот период заключается в недостаточности исходных данных. Имеются лишь данные по площадям, на которых проводились сейсмические исследования, а также сведения, полученные в результате бурения параметрических и первых поисковых скважин.

Построение трехмерных моделей на этом этапе необходимо для обобщения данных, накопленных по региону. Сведение в единую модель разобщенных участков с данными полевых геофизических исследований, а также привязка их к информации, полученной в результате бурения, позволяет выявлять перспективные для дальнейшего исследования структуры в пределах площадей, на которых проводились сейсмические исследования. Кроме того, это дает возможность с высокой долей вероятности выделять структуры, лишь частично затронутые сейсмическими исследованиями.

Также возможно получение данных, характеризующих качественные параметры исследуемых объектов, и заложение их в модель.

Это позволяет проводить первоначальные подсчеты ресурсных возможностей исследуемых областей.

Трехмерные модели регионального уровня применялись при проведении исследований на полуострове Ямал, Обской губе и акватории Карского моря.

Построенные на данном этапе модели могут считаться отправными для последующего построения более детальных трехмерных геологических моделей, для проведения дальнейших исследований на перспективных участках региона.

Секция Методическое обеспечение определения электрических параметров в пластовых условиях Габидинов Р. Р. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Петрофизические исследования являются основой для интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС).

Одним из важных геофизических параметров, определяемых в лабораторных условиях, является удельное электрическое сопротивление породы, на основании которого осуществляется, например, оценка величины пористости продуктивных отложений. Для его корректного измерения важно максимально точно смоделировать пластовые условия, а также минерализацию, состав флюидов, насыщающих поровое пространство породы.

Поскольку полностью воссоздать эти условия технически очень сложно, в практике лабораторных исследований применяется частичное моделирование пластовых условий и насыщающего флюида.

Опыт петрофизических исследований показывает, что для изучения стопроцентно насыщенной породы достаточно воссоздать в ней пластовую температуру и эффективное давление.

Эффективное давление в залежи представляет собой разность между горным и пластовым давлениями. В лабораторных исследованиях оно моделируется как разница между давлением всестороннего обжима образца и поровым давлением. Равенство эффективного давления в пластовых и лабораторных условиях отражает подобие напряжений порового пространства в условиях естественного залегания.

Важным фактором в моделировании пластовых условий в эксперименте является температура. Ее учет особенно важен для заглинизированых пород с высокими пластовыми температурами и низкой минерализацией пластовых вод, характерными для многих месторождений нефти и газа Западной Сибири.

В данной работе приведены результаты лабораторных исследований по определению параметра пористости в пластовых условиях. Измерения удельного электрического сопротивления проводились на образцах юрских отложений из скважин Песцового лицензионного участка. Образцы были представлены песчаником светло-серым, мелкозернистым, с глинистым цементом пленочно-порового типа. Испытания проводились на образцах, насыщенных моделью пластовой воды NaCl минерализацией 11 г/л.

Коэффициент аномальности на глубине пласта Ю2-1 равнялся 2.

Результирующее эффективное давление соответствует 15,3 МПа.

Пластовая температура – 115 °С. Объем выборки составил 12 образцов из пласта Ю2-1.

Целью экспериментов являлось изучение влияния результирующего эффективного давления и воздействия температуры на величину параметра пористости. Результаты экспериментов показывают, что барическое воздействие при стандартной температуре приводит к росту величины Рп, при этом зависимость Pп = f(Кп) в барических условиях располагается выше зависимости, полученной в стандартных условиях (рис. 1). Показатель аппроксимирующей кривой в стандартных условиях (1,98) в барических резко увеличился до 2,53 (25 %).

Влияние температуры на удельное сопротивление носит противоположный характер. Эксперименты показали, что при одновременном воздействии температуры и результирующего эффективного давления с повышением температуры идет снижение удельного сопротивления породы, а при температуре свыше 100 оС температурное воздействие начинает оказывать превалирующей характер. При этом зависимость Pп = f(Кп) для термобарических условий опускается ниже аналогичной зависимости, полученной в стандартных условиях (рис. 2), и структурный показатель при пластовых условиях (температура 115 оС и Рэф = 15,3 МПа) равен Секция 1,86, т. е. ниже чем в стандартных условиях испытаний на 6,1 %.

Учитывая превалирующее воздействие высоких температур (выше 100 оС) при низких эффективных давлениях на величину параметра пористости, при моделировании пластовых условий в первую очередь необходимо уделять внимание созданию температурных режимов, максимально приближенных к пластовым.

Особенно актуально это для пород с аномально высокими пластовыми давлениями и пластовыми температурами, характерными для ачимовских и юрских отложений Западной Сибири.

Рис. 2. Термобарические условия испытаний Физико-литологические особенности пласта Б-VII Имбинской площади Заровнятных А. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Лено-Тунгусская провинция является перспективным районом с точки зрения поисков и добычи залежей углеводородов. В ее пределах открыты серии месторождений нефти и газа, подготовленных к вводу в эксплуатацию. В настоящее время нефтегазоносность отложений терригенного комплекса венда в пределах Присаяно-Енисейской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции доказана на Имбинском и Агалеевском месторождениях. Промышленная газоносность связана с вендскими терригенными отложениями пласта Б-VII редколесной свиты. Пласт характеризуется сложным литологическим строением ввиду его неоднородности, осложненным доломитизацией, ангидритизацией, кавернозностью и трещиноватостью.

С целью более глубокого изучения данного пласта были проанализированы его физико-литологические свойства. В качестве материала для изучения был использован керн скв. 3, 4 Имбинской площади.

Пласт Б-VII представлен неравномерным чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Его мощность составляет 73 м (скв.

Имб-3) и 80 м (скв. Имб-4). Песчаники распределены неравномерно: сверху вниз по разрезу количество песчаных прослоев увеличивается от 0,1 до 20 м. Песчаники преимущественно пестроцветные, мелкозернистые, неравномерно доломитистые и алевритистые, в единичных прослоях до алевритового (до алевролита крупнозернистого, песчаного в отдельных прослоях), участками неравномерно ангидритизированные и слюдистые, плотные, крепкие, массивные.

Кластический материал представлен кварцем (85–90 %), полевыми шпатами (5–6 %), обломками пород (5–6 %) – кремнисто-кварцевые разности, сланцы (серицит-кремнистые), слюдами – мусковит и биотит (единичные чешуйки, в единичных прослоях до 2–5 %). В качестве примеси присутствуют зерна титаносодержащих, эпидота, циркона, реже магнетита и граната. Обломочный материал средней степени сортировки (иногда с отклонениями в сторону хорошей или плохой), зерна полуокатанные, реже полуугловатые. Средний размер их составляет 0,09–0,14 мм, коэффициент отсортированности 1,86. Содержание алевритовой примеси от единичных зерен Секция до 30–40 %, участками до преобладания. Карбонатность пород от до 15 %. Цемент песчаников смешанный: контурно-поровый, комформно-регенерационный, пленочно-поровый и комформно-пленочно-поровый, содержание – от 4 до 17 %. В цементе наблюдается новообразованный кварц, гидроксиды железа, гидрослюды (пленки, поры, примазки), доломит.

Аргиллиты буровато-коричневые, серые с вишневым и зеленоватым оттенком, серо-зеленые и темно-серые с вишневым оттенком, филлитоидные, от тонкоотмученного до алевритистого (в единичных прослоях до алевролита крупно- и мелкозернистого, глинистого), редко неравномерно доломитистые и слюдистые, плотные, крепкие и очень крепкие, массивные, неяснослоистые, со сложной пологоволнистой слоистостью, за счет смены оттенка цвета, неравномерной ангидритизации и примеси алевритового материала, тонких слойков песчаного, алевро-песчаного и более тонкоотмученного глинистого материала, трещиноватый.

Алевролиты серые с вишневым, реже буроватым оттенком, разнозернистые, участками ангидритистые, доломитистые, неравномерно песчанистые и глинистые, плотные, крепкие и очень крепкие, массивные, слоеватые. Содержание псаммитовой фракции от 5 до 30 %. В целом алевролиты аналогичны песчаникам данного пласта. Отличительным признаком является преобладающий размер зерен, составляющий 0,07–0,09 мм.

Исследуемые породы пласта Б-VII трещиноваты (трещины субвертикальные, диагональные, открытого и закрытого типа, полые и выполненные ангидритом белым, белым с голубоватым оттенком, ясно- и мелкокристаллическим), кавернозные на участках доломитизации.

По результатам анализа петрофизических исследований можно сделать выводы о том, что фильтрационно-емкостные свойства матрицы породы аномально низки: пористость песчаников не превышает 4 %, проницаемость не превышает 0,1·10-3 мкм2 соответственно. Таким образом, пласт Б-VII не может выступать в качестве порового коллектора, однако есть все основания считать его коллектором трещинно-порового типа, т. к. в нем развита субвертикальная трещиноватость. Для исследования трещинной проницаемости необходимы исследования на полноразмерных образцах керна.

Влияние литолого-минералогического состава и постседиментационных процессов на фильтрационноемкостные свойства терригенных коллекторов венда Оморинского лицензионного участка Игнатьев С. Ф., Качинскас И. В. (ООО «Газпром геологоразведка») Настоящая работа посвящена вопросам изучения влияния вещественного состава и вторичных преобразований пород на их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) на примере доломитизированных, сульфатизированных, трещиноватых терригенных коллекторов пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-1, Б-IX Оморинского месторождения и учета этого влияния при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ.

Широкий диапазон изменения пористости (от 8 до 20 %) в мелкозернистых песчаниках венда, слабая связь между величинами отсортированности и пористости обусловлены влиянием постседиментационных преобразований.

По результатам изучения влияния состава цемента коллекторов на взаимосвязь коэффициентов пористости и проницаемости установлено, что при равной пористости самую низкую проницаемость имеют коллекторы с глинистым цементом. Кроме того, снижение ФЕС обусловлено эпигенетическими процессами доломитизации и окварцевания коллекторов. Так по скважине Ом-10 Оморинского месторождения среднее значение пористости по пластам Б-VIII, Б-VIII-1, Б-IX составляет, соответственно 1,9 %, 4,9 %, 1,4 %. С точки зрения влияния различных типов цементации на ФЕС эта скважина находится в самых неблагоприятных условиях: здесь преобладает глинистый цемент, и в шлифах отмечается широкое распространение регенерационного кварцевого цемента.

Еще одной, важной особенностью коллекторов терригенного венда является широкое распространение в них трещиноватости.

Трещинное пустотное пространство в рассматриваемых породах фиксируется как по полевому описанию керна, так и по результатам лабораторных и промысловых исследований. В кернах отмечаются субвертикальные трещины открытого типа, по которым керн фрагментируется, и трещины, заполненные вторичными минералами. Раскрытость трещин достигает 3 мм.

На наличие трещинной емкости в продуктивных отложениях указывает несоответствие кривых прямого и обратного хода на Секция кривых восстановления давления.

Отсутствие или слабый приток углеводородов зависит от кольматации призабойной зоны пласта, т. е. трещин в процессе бурения. Например, в скважине Салаирской площади Слр-1 значение скин-эффекта при испытании на режимах имело максимальное значение плюс 7,7, что привело к снижению дебита в два раза.

Явление «гистерезисной петли», возможное лишь с появлением остаточных деформаций, которые препятствуют восстановлению такой же продуктивности, какая была при прямом ходе, свидетельствует о смыкании трещин и снижении продуктивности скважин при данных параметрах испытания. Одинаковый характер индикаторных кривых в скважинах Ом-12 (терригенный коллектор) и Слр-1 (карбонатный коллектор) свидетельствует о том, что терригенный и карбонатный коллекторы близки по ФЕС.

Отмечено, что на Оморинском месторождении индикаторные диаграммы с увеличением депрессии приближаются к оси давлений, что свидетельствует о недостаточной подпитке трещин из капиллярных каналов и поэтому при больших депрессиях происходит смыкание трещин.

Таким образом, при выборе технологии испытания необходимо учитывать тип дренируемого коллектора. В частности, здесь следовало бы провести дальнейшие работы по интенсификации притоков с применением гидроразрыва пласта.

Выводы:

Для выявления промышленной значимости пластов терригенного венда при доразведке Оморинского месторождения необходимо проводить работы по интенсификации притоков с применением гидроразрыва пласта.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Предложения по развитию отечественной нормативнометодической базы в области оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья из нетрадиционных источников Кирильченко А. В. (ОАО «Газпром промгаз») Все большую актуальность приобретает вопрос освоения ресурсов углеводородного сырья из нетрадиционных источников. В первую очередь это обусловлено наличием значительных объемов нетрадиционных ресурсов углеводородов на фоне сокращения ресурсной базы в традиционных коллекторах.

Значимость вопроса подчеркивается высоким уровнем его обсуждения. Так, в октябре 2013 г. у министра природных ресурсов и экологии Донского С. Е., состоялось совещание на котором были рассмотрены перспективы использования углеводородов из нетрадиционных источников в России и отмечена возрастающая роль исследований в области вовлечения их в хозяйственный оборот.

Среди поручений, данных на совещании различным структурам Минприроды России, значится подготовка предложений по методике оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья в нетрадиционных источниках.

Следует отметить, что в настоящее время в России из всех видов такого типа ресурсов (метан угольных пластов, сланцевый газ, газ плотных пород, газовые гидраты, сланцевая нефть) нормативными документами в области подсчета запасов и оценки ресурсов обеспечен только метан угольных пластов – соответствующие требования устанавливает СТО Газпром 2-3.1-668-2012 «Методика подсчета запасов и оценки ресурсов метана угольных пластов в угольных пластах как самостоятельного полезного ископаемого».

Одними из наиболее важных вопросов совершенствования действующих нормативных документов и разработки на их основе общероссийских стандартов, включающих методические подходы к подсчету запасов и оценке ресурсов всех видов нетрадиционных ресурсов углеводородов, являются:

– разработка классификации запасов и ресурсов углеводородного сырья из нетрадиционных источников (и ее синхронизация с действующей классификацией запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов);

– определение границ подсчета запасов и оценки ресурсов (с учетом «непрерывности» этих нефтегазовых систем, структурСекция но и стратиграфически неограниченных и неконтролируемых);

– определение коэффициента извлечения углеводородов.

При разработке нормативных документов будет целесообразно использовать зарубежный опыт (классификации PRMS и SEC), практические результаты апробации методики подсчета запасов и оценки ресурсов метана угольных пластов при подсчете запасов Талдинского метаноугольного месторождения Кузбасса, выполненного ОАО «Газпром промгаз», а также аналитические наработки научных институтов (ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «ВНИИГАЗ», ФГУП «ВНИГРИ» и др.) Оценка ресурсного потенциала углеводородов из нетрадиционных источников и последующее их освоение дадут импульс к развитию инновационно-технологического потенциала этого сектора газовой отрасли и будут способствовать укреплению энергетической безопасности России.

Реализация геоинформационного блока в информационноаналитической системе контроля геологоразведочных работ Котова О. И. (ООО «Газпром геологоразведка») В ООО «Газпром геологоразведка» создан субрегиональный интегрированный банк геолого-геофизических и экологических данных по полуострову Ямал на основе «Системы мониторинга недропользования» (СМН) (ООО «СибГеоПроект»).

СМН состоит из двух частей: базы данных (БД) и базы геоданных на ArcGIS Server (ESRI). БД представляет собой целостный комплекс геолого-геофизических данных, между объектами которого формируются связи при занесении данных в БД.

Исходные материалы были получены в различных форматах: это проекты MapINFO, Corel Draw, растровые файлы, космоснимки.

Был проведен информационный анализ разнородных сведений по геолого-геофизической и экологической информации, оцифровка данных. Так как существуют разногласия между данными из разных источников, была выполнена координатная увязка объектов с помощью комплекса ArcGIS. Пространственные данные были приведены к единой системе координат Пулково 1942 (СК-42) и помещены в базу геоданных на ArcGIS Server. При подготовке карт к визуализации и печати может использоваться координатная система, отличная от координат исходных данных. Например, карта России выполнена в равноугольной конической проекции Ламберта (Asia North Lambert Conformal Conic), а при подготовке детальных карт по территории полуострова Ямал предпочтительнее использовать проекции Гауса-Крюгера (зоны 12N, 13N), т. к. эти проекции дают минимальные искажения. В результате были сформированы картографические проекты в формате *.mxd ESRI ArcGIS с учетом общепринятых условных обозначений.

Для субрегионального банка данных была собрана информация по лицензионным участкам ООО «Газпром геологоразведка», оцифрованы подсчетные планы по всем продуктивным пластам, карты эффективных толщин, карты, отражающие экологическую обстановку, подготовлены слои карт в виде растров по водным, лесным, земельным, рыбным ресурсам.

Все картографические данные сгруппированы в тематические блоки: обзорная карта по территории Российской Федерации масштаба 1:1 000 000, сведения о месторождениях и перспективных Секция структурах и лицензионном фонде ОАО «Газпром» по всей России, сведения о геолого-геофизической изученности территории, запасы и ресурсы, детальные и региональные экологические картосхемы, данные дистанционного зондирования, гидрометеорологические данные. Исходные данные хранятся на сервере в оригинальном виде.

В проекте СМН «Ямал» используются как динамические, так и кэшированные сервисы. Динамическими сервисами являются: недропользование, изученность, экология, гидрометеорологические данные, дополнительные картографические материалы. Построение кэша выполнено для сервисов: базовая карта, данные дистанционного зондирования, топооснова.

Инструменты работы с картами предоставляют возможность выгрузки как оформленных карт, так и отдельных слоев, таблиц, растров, позволяют проводить пространственный анализ данных, определение местоположения на карте, идентификацию объекта.

При отображении слоев в web-версии имеется возможность составления индивидуального набора данных, наложения проектов и анализа отображаемой информации, создания новой тематической карты и экспорт в графические форматы.

Выводы:

Для создания геоинформационного блока были собраны данные различных типов из разных источников, проанализированы и приведены к единому формату и единой системе координат.

Реализация геоинформационного блока на основе системы мониторинга обеспечивает быстрый и удобный доступ к картографической информации для проведения анализа геологоразведочных работ.

Особенности изменения литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных комплексов крупных зон газонакопления в северной части Западной Сибири Кулагина О. С. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») В пределах крупных зон газонакопления в северной части Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Южно-Русское месторождения) доказана продуктивность отложений туронского и сеноманского газоносных комплексов, а также апт-альбского, неокомского, верхне- и среднеюрского нефтегазоносных комплексов.

Максимальными значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) характеризуются продуктивные отложения сеноманского комплекса, сформировавшиеся в прибрежно-континентальных обстановках осадконакопления, и литологически представленные мелко- и среднезернистыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами [1]. Их пористость составляет в среднем 29,8 %, проницаемость достигает значений 6520·10-3 мкм2. Улучшение коллекторских свойств обусловлено высоким содержанием в породах обломочного материала (от 60 % до 95 %), слабой степенью цементации обломков и хорошей их сортировкой, а также преобладанием среди породообразующих минералов кварца (до 75 %).

В отложениях неокомского комплекса отмечается уменьшение пористости в среднем до 18,1 % и проницаемости до 184,2·10-3 мкм (максимальные значения достигают 3573,0·10-3 мкм2 – пласт БТ на Заполярном месторождении), что обусловлено уменьшением размерности зерен, их хаотичным распределением, более плотной упаковкой и, следовательно, сокращением объема пустотного пространства, а также наличием в глинистом цементе крустификационного хлорита и цеолитов [2].

Уменьшение степени сортировки обломочного материала, увеличение доли алевритовой и пелитовой фракций в гранулометрическом составе и увеличение доли полевых шпатов и обломков пород среди породообразующих минералов сопровождается дальнейшим снижением ФЕС с глубиной. Кроме того, в песчано-алевролитовых отложениях верхнеюрских пластов интенсивно проявились постседиментационные процессы цементации и уплотнения обломочного материала, что отражается в виде снижения пористости до 6–8 %, проницаемости до 1·10-3 мкм2.

Секция Изменение ФЕС и процентных содержаний породообразующих минералов по нефтегазоносным комплексам Изменения ФЕС сопровождаются вариациями содержания породообразующих минералов по разрезу. Так, в отложениях туронского и сеноманского комплексов преобладают кварц и полевые шпаты, а в составе неокомского, ачимовского и юрского комплексов – полевые шпаты и обломки пород. Распределение ФЕС по продуктивным комплексам хорошо согласуется с изменениями соотношений между процентным содержанием кварца и полевых шпатов среди породообразующих минералов – со снижением содержания кварца ФЕС коллекторов ухудшаются (рисунок). Изменение состава пород обусловлено сменой источников сноса обломочного материала по мере заполнения осадочного бассейна.

Гипсометрическая выраженность структур первого и второго порядка на различных этапах юрско-мелового этапа развития осадочного чехла создавала благоприятные предпосылки для формирования в присводовых участках палеоподнятий крупных зон опесчанивания разреза. Активная динамика морского бассейна за счет усиленной волно-прибойной деятельности обусловила отложение мощных, протяженных по площади толщ песчано-алевритового материала, характеризующегося высокой степенью окатанности и отмыва и обладающего улучшенными ФЕС, благоприятными для формирования залежей нефти и газа. Наличие в разрезе таких зон развития коллекторов находит свое отражение в сейсмических и потенциальных полях, что создает благоприятные предпосылки для прогнозирования и последующего поиска крупных зон нефтегазонакопления в пределах северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Список литературы:

1. Ежова А. В. Литологические особенности верхнемеловых отложений севера Западно-Сибирской провинции // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1972. № 62. С. 110–115.

2. Коссовская А. Г. Генетические типы цеолитов стратифицировнных формаций // Литология и полезные ископаемые. 1975. № 2. С. 23–44.

Секция О методике и результатах исследования тектонического развития месторождений Ямало-Гыданской НГО Куркин А. А. (ООО «НОВАТЭК НТЦ»), Григорьева Ю. И.

(Schlumberger) Несмотря на относительно простое тектоническое строение Западно-Сибирского бассейна исследование тектоники при построении геологических моделей месторождений и оценке перспектив нефтегазоносности представляется очень важным [1, c. 77]. К сожалению, при построении сейсмогеологических моделей этому уделяется мало времени и внимания. Часто даже не предпринимается попытка объяснить происхождение тех или иных структур и систем разломов. В настоящей работе авторы рассматривают проблему разработки единого подхода к построению тектонической модели и на примере нескольких месторождений предлагают методику (рис. 1), позволяющую получить информацию о тектоническом развитии, на основе которой можно уточнить сейсмическую интерпретацию, геологическую модель, оценку рисков, запасов и ресурсов (рис. 2).

Рис. 2. Роль исследования тектоники в процессе исследования месторождения Известно, что теоретически и экспериментально обоснованы определенные зависимости между тектоническими обстановками, особенностями строения разломов на разрезах и расположением их в плане [2, с. 7]. Поэтому выделение и трассирование разломов необходимо выполнять с учетом их типа, амплитуды и в соответствии с региональными тектоническими трендами. Для севера Западной Сибири характерны кулисообразные системы нарушений [3, с. 120–121], где мелкие (до 4-5 км по латерали) разломы субмеридионального простирания выстраиваются вдоль линий, предположительно, линеаментов фундамента.

Время активности разломов, образования структур, тип и направление тектонических движений можно определить по результатам палеогеоморфологического анализа – исследования толщин сейсмокомплексов по картам и разрезам и выделения характерных сейсмофаций. Например, увеличение мощности отложений по направлению к сбросу свидетельствует о тектоническом растяжении в данный период геологического времени. Резкое уменьшение толщин на своде антиклинали соответствует фазе роста структуры. В исследуемом регионе после триаса произошло четыре этапа наибольшей тектонической активности. Сбросовые разломы и антиклинали формировались одновременно, что может указывать на сдвиговую природу возникновения антиклиналей в ходе трансгрессии. Направление сдвига можно определить, исходя из взаимного расположения разломов и антиклиналей. Пример интерпретации подобной системы показан на рис. 3, где был выделен левосторонний сдвиг.

Секция Рис. 3. Палеорельеф кровли альба на конец сеномана на одном из месторождений Гыданской НГО. Интерпретация тектонических движений в сеноманское время. Внизу – концептуальная схема образования складок и разломов вдоль сдвигового разлома [3, с. 254] Палеореконструкции разреза с учетом геомеханических свойств и смещений по разломам позволяют получить выровненные на заданный горизонт разрезы без характерного при обычном выравнивании искажения изображения в приразломных зонах, а также позволяют рассчитать геомеханические параметры, и, соответственно, проницаемость разлома в тот или иной период времени. При наличии информации о времени генерации углеводородов можно получить данные о времени образования залежи, которые в дальнейшем следует использовать при оценке рисков. Информация по времени миграции, аккумуляции и разрушения ловушки по одному из месторождений представлена на схеме палеореконструкции (рис. 4).

Рис. 4. Схема образования залежи на геомеханической Уточнение разломной модели позволило обоснованно скорректировать корреляцию горизонтов и пересмотреть строение залежей на нескольких площадях. Полученные результаты следует использовать для дальнейшего геологического и бассейнового моделирования, оценки рисков.

Список литературы:

1. Скоробогатов В. А., Строганов Л. В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее… Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. С. 77.

2. McClay K. Tectonic regimes and fault systems: structural geology for petroleum exploration. Lecture notes, Vol. 1. Egham: Royal Holloway, 2000.

3. Vyssotski A.V. et al. Evolution of the West Siberian Basin // Marine and Petroleum Geology. 2006. № 23. P 93–126.

Секция Анализ неоднородности пласта пласта БУ161- Уренгойской площади Уренгойского месторождения Лепехина Д. В., Иващенко М. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным по запасам углеводорода в газовых и нефтегазоконденсатных залежах сеномана и неокома. Геологический разрез района представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, залегающими на породах промежуточного структурно-формационного яруса и складчатого палеозойского основания.

По результатам палеотектонических реконструкций, выполненных в пределах Уренгойского месторождения, можно сделать вывод о том, что в первой половине валанжина в осевой части Уренгойского вала происходили вертикальные положительные движения или опускались сопряженные восточные участки территории. Наибольший относительный рост произошел на южном куполе. Заметный структурный рост отмечается в северной части центральной приподнятой зоны – на сравнительно плоском участке появляются локальные поднятия амплитудой 20–40 м. К концу валанжина в строении палеоструктурных элементов мало что изменилось, можно отметить консолидацию положительных структур в районе южного купола, что привело к образованию более однородного поднятия.

В пределах пласта БУ161-1 Уренгойского месторождения выделены две газоконденсатные залежи: северная (в районе скв. 711, 727) и южная (в районе скв. 258, 265) (рис. 1).

Была проведена работа по изучению пласта БУ161-1 с точки зрения микронеоднородности (изменчивость фильтрационно-емкостных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежей углеводородов) и макронеоднородности (морфология залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов) и выявления закономерностей их изменения по площади.

Неоднородность изучают по проницаемости, нефтенасыщенности и пористости. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяются: вероятностно-статистический способ, базирующийся на результатах изучения керна; графический способ, использующий данные интерпретации ГИС [1].

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Рис. 1. Карта эффективных газонасыщенных толщин Секция пористости, песчанистости, расчлененности, результатам корреляции, построенным для пласта Максимальное значение коэффициента пористости наблюдается в юго-восточной (0,175) и Проницаемость изменяется аналогично пористости – максимальные значения отмечаются в северной и юго-западной частях пласта, и в районе скв. 208, 295 (коэффициент расчлененности – 1). Высокий коэффициент расчлененности (до 21) отмечается в западной Рис. 2. Карта расчлененности всей видимости, обусловлено частыми сменами трансгрессивного и регрессивного циклов осадконакопления.

Наиболее высокие значения песчанистости (0,7 и выше) отмечаются в западной части пласта (в районе скв. 202, 265), наиболее низкие – преимущественно в центральной и северо-восточной частях рассматриваемой площади. В целом коэффициент песчанистости изменяется от 0,07 до 0,9.

Проанализировав неоднородность пласта, можно сделать следующие выводы: ухудшение коллекторских свойств наблюдается в центральной части площади, а более высокие коллекторские свойства – на периферии рассматриваемой площади. В западной части площади фиксируются высокие коэффициенты расчлененности пласта и песчанистости. В восточной части пласта за счет уменьшения общей толщины наблюдается низкая расчлененность пласта, низкая песчанистость.

Информация, полученная в результате анализа неоднородности пласта, может быть полезна при создании модели разработки, выборе оптимальной плотности и положения эксплуатационных добывающих скважин. Результаты анализа также могут быть использованы при выборе методов интенсификации притока УВ из рассматриваемого пласта.

Список литературы:

1. Ермаков В. И., Кирсанов А. Н., Шаля А. А. и др. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений севера Западной Сибири:

обзор. информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1980. Вып. 7. С. 48.

Секция Фациальное моделирование отложений яронгской свиты с целью выбора участков первоочередного эксплуатационного разбуривания на Тасийском месторождении Мазуркевич В. В., Санькова Н. В. (ООО «Газпром геологоразведка») В работе выполнена диагностика фаций отложений яронгской свиты Тасийского месторождения, которая осуществлялась с использованием диаграмм методов гамма-каротажа (ГК) и потенциалов собственной поляризации (ПС). Указанные методы выбраны на основе сопоставления конфигурации диаграмм геофизических исследований скважин по всем пробуренным скважинам. Первостепенное значение для диагностики фаций рассматриваемых отложений имеет метод ПС, в связи с чем авторами для фациального анализа использовалась методика электрометрических моделей В. С. Муромцева.

Установлено, что формирование пластов группы ХМ происходило в прибрежно-морских условиях, при этом наиболее глубоководные условия существовали на момент формирования пласта ХМ6 на Тасийском месторождении. Затем в результате регрессии образовались отложения дельтового комплекса большой толщины (период осадконакопления ХМ2–ХМ5). В результате последующей трансгрессии в период формирования пластов ХМ0–ХМ11 накопились отложения авандельты.

Анализ карт общих и эффективных толщин пластов ХМ позволяет сделать вывод о том, что сток рек происходил в северо-восточном направлении с территории Западно-Тамбейского и Северо-Тамбейского месторождений, где на момент формирования отложений яронгской свиты существовала аллювиальная равнина, и накапливались осадки фаций русловых и пойменных отложений.

На территории Тасийского месторождения формировались отложения дельтового комплекса, включающие в себя надводную дельтовую равнину и авандельту.

Наличие различных типов форм осадконакопления, характерных для дельтовых комплексов, в пластах группы ХМ на Тасийском месторождении подтверждается и данными 3D сейсморазведки.

На рисунке приведен пример выделения сейсмофаций дельтового комплекса для пласта ХМ11.

Залежи, приуроченные к отложениям яронгской свиты, хорошо разведаны, запасы газа категории С1 превышают 80 %. В связи с этим отложения яронгской свиты могут быть рассмотрены в качестве объекта для размещения первоочередных эксплуатационных скважин. Наиболее перспективным в этом отношении является пласт ХМ2, в интервале которого диагностированы фации дельтовых каналов и фации русловых отмелей рек, формирующих дельту. К этим фациям приурочены коллекторы с наилучшими свойствами.

Выводы:

В качестве первоочередного участка эксплуатационного разбуривания на Тасийском месторождении рекомендуются районы скв. 27 и 28 (рисунок), где вскрыты фации дельтовых каналов, в которых ожидаются наибольшие эффективные газонасыщенные толщины.

К оценке эффективных толщин по данным сейсморазведки и бурения:

а) признаки дельтовых фаций по данным 3D сейсморазведки в интервале пласта ХМ11 на Тасийском месторождении; б) карта суммарных эффективных толщин пластов ХМ Тамбейской группы месторождений Секция Построение уточненной цифровой трехмерной геологической модели пласта ПК1 Семаковского месторождения Новоженин М. А., Дорошенко А. А.

(ИТЦ ООО «Газпром геологоразведка») В условиях падающей добычи на месторождениях, составляющих ресурсную базу газовой промышленности России, таких как: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др., приоритетным направлением ОАО «Газпром» для поддержания уровня добычи газа является ввод в разработку месторождений, расположенных вблизи освоенных территорий с развитой инфраструктурой. К их числу относится Семаковское газовое месторождение, которое находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа и частично на шельфе Тазовской губы в непосредственной близости от Ямбургского месторождения. По запасам газа Семаковское месторождение относится к категории крупных, при этом запасы приурочены к сеноманским отложениям, отличающимся высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

В представленной работе построена цифровая трехмерная геологическая модель продуктивной сеноманской залежи Семаковского месторождения. Эта модель может быть использована как для адекватной оценки запасов газа, так и создания эффективной системы разработки залежи, учитывающей особенности геологической неоднородности объекта по латерали и по разрезу.

При построении геологической модели пласта ПК1 Семаковского месторождения использован комплекс информации по всем пробуренным в его пределах скважинам. В качестве основы для структурных построений была использована карта по кровле пласта ПК1, полученная с учетом данных сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) 3D по отражающему горизонту «Г».

Геологическое строение месторождения осложнено системой дизъюнктивных нарушений. Амплитуды разломов в пределах сеноманских отложений по данным сейсморазведки МОГТ 3D достигают 80 м.

Построение кубов параметров в данной модели осуществлялось с использованием стохастических методов – метод индикаторного моделирования (SIS) для литологии, метод последовательного гауссова моделирования (SGS) для пористости и газонасыщенности.

Для анализа неопределенности распределения параметров в межскважинном пространстве и оценки влияния этой неопределенности на подсчет запасов газа модели создавались с тремя различными радиусами вариограмм – 3, 5 и 7 км. Для каждого из указанных рангов был построен ансамбль равновероятных моделей литологии, пористости, газонасыщенности, состоящий из реализации модели. Эти реализации базируются на одних и тех же исходных данных и трендах, но различаются характером распределения ФЕС в межскважинном пространстве.

На основе полученных ансамблей трехмерных моделей, а также по результатам имитационного 2D моделирования методом Монте-Карло в работе выполнен анализ неопределенности геологической модели. Полученная по результатам этого анализа оценка пределов варьирования запасов газа в дальнейшем может быть использована для оценки геологических рисков при проектировании разработки Семаковского месторождения.

Выводы:

Впервые на основе всей имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации построена трехмерная цифровая геологическая модель сеноманской залежи Семаковского месторождения. Эта модель легла в основу подсчета запасов газа и может быть использована при создании технологического проекта разработки залежи.

Оценки запасов газа сеноманской залежи Семаковского месторождения, полученные на основе различных реализаций стохастических моделей, позволили выявить вероятные пределы варьирования запасов, которые составляют ±5 % от средней оценки.

Секция Выявление мегатрещиноватости сенонских отложений в пределах Медвежьего НГКМ на основе комплексного анализа геолого-геофизических данных Пережогин А. С. (ООО «Газпром геологоразведка») Сенонские отложения в некоторых районах Западно-Сибирского бассейна содержат газонасыщенные резервуары и рассматриваются в качестве самостоятельного газоносного комплекса.

Сенонский газоносный комплекс является гетерогенным и содержит ловушки и залежи газа двух основных типов. К первому типу относятся газовые залежи, связанные с гранулярным типом коллекторов, распространенным в восточной части Западно-Сибирского бассейна и приуроченным к газсалинской пачке.

Второй тип газоносности сенонских отложений связан с глинисто-кремнистыми породами, относящимися к нижней подсвите березовской свиты и распространенными в западной части бассейна.

Сенонский комплекс рассматривается, прежде всего, в качестве возвратного объекта разработки на месторождениях с выработанными запасами сеноманского газа. К ним можно отнести в первую очередь Медвежье месторождение с площадью газоносности сенона, намного превышающей сеноманскую, где при бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на нижележащие отложения наблюдались многочисленные газопроявления в интервале сенона.

Породы-коллекторы сенонских отложений имеют, по сравнению с сеноманом, более низкие коллекторские свойства и меньшие эффективные толщины.

По составу пород в пределах Медвежьего мегавала интервал нижнеберезовской подсвиты представлен глинами с прослоями песчаников и тонкозернистыми породами, обогащенными органогенно-хемогенным кремнистым материалом.

По данным сейсморазведки МОГТ 3D на седиментационных срезах в интервале сенона наблюдается характерная картина, напоминающая в плане поверхность «такыра». Такой сейсмический облик может формироваться за счет дегидратации гелеобразного осадка опок в процессе диагенеза и уплотнения. В дальнейшем, в процессе «усыхания» осадка в нем образуется дополнительная пустотность, порода сегментируется на равносторонние многогранники, чаще всего гексагональной формы, разделенные системой септарных трещин [1].

Подобная картина наблюдается и в районе Северного моря и многих других осадочных бассейнах. Системы полигональных сбросов или борозд, трактуемых как структуры уплотнения осадков, описаны А. Ге и др. [2] в отложениях от позднего миоцена до современных в бассейне Нижнего Конго.

Большая часть пород в интервале сенона имеет низкую проницаемость скелета и для добычи газа с промышленно-рентабельСекция ными дебитами требуется наличие естественной трещиноватости пород и проведение многостадийного ГРП для образования вторичных техногенных трещин.

В пределах выделяемых разрывных зон ожидается распространение коллекторов сенона с более высокими ФЕС и наличием трещинной проницаемости.

Список литературы:

1. Бакуев О. В. Перспективы нефтегазоносности березовской свиты на территории ХМАО и сопредельных районов // Вестник недропользователя ХМАО. Ханты-Мансийск: СУР ХМАО, 2002. № 11. С. 30–37.

2. Gay A., Lopez M., Cochonat P Sermondadaz G. Polygonal faults-furrows system related to early stages of compaction – upper Miocene to recent sediments of the Lower Congo Basin // Basin Research. Vol. 16. № 1. March 2004. P 101–116.

Перспективы поисков залежей нефти и газа в верхнеюрских отложениях юго-востока Западной Сибири Садыкова Я. В. (ИНГГ СО РАН) Наибольший вклад в изучение нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири внесли Ф. Г. Гурари, И. И. Нестеров, Н. П. Запивалов, В. Б. Белозеров, А. Э. Конторович, В. С. Старосельцев и др.

Административно район исследования расположен в пределах граничных территорий Омской, Томской и Новосибирской областей. Согласно нефтегазоносному районированию Западно-Сибирская провинция включает части Пологрудинского, Демьянского, Каймысовского и Нюрольско-Колтогорского нефтегазоносных районов (НГР) Каймысовской нефтегазоносной области (НГО), Межовского и Пудинского НГР Васюганской НГО и Парабельского НГР Пайдугинской НГО. На исследуемой территории в верхнеюрском комплексе открыто 13 газовых и газоконденсатных, 5 нефтегазоконденсатных и 37 нефтяных залежей.

Использование гидрогеологических показателей при оценке перспектив нефтегазоносности районов и горизонтов основано на большой роли подземных вод в процессах нефтегазообразования.

Основными критериями оценки являются:

1) количество и длительность элизионных этапов гидрогеологических циклов в истории развития бассейна;

2) количество и длительность инфильтрационных этапов;

3) удаленность от зоны инфильтрации;

4) выделение зон палеопьезомаксимумов и палеопьезоминимумов;

5) количественная оценка объемов отжатых вод, участвовавших в элизионном водообмене;

6) определение возможных путей миграции (вертикальной и латеральной) углеводородов.

Верхнеюрский гидрогеологический комплекс после завершения этапа седиментогенеза и образования мощной толщи георгиевско-куломзинского водоупорного горизонта развивался преимущественно как элизионная система, за исключением Барабинско-Пихтовой мегамоноклизы, которая могла испытывать на себе незначительное воздействие инфильтрогенных вод.

Проведенные палеогидрогеохимические реконструкции свидетельствуют о захоронении сингенетичных вод на элизионных этапах развития системы совместно с морскими таласогенными Секция осадками в бассейне опресненного типа, соленость которого не превышала 20 г/дм3. Исключением являлись наиболее глубоководные участки «баженовского» моря, где минерализация достигала 35 г/дм3.

В процессе диагенетического и катагенетического преобразования водовмещающих пород состав сингенетичных вод преобразовывался за счет вертикальной, латеральной миграции и элизионного водообмена. Подземные воды и растворенное органическое вещество мигрировали под действием разности геостатических нагрузок от зон питания к зонам скрытой разгрузки. Проведенные реконструкции палеогидродинамических условий позволяют сделать аргументированный вывод о том, что палеопьезомаксимумы трассировали зоны генерации углеводородов (УВ) и области питания подземных вод, а регионы, соотносящиеся с палеопьезоминимумами, представляли собой зоны аккумуляции УВ и области разгрузки подземных вод.

Расчеты объемов вод, отжатых в процессе элизионного водообмена и поступивших в верхневасьюганский водоносный горизонт, показали, что внутренние области питания, являющиеся поставщиками подземных вод, характеризовались суммарными объемами от 50 до 80 млн м3/км2, а зоны разгрузки – от 0 до 35 млн м3/км2.

По остальной территории происходил транзит флюидов от зон питания к зонам разгрузки.

Опираясь на перечисленные критерии, было выделено 11 зон, высокоперспективных для поиска новых месторождений УВ. Кроме того, были обозначены мало- и среднеперспективные земли, которые на данный момент недостаточно изучены глубоким бурением.

Фациальное моделирование отложений танопчинской свиты с целью оптимизации геологоразведочных работ на Малыгинском и Тасийском месторождениях Санькова Н. В., Мазуркевич В. В. (ООО «Газпром геологоразведка») В работе обоснованы наиболее информативные комплексы геофизических исследований скважин (ГИС) для диагностики фаций отложений танопчинской свиты Малыгинского и Тасийского месторождений. Выполнена диагностика фаций рассматриваемых отложений.

По результатам выполненного фациального анализа установлено, что формирование нижней части танопчинской свиты (поднейтинская толща, пласты группы ТП16–ТП22) происходило преимущественно в прибрежно-морских условиях и в обстановках мелководной части шельфа. В интервале пластов ТП3–ТП15 по данным ГИС диагностированы фации аллювиальной равнины: русловых отложений, внешней (песчаной) и внутренней (глинистой) частей речных пойм. Формирование пластов ТП1–ТП2, происходило в прибрежно-морских и переходных от континентальных к прибрежно-морским условиям. В интервале рассматриваемых пластов по данным ГИС диагностированы преимущественно отложения барового комплекса.

Установлено, что наибольшие эффективные толщины и коллекторы с улучшенными свойствами приурочены к отложениям русловых фаций (пласты ТП3–ТП15).

Анализ суммарных эффективных толщин пластов ТП3–ТП15, позволил выявить русловые каналы рек, ориентированные с юго-запада на северо-восток (в сторону Обской губы). Определено местоположение в плане основных крупных палеорусел на Тасийском и Малыгинском месторождениях.

Поскольку верхняя часть танопчинской свиты формировалась в континентальных условиях, то для нее характерно неравномерное чередование песчано-алевритовых и глинистых прослоев, невыдержанных по площади и по разрезу, с различными литологическими переходами и фациальными вариациями, в связи с чем риск вскрытия заглинизированной части разреза при бурении новых скважин очень велик. Следует отметить, что залежи, приуроченные к отложениям танопчинской свиты, недоразведаны, запасы категории С1 составляют всего около 50 %.

Секция Рекомендации по размещению разведочной скважины В связи с этим в работе даны рекомендации по размещению новых разведочных скважин. На рисунке показан пример выбора точки заложения разведочной скважины на Малыгинском месторождении с учетом выявленного местоположения основного палеорусла.

Показано различие распределений коэффициента пористости (Кп) для отложений русловых фаций и внешней части речной поймы, что необходимо учитывать при дифференцированном подсчете запасов.

Заключение 1. Обоснованы места заложения разведочных скважин согласно выявленному простиранию крупных палеорек на Малыгинском и Тасийском месторождениях.

2. Даны рекомендации по способу оценки коэффициента пористости для дифференцированного подсчета запасов.

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов Формирование субрегионального интегрированного банка геолого-геофизических данных по полуострову Ямал с использованием информационно-аналитической «Системы мониторинга недропользования»

Тимканова Н. А. (ООО «Газпром геологоразведка») Необходимость формирования субрегионального интегрированного банка геолого-геофизических данных возникла при планировании геологоразведочных работ на месторождениях и лицензионных участках ОАО «Газпром» в пределах полуострова Ямал.

Цель данной работы – создание объединенного, систематизированного и верифицированного регионального банка геолого-геофизических и экологических материалов по полуострову Ямал, реализованного на основе «Системы мониторинга недропользования» (СМН) (разработка ООО «СибГеоПроект»).

СМН обеспечивает систематизацию, ввод и хранение геолого-геофизической информации, возможность поиска, визуализации и экспорта данных для дальнейшей работы, позволяет выполнять мониторинг лицензионных обязательств и ведение ресурсной базы углеводородного сырья, обеспечивает оперативный доступ к документам и формирует регламентированную и произвольную отчетность.

Геолого-геофизическая информация вводится в СМН после выполнения оценки достоверности и актуальности исходных данных.

При формировании банка данных был произведен анализ геолого-геофизической и экологической информации полуострова Ямал.

В рамках данной работы собраны в банк данных материалы по сейсморазведочным работам 2D (по всему полуострову Ямал) и 3D (по всем лицензионным участкам ОАО «Газпром» и ООО «Газпром добыча Надым»), отчеты по полевым работам, обработке и интерпретации, сейсмические каротажи скважин.

По каталогам координат и файлам SPS, UKOOA сформированы слои – изученность сейсморазведкой 2D и 3D в геоинформационной системе ArcGIS.

По скважинам, пробуренным на полуострове Ямал, в базу данных занесены дела скважин, лабораторные анализы керна и пластовых флюидов (нефть, газ, конденсат), геофизические исследования скважин (LAS-файлы), акты испытания и опробования скажин, Секция данные о конструкциях и контроле строительства скважин, координаты, инклинометрия.

Введены данные по лицензированию недр, включая обязательства и выполнение по лицензионным соглашениям. Паспорта месторождений введены в банк данных как документы, связанные с объектами месторождений.

Балансы запасов по месторождениям ОАО «Газпром» и ООО «Газпром добыча Надым» представлены в соответствии с формой 6-ГР, по остальным месторождениям запасы введены в соответствии с государственными балансами запасов. По всем залежам на месторождениях, принадлежащих ОАО «Газпром» и ООО «Газпром добыча Надым», в комплексе ArcGIS оцифрованы подсчетные планы и карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин.

Паспорта перспективных структур введены в базу данных как документы, связанные с объектами «перспективные структуры».

По тем структурам, ресурсы которых оценены по категории С3, данные о ресурсах введены в базу данных.



Pages:   || 2 |
Похожие работы:

«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...»

«1 М ИНИСТЕРСТВ О ОБР АЗОВ АН И Я И Н АУКИ РО С СИЙСКОЙ Ф ЕДЕР АЦИИ ГОСУД АРСТ ВЕН НОЕ ОБР АЗ ОВ АТЕЛЬНОЕ УЧРЕ ЖД Е НИЕ ВЫС ШЕГО П РО ФЕССИОН АЛЬН ОГО ОБР АЗ ОВ АНИЯ С АНКТ-ПЕ ТЕР БУРГСКИЙ ГОС УД АРС ТВЕНН Ы Й УНИВЕРСИ ТЕ Т ЭКОНОМ ИКИ И ФИН АНС ОВ ПОЧЕМУ ГЕРМАНИЯ? ПЕРСПЕКТИВЫ МЕЖДУНАРОДНОГО СОТРУДНИЧЕСТВА В ОБЛАСТИ НАУКИ, ОБРАЗОВАНИЯ, ЭКОНОМИКИ И ПОЛИТИКИ WARUM DEUTSCHLAND? PERSPEKTIVEN INTERNATIONALEN ZUSAMMENARBEIT IM BEREICH WISSENSCHAFT, AUSBILDUNG, KULTUR, WIRTSCHAFT UND...»

«Н.М. Мамедов К 10-летию Конференции ООН по окружающей среде и развитию, проходившей в Рио-де-Жанейро в 1992 г. ПРЕДИСЛОВИЕ Человечество сейчас напоминает известного былинного богатыря, который оказался у развилки дорог, где надпись на камне предупреждает его о смертельной опасности, если он продолжит путь прямо, о такой же опасности, если он пойдет направо, и массу невзгод, если он пойдет налево. В отличие от былинного богатыря, который остановился и глубоко задумался прежде, чем продолжить...»

«16.07.13 Конференции выставки семинары Международная Белорусско- Организат оры: Минист ерст во т руда и социальной Время проведения: май 2013 г. защит ы Российской Федерации и Минист ерст во т руда и Российская конференция по Мест о проведения: социальной защит ы Республики Беларусь вопросам охраны труда в Республика Беларусь, г. На конференции будут рассмот рены вопросы рамках Концепции развития Вит ебск модернизации сист емы управления охраной т руда, управления профессиональными рисками,...»

«www.reputationcapital.org www.reputationinstitute.com www.aerolax.com Приглашение на 15-ю Международную Конференцию Corporate Reputation, Brand, Identity and Competitiveness 18-20 мая, 2011 г., Новый Орлеан Уважаемые господа, От имени компании Reputation Capital Ukraine, эксклюзивного представителя Reputation Institute в Украине, предлагаем Вам принять участие в 15-ой Международной Конференции ОРИЕНТАЦИЯ В РЕПУТАЦИОННОЙ ЭКОНОМИКЕ, которая в этом году пройдет в Новом Орлеане, штат Луизиана (США)...»

«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...»

«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...»

«Институт экономики, управления и права (г. Казань) ГРАЖДАНСКОЕ ОБЩЕСТВО, ПРАВОВОЕ ГОСУДАРСТВО И ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА КАК ФАКТОРЫ МОДЕРНИЗАЦИИ Материалы докладов Всероссийской научно-практической конференции студентов и аспирантов 30 апреля 2010 г. г. Нижнекамск В двух томах Том первый Казань Познание 2010 УДК 347.471:342.5:330.1 ББК 67.021+65.011.15 Г75 Печатается по решению Ученого совета и редакционно-издательского совета Института экономики, управления и права (г. Казань) Председатель...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ БИРОБИДЖАНСКИЙ ФИЛИАЛ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕ 2012 Материалы I Международной заочной научнопрактической конференции, июнь 2012 год Ответственный редактор Т.И. Межуева Биробиджан 2012 THE MINISTRY OF EDUCATION AND SCIENCE OF THE RUSSIAN FEDERATION THE AMUR STATE UNIVERSITY THE BIROBIDZHAN BRANCH FORECASTING AND PLANNING Materials of the I International scientific and practical correspondence...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ МОРДОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. Н. П. ОГАРЁВА АССОЦИАЦИЯ РОССИЙСКИХ ГЕОГРАФОВ-ОБЩЕСТВОВЕДОВ МОРДОВСКОЕ РЕГИОНАЛЬНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ Навстречу 54-му Конгрессу Европейской ассоциации региональной наук и (Санкт-Петербург, 26–29 августа 2014 года) ПРОБЛЕМЫ РЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ. ФИННО-УГОРСКОЕ ПРОСТРАНСТВО В ГЕОГРАФИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ...»

«Федеральное государственное бюджетное учреждение наук и Институт экономики Карельского научного центра Российской академии наук (ИЭ КарНЦ РАН) Рассмотрено и утверждено на заседании Ученого совета (Протокол № 13 от 16.12.2013 г.) ОТЧЕТ о научной и научно-организационной деятельности в 2013 году Петрозаводск 2013 СТРУКТУРА ОТЧЕТА 1. МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ДОКЛАДА ПРЕЗИДЕНТУ РФ 1.1. Сведения о состоянии фундаментальных наук и прогноз развития области науки (по профилю института) в Российской Федерации 4...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Вольное экономическое общество России Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования МАТИ – Российский государственный технологический университет имени К. Э. Циолковского Инженерно-экономический факультет им. В.Б. Родинова Кафедра Маркетинг МАТИ МАТИ – 80 ЛЕТ 3-Я ВСЕРОССИЙСКАЯ ЗАОЧНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ РАЗВИТИЕ ИННОВАЦИОННОЙ ЭКОНОМИКИ В РОССИИ с публикацией статей...»

«Администрация Магаданской области Магаданское отделение российского геологического общества Северо-Восточный комплексный научно-исследовательский институт Дальневосточного отделения РАН ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ТЕХНОГЕННОГО КОМПЛЕКСА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗОЛОТА МАТЕРИАЛЫ МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ (Магадан, 15–17 июля 2010 г.) МАГАДАН 2010 УДК 622.271.1:622.342.1(571.56+571.65)(06)+553.411(571.56+571.65)(06) ББК 33.3+26.325.14 П 78 Проблемы освоения техногенного комплекса месторождений золота: материалы П...»

«МИНИСТЕРСТВО ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАТИСТИКИ РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СТАТИСТИКА И ВЫЗОВЫ XXI века МАТЕРИАЛЫ МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ, ПОСВЯЩЕННОЙ 200-летию ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ СТАТИСТИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ (Москва, 23-24 июня 2011 г.) МОСКВА 2011 УДК 311 (470) ББК 60.6 (2Pос) Р76 Тексты докладов и выступлений опубликованы в соответствии с представленными авторами материалами Российская государственная статистика и...»

«ФГБОУ ВПО САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Н.Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО ЮРИДИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ   САРАТОВСКАЯ ТАМОЖНЯ НАУЧНО-ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЙ ЦЕНТР СОТРУДНИЧЕСТВА СО СТРАНАМИ СНГ И БАЛТИИ САРАТОВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА ИМЕНИ Н.Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО САРАТОВСКОЕ РЕГИОНАЛЬНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ АССОЦИАЦИИ ЮРИСТОВ РОССИИ   СОВРЕМЕННОЕ ТАМОЖЕННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ В УСЛОВИЯХ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕДИНОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОСТРАНСТВА Материалы III Международной научно-практической конференции студентов,...»

«Ч. 1. Современные политэкономические проблемы экономического роста, 2010, 176 страниц, 5982225835, 9785982225832, Научная книга, 2010. Материалы конференции предназначены для специалистов Опубликовано: 5th May Ч. 1. Современные политэкономические проблемы экономического роста СКАЧАТЬ http://bit.ly/1eZlxBI,,,,. Регрессия неоднозначно пододвигается под аллювий элементами которого являются обширные плосковершинные и пологоволнистые возвышенности. Важное наблюдение вопроса происхождения пород в...»

«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...»

«ОРГАНИЗАЦИЯ E ОБЪЕДИНЕННЫХ НАЦИЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ Distr. GENERAL И СОЦИАЛЬНЫЙ СОВЕТ ECE/CP.TEIA/2008/8 ECE/MP.WAT/WG.1/2008/6 11 August 2008 RUSSIAN Original: ENGLISH ЕВРОПЕЙСКАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ КОНФЕРЕНЦИЯ СТОРОН КОНВЕНЦИИ О ТРАНСГРАНИЧНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ АВАРИЙ Пятое совещание Женева, 25–27 ноября 2008 года Пункт 10 a) предварительной повестки дня СОВЕЩАНИЕ СТОРОН КОНВЕНЦИИ ПО ОХРАНЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ТРАНСГРАНИЧНЫХ ВОДОТОКОВ И МЕЖДУНАРОДНЫХ ОЗЕР Рабочая группа по комплексному...»

«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...»

«МоСКовСКиЙ ГоСУдаРСТвеннЫЙ УнивеРСиТеТ иМени М.в. лоМоноСова географический факультет Рациональное пРиРодопользование: традиции и инновации Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 25-летию кафедры рационального природопользования географического факультета Мгу иМени М.в. лоМоносова под общей редакцией доктора экономических наук, профессора М.в. слипенчука Москва, 2013 УДК 502.171 ББК 26.8 Р27 Ответственные редакторы: доктор географических наук, профессор С.Н....»









 
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.