№ НИОКТР 122022800274-8. Код (шифр) научной темы - FMME-2022-0006

Руководитель работы

Хитров Алексей Михайлович, ведущий научный сотрудник, ИПНР РАН.

Получен важнейший результат, книга 1 (А.М. Хитров):

• Сущность результата. Создана методика оценки рисков геологоразведочных работ на приразломные залежи углеводородов на основе инновационных методов исследований природных резервуаров по геофизическим данным.
• Новизна результата. Методика включает совместный анализ, выделение и прогноз тектонических нарушений, флюидоупоров и высокоемких коллекторов по данным каротажа и сейсморазведки, аналогов в мире не имеет.
• Значимость результата. Позволяет повысить успешность бурения скважин на приразломные объекты до 70-80% (среднемировой уровень до 20-30 %). Полученный результат выполненных исследований позволяет сделать вывод о том, что тектонически экранированные залежи в природе встречаются крайне редко.

• Возможные сферы применения результата:

  - государственными органами управления фондом недр - сравнительный анализ и ранжирование участков недр, предлагаемых для предоставления в пользование компаниям, составление программ лицензирования недр;

  - нефтегазовыми компаниями - использование методики при оценке перспектив приразломных локальных структур, при выборе точек бурения поисковых, оценочных и эксплуатационных скважин.

Н – высота залежи; А – амплитуда структуры по кровле коллектора; Т – толщина ложной покрышки на критической седловине; ЛП – ложная покрышка; КС – критическая седловина

R - финансовый риск; Цскв - стоимость скважины; Цн - стоимость нефти; Pип1 - вероятность существования истинной покрышки ИП1; Pипр - вероятность существования разлома в качестве истинной покрышки ИПр; Pv1 - вероятность существования закартированного объема коллектора, экранируемого истинной покрышкой ИП1; Pv2 - вероятность существования объема коллектора, экранируемого истинными покрышками ИПр и ИП1; PV3 - вероятность существования объема коллектора, экранируемого истинными покрышками ИПр и ИП1; Qн1 - объем залежи нефти, экранируемой истинной покрышкой ИП1; Qн2 - объем залежи нефти, экранируемой истинными покрышками ИПр и ИП1; Qн3 - объем залежи нефти, экранируемой истинными покрышками ИПр и ИП1.

Публикации по результату научной работы:

1. Риле Е.Б., Попова М.Н. Технология исследования приразломных залежей углеводородов на примере Тимано-Печорской НГП // Решение Европейского союза о декарбонизации. Год спустя /Казань, «Исхлас». – 2022. с. 52-56, РИНЦ
2. Хитров А.М., Данилова Е.М., Коновалова И.Н., Попова М.Н. О сырьевой базе добычи углеводородов и новых фокусах нефтегазовой геологоразведки // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2022. – № 10(214). – С. 38–45, РИНЦ

Получен важнейший результат, книга 2 (Н.А. Скибицкая): 

• На основе анализа результатов изучения керна продуктивных отложений Оренбургского и Вуктыльского НГКМ литолого-геохимическими, электронно-микроскопическими и геохимическими методами описан механизм формирования разнообразия минералогического состава, типов структуры емкостного пространства и характера флюидонасыщения нефтегазоматеринских карбонатных пород, заключающийся в последовательном преобразовании органического вещества в составе породообразующего карбонатно-органического полимера.

• Экспериментально открыто и теоретически объяснено ранее неизвестное промежуточное коллоидное сейсмо-неустойчивое состояние нефтегазоматеринских карбонатных отложений (рис. 1, 2). Данное фазовое состояние возникает на стадиях газогенерации и формирования керогена в процессе преобразования органического вещества в составе карбонатно-органических полимерных нефтегазоматеринских систем.

  Выявленные закономерности катагенетического преобразования нефтегазоматеринских систем позволяют:

  - повысить эффективность геологоразведочных работ, в т.ч. на этапе интерпретации сейсмических данных;

  - проводить трехмерное очаговое моделирование распределения в объеме нефтегазоконденсатных и газовых шапок нефтяных месторождений зон с различным фазовым состоянием и различной глубиной процессов перекристаллизации с целью дифференцированной оценки запасов в зонах углеводородов газового и жидкостного ряда и дифференцированного подхода к выбору имеющихся и к созданию новых технологий разработки таких зон;

  - изучить возможность разработки способов управления процессами генерации углеводородов в нефтегазоматеринских карбонатных системах, в т.ч. во время разработки месторождения при снижении пластового давления (то есть при увеличении эффективного напряжения на пласт);

  - повысить эффективность интерпретации материалов большой сейсмики в зонах с неравновесным фазовым состоянием карбонатных систем с целью выявления этих зон и возможного предупреждения опасных сейсмических событий, в т.ч. на месторождениях углеводородов.

• Трехмерное геолого-геохимическое моделирование, основы пластовой термодинамики и установленные закономерности процессов нефтегазогенерации для нефтегазоматеринских карбонатных систем позволили, на примере Вуктыльского НГКМ, впервые в газовой части продуктивных отложений нефтегазоконденсатного месторождения (рис. 3):

  - подсчитать начальные запасы жидких углеводородов (ЖУВ) матричной нефти (в объеме 148,4 млн т);

  - рекомендовать опытные участки и технологии для проведения на них опытно-промышленных работ по отработке технологий добычи трудноизвлекаемых пластовых ЖУВ (нефти и ретроградного конденсата), в концентрациях ниже порога фильтрации, из газовой части нефтегазоконденсатных месторождений (и из газовых шапок нефтяных месторождений) на поздних стадиях их разработки.

Рисунок 1 - Исследование скола образца пород Вуктыльского НГКМ в растровом электронном микроскопе. Стадия химической деструкции и коллоидизации (1 участок, зеленая стрелка), и следующая за ней (2 участок, оранжевая стрелка) начальная стадия микритизации (глобуляция): а – увеличение 10000; б – увеличение 30000; в – увеличение 30000; г – увеличение 60000.

Рисунок 2 - Исследование скола образца пород Вуктыльского НГКМ в растровом электронном микроскопе (увеличение 1 участка, показанного на рис. 1 а, б). Коллоидное состояние первичных карбонатно-органических полимерных кристаллов нефтегазоматеринской карбонатной матрицы на начальных стадиях преобразования до керогена входящего в их состав органического вещества: а – увеличение 30000; б – увеличение 60000; в – увеличение 100000; г – увеличение 200000.

Рисунок 3 - Трехмерное распределение величин объемных концентраций жидких углеводородов С_ЖУВ в кг на м³ породы (а), степени заполнения жидкими углеводородами динамических (фильтрующих) поровых объемов η^Д_ЖУВ (б) в газонасыщенных породах продуктивных отложений Вуктыльского НГКМ и карта линейных запасов жидких углеводородов Q^лин_ЖУВ с расположением участков (в) для проведения опытно-промышленных работ с целью добычи жидких углеводородов из газонасыщенной части месторождения на поздней стадии разработки.

Выявление и подсчёт ранее не учтенных запасов матричной нефти в газовой части НГКМ (и в газовых шапках нефтяных месторождений) в концентрациях ниже порога фильтрации и разработанные технологии их добычи существенно повышают ресурсную базу таких месторождений, что способствует поддержанию падающей добычи углеводородов в старых нефтегазодобывающих регионах Российской Федерации и обеспечению стабильности работы градообразующих предприятий страны.

Основные публикации по результату научной работы:

1. Skibitskaya N.A., Kuzmin V.A. High-resolution SEM studies of the organic microstructures of carbonate rocks // Journal of Surface Investigation: X-Ray, Synchrotron and Neutron Techniques. 2022. Т. 16. № 1. pp. 167-175. DOI: 10.31857/S1028096022020157 WOS/Q4, SCOPUS/Q3

2. Surnachev D. V., Skibitskaya N. A., Bolshakov M. N., Burkhanova I. O. Methodology for estimating the resource potential of the gas-saturated part of oil and gas condensate and gas condensate fields with due regard for the reserves of matrix oil liquid hydrocarbons based on reservoir thermodynamics (the case of Vuktyl oil and gas condensate field) // SOCAR Proceedings Special Issue No. 2 (2022) 001-008 WoS/Q2/ SCOPUS