viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

     Р.М. Бембель, В.М. Мегеря, (ОАО “Хантымансийскгеофизика”)
     С.Р. Бембель, (ТО “СургутНИПИнефть”)

 

 

 

НЕОБХОДИМОСТЬ СМЕНЫ КОНЦЕПТУАЛЬНЫХ ОСНОВ ГЕОЛОГИИ

Значительное повышение цен на нефть на мировом рынке в последние годы несет в себе серьезную угрозу для будущего экономически эффективного развития нефтегазовой отрасли в России. Дело в том, что себестоимость поисков, разведки и добычи единицы продукции в России в 3-4 раза выше, чем в ведущих добывающих странах и компаниях. Ликвидация или хотя бы сокращение этого отставания отечественной нефтегазовой отрасли как первоочередная задача встала более 10 лет назад, но повышение цен на мировом рынке завуалировало эту острую проблему и отодвинуло ее решение на неопределенный срок.

Снижение экономических показателей в нефтегазовой отрасли России обусловлено не столько уменьшением инвестиций, сколько устаревшими и во многом ошибочными концепциями о структуре нефтяных и газовых полей в геологическом разрезе. Можно отметить несколько негативных последствий в экономике топливно-энергетического комплекса (ТЭК), представляющей основу экономики России, вызванных устаревшими и ошибочными представлениями.

    Во-первых, неоправданно огромные объемы бурения скважин на тех участках месторождений, где либо полностью отсутствуют залежи, либо присутствуют очень бедные залежи, разработка которых заведомо убыточна.

    Во-вторых, различные методы воздействия на пласт с целью мнимого повышения нефтеотдачи на тех участках, где нефти практически нет, только ухудшают экономические показатели при ошибочных представлениях о генезисе и пространственном строении залежей. Известно, что объемы закачиваемой жидкости растут в несколько раз быстрее, чем объемы прироста добычи нефти.

    В-третьих, неоправданно высокие затраты на бурение и закачку воды не только снижают общую рентабельность добычи УВ, но и значительно увеличивают уровень экологического загрязнения, на ликвидацию которого потребуются дополнительные расходы.

    В-четвертых, ошибочные концепции происхождения и эволюции УВ-залежей привели к таким технологиям добычи, при которых происходит очень быстрое истощение залежей и значительно снижена возобновляемость ресурсов. Все это неоправданно быстро снижает экономические показатели на разрабатываемых месторождениях.

Первый и второй из указанных недостатков в стандартной технологии создали предпосылки для современного экономического падения еще в период бурного развития ТЭК в России в 80-е гг., когда был особенно велик объем излишнего бурения, а закачка воды на месторождениях считалась самым эффективным методом увеличения нефтеотдачи.

Основной причиной такого долговременного заблуждения были высокие объемы добычи, маскирующие обвальный рост себестоимости, и традиционные показатели в затратной экономике всего ТЭК. Приоритеты показателя запасов нефти привели к таким методам подсчета, которые значительно завышали утверждаемые запасы на вводимых месторождениях на чрезвычайно бедных участках. Усугублялось положение еще и тем, что на месторождениях работали локальные очаги возобновляемых и высокодебитных источников (эти элементы модели вполне соответствуют новой геосолитонной концепции геологии нефти (Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р., 2003), но отсутствуют в старых концепциях), а вся добытая нефть в отчетных документах распределялась на всю площадь месторождения, большая часть которой характеризовалась бедными и фактически неизвлекаемыми запасами. В результате создавалась иллюзия безошибочности старых концепций, а локальные очаги высокодебитной добычи скрывались, так как они компрометировали не только старые ошибочные концепции, но и вскрывали порочность старых технологий разведки и разработки месторождений УВ.

Нельзя успешно развивать экономику ТЭК, в основе которого заложены технологии, построенные на устаревших и ошибочных концепциях нефтяной геологии.

К общим недостаткам сложившейся экономической политики во многих отраслях (не только в ТЭК) относятся ошибочный приоритет экономических аспектов и недооценка, чаще связанная с некомпетентностью экономистов, теоретических естественно-научных концепций, на основе которых выбираются сначала технологии, а затем уже строится экономическая схема работ в любой отрасли промышленности и сельского хозяйства. Фундаментом экономики любой отрасли является концептуальная основа технологий. Если этот фундамент недоброкачественный, то уже никакие экономические механизмы не спасут от банкротства такую отрасль.

Экономика ТЭК России может быть принципиально и значительно изменена в лучшую сторону за счет смены естественно-научной концепции нефтегазовой геологии и последующей смены технологии разведки и разработки месторождений.

Главными элементами новой парадигмы в ТЭК являются поиск, разведка и технология разработки малоразмерных по площади, но чрезвычайно богатых по запасам очагов активной нефтегазогенерации. Ключевым геолого-экономическим параметром в новой парадигме служит низкая себестоимость единицы продукции, а не общая сумма добытых объемов нефти и газа.

Подтверждением высоких экономических показателей при смене концептуальных основ нефтегазовой геологии может быть, например, экономика нефтегазодобывающей отрасли в Брунее. Главной отличительной особенностью экономики этой страны являются очень малые поперечные размеры узких вытянутых с юго-запада на северо-восток антиклинальных ловушек. Эта особенность потребовала перенести основной акцент в разведке и затратах на геофизические работы с высокой пространственной разрешенностью (проводившихся фирмой “Shell” методом ЗD-сейсморазведки), по результатам которых уже не требуется бурить огромное число скважин, так как общая площадь месторождения оказывается очень небольшой. В результате такой стратегии разведки в Брунее исключается затратный механизм на бурение нерентабельных скважин, на “повышение нефтеотдачи там, где практически нефти нет” и на бессмысленную закачку воды в нефтяные пласты.

Опережающую 3D-сейсморазведку в Тюменском регионе и в России в целом авторы статьи предлагали еще в 1985 г., но, к сожалению, она не нашла поддержки со стороны руководителей ТЭК.

Геосолитонная концепция образования УВ и формирования малоразмерных по площади, но богатых по запасам залежей, является главной концептуальной основой новой парадигмы в ТЭК (Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р., 2003).

Такое перевооружение теоретических основ экономики предполагает принципиально новую систему образования на факультетах экономики и менеджмента. При этом будущие экономисты и менеджеры должны достаточно глубоко изучать естественно-научные основы новейших технологий, на которых развивается новая микро- и макроэкономика. Приоритеты в экономическом образовании необходимо перенести на более фундаментальную естественно-научную систему образования.

Смена концептуальных основ в нефтяной геологии приводит к принципиально новым технологиям, которые способны в несколько раз повысить экономические показатели, при этом от продажи 1 млн т нефти возможно получить прибыли больше, чем от продажи 2 млн т нефти при устаревших представлениях и технологиях. Такое реально только при многократном снижении затрат на разведку и разработку месторождений нефти и газа на основе более совершенных концепций и технологий. В этом более наукоемком ТЭК, а не в росте суммарных объемов добычи заключается главный резерв экономического развития всей России.

Природа и особенности сложнопостроенных месторождений УВ

Главной причиной относительно низких эффективности и рентабельности добычи на месторождениях Западной Сибири, обеспечивших слабую конкурентоспособность России на мировом рынке нефти, несомненно, является поспешный ввод в разработку сложнопостроенных и потому недоразведанных месторождений. Мировой опыт XX в. в нефтегазовой индустрии убедительно доказал, что во всех странах и регионах истинная структура промышленных запасов УВ, наиболее ясно устанавливаемая в процессе освоения и длительной разработки месторождений, принципиально иная и значительно более сложная, чем вначале принятая за основу при подсчете запасов и проектировании технологической схемы разработки.

Отмечаемое нарушение соотношения применяемой модели и реального промыслово-геологического строения месторождения проявляет себя как на этапе поиска, разведки и подсчета запасов, так и на этапе проектирования технологической схемы разработки, ее реализации и использования всех методов воздействия с целью повышения нефтеотдачи. Оба этих этапа представляют звенья одной цепи процессов, направленных на единую цель – повышение надежности и рентабельности добычи продукции. Причем первый этап традиционно ориентировали на поиски и разведку “гигантов” типа Самотлора. Эта гигантомания и породила подсознательное (а часто, видимо, и сознательное) стремление при поисках, разведке и подсчете запасов к “округлению” контуров и пространственной геометризации залежей, а также ожидаемых в них запасов в большую сторону от истины. Например, в 80-х гг. в Западной Сибири из множества вариантов модели месторождения лучшим считался не тот, который был ближе к истине, а тот, который давал наибольшую оценку запасов.

Однако мировой и западно-сибирский опыт разработки месторождений УВ вполне определенно свидетельствует в пользу значительной локализации очагов нефти и газа в структуре запасов [2, 3]. Причина столь чрезвычайной (для традиционных представлений) локализации богатых участков находит ясное объяснение в геосолитонной концепции (Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р., 2003).

В работе [2] на примере крупнейших месторождений мира было показано, что корреляция между площадью залежи и запасами в ней нефти практически отсутствует. Следовательно, широко распространенное представление о том, что “гигантские” и даже просто достаточно большие запасы могут быть соответственно только в больших по площади залежах – всего лишь миф, который развеялся мировой практикой нефтедобычи.

К сожалению, на практике в отечественной системе ТЭК мифологическая сущность “больших” площадей залежей остается все еще неосознанной. Поэтому сам феномен ярко выраженной локальности залежей УВ как в пределах нефтегазоносного района, так и отдельного месторождения пока не понят и очень мало используется для повышения эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений.

Традиционная ориентировка на поиски крупных по площади ловушек привела к тому, что на разведанных и даже считающихся уже освоенными территориях было пропущено значительное число богатых по запасам, но малоразмерных месторождений нефти и газа. Поэтому предстоящее открытие новых месторождений на освоенных территориях и лицензионных участках с развитой экономической инфраструктурой является своеобразным “подарком” истории освоения для будущих поколений.

Мозаичная структура из отдельных залежей на разрабатываемых месторождениях послужила главной объективной причиной крайне неравномерной по всей площади нефтеотдачи по отдельным скважинам в пределах якобы одной (в традиционно гигантской упрощенной модели) залежи. И вот уже почти 30 лет ведутся неустанные работы по повышению нефтеотдачи на тех участках месторождения, где практическое отсутствие больших запасов нефти обусловлено самим дискретным геосолитонным механизмом образования залежей. Из-за ошибочности геологической модели в пределах утвержденного контура месторождения бурятся излишние скважины на тех участках, где либо полностью отсутствует нефть, либо ее содержание настолько незначительное, что разработка этих участков убыточна. Но отсутствие нефти или ее низкий дебит на нерентабельных участках, как правило, объясняются не геологической причиной, а технически несовершенным вскрытием нефтяного пласта или недостаточно эффективным воздействием на пласт. Поэтому на таких участках при разработке начинают применять самые разные способы и технические методы воздействия на пласт и призабойную зону с целью повышения нефтеотдачи. Из-за ошибочных геологических представлений об истинной пространственной структуре нефтяного поля на месторождении при всех методах активизации нефтеотдачи там, где нефти практически нет и не может быть по геологическим причинам, получают только ухудшение экономических показателей разработки. В частности, ошибочное геологическое представление об едином гидродинамически связанном нефтяном пласте в разрабатываемой залежи приводит к тому, что объемы закачиваемой в пласт жидкости с целью повышения нефтеотдачи растут во много раз быстрее, чем прирост добычи нефти. Например, в 1999 г. в среднем по всем разрабатываемым месторождениям в Ханты-Мансийском АО объемы закачиваемой жидкости достигли уже 6,5 т на каждую тонну добытой нефти [1]. Еще в 1989 г. нами на Талинском нефтяном месторождении была установлена причина аномально высокого поглощения жидкости в от­дельных нагнетательных скважинах, превышающая иногда 1000 м3/сут. Оказалось, что это аномальное поглощение связано с локальными субвертикальными зонами деструкции (СЗД) горных пород, по осевой высокопроницаемой части которых жидкость уходит в выше- или нижележащие горизонты, в более проницаемые породы, чем разрабатываемый “нефтяной пласт” (Бембель Р.М., Ермаков В.И., Кирсанов А.И. и др., 1995).

Очевидно, что без детальной геолого-геофизической информации о пространственном местоположении СЗД на разрабатываемых месторождениях нельзя рассчитывать на высокие экономические показатели добычи нефти. Можно считать, что самым надежным геофизическим методом, обеспечивающим детальное картирование СЗД на месторождении, служит высокоразрешающая объемная сейсморазведка (ВОС) (Бембель Р.М., 1991). Хотя наиболее оптимальным временем постановки ВОС является этап, предшествующий подсчету запасов и составлению технологической схемы разработки. Работы ВОС целесообразно проводить почти на всех последующих этапах с целью “реанимации” месторождений с падающей и нерентабельной добычей, если эти месторождения были введены недоразведанными, т.е. без предварительной ВОС.

О высокой степени локализации очагов повышенной продуктивности, связанных с геосолитонными трубками и СЗД, можно судить на примере Ем-Еговского месторождения на участке площадью 1 км2 в районе скв. 2Р (Бембель Р.М., Ермаков В.И., Кирсанов А.И. и др., 1995). На этом участке 92 % накопленной добычи нефти (на период до 1992 г.) получено из одной скважины, попавшей в геосолитонную трубку, тогда как на каждую из остальных восьми добывающих скважин, оказавшихся за пределами геосолитонного очага, приходится лишь по 1 %.

Еще более локально ураганной оказалась добыча нефти на этом же месторождении из скв. 15Р, попавшей в геосолитонную трубку, проявляющую признаки современной геодинамической активизации. Из скв. 15Р за 10 лет разработки добыто более 1 млн т безводной нефти. Геолого-геофизический анализ материалов в районе этой скважины позволяет сделать вывод о жильном типе залежи, связанной с СЗД, уходящей глубоко (возможно на многие десятки или даже сотни метров) в фундамент. Вполне вероятно, что скв.15Р является “вечным источником нефти” на многие десятки лет, который работает в импульсном режиме во времени, что проявляется также в импульсном характере восстановления запасов.

Малые поперечные размеры площади залежи, контролируемые геосолитонной трубкой, ураганно высокий дебит и суммарная накопленная добыча, которая имеет тот же порядок, что и добыча из всех остальных добывающих скважин (около 100) на этом месторождении, совершенно по-новому определяют промыслово-геологическую модель Ем-Еговского месторождения и его аналогов.

Такая модель, скорее, похожа на модель жильного рудного или алмазоносного месторождения. И это не случайно, так как природа тех и других тоже связана с геосолитонным механизмом. Такие единство и родство механизмов формирования рудных, алмазоносных и УВ месторождений вселяют уверенность в истинность предложенной нами геосолитонной концепции образования месторождений нефти и газа.

Поиск, детальная разведка и разработка подобных малоразмерных, но ураганных и возобновляемых залежей УВ являются не просто высокорентабельными, но и значительно более экономически прибыльными, о чем свидетельствует мировой опыт нефтедобычи. И здесь для надежного детального картирования подобных ураганных очагов нефти мы рекомендуем проведение ВОС (Бембель Р.М., 1991).

Дополнительной особенностью подобных жильных типов залежей служит их чрезвычайно широко увеличенный вертикальный диапазон нефтегазоносности. Например, на Ново-Молодежном и Уренгойских месторождениях этот диапазон простирается от палеозойского фундамента до кайнозойских отложений. Учитывая столь многоэтажный характер таких залежей в широком геологическом диапазоне, рекомендуется значительно расширить интервалы испытаний, включив в них доюрскую кору выветривания, юрские, меловые и палеогеновые отложения.

На Лебяжьем нефтяном месторождении (Красноленинский нефтегазоносный район) получен один из наиболее высоких дебитов нефти из интервала баженовской свиты в скв. 301Р (115,2 м3/сут). Проблема баженовской нефти продолжает дискутироваться в Западной Сибири вот уже четверть века, а началось это с открытия Салымской группы месторождений внутри отложений локально метаморфизованных битуминозных глин. Ранее была предложена генетическая модель геологических процессов формирования коллекторов, ловушек и нефтяных залежей в тех локальных зонах, где баженовская свита пересекается геосолитонной трубкой (Бембель Р.М., Гудина В.Г., Кузнецов В.И., 1987; Бембель Р.М., 1991).

Аналогичная залежь на Лебяжьем месторождении Красноленинского свода свидетельствует о существенном географическом расширении очагов высокой нефтеносности внутри баженовской свиты за пределы территории Большого Салыма. Активное геосолитонное излучение сначала метаморфизирует первично непроницаемые битуминозные глины, превращая их в коллекторы, а затем это же излучение генерирует нефть (Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р., 2003).

Связь очагов высокого дебита, высокой суммарной добычи и низкой обводненности добываемой нефти с малоразмерными площадями, пересекаемыми СЗД и активными геосолитонными трубками, существует почти повсеместно и легко доказывается простым сопоставлением этих очагов с результатами ВОС или объемной разведки, на которых надежно выделяются СЗД.

Эффективность бурения горизонтальных скважин и применения гидроразрыва пласта также зависит от полноты геологической информации о структуре околоскважинного пространства, в которых проводятся эти достаточно дорогостоящие мероприятия. При этом вероятность случайного попадания в очаг высокого дебита, обычно контролируемый или самой СЗД, или турбидитовым потоком на склоне структуры, вызванным геосолитонным палеоземлетрясением в СЗД, практически в 10-100 раз меньше, чем вероятность успеха при мероприятиях, направленных на соединение с очагом, точно закартированным по данным ВОС.

Согласно геосолитонной концепции, максимальный газовый фактор и даже наличие локальных газовых шапок следует ожидать в осевой части геосолитонных трубок, если только газ уже не улетучился вверх по системе трещин. Поэтому на подобных малоразмерных залежах бурение скважин непосредственно в осевой части СЗД может привести к аварии из-за попадания в зону аномально высокого пластового давления.

Фактически здесь предлагается смена концептуальной основы современной парадигмы, что влечет за собой соответствующие изменения концепций, целей и методик практически во всех технологических микро- и макроэкономических звеньях целостной экономико-технологической цепи нефтегазовой индустрии.

Одной из наиболее существенных особенностей пространственного распределения залежей УВ в предлагаемой геосолитонной концепции Земли является чрезвычайная локальность планового положения целевых геологических объектов, контролирующих промышленные залежи УВ. Независимость размеров геологических и извлекаемых запасов нефти и газа от площади залежей и месторождений, установленная еще в 1975 г. И.И.Нестеровым, В.В.Потеряевой, Ф.К.Салмановым [2] и казавшаяся в традиционной концепции каким-то странным и необъяснимым парадоксом, вполне понятна и естественна в геосолитонной концепции. Теперь эта независимость уже не парадокс, а одна из важнейших закономерностей в структуре нефтегазовых полей, которую следует в обязательном порядке учитывать при поисках и разведке месторождений УВ в каждом нефтегазоносном бассейне. Именно эта закономерность значительно поднимает практический интерес к малоразмерным в плане ловушкам УВ, которые явно недооценивались при традиционных представлениях о структуре нефтегазовых полей бассейнов, месторождений и отдельных залежей.

Кроме того, недооценка высокочастотных компонентов в спектре нефтегазовых полей в традиционных технологиях разведки и подсчетах запасов всегда приводит к пространственному эйлиас-эффекту (Бембель Р.М., 1991), иными словами, к ложным структурным элементам, используемым как при подсчете запасов, так и проектировании технологических схем разработки месторождений. По этой же причине ошибочны и пластовые гидродинамические модели, рассчитываемые обычно по специальным компьютерным программам с целью выбора оптимальных мероприятий и режимов при эксплуатации залежей. В результате значительно падают эффективность разработки и полнота извлечения УВ, а себестоимость добываемой продукции растет.

Для исправления допущенных ошибок и повышения экономической и геологической эффективности всей технологической цепи от поисков и разведки до оптимальных схем разработки и получения высококачественной продукции в нефтегазовой отрасли, с точки зрения геосолитонной концепции, необходимо, прежде всего, на 1-2 порядка поднять геолого-геофизическую информативность геолого-­раз­ведочных работ на всех этапах поиска, разведки и детальной доразведки месторождений УВ.

Реализация такой программы на базе уже новой геологической парадигмы опирается на значительное увеличение объемов работ высокоразрешающих (по вертикали и особенно по латерали) методов комплекса современных высокоточных геофизических технологий при поисковых и разведочных исследованиях. Масштабы геофизических работ по всем геофизическим полям обязательно должны быть достаточно крупными и одинаковыми. Недопустимо повторять ошибки традиционных технологий поиска и разведки, когда при комплексировании использовались результаты различных геофизических методов в разных масштабах.

При выборе масштабов геофизической съемки по аналогии с принципами выбора шага дискретности измерений в технике передачи информации по каналам связи рекомендуется использовать теорему Котельникова (Бембель Р.М., 1991). Для этого сначала по достаточно плотным сеткам измерений определяется истинный пространственный спектральный состав геологических объектов, а затем в соответствии с теоремой Котельникова выбирается максимально допустимый шаг сетки геофизических измерений. Накопленный опыт работ на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири свидетельствует, что, скорее всего, оптимальными сетками на территории нефтегазоносных районов Западной Сибири могут оказаться сетки с ячейками не более чем 25х25 м. Сегодня такая сетка соответствует стандартной сетке общих глубинных точек ВОС в масштабе 1:25 000. Масштаб работ следует увеличивать, возможно, до 1:10000 при детализационной геофизической доразведке на разрабатываемых истощенных месторождениях. У нас уже есть такой опыт работ на Западно-Варьеганском нефтяном месторождении (Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р., 2003). Оправданность столь крупного масштаба геофизических работ не вызывает серьезных возражений и сомнений для сейсморазведки, где господствует лучевая модель геофизического поля. Совсем иначе обстоит дело с теми геофизическими методами, где традиционно природа геофизического поля считалась потенциальной. Поэтому высокоразрешающая грави- и магниторазведка потребует еще специальных научно-исследовательских работ для обоснования перевода их в разряд лучевых геофизических методов. Мы тоже пока лишь предполагаем успешные результаты таких исследований и поэтому вначале только рекомендуем убедиться в реальности и успешности лучевой интерпретации гравитационного и магнитного полей. Ведь только традиционно потенциальные модели этих полей приводят к нецелесообразности густых сеток измерений в грави- и магниторазведке при исследовании больших глубин.

Соизмеримость поперечных размеров малоразмерных месторождений УВ со значениями поперечной неопределенности их местоположения за счет бокового сноса вносит тоже свои коррективы в методику поиска на первоначальных этапах. Вместо традиционных линейных геофизических профилей на первичных этапах поисковых работ, имеющих нулевую поперечную апертуру, необходимо “широкополосное” профилирование с такой поперечной апертурой, которая позволяет вполне надежно определять пространственное местоположение выявленного целевого геологического объекта. Только в этом случае можно уверенно рассчитывать на успешное поисковое бурение по результатам геофизических работ.

Главной проблемой поискового и разведочного бурения при малоразмерных залежах УВ является “проблема точного попадания” забоя скважины в целевой геологический объект.

    Решение этой проблемы возможно при соблюдении двух условий:

  • предварительные поисковые геофизические работы должны обладать необходимой высокой пространственной разрешенностью;
  • бурение ствола скважины должно гарантировать точное попадание забоя в выявленный по геофизике целевой объект.

В традиционных поисковых работах оба эти требования, как правило, не выполнялись, что приводило к пропуску малоразмерных месторождений УВ.

“Точное попадание” поисковой скважиной в оптимальный высокодебитный участок малоразмерной залежи может привести к идеальной схеме: эта единственная скважина, выполнив функции поисковой и разведочной, может оказаться единственной добывающей скважиной.

Такой идеальный сценарий поиска, разведки и разработки месторождения УВ дает самую низкую себестоимость добываемой продукции и максимальную экономическую прибыль. В геосолитонной концепции происхождения УВ активные локальные очаги геосолитонного излучения не только формируют ловушку УВ, но и восстанавливают извлекаемые запасы. Поэтому продолжительность эксплуатации подобного малоразмерного восстанавливаемого месторождения может быть практически “вечной” и превысит общеизвестные стандарты в десятки раз.

Необычная ситуация возникает с проблемой подсчета запасов на восстанавливаемых месторождениях.

В мировой практике нефтегазодобычи известно много примеров, когда фактически извлеченные объемы продукции превышали утвержденные запасы в несколько раз, а добыча на месторождении продолжалась.

Восстанавливаемость запасов нефти чаще всего проявляется в неявной форме. Например, на известном Самотлорском месторождении сегодня имеются отдельные добывающие скважины с накопленной добычей более 2-3 млн т нефти, которые продолжают давать малообводненную продукцию. В то же время на расстоянии всего в 200-300 м от этих высокопродуктивных скважин находятся десятки добывающих скважин, обводненных на 99 %.

Наиболее правдоподобным, на наш взгляд, объяснением этого самотлорского феномена существования “ураганных” высокодебитных скважин может быть только локальное восстановление запасов за счет современной геосолитонной генерации УВ.

Геосолитонная концепция Земли несет в себе принципиально новое понимание теоретических основ геологии нефти и газа, механизмов образования УВ, формирования и эволюции активных очагов генерации УВ, образования первичных и вторичных коллекторов, пространственных форм и размеров ловушек УВ.

 

ЛИТЕРАТУРА
1. Зайцев Г.С. Состояние разработки нефтяных месторождений ХМАО в 1999 г. / Г.С.Зайцев, С.Е.Сутормин, И.П.Толстолыткин // В Сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – Ханты-Мансийск, 2000.
2. Нестеров И.И. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в Земной коре / И.И.Нестеров, В.В.Потеряева, Ф.К.Салманов. – М.: Недра, 1975.
3. Прасолов Э.М. О формировании газовых месторождений севера Западной Сибири / Э.М.Прасолов, И.Л.Каменский, А.П.Мешик и др. // Происхождение и формирование природных газов по данным изотопной геохимии. – Л.: ВНИГРИ, 1981.

 


©  Р.М. Бембель, В.М. Мегеря, С.Р. Бембель, Журнал "Геология Нефти и Газа", 2-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru