Дорофеев Никита Владимирович Моделирование строения и
реклама
На правах рукописи Дорофеев Никита Владимирович Моделирование строения и формирования сложно построенных залежей нефти и газа и минимизация рисков их освоения Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Ставрополь – 2015 2 Работа выполнена в ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Бочкарев Анатолий Владимирович Официальные оппоненты: Гольчикова Надежда Николаевна, доктор геолого-минералогических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет», зав. кафедрой геологии нефти и газа Голованов Михаил Петрович, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, ООО «НИПИнефтегазгеология», заместитель директора Ведущая организация: ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», г. Астрахань Защита диссертации состоится «4» июня 2015 года в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауд. 416. С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке и на сайте ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2 http://www.ncfu.ru/text_dissert.html http://www.ncfu.ru/index.php?do=static&page=dissertacionnye-sovety Автореферат разослан «___» апреля 2015 г. Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, доцент Ю.К. Димитриади 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Решение вопросов моделирования строения и формирования месторождений углеводородов (УВ) и минимизации рисков их освоения является актуальной задачей для достижения достоверных моделей резервуаров сложного и особо сложного строения на разных этапах и стадиях их изученности. При этом наиболее сложные и проблемные геологические модели присущи тем объектам, которые осложнены дизъюнктивной тектоникой, наличием блоковой структуры, разнообразием литолого-фациального состава пород, неоднородностью пластов-коллекторов и покрышек. Однако еще в недостаточной мере осознан, изучен и использован практикующими геологами при планировании геологоразведочных работ (ГРР), подсчете запасов и проектировании разработки месторождений нефти и газа огромный накопленный во всем мире фактический материал, прямо или косвенно указывающий на масштабное проявление в нефтегазоносных бассейнах тектонической и литолого-фациальной неоднородности пород и других признаков сложного строения месторождений. Отсюда изучение состава и свойств пород, создание достоверных цифровых моделей месторождений на основе комплексного структурного, геолого-геофизического и литолого- фациального анализа следует рассматривать как важнейшую научно-практическую задачу, решение которой напрямую связано с надежностью и достоверностью трехмерных геологических моделей природных объектов, с совершенствованием ГРР на всех этапах поисков, разведки и разработки месторождений УВ. Решение поставленных в работе вопросов выполнено на примере сложно построенных нефтегазоносных объектов Среднего Каспия (российский сектор), Узбекистана и некоторых других регионов. Целью исследований является повышение достоверности сложно построенных резервуаров нефти и газа на основе разработанных концепций формирования, детального структурного и литолого-фациального цифрового моделирования и определения рисков освоения залежей на разных стадиях их изученности. Основные задачи исследований: - оценить степень изученности и выбрать методологию решения проблемы моделирования нефтегазоносных объектов различной сложности и стадийности проведения ГРР; детально изучить геологическое строение исследованных месторождений; - разработать критерии изучения сложных геологических объектов и обосновать 4 выбор современных технологий прогнозирования геометрических и петрофизических особенностей строения и свойств природных резервуаров нефти и газа; - определить влияние разрывных нарушений на блоковое строение, формирование присбросовых залежей, размещение начальных и остаточных запасов УВ; - выявить закономерности изменения (зональность) литолого–фациального состава и свойств пластов-коллекторов и вмещающих пород; создать цифровые модели карбонатных и терригенных сложно построенных резервуаров нефти и газа с распределением в объеме залежей структурных и петрофизических параметров; - разработать рекомендации и предложения по дальнейшему ведению ГРР на стадиях поисков, разведки и разработки месторождений с учетом рисков освоения сложно построенных объектов, а также эффективности их научного сопровождения. Научная новизна выполненных исследований: - Доказана роль сбросо-сдвигов в создании современного блокового строения в формировании залежей УВ в юрском комплексе пород рассмотренных территорий; - Установлены закономерные изменения выделенных структурно-генетических типов, а также состава и свойств пород-коллекторов в сложно построенных залежах; - Разработаны критерии двухэтапного формирования месторождений: преимущественно нефтяных на первом и газоконденсатных – на втором. Показано, что на втором этапе происходит переформирование нефтяных залежей на сохранившихся путях миграции углеводородных газов (УВГ), и деградация залежей с трудноизвлекаемой нефтью, находящихся вне путей миграции УВГ; - Показаны пути снижения рисков неопределенности модели и структуры запасов сложно построенных залежей на разной стадии их изученности за счет: многовариантного моделировании залежей с минимальной вероятностью неподтверждения; учета литотипов пород в зонах наиболее вероятного распространения лучших коллекторов; выделения участков с минимальной вероятностью повышенного и ураганного прорыва газа в нефтяные оторочки. Основные защищаемые положения: 1. Доминирующая роль сбросо-сдвигов в формировании современного сложного разломно-блокового строения присбросовых залежей УВ в юрско-меловом комплексе пород в пределах Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений. 2. Закономерные изменения свойств выделенных структурно-генетических типов 5 пород-коллекторов сложно построенных залежей при смене: литолого-фациальных зон, микрофаций и разнонаправленной трещиноватости в карбонатных и терригенных породах. 3. Двухэтапное формирование нефтяных и газоконденсатных месторождений, природные и техногенные факторы последовательного сокращения толщин нефтяных оторочек, как следствие переформирования, а наличие трудноизвлекаемых скоплений – деградации нефтяных залежей в юрско-неокомском разрезе отложений Среднего Каспия. 4. Возможность снижения рисков неопределенности модели и структуры запасов сложно построенных объектов на разных стадиях их изученности: при прогнозе преимущественной нефте- или газоносности территорий и отложений; при выборе моделей залежей с минимальной вероятностью неподтверждения (до 15 %); при обосновании зон наиболее вероятного распространения лучших коллекторов; при выделении участков с минимальной вероятностью прорыва газа в нефтяные оторочки. Практическая ценность и реализация работы. При непосредственном участии автора создано свыше 80 завершенных петрофизических моделей для цифрового геологического и гидродинамического моделирования месторождений и структур различной степени подготовленности, изученности, сложности и перспективности, большая часть из которых прошла успешную апробацию в ФБУ «ГКЗ». Применение традиционных и усовершенствованных методик комплексного литолого- фациального анализа и моделирования резервуаров способствовало повышению достоверности геологических моделей залежей сложного строения. Выводы и рекомендации, изложенные в диссертационной работе, отражены в 33 научно- исследовательских отчётах и других работах и приняты к практическому использованию при планировании ГРР, при уточнении сырьевой базы производственных подразделений компании ОАО «ЛУКОЙЛ» и других организаций, что нашло отражение в материалах внедрения полученных автором результатов работы в ООО «Нижневолжскнефть». Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений по следующим пунктам формулы специальности: - разработка и совершенствование теоретических основ месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры; - определе- 6 ние геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков; - совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа, оценка их ресурсов и подсчет запасов. В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует пунктам: 1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа: - условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре; - миграция УВ; 2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений: - современные методы поисков и разведки месторождений. Методы исследования, фактический материал и личный вклад. В работе использован комплекс традиционных методов петрографии, полевой и промысловой геофизики и нефтегазопромысловой геологии в сочетании с предложенными автором методическими приемами многовариантного моделирования неоднородности внутреннего строения природных резервуаров. В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных в период с 2004 по 2014 гг. При подготовке диссертации использованы результаты собственных и коллективных исследований, а также опубликованные работы по данной проблеме и фактические материалы производственных организаций ОАО «ЛУКОЙЛ» и других организаций. Автором в работе применены известные и новаторские передовые технологии построения моделей с использованием программных комплексов геологического моделирования (Roxar, Petrel) и обработки результатов исследований (ArcView, AutoCAD, Соrel Draw, STATISTICA). Апробация работы. Основные материалы диссертации доложены на конференциях и совещаниях: «Проблемы бассейнового и геолого-гидродинамического моделирования» (Волгоград, 2006); научно-практические конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (Москва, 2013, 2014); научно- практические конференции EAGE «Геомодель» (Геленджик, 2013, 2014); ХХ Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013); «Цифровое моделирование» (Москва, 2014); конференции пользователей ПО ROXAR (Турция, 2013, 2014); Международная научно-практическая конференция: «Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУ- 7 КОЙЛ» (Волгоград, 2014); 1V всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли» (Ставрополь, 2014). Публикации: по теме диссертационной работы опубликованы 14 статей, из которых 5 в ведущих научно-технических рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Структура и объем работы: Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 106 наименований, изложена на 165 страницах основного текста и содержит 56 рисунков и 11 таблиц. В первой главе изложено состояние изученности и методология решения проблемы создания моделей сложно построенных залежей нефти и газа. Во второй главе приведен краткий очерк геологического строения исследованных территорий. В третьей главе представлено моделирование сложного разломно-блокового строения месторождений. В четвертой главе представлены результаты моделирования выделенных структурногенетических типов, состава и свойств пород-коллекторов в карбонатных и терригенных отложениях. В пятой главе рассматривается моделирование двухэтапного процесса формирования и размещения залежей нефти и газа Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений. В шестой главе решены вопросы минимизации рисков освоения сложно построенных резервуаров и месторождений различной степени изученности. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Первое защищаемое положение «Доминирующая роль сбросо-сдвигов в формировании современного сложного разломно-блокового строения присбросовых залежей УВ в юрско-меловом комплексе пород в пределах Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений». Основы системного подхода, геологического моделирования, выполнили в прошлом и продолжают его совершенствовать в настоящее время такие ученые как Х. Азис, Э.А. Бакиров, А.Ф. Белоусов, А.В. и В.А. Бочкаревы, Д.В. Булыгин, В.А. Гридин, В.П. Гаврилов Л.Ф. Дементьев, А.Н. Дмитриевский, К.Е. Закревский, Ю.Н. Карогодин, Н.А. Касьянова, А.Э. Конторович, О.С. Обрядчиков и многие др. В обобщенных схемах геологического моделирования нефтегазоносных объектов для основных этапов и стадий изученности месторождений особое внимание уделено пространственным (объемным) моделям (3D). Наиболее сложные геологические модели при этом присущи тем из них, которые осложнены разрывной тектоникой. Средний Каспий. Главная причина сложности геологического строения месторождений заключается в том, что юрско-меловые отложения повторили структурный план 8 размытого рельефа и трассы разрывных нарушений от каменноугольных отложений, унаследовав при этом блоковую структуру и линейные, протяженные преимущественно субширотного простирания складки. На месторождениях Ракушечно-Широтного вала сбросы и сбросо-сдвиги установлены по материалам сейсморазведки по профилям 3D. Поперек длинной оси складки в ее присводовой части располагаются короткие диагональные (кулисовидные) сбрососдвиги с крутопадающей плоскостью сместителя нарушения (до 80о) (рис.1). Сбрососдвиги подтверждены бурением и имеют юго-восточное простирание (рис. 2) и амплитуду смещения пород в плоскости сместителя 10…60 м (рис.3). Сбросо-сдвиги секут складку под разными углами с приблизительно одинаковым перемещением, как по падению, так и по простиранию (рис. 1). К прямым признакам относятся и материалы бурения добывающих горизонтальных скважин, пересекающих сбросы и сбросо-сдвиги (прибор EcoScope). На месторождении им. Ю. Корчагина переход от Центрального блока к Восточному блоку подсечен горизонтальной скв. 114, ко- торая по данным геонавигации на отрезке от 5458 м до 6000 м пересекла систему ступенчатых сбросов. Бло к Б ( Ц ент ра льны й) Б лок В ( З апад ны й ) А 5Р 4Р Б лок А ( Вост оч ный ) 2Р 6Р c a2 a1 6 0м А1 Рис. 1. Крутое положение прис- Рис.2. Роза-диаграмма бросовых продуктивных пластов простирания сбросов на сейсмопрофиле 3D a Об (120м) a4 a3 20 м 40 м в3 в2 в1 в об (120м ) в4 Б1 Б K1nc d f Рис.3. Ступенчатые сбросо-сдвиги месторождения им. В. Филановского Конседиментационные сбросо-сдвиги чехла (как отражение тектонических напряжений растяжения пород) развиваются по трассам палеозойских разломов (формировавшихся в условиях сжатия пород) и потому имеют ту же направленность, но с обратным знаком смещения пород по плоскости сместителя нарушения (реверсные сбросы). Линии сбросов и сбросо-сдвигов являются границами блоков и имеют ступенчатый облик (рис. 1, 3). В совокупности все нарушения, выделенные по прямым и косвенным признакам, группируются в сложные системы и разломно-блоковые структуры, иногда очень сложные и образованные не одновременно. При этом существенно меняется прежнее безразломное, упрощенное представление о геологическом строении месторождений: становится очевидным блоковое строение месторождений (до двух уровней 9 блоковой делимости: крупноблоковое и мелкоблоковое), находят свое объяснение блоково-деформационные ограничения петрофизических неоднородностей пластов, а также роль присбросовой трещиноватости пород в обеспечении повышенной продуктивности скважин. Северо-восточная часть Амударьинской впадины характеризуется ступенчатым погружением фундамента в сторону Амударьинской впадины (рис.4). Кандымская группа месторождений (Парсанкуль, Аккум, Ходжи, Кандым и другие) находится на северо-западе Чарджоуской тектонической ступени, где впервые выделены и уточнены местоположения границ блоков, разнонаправленных сбросов и присбросовой трещиноватости. Верхний этаж – осадочный чехол, вмещающий соляно- ангидритовый и карбонатный комплексы юрского возраста повторил основные черты геологического строения нижнего структурного этажа (палеозойский фундамент) вместе с трассами разрывных нарушений (линии выходов палеозойских надвигов и взбросов) (рис. 4). Изолированность блоков подтверждается различным количеством залежей в каждом блоке, застойным режимом вод в каждом блоке и результатами опробования (разные уровни ГВК). Границами блоков месторождения Парсанкуль служат конседиментационные реверсные сбросы и сбросо-сдвиги. Разрывные нарушения в большинстве своем имеют крутое падение. Выделены две системы нарушений древнего заложения: северо-западной и северо- восточной ориентировки (рис. 5). Рис. 4 . Схематический разрез отложений Рис. 5. Роза-диаграммы Рис. 6. Соотношение пронижнего и верхнего структурного этажей ориентировки сбросов дуктивных пластов в структуре блокового строения Субмеридиональные продольные (как правило, параллельные) сбросо-сдвиги, совпадают по простиранию с длинной осью Парсанкульской складки. Субширотные сбросо-сдвиги параллельны друг другу, расположены поперек длинной оси складки и под углом по отношению к меридиану и широте, что предопределило ромбовидную форму блоков и структур (рис. 6). В цифровую геологическую модель месторождения при построении структурного каркаса впервые были вмонтированы разрывные нарушения, ко- 10 торые образуют на поверхности продуктивных горизонтов сложную блоковую структуру рассматриваемой территории (рис. 6). Разломно-блоковая модель многопластовых месторождений подтверждена последующими результатами сейсморазведки по профилям 3D. Второе защищаемое положение «Закономерные изменения выделенных структурно-генетических типов, состава и свойств пород-коллекторов в сложно построенных залежах изученных месторождений». При моделировании неоднородности пространственного распределения литологических типов пород в объеме резервуара при редкой сети разведочных скважин и отсутствия сейсмических атрибутов использовались методы стохастического моделирования на примере недостаточно разбуренного Восточно- Ламбейшорского месторождения. Для этого определены наиболее вероятная модель распространения различных литотипов и области их распространения по площади и разрезу залежи. Литотипизация коллекторов месторождения выполнена для последующего прогнозирования их распространения на стадии разведки месторождения. В результате литолого- фациального анализа создана обобщенная цифровая литолого- фациальная модель распределения коллекторов, зоны их выклинивания или замещения непроницаемыми разностями. Нефтеносность приурочена к рифогенному массиву задонского горизонта, включающему ядро рифа, сложенного вторичными доломитами, а также зарифовыми и надрифовыми карбонатными отложениями, образующими структуру облегания. На месторождении пробурено три скважины и детально изучен керновый материал. Анализ построен таким образом, что переходы одного литотипа пород к другому должны были соответствовать законам осадконакопления. Границы между литотипами моделировались стохастически с созданием нескольких равновероятных моделей, соответствующих скважинным данным. Стохастические технологии литологического моделирования позволили: получить более реалистичные и более детальные трехмерные литологические модели, особенно в неразбуренных частях залежи; получить комплект реализаций литологической модели; гибко интегрировать в литологическую модель результаты динамической интерпретации 3D сейсморазведки; учитывать при литологическом моделировании геологические представления/концепции об условиях формирования пластаколлектора. В разрезе месторождения по данным ГИС уверенно выделяются два литотипа пород (доломиты и известняки). По структуре пустотного пространства каждый тип может 11 быть разделен на три типа коллекторов: трещинный (основной объем), трещиннопоровый и порово-кавернозный. Трещинный тип, не содержащий значимых запасов нефти, обеспечивает гидродинамическую связанность резервуара. В известняках это тип 1, в доломитах - тип 4 (табл. 1). На основе 3D геологической модели было спрогнозировано развитие типов в объеме залежи. При моделировании литотипов стохастическим методом просчитаны 33 реализации. В результате осреднения получен трехмерный куб типов коллекторов. Моделирование производилось по типам пород с учетом диапазона пористости, определенного для каждого типа. Литолого-фациальный анализ карбонатных коллекторов для последующего прогнозирования их распространения на стадии разработки выполнен на примере Дорожного месторождения. Залежь нефти (1,75 х 1,23 км) установлена в карбонатном (рифогенном) массиве верхнего девона. Прежняя геологическая модель 2D представлялась Таблица 1– Структура выделения литотипов Восточно-Ламбейшорского месторождения Литотип Тип коллектора № типа Кп, д.ед. Кпр, мД Известняк трещинный 1 0,003 1,0 трещинно-поровый 2 0,036<Кп<0,07 203,3 порово-кавернозный 3 Кп>0,07 412,8 трещинный 4 0,003 1,0 трещинно-поровый 5 0,056<Кп<0,09 95,6 порово-кавернозный 6 Кп>0,09 587,5 Доломит сравнительно простой, однородной по составу и ФЕС пород в резервуаре. Пробуренная в благоприятных условиях (сводовая часть рифа) скв. 1 полностью обводнилась в течение года после ввода в эксплуатацию. Скважины на крыльях массива работают спустя пять лет с ничтожной обводненностью. По литологическим особенностям и микрофаци9- Plat -2540 и и е о и и й к к н н с е о н х н х м д -2582 -2584 -2586 м р о а а разнонаправленная терщиноватость обломков пород в е Ф З г) екта по типам пород-микрофаций й й В и 2714 с с к -2572 к е и -2570 4 н н -2574 2726 2714 е -2576 Д р а а о в е Ф З -2568 -2578 Рис. 7. Литолого-фаци1 2 -25803 -2582 Рис. 3.16. Литолого - фациальная модель -2584 4 Рис. 8. Модель залежи 2726 массива (рудстоуны/грейнстоуны); II Рис 3.17. Модель залежи по напровлению трещин -2586 2-известМикрофации:1- известняки органогенно-обломочные (рудстоуны/грейнстоуны); м яки амфипоровые (флаутстоуны) с линзами водорослевых известняков (байндстоуны); - известняки (в том числе доломиты) органогенно - обломочные рудстоуны/флатстоуны/ рейнстоуны с линзами водорослевых (баундстоуны) и фораминиферово-водорослевых (баундстоуны/вакстоуны); 4 - известняки биогермные, водорослевые (баундстоуны) альная модель (рис. 7): I объект - вершинная часть а -2580 -2566 наклонное, ВНК -2562.8 в -2578 -2564 3 в) самостоятельных подсчетных объ- 3 р -2576 -2562 и -2574 -2560 Ф -2572 2 Л -2570 ВНК -2562.8 м д -2558 Д е В Ф р а н с к и й Л и в е н с к и й -2568 горизонтальное, 2692 -2556 -2560 -2564 модели вертикальное резервуара выделены три основных б) н н н с н -2552 2692 -2554 -2556 -2558 а) -2550 -2554 литолого-фациальной Преобладающее направле ние трещиноватости: к и с с -2548 постройки (скв. 2, 3). В представленной -2546 -2550 -2566 16- Plat и с с к к -2544 1 к -2546 -2562 9- Plat а а -2542 й -2544 -2552 10 Plat (III) 10 - Plat -2540 -2542 -2548 16- Plat й й й й я я 10 Plat (III) 10 - Plat С ист ем а От дел Я р ус Го ризонт С истема Отд ел Я рус Гори зо нт ям в продуктивных отложениях выделены ядро (скв. 1) и крутые склоны органогенной по направлению трещин объект – остов органогенной постройки (флаутстоуны); III объект - склоновые (фланговые) части массива (рудстоуны /флаут- 12 стоуны/грейнстоуны). Породы I объекта характеризуются наилучшими в объеме залежи показателями коллекторских свойств: пористость 10 %, проницаемость 466 х 10-15мкм2, но объем пород только 7,2 %. Породы II объекта максимально плотные (пористость 2,5 %, проницаемость 178 х 10-15 мкм2), объем - 15,7 %. Породы I и II объектов характеризуются преимущественно вертикальной трещиноватостью (рис. 8). Третий объект характеризуется развитием известняков с развитой горизонтальной трещиноватостью. ФЕС пород в них хуже (8 %, проницаемость 296 х 10-15 мкм2), но они занимают основной объем резервуара - 77,1 %. Установлено, что между I и II объектами залежи, с одной стороны, и III объектом - с другой, отсутствует гидродинамическая связь в результате наличия между ними литологического (различные микрофации) или капиллярного барьера, а также за счет блокировки фильтрации флюидов на стыке пород с ортогональной системой трещин. Третье защищаемое положение «Критерии многоэтапного формирования нефтяных и газоконденсатных месторождений; природные и техногенные факторы последовательного сокращения толщин нефтяных оторочек, как следствие переформирования, а наличие трудноизвлекаемых скоплений – деградации нефтяных залежей в юрско-неокомском разрезе отложений». Средний Каспий. Основные положения концепции формирования залежей УВ в акватории Среднего Каспия в контексте бассейнового моделирования заложены в ряде работ (В.А. и А.В. Бочкаревы, С.Б. Остроухов, А.А. Клименко, В.И. Гладков, А.С. Панченко, А.С. Перехода, Э.С. Сианисян и другие). В развитии данных представлений восстановлены палеоусловия вхождения материнских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН) и главную зону газообразования (ГЗГ), что позволило историю формирования залежей разделить на два укрупненных этапа: первый – нефтегазовая история (формирование залежей) и второй - газоконденсатная история (переформирование залежей). В соответствии с современной катагенетической зональностью юрские глубокопогруженные отложения в Терско-Каспийском прогибе находятся в настоящее время в ГЗГ и являются источником УВГ независимо от типа ОВ. Формирование залежей осуществляется в рамках обособленной юрско- меловой проточной генерационно-миграционно-аккумуляционной системы отложений (генетическое единство зон генерации и накопления УВ, залежей нефти и газа на разнопротяженных расстояниях между зонами и внутри них). Формирование, переформирование и деградация нефтяных залежей. Согласно 13 концепции двухэтапного формирования месторождений региона, в юрско-меловой системе на первом этапе формировались нефтяные месторождения как в зоне генерации, так и на путях миграции УВ (рис. 9А, 10). В их составе значительную долю составляли газообразные УВ, что способствовало образованию газовых шапок над нефтяными оторочками, высокой подвижности нефти и ее продвижению на значительные расстояния. На одном из поднятий поперечного к зоне генерации Хвалынского вала были сформированы нефтяные залежи: наиболее крупные в верхней части разреза под региональной титонской ангидритовой покрышкой и в известняках кимериджа. На время их формирования нефти характеризовались высокой подвижностью и хорошими промысловыми качествами. Рис. 9. Схема миграционных потоков УВ в юрско-меловых отложениях Среднего Каспия на первом (нефтяном - А) и на втором (газоконденсатном - Б) этапах формирования залежей Рис. 10. Палеотектонические профили и реконструкция условий нефтегазообразования в акватотории Среднего Каспия На втором этапе (длительный период до настоящего времени) происходит процесс переформирования и разрушения нефтяных залежей (рис. 9Б, 10). На этом этапе судьба нефтяных залежей зависела от места их нахождения: в створе или вне путей миграции УВГ. На тех месторождениях, где миграционные потоки не прерывались и не меняли «русло» на всех этапах формирования залежей, нефти сохраняют высокие промысловые характеристики за счет растворения в ней газа и конденсата, поступивших на втором этапе их эволюции. В результате коэффициент нефтеотдачи нефтяной оторочки месторождения им. В. Филановского достигает 0,63. Нефтяные залежи, оказавшиеся на втором этапе вне путей миграции, подвергаются деструкции (теряют растворенный газ и легкие компоненты самой нефти) и приобретают характер реликтовых скоплений увядающей нефти в застойной зоне (плотность, вязкость и другие свойства нефти постепенно приближаются к кондици- ям тяжелой битуминозной нефти). Степень деструкции нефти зависит от продолжительности ее пребывания в изоляции и скорости потери летучих компонентов. При- 14 мером может служить кимериджская и нижезалегающие залежи Хвалынского месторождения. Промышленная ценность трудно- или неизвлекаемых запасов нефтяных скоплений в юрских отложениях значительной территории акватории южнее Хвалынско-Сарматского вала в настоящее время проблематична (коэффициент нефтеотдачи таких залежей не превышает 0,1-0,15). Формирование газоконденсатных месторождений. Юрские глубокопогруженные отложения в Терско-Каспийском прогибе находятся в настоящее время в ГЗГ и являются источником УВГ (рис. 9Б, 10, 11). Из зоны генерации УВГ берут начало многочисленные пути ближней и дальней миграции УВ (струйные потоки) сначала по юрским, потом по нижнемеловым отложениям. Отсюда преимущественная газоносность недр на открытых и еще не выявленных месторождениях в акватории Среднего Каспия. В результате многочисленных перестроек структурного плана изменились трассы миграционных потоков УВГ. Переток УВГ под региональную покрышку произошел на подступах к месторождениям («170 км», Хвалынское) (рис. 12). Двигаясь по Хвалынскому валу под ангидритовой покрышкой, УВГ, поступая в нефтяные залежи первого этапа формирования, частично растворили в себе титонскую нефть ранней генерации, а другую часть нефти вытеснили за пределы ловушек. В результате на месторождениях Хвалынско-Сарматского вала под соленосной покрышкой сформировались крупные газоконденсатные залежи в титонских пластахколлекторах (рис.12). Рис. 11. Юрско-меловая генерационно-аккуму- Рис. 12. Формирование газоконденсатных залежей ляционная система формирования залежей на месторождениях им. Ю. Кувыкина, УВ Среднего Каспия Хвалынское и 170 км Месторождения Ракушечно-Широтной зоны поднятий находятся в пределах очень крупной промежуточной зоны накопления и переформирования скоплений УВ ранней и поздней генерации. Судя по толщине нефтяных оторочек месторождений этой зоны, интенсивность газового потока максимальная в его восточной части (от месторождения Хвалынское к месторождению им. Ю. Корчагина). В пределах каждого место- 15 рождения интенсивность поступления УВГ также разная: наиболее значительная в максимально приподнятом центральном блоке. Признаки внедрения газа в нефтяную оторочку, а затем в газовую шапку в центральном блоке месторождения им. Ю. Корчагина отмечаются по существенным систематическим и композиционным изменениям газовых сред и нефти на пути движения снизу вверх УВГ. Формирование газовой шапки происходило за счет массопереноса УВ из нижележащих отложений в условиях интенсивного газового потока. В результате вмешательства человека ускоряется начатый природой необратимый процесс сокращения по толщине нефтяной оторочки. При современной толщине 20 м сокращение некомско-верхнеюрской части оторочки за длительную историю второго этапа составило 70 м. Соответственно увеличивалась толщина газовой шапки: с 40 м до 110 м (современное положение). При разработке нефтяной оторочки рассматриваемого месторождения на фоне снижения дебитов и добычи нефти фиксируется рост дебита и добычи газа, газового фактора (от 180,9 м3/т в скв.109 до 1564,8 м3/т скв.113), а также отношения нефтегазовой смеси в продукции скважин в пользу газа (ГНО). При этом в одной группе скважин отмечаются высокие значения отношения ГНО (до 1563 у.е.), в другой – относительно низкие величины (181 у.е.). Установлена зависимость ГНО в продукции скважин от угла наклона продуктивного пласта. По этому показателю территория месторождения разделилась на три блока: западный, центральный и восточный (рис. 13). При этом скважины в центральном блоке контрастно отличаются большими 9334000 9336000 9342000 4980000 3 13 5 2 12(3) G01 5.7 1219 14 6 1 109 4 2.5 181 G-01bis 3 107 110 2.7 962 VP1 2.6 236 116 1.5 323 113 В 3 2 5 1 4976000 4976000 117 5 2 2.3 814 4.1 1565 500 1000 1500 2000 2500m 4974000 0 4 11 5 ВП-2 4978000 105 1.5 234 9348000 4980000 104(1) 9346000 114 Ц 5.2 802 9344000 122 104 1 4974000 9340000 122-pilot З 4978000 9338000 3 1:50000 9334000 9336000 9338000 9340000 9342000 9344000 9346000 9348000 Рис. 13. Показатели ГНО по площади месторождения им. Ю. Корчагина Рис. 14. Зависимость увеличения ГНО от угла падения вскрытых продуктивных отложений и времени эксплуатации скважин значениями ГНО от группы скважин в западном и восточном блоках. После ввода в эксплуатацию скважин западного и восточного блоков спустя 9 месяцев отборов нефти, ГНО в этих частях осталось практически в исходном положении (рис. 14). Наибольший отпечаток на условия формирования и размещения залежей УВ, на 16 состав и свойства нефти, конденсата и газа накладывают последние эпохи геологической истории, исходя из чего сделан вывод о решающем влиянии УВГ на формирование и переформирование современных залежей УВ в акватории Среднего Каспия. Северный борт Амударьинской впадины. Газоконденсатные залежи Кандымской группы месторождений формировались в единой автономной юрской генерационноаккумуляционной системе. Источник генерации УВ находится в пределах глубокопогруженных зон нижнесреднеюрских отложений Амударьинской впадины. Рассматриваемая группа месторождений в карбонатном комплексе отложений находится в зоне аккумуляции УВ на путях их струйной миграции (рис.15, 16, 17). На единый источник образования и на приуроченность к одной трассе движения УВ по ступенчатой (латеральновертикальной) схеме может указывать относительно близкий по составу и свойствам УВГ в цепи месторождений от Алата до Парсанкуля с перепадом отметок кровли одноименных продуктивных пластов 180 м. Результаты промысловых исследований указывают на закономерные изменения в составе и свойствах газа по простиранию (восстанию пластов) и разрезу отложений. Так, содержание С5+высшие в составе газа закономерно увеличивается с юго-востока на северо-запад от 0,3 % (Кувачи-Алат) до 0,78 - 1,59 % (Парсанкуль-Западный Ходжи), а потенциальное содержание конденсата с 15 г/м3 до 23 - 74 г/м3. Те же закономерности, но снизу вверх наблюдаются и в пределах одного месторождения. Магистральный поток газа осуществляется по пластам XV-1 и XV-2 Рис. 15. Соотношение залежей в разрезе месторождения (куб насыщения) Рис. 16. Схема формирования залежей месторождения Парсанкуль Рис. 17. Формирование тектонически экранированных залежей горизонтов. Постоянно действующий источник генерации предопределяет интенсивную миграцию и аккумуляцию УВ в ловушках зоны накопления, приуроченных к положительным структурным элементам. В наиболее глубинных и высокотемпературных зонах генерации нижняя часть материнских отложений вошла в зону образования углекислосероводород-метановых газов. Это нашло отражение в повышенном содержании кислых компонентов (Н2S, CO2 до 7,85 %) в составе газа на ближайших к 17 зоне генерации месторождениях Кувачи и Алат. Четвертое защищаемое положение «Геологические предпосылки снижения рисков неопределенности модели и структуры запасов сложно построенных объектов на разных стадиях их изученности». На этапе поисков месторождений УВ при прогнозе преимущественной нефтеили газоносности территорий и отложений. Минимизация риска неточного прогноза приоритетного вида углеводородного сырья имеет важное значение при стратегическом планировании недропользователем будущей хозяйственной деятельности в регионе и возможна за счет научно обоснованных направленных поисков и разведки нефтяных или газовых месторождений, или тех и других одновременно. Прогноз нефте- или газоносности недр осуществлен на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности. Площадная зональность земель различной перспективности на нефть и газ базировалась на катагенетической зональности, что, в конечном счете обеспечивало достоверность выделения и детальную характеристику территорий: от высокоперспективных до бесперспективных на все виды УВ. Перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений рассматриваются совместно на основе их генетического единства. В этом состоит основное содержание карты перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений), При выделении основного направления ГРР первостепенное значение придавалось расшифровке условий формирования залежей УВ или генетическому принципу нефтегазогеологического районирования. Именно этот принцип положен в основу поисков залежей нефти и газа и определения основного направления ГРР в пределах Среднего Каспия – поисков залежей нефти и газа, сформировавшихся за счет УВ, генерированных юрскими отложениями ТерсРис. 18. Схема юрско-ме- ко- Каспийского прогиба (юрско-меловое направление ГРР) -лового направления ГРР (рис.18). Территория, перспективная на газ (газоконденсат), включает обширные области глубокопогруженных подсолевых юрских отложений Терско-Каспийского прогиба и прилегающих территорий, юрско-меловых отложений Хазри-Титонского, СарматскоХвалынского и Ракушечного валов. Вся остальная территория акватории и прилегающей суши приходится на земли, перспективные на нефть или преимущественно на нефть: 18 юрско-меловые отложения Северного Каспия, Ракушечно-Широтный вал, сводовые поднятия Центральное и Ялама-Самур. Схема, отражающая перспективность территории на определенный тип УВ сырья, позволяет вести направленные поиски нефтяных (объект 1), нефтегазовых (объекты 2 и 4), газовых и газоконденсатных (объект 3) месторождений, а также обосновать бесперспективную зону (кряж Карпинского – заштрихованная область) (рис. 18). На этапе разведки месторождений УВ. При разведке преобладающих в настоящее время мелких и сложно построенных месторождений нефти интегрированный анализ геологических данных позволил построить серию конкурирующих моделей геологических объектов и оценить их адекватность (метод многовариантного моделирования). Весь этот ряд возможных геологических моделей, отражающий достигнутый уровень изученности объекта, использован для снижения рисков неэффективного ведения ГРР, преодоления неопределенности модели и структуры запасов залежи, а также для оптимального размещения проектных разведочных и эксплуатационных скважин в зонах наиболее вероятного распространения лучших коллекторов. Привлекаемые программные комплексы цифрового моделирования позволили учесть большой объем фактического материала для учета геологических неопределенностей и оценить их влияние на оценку геологических рисков. С этой целью по месторождениям Ракушечно- Широтного вала проведена систематизация неопределенностей геологического строения. Затем путем комбинирования неопределенных элементов строения залежи построены вариации трёхмерных геологических моделей и на их основе многовариантный вероятностный расчет подтверждения оценок начальных геологических запасов и рисков (относительных ошибок) неподтверждения оценок. При этом наиболее вероятный вариант геологического строения залежи сохранял ряд неопределенностей в отношении отдельных элементов, главные из которых структурные и литолого-петрофизические. Доля указанных и других факторов неопределенностей очень велика, учитывая низкую степень изученности залежей. Снижение рисков неэффективного ведения ГРР месторождений возможно за счет уточнения структурной модели залежи. Так, блоковое строение месторождения им. Ю. Корчагина установлено путем анализа соотношения нефти и газа в продукции эксплуатационных скважин (ГНО). Низкие значения ГНО оказались в опущенных блоках, а высокие – в центральном блоке. Наличие структурных неопределенностей рассматривае- 19 мого Восточно-Ламбейшорского месторождения обуславливается тем, что кровля структуры вскрыта только тремя скважинами. На остальной площади кровля резервуара моделируется на основе сейсмической карты, имеющей объективную погрешность для данной глубины на уровне 15 м. С учетом этого, в вероятностный анализ включаются модели, в которых межскважинная поверхность варьируется с отклонением от базисной на ±15 м. При учете литотипов пород в зонах наиболее вероятного распространения лучших коллекторов. Сложившийся опыт прогнозирования распространения выделенных типов коллекторов и оценка рисков не подтверждения структуры запасов месторождения позволяет вести адресную разведку и эксплуатационное разбуривание сложных по строению залежей УВ с наименьшими экономическими и временными потерями. На данной стадии изученности Восточно-Ламбейшорского месторождения были определены следующие наиболее значимые неопределённости залежи: интерполяционные и петрофизические. Литотипизация коллекторов позволяет выполнить вероятностную оценку запасов нефти месторождения с учетом имеющихся неопределенностей в исходной информации и методике моделирования. Для этого по каждому типу в трехмерной геологической модели рассчитаны эффективные нефтенасыщенные объемы, средние значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности (исключение - типы 1 и 4), оценка геологических запасов нефти. Основную массу пород занимает 1 тип (известняк трещинный), но основные запасы нефти содержаться в типе 3 (известняк поровокавернозный). Многовариантное моделирование на вероятностной основе заключается в рассмотрении множественных комбинаций, учитывающих отмеченные неопределенности. В результате была сформирована матрица оценок начальных геологических запасов. При этом каждый из рассматриваемых вариантов является возможным и равновероятностным. На основе данного анализа определены уровни запасов с вероятностью подтверждения Р-90; Р-50; Р-10. Базовый вариант оценки запасов соответствует уровню подтверждения Р-50, который используется для основных технологических расчетов. Остальные варианты показывают диапазон возможных отклонений. Наряду с построением вероятностного распределения оценок запасов важным является также определение рисков, выражаемых относительными ошибками каждого варианта. Расчет относительной ошибки конкретной оценки запасов определяется статистически через среднеквадратическую ошибку по отношению к остальным вариантам, 20 деленную на величину данной оценки. Варианты с высокой вероятностью оценок запасов (Р-65…Р-90) характеризуются подтверждаемостью в большинстве рассчитанных вариантов, так как остальные варианты с относительными ошибками от 25 % до 35 % отличаются от них в большую сторону. Использование этих вариантов в технологических расчетах обуславливает высокий риск неоптимальной системы разработки. Варианты с низкой вероятностью оценок запасов (Р-25…Р-10) характеризуются и большим риском не подтверждения, а также значительными относительными ошибками (до 25 %), так как большинство других вероятных вариантов имеют отклонение в меньшую сторону. Оптимальными по соотношению вероятности подтверждения запасов и минимальными ошибками (до 15 %) являются варианты Р-57…Р-43. В процессе подготовки диссертации на месторождении была пробурена субгоризонтальная скв. 23. Скважина вскрыла продуктивный горизонт примерно на 25 м выше, но эффективная нефтенасыщенная толщина в ней оказалась меньше ожидаемой, что привело к некоторому уменьшению запасов. После актуализации геологической модели запасы по месторождению укладывается в ошибку до 15 % и в диапазон вариантов от Р-57 до Р-43. Таким образом, новая скважина подтверждает надежность изначально заложенных принципов в оценку запасов Восточно- Ламбейшорского месторождения. На позднем этапе разведки месторождений УВ снижение рисков нереальной оценки подготовленных к разработке промышленных запасов нефти и газа достигалось за счет обоснования достоверной разломно–блоковой модели месторождений УВ. В результате снизились риски неоптимального заложения разведочных и эксплуатационных скважин и создания нереальных геолого-гидродинамических моделей газовых залежей месторождения Парсанкуль. На стадии доразведки месторождений УВ цифровые геологические модели залежи с реальным распределением литофаций и плотности запасов нефти в рифовом массиве снижают риски неэффективной эксплуатации скважин и в конечном итоге позволяют оперативно влиять на стратегию доразработки месторождений. На примере Дорожного месторождения трехмерные модели залежи выполнены в детерминистской и стохастической реализациях. Расхождение запасов по реализациям составило менее 3 %, что свидетельствует о достоверности модели и достаточной изученности месторождения. Суммарные геологические запасы залежи, рассчитанные в программном продукте, уменьшились только на 6 % по сравнению с предыдущим подсчетом, выполненным по 21 традиционной методике. В тоже время структура запасов залежи кардинально изменилась. Так, оказалось, что основные запасы сосредоточены в объеме III объекта (80 %), тогда как по предыдущей модели - в I и II объектах. В новой модели в этих объектах сосредоточено только 20 % запасов. При выделении участков с минимальной вероятностью прорыва газа в нефтяные оторочки. Снижение рисков неэффективного ведения ГРР на начальном этапе разработки морских месторождений возможно за счет установления участков с минимальными значениями ГНО. Низкие значения ГНО оказались в опущенных блоках (западный и восточный) с углами падения пласта 1о – 2,5о и средним значением ГНО 243 ус. ед., куда целесообразно направить горизонтальные секции проектных добывающих скважин с целью минимизации повышенного и ураганного прорыва газа в нефтяную оторочку. Заключение В работе представлены результаты исследования актуальных и проблемных вопросов моделирования строения и формирования сложно построенных резервуаров нефти и газа, а также минимизации рисков освоения сложно построенных резервуаров нефти и газа на разных стадиях их изученности на примере нефтегазовых объектов акватории Среднего Каспия, Узбекистана и отдельных месторождений в других регионах. Дан анализ существующих и собственных представлений о критериях формирования и цифрового моделирования геометрических и петрофизических особенностей сложнопостроенных резервуаров и залежей УВ, о важности степени изученности объекта в решении проблемы повышения достоверности и преодоления неопределенности модели. Рассмотрены критерии многоэтапного формирования залежей УВ в юрско- нижнемеловых отложениях акватории Среднего Каспия и Узбекистана и даны предложения по выявлению объектов определенного фазового состояния за счет обоснования направленных поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Показана различная роль газоконденсатных потоков в эволюции залежей УВ: а) разрушающая роль в процессах постепенного сокращения доли нефти в ловушках (нефтяных оторочек), б) не реализованная роль в переформировании отрезанных от миграционных путей увядающих трудноизвлекаемых и неизвлекаемых нефтяных скоплений в юрских отложениях, в) созидающая роль в формировании крупных газоконденсатных залежей и поддержании полноты их заполнения под структурные замки. Сделан вывод о решающем влиянии углеводородных газов на формирование и переформирование современных залежей УВ в 22 акватории Среднего Каспия. На примере месторождения им. Ю. Корчагина установлены природные и техногенные факторы внедрения газа в нефтяные оторочки месторождений Ракушечно-Широтного вала, ведущие к последовательному сокращению толщины нефтяных частей залежей в юрско-неокомском разрезе отложений. Представлены известные и авторские методические подходы к изучению строения и формирования многопластовых сложных по строению залежей УВ в рассмотренных регионах. Один из них основан на доказанной роли сбросо-сдвигов в формировании разломно-блокового строения месторождений, а также в вертикальной миграции УВ при формировании многопластовых залежей Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений. Другой основан на детальном литолого-фациального анализе при выделении литотипов пород-коллекторов и на особенностях цифрового моделирования литолого– фациальной неоднородности залежей УВ. Показаны геологические предпосылки снижения рисков неопределенности модели и структуры запасов сложно построенных объектов на разных стадиях их изученности: при прогнозе преимущественной нефте- или газоносности территорий и отложений; при выборе моделей залежей с минимальной вероятностью неподтверждения (до 15 %); при обосновании зон наиболее вероятного распространения лучших коллекторов; при выделении участков с минимальной вероятностью прорыва газа в нефтяные оторочки. Основные научные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в следующих работах: Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России: 1. Дорофеев, Н.В. Литотипизация коллекторов и оценка рисков на начальном этапе разведки месторождений / Н.В. Дорофеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – №10. – С.33-40 (автора 0,5 п.л.). 2. Филиппова, П.Б. Нетрадиционные подходы определения начального коэффициента нефтенасыщенности на поздних стадиях разработки месторождений по данным ГИС для подсчета запасов УВ / П.Б. Филиппова, Н.В. Дорофеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 12. – С.3744 (автора 0,25 п.л). 3. Дорофеев, Н.В. Формирование, переформирование и деградация нефтяных залежей Среднего Каспия / Н.В. Дорофеев, А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев, А.А. Калугин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – № 12. – С. 4-11 (автора 0,125 п.л.). 4. Дорофеев, Н.В. Формирование газоконденсатных залежей Среднего Каспия / Н.В. Дорофеев, А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, С.А. Талдыкин, А.А. Калугин // Гео- 23 логия, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – № 9. – С. 4-13 (автора 0,125 п.л.). 5. Дорофеев, Н.В. Причины и пути минимизация прорыва газа в добывающие скважины на месторождении им. Ю.Корчагина / Н.В. Дорофеев, С.А. Талдыкин, А.А. Калугин, А.В. Бочкарев // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 7. – С. 4-129 (автора 0,19 п.л.). В других изданиях: 6. Дорофеев, Н.В. Разломно-блоковое строение и формирование Кандымской группы месторождений /Н.В. Дорофеев, В.А. Бочкарев // Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России: сборник трудов: ХХ Губкинские чтения.– М.: РГУ им. И. М. Губкина. – 2013. – С. 40-41 (автора 0,06 п.л.). 7. Дорофеев, Н.В. Пути решения проблемы полного извлечения трудноизвлекаемых запасов / Н.В. Дорофеев, В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов // Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России: сборник трудов: ХХ Губкинские чтения.– М.: РГУ им. И. М. Губкина. – 2013. – С. 207208 (автора 0,04). 8. Бочкарев, А.В. Модели строения и формирования залежей газа месторождения Парсанкуль / А.В. Бочкарев, Н.В. Дорофеев, Л.А. Катаева // Сборник статей: «Вопросы геологии и обустройства месторождений нефти и газа». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2013. – Вып. 72. – С.199-209 (автора 0,23 п.л.). 9. Дорофеев, Н.В. Причины преимущественной газоносности юрско-меловых отложений Среднего Каспия / Н.В. Дорофеев, А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов // Сборник трудов: «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа». – Ставрополь: ООО ИД «ТЭСЭРА». – 2014. – С.56-59 (автора 0,06 п.л.). 10. Бочкарев, А.В. Концепция формирования залежей углеводородов в юрскомеловых отложениях Среднего Каспия / А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В. Дорофеев // Сборник трудов: «Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.9-12 (автора 0,08 п.л.). 11. Бочкарев, А.В. Концепция формирования залежей углеводородов в юрскомеловых отложениях Северного Каспия / А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В. Дорофеев // Сборник трудов «Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.7-9 (автора 0,06 п.л.). 12. Бочкарев, А.В. Восполняемые и невосполняемые запасы как следствие многоэтапного формирования месторождений / А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В. До- 24 рофеев, В.А. Бочкарев // Сборник трудов «Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.12-14 (автора 0,04 п.л.). 13. Дорофеев, Н.В. Концепция разломно-блокового строения месторождений / Н.В. Дорофеев, В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Бочкарев // Сборник трудов «Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.5-7 (автора 0,04 п.л.). 14. Бочкарев, А.В. Моделирование и минимизация рисков освоения сложно построенных месторождений / А.В. Бочкарев, Н.В. Дорофеев, Е.В. Ананьева / Геомодель – 2014: труды 16-й научно-практической конференции. – Геленджик: EAGE, 2014. – С. 28-31 (автора 0,09 п.л.). Подписано в печать 30.03.2015г. Издано 03.04.2015г. Формат 60/84 1/16. Усл. п.л. 1. Бумага офсетная. Заказ № 625. Тираж 100 экз. Отпечатано в издательско-полиграфическом центре ООО «ИПЦ – Гламур-Принт» 115432, Москва, 2-й Южнопортовый проезд, д. 10
