CC BY
1
12. Pyle G.F. Environmental risk factors of Karolinska encephalitis in humans // Geographical review. 1978. 68. pp. 157-70.
13. Saint-Marc F.D. Socialization of nature. Moscow: Progress Publishing House. 1977. pp. 251-254.
14. Khalilov S.H., Safarov S.H. Scientific and practical review of climate. Baku: 2001.
106 p.
15. Hussein Saglam. Landscape architecture. 2016. 1616 p.
16. Shannon G.V. Space-time and behavior in disease // Social sciences and medicine, 1977. 11. pp. 683-89.
17. http://www.esa.un.org/unup/p2k0data.asp .
18. http://www.sciencepublishinggroup.com/j/ajep , 2015.
УДК 553.98(470.6)
ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМОВ ЕСТЕСТВЕННОГО ВОСПОЛНЕНИЯ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ (НА ПРИМЕРЕ СТАРОГРОЗНЕНСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
А. А. Даукаев, Э. А. Абубакарова, Т. Х. Бачаева, В.И. Сарычев
Рассматривается актуальная проблема восполняемости запасов месторождений углеводородов на примере длительно разрабатывающегося Старогрозненского месторождения, расположенного на территории Чеченской Республики. Приведены краткие сведения о развитии представлений о скоротечности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, а также восполнении запасов месторождений различных регионов России, об истории разработки Старогрозненского месторождения (этапы освоения ка-раганских, чокракских и меловых залежей углеводородов). Перечислены основные показатели восполняемости запасов месторождений УВ - превышение накопленной добычи над утвержденными запасами нефти, длительные сроки разработки залежей нефти и газа. Отмечена необходимость дальнейшего изучения рассматриваемого региона (Терско-Сунженская нефтегазоносная область), в частности, Старогрозненского и других месторождений, в связи с совершенствованием теоретических основ и практики геологоразведочных работ.
Ключевые слова: Старогрозненское месторождение нефти, восполнение запасов УВ, залежь нефти, скважина, меловые отложения, флюидный режим.
Введение
Грозненский нефтеносный район относится к одному из старейших нефтегазодобывающих регионов мира. Как отмечалось выше, первое Старогрозненское месторождение нефти здесь открыли 1893 г. С этого года и по настоящее время (более 125 лет) данное месторождение находится в разра-
ботке. Последовательно здесь были открыты залежи нефти и газа в караган-ских и чокракских песчаных пластах надвиговой и поднадвиговой зонах, майкопских отложениях, верхнемеловых карбонатных, нижнемеловых отложениях. В последние годы в печати появился целый ряд публикаций, в которых отмечаются факты современной активности флюидодинамики в залежах УВ, изменения фазового состояния в разных частях залежи, изменения состава и свойств пластовых флюидов, об АВПД и др., по результатам исследования многих ученых можно рассматривать в качестве показателей восполнения запасов месторождений за счет новых притоков нефти в залежи. Подобные процессы фиксировались на месторождениях ряда нефтегазоносных регионов - Прикаспийского (Карачаганакское и др.), Волго-Уральского (Ромашкинское), в том числе Северо-Кавказского (Старогрозненское и др.).
Основная часть
Различные взгляды о длительных процессах нефтегазообразования и формирования их скоплений и соответственно об исчерпаемости и невоспол-няемости запасов нефти и газа появились еще в начале XX в. и существуют по сей день [1, 2]. Несопоставимость чрезвычайно малых скоростей процессов образования и накопления в залежах нефти и газа протекающих в течении десятков миллионов лет со скоростью эксплуатации месторождений позволило отнести нефть и газ к не восполняемым минеральных ресурсам. В течение многих десятилетий данный вывод лежал в основе теоретических положений ГРР и разработки. Однако с конца ХХ в. и по настоящее время получены новые данные, свидетельствующие о скоротечности процессов генерации, миграции и формировании скоплений УВ. В 1993 г. вышла работа Б. А. Соколова и А.Н. Гусевой где впервые в печати была озвучена мысль о возможности естественного восполнения запасов, существующих УВ.
В работе приведен целый ряд показателей, свидетельствующих о скоротечности процессов образования, миграции в ловушке и на дневную поверхность УВ: естественные выходы нефти и газа на поверхность во многих регионах мира - Австралия, США, Персидский залив, Апшерон и др. в значительных объемах за короткое время (миллиарды м3 и до 1 - 3 млн т нефти в год); мощные толщи газогидратов в современных осадках Мирового океана, содержащих триллионы м3 газа; значительные изменения состава нефтей от скважины к скважине (Западная Сибирь и др.) [3].
В последующие годы данную проблему развивали К.Б. Аширов (2000), Р.Х. Муслимов (2006) и др., А.Н. Дмитриевский (2007) и др. В своей работе Горюнов и др. дали оценку возможности восполнения запасов локальных скоплений УВ Волго-Уральского нефтегазоносного региона на основе анали-
за закономерностей изменения свойств и параметров нефтей (плотность, температура, газовый фактор и др.).
В частности, в работе А.Н. Дмитриевского, И.Е. Баланюк и др. [4,5] проблему восполнения запасов месторождений УВ увязывают с современными движениями земной поверхности. В своей работе они отмечают, что все процессы, наблюдаемые в районах интенсивной добычи нефти и газа - волновые и колебательные движения, восполнение запасов месторождений УВ и др. обусловлены флюидным режимом и свойствами земной коры (волноводы и др.). Как наиболее универсальный и интенсивный механизм, приводящий к движению флюидных потоков, обозначены дилатансионные расширения. Здесь же приводятся фактические данные о пространственно-временных связях флюидного режима нефтегазовых залежей с геодинамической активностью недр по отдельным регионам. В частности, по Терско-Сунженскому району, где ведется разработка миоценовых залежей Старогрозненской месторождения уже более 120 лет, выявлен волновой ход динамики флюидного режима залежей (с несколькими периодами с продолжительностью 11 -15 лет) совпадающий с периодами геодинамической и сейсмотектонической активизации региона. Наиболее высокая добыча нефти и газа с середины 1960-х и до 1975 года из разных месторождений тесно связана с наибольшим сосредоточением эпицентров землетрясений в данном регионе. Наиболее ощутимыми из них были землетрясения 1968 г. и др. Такая же картина наблюдается и в динамике добыче нефти из высокопродуктивных верхнемеловых залежей, разрабатывающихся с конца 50-х годов.
Старогрозненское и некоторые другие месторождения Терско-Сунженского нефтегазоносного района являются ярким примером скоротечности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Освоение караган-чокракских (миоцен) отложений
В начале 1890-х гг. А.М. Коншиным по результатам исследования геологических особенностей Старогрозненской площади было высказано мнение о больших перспективах обнаружения здесь нефти [6]. В первой же скважине, пробуренной в 1893 году на этой площади, был получен фонтан нефти с глубины более 130 м из миоценовых отложений. Из этой скважины, находившейся в эксплуатации до начала ХХ в., были добыты более 75 тыс. т нефти. В эти года были пробурены еще несколько скважин, в том числе знаменитая скважина №7/877 с мощным фонтаном нефти (дебит более 15 тыс. т сут.), из которой были получены за три года эксплуатации более 700 тыс. т нефти.
Такие результаты привлекли внимание к Грозненскому району крупных нефтепромышленников. Старогрозненская нефтеносная площадь стано-
вится известной всему миру. После фонтана в скв. 7/977 в печатных изданиях того времени появилось множество публикаций, в которых излагались совершенно разные мнения о возможном дальнейшем развитии Грозненской нефтяной промышленности. С 1901 г. в данном регионе геологическим комитетом России были начаты работы по изучению геологического строения и нефтегазоносности в связи с неудачными результатами бурения и все возрастающими потребностями в нефти. Работы по заданию главного геологического ведомства России проводились рядом известных геологов под общим руководством Н.А. Соколова (Г.П. Михайловский, К.П. Калицкий, И.Н. Стрижов, Е.М. Юшкин, Д.В. Голубятников и др.) [7,8]. Изучая строение Старогрозненской складки, И.Н. Стрижов и Е.М. Юшкин выявили наличие продольного разрыва по северному крылу и опрокинутость антиклинали к северу, что было подтверждено последующими детальными разведочными работами. К.П. Калицким и Е.М. Юшкиным были выполнены обобщающие работы по Грозненскому нефтеносному району. И.Н. Стрижов (1904) составил нормальный разрез караганского горизонта. В 1905 г. им же впервые был выполнен подсчет запасов нефти по Старогрозненскому месторождению на основе геологических аналогий (сравнительный анализ с уже добытой нефтью). Начальные балансовые запасы нефти по месторождению составили 23,3 млн т. Старогрозненские нефтяники одними из первых в мире стали применять различные методы воздействия на пласт. Так, И.Н. Стрижовым в целях повышения нефтеотдачи пласта было предложено применение закачки воздуха в караганские пласты. В 1906 году К.П. Калицкий составил впервые геологическую карту Старогрозненской площади. Работы геологов данного периода не носили системного характера за исключением работ К.П. Калиц-кого и И.Н. Стрижова. В 1918 г. балансовые запасы нефти были подсчитаны С.И. Чарноцким с использованием объемного и статистического методов, которые составили 40,2 млн т. Однако уже по переоценке запасов, выполненной в 1923 г. В.А. Сельским, балансовые запасы по месторождению составили всего 20,1 млн т [7]. В течение 1921-1922 гг. А.П. Шаповаловым впервые в Грозненской области был составлен обобщенный разрез продуктивной толщи для Старогрозненского района. Тщательность выполнения работы обусловила почти 15-летнее использование её в практической деятельности. По окончании восстановительных работ на промысловых площадях были начаты в небольших объемах геологоразведочные работы (ГРР), приведшие в мае 1922 г. к открытию новых высокодебитных залежей на участке Соленая балка Старогрозненской площади. Характерно, что геологические условия, вызвавшие существование в периклинальной части антиклинали многих высокодебит-ных залежей, остались невыясненными из-за несовершенства геологической документации того времени. Было установлено, что залежи Соленой балки
имеют водонапорный режим, тогда как находящиеся непосредственно западнее, в сводовой части той же Старогрозненской антиклинали, характеризуются режимом растворенного газа. На примере условий разработки залежей нефти участка Соленой Балки и их сопоставления с залежами остальной части Старогрозненской площади Н.Т. Лидтропом сформулировано понятие о водонапорном режиме. Исследования его по этой проблеме сыграли очень большое значение для развития дальнейшей добычи не только в Грозненском районе, но и в других нефтегазоносных областях. В результате изучения строения Старогрозненской антиклинали Н.А. Кудрявцевым в 1925 г. было сделано предположение о том, что Ташкалинский участок представляет собой самостоятельную антиклинальную складку, расположенную кулисообразно по отношению к Старогрозненской брахиантиклинали. Одновременно А.П. Шаповаловым (1924) и несколько позже И.Н. Стрижовым (1926) было высказано предположение о том, что северное крыло Старогрозненской складки осложнено продольным надвигом, как задолго до этого предполагал М.Е. Юшкин [8]. Детальное изучение строение Старогрозненской складки начинается в конце 20 - 30-х гг. В этот период закладывают скважины на продуктивный горизонт в майкопской свите 15 разведочных скважин на глубину 2000 - 2400 м, не вскрывшие майкопские отложения, которые, как стало известно, залегают значительно ниже. Вместе с тем результаты бурения доказали о наличии нефти в поднадвиговых пластах карагана, и уже в 1932 г. первая промышленная нефть была получена в скважине № 5-79 с глубины 1245 м дебитом 5...10 т/сут. Со следующего года заложили десятки скважин на под-надвиг. В связи с проблемами разработки поднадвиговых пластов в 1944 г. была создана специальная группа по освоению скважин. В этом же году началось бурение наклонно-направленных разведочных скважин на XII и XVI поднадвиговые пласты Старогрозненского месторождения, а в 1945 г. возобновили эти работы на Ташкалинском участке. В том же году в нескольких скважинах, пробуренных в пределах Ташкалинской площади, были получены фонтаны нефти. Это было наиболее крупным достижением геологоразведочных работ в период войны на территории Чеченской Республики. Открытие Ташкалинского месторождения способствовало увеличению добычи нефти и обеспечению нефтеперерабатывающих заводов УВ-сырьем. В целом, за 1943 - 1945 гг. были добыты примерно 2,5 млн т нефти [9, 10]. В итоге, на миоценовых отложениях Старогрозненского месторождения пробурены несколько тысяч скважин, и накопленная добыча составила около 52,3 млн т нефти. Залежи миоценовых отложений характеризуются высокой степенью вырабо-танностью (более 99 %), а Ташкалинский участок выработан полностью.
Освоение меловых отложений
С 1964 г. залежь находилась в разработке в соответствии с проектным технологическим документом, выполненным институтом СевКавНИ-ПИнефть. Последний проект был составлен в 1987 г., на основе него начальные запасы нефти составляли: балансовые - 49619 тыс. т, извлекаемые -32743 тыс. т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,66. Преимущественно запасы нефти приурочены к кавернозно-трещиноватым известнякам верхнего мела.
С 1992 г. в порядке авторского надзора осуществлялась корректировка технологических показателей разработки. В 1994 г. в добывающем фонде находились две скважины (№ 691 и 692), а в наблюдательном - девять скважин, четыре из которых были в ожидании ликвидации. С начала разработки в эксплуатации перебывали 27 скважин, в том числе 21 - в фонде добывающих, 13 - в фонде нагнетательных, семь нагнетательных скважин прежде были добывающими. До 1977 г. осуществлялась закачка воды с целью поддержания пластового давления (ППД). Всего были закачаны 20,3 млн м3 воды. С 1977 по 1986 гг. закачка осуществлялась с целью утилизации попутно добываемых пластовых вод. За этот период былы утилизированы 21,8 млн м3 вод, это позволило восстановить пластовое давление до уровня 53,5 МПа. На 1.10. 94 г. пластовое давление, приведенное к гипсометрической отметке минус 3600 м, равно 52,6 МПа.
С 1973 г. в разработке находилась аптская залежь нефти. Постепенное разбуривание залежи позволило по мере накопления геолого-промысловой информации и уточнения геологического строения и размеров залежи проводить пересчет запасов нефти в 1977, 1986, 1991 и 1993 гг. с составлением проектных документов на разработку (табл. 1).
По последнему подсчету запасы нефти составили: балансовые - 41620 тыс т, извлекаемые - 15797 тыс. т. По состоянию изученности залежи на 1.11.1993 г. были составлены анализ разработки и уточнение технологических показателей выработки запасов нефти, являющиеся последним проектным документом на разработку аптской залежи. По состоянию на 1.10.1994 г. в добывающем фонде находились 18 скважин.
В начале 1970-х гг. при испытании аптских песчаных пластов в скв. 701 была открыта залежь нефти. В дальнейшем эти пласты были испытаны еще в более 15 скважинах, из которых были получены промышленные притоки нефти.
По нижнемеловым (аптским) отложениям установлено поднятие, соответствующее по форме верхнемеловой складке. Аптская залежь пластово-сводовая. Размеры залежи 29,7х3,1 км, высота 825 м. Отличительной особенностью продуктивного пласта является наличие двух типов коллекторов -
каверно-трещинного и порового. В 1989 г. скважиной №728 установлена залежь углеводородов в валанжинских отложениях. При испытании валанжин-ских отложений в скважине №729 из интервала 5405 - 5535 м был получен приток газа с большим содержанием сероводорода, в связи с чем залежь была законсервирована. Залежь свободного газа валанжинского пласта залегает на глубине 4900 - 5300 м, размеры составляют 17,0х1,0 км, этаж газоносности -67 м [9].
Основные показатели, свидетельствующие о возобновляемости запасов и перспективы дальнейшего освоения
Одним из важных показателей является превышение общего объема извлеченной нефти над промышленными запасами УВ. Самые первые подсчеты запасов УВ были проведены еще в конце XIX в., а в дальнейшем запасы нефти подсчитывались неоднократно (таблица).
Старогрозненское месторождение
Дата утверждения переоценки запасов
Залежь
Начальные
балансовые запасы нефти, тыс. т
Началь-Коэффици- ные из-ент извлече- влекаемые ния нефти, запасы доли ед. нефти, тыс. т
N1 ВКЗ 1952 г.
№7176 N1 ГКЗ 1955 г.
№689 N1 ГКЗ 1956 г.№1287 Р§2 фораминифе-
ры+К2 ГКЗ 1977 г. №7905 К1 ГКЗ 1977 г. №7905
Надвинутое крыло
Ташкалинский
участок Поднадвиговое крыло
Фораминиферово-верхнемеловая
Нижнемеловая
77299
6113
18456
49618
41621
0,47 0,80 0,6
0,66
0,4
37475
4936
11959
32747
15798
В 1990-х на ряде законсервированных скважин была отмечена возоб-новляемость нефти. Залежь нефти в верхнемеловых отложениях после нескольких лет естественного режима стала разрабатываться с применением с поддержанием пластового давления путем применения законтурного заводнения. В 1990-х гг. эксплуатационные скважины простаивались по нескольку лет в связи с военными действиями. Но при возобновлении работы в скважинах (№№ 701, 709, 711, 712, 713, 714 и др.) сравнительно быстро восстанав-
ливалась добыча, которая была непосредственно до остановки. Эти же процессы отмечались и по более глубокозалегающим залежам нефти. Из других факторов, свидетельствующих о восполняемости запасов месторождений, следует упомянуть наличие аномально высоких пластовых давлений в нефтеносных пластах, пульсирующий характер работы эксплуатационных скважин, высокий газовый фактор и др. [11 - 13].
По итогам исследования можно констатировать значительный потенциал Старогрозненского и других нефтегазоносных месторождений Терско-Каспийского прогиба.
Перспективы освоения данного месторождения связаны с доразработ-кой аптской залежи, с применением новейших технологий повышения нефтеотдачи. Детальный анализ разработки верхнемелового комплекса в присводо-вых зонах залежей (в пределах текущих контуров нефтегазоносности) позволил наметить более пятидесяти скважин, в разрезах которых возможно расширить или наметить дополнительные интервалы перфорации и опробовать песчаные пласты в пределах месторождения.
Заключение
Таким образом, к основным факторам глубинного образования нефти формирования залежи за счет вертикальной миграции по глубинным разломам и восполнения запасов месторождения можно отнести следующие положения: продолжающаяся добыча нефти на месторождениях, где уже извлечены балансовые запасы; естественные проявления нефти на поверхности в пределах многих районов континентов и дна океанов; длительные сроки разработки и эксплуатации отдельных скважин (более ста лет), значительно превышающие нормативы, в некоторых месторождениях в ряде регионов (г. Грозный, г. Баку и др.); случаи возобновления нефтедобычи из высокооб-водненных скважин после вынужденного простоя в течение 5 - 10 лет.
В связи с вышеизложенным в практику нефтегазового освоения территорий следует внести некоторые корректировки.
Учитывая факт выраженной неравномерности распределения скоплений УВ, связаных с концентрированным поступлением флюидов из глубин при нефтегазогеологическом изучении территории, необходимо оценить максимально возможное производство УВ очагов нефтегазообразования; проводить работы с использованием комплекса методов по выявлению и локализации путей миграции флюидных потоков и месторождений, находящиеся вблизи них и соответственно имеющих современную подпитку УВ [14 - 18]; в практику разработки месторождений «вводить специальные реабилитационные периоды, когда залежь или месторождение выводится из эксплуатации и пополняет свои ресурсы за счет естественной энергии пласта и подтока УВ
флюидов» [2, 19 - 20]; организация мониторинга динамики запасов нефти месторождений и объемов добычи нефти, а также изменение некоторых физических параметров, химического состава и свойств нефти по площади и глубине.
Дальнейшее всестороннее изучение исследуемой территории и, прежде всего, Старогрозненского месторождения, может иметь большое значение для развития теории и практики поисков, разведки и разработки месторождения УВ, основанных на современных представлениях об образовании нефти, формировании залежей и месторождений и восполняемости их запасов.
Список литературы
1. Соколов Б А, Гусева А Н. О возможности быстрой современной генерации нефти и газа // Вестник Московского университета. Геология. 1993. Сер. 4. № 3. С. 39-46
2. Гаврилов В П. Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях // Геология нефти и газа. 2008. №1. С. 57-65.
3. Проблемы естественного восполнения запасов углеводородов месторождений Волго-Уральской НГП и пути их решения / Е. Ю. Горюнов, В. А. Трофимов, А. Е. Нестерова, Е.И. Чесалова // VI Кудрявцевские чтения: сб. науч. тр. М., 2018. С.86-99.
4. Дмитриевский А. Н., Баланюк И. Е., Каракин А. В. Один из возможных механизмов восполнения запасов углеводородов // Геология. 2007. №5. Т 415. С. 678-681.
5. Современные движения земной коры и механизм возобновления запасов углеводородов / А. Н. Дмитриевский [и др.] // Геология, геофизика и разработка НГМ. 2008. №5. С. 9-20.
6. Коншин А. М. Геологическое описание Грозненской нефтеносной площади и нефтяных месторождений Терской области и Каспийского побережья// Геология Кавказа. 1992. Сер. №2. Кн.6.
7. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья // КЮГЭ. 1958. Вып.1. Л.: Гостоптехиздат. 621 с.
8. Даукаев А. А. История и перспективы развития геологоразведочных и научно-исследовательских работ на нефть и газ на Северном Кавказе (XIX -XXI вв.). М.: Спутник, 2018. 224 с.
9. Starogroznensky oil and gas field: historical background and current status / A. A. Daukaev [et al] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 3rd International Symposium on Engineering and Earth Sciences (ISEES 2020). 2020. С. 012012.
10. Сикорская С. В., Ефанова К. С., Ашепкова Е. А. Критерии вос-полняемости запасов УВ // Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа. 2017. Т. VI. С. 303-310.
11. Геохимические критерии локализации участков восполнения нефтяных залежей / И. Н. Плотникова, Г. Т. Салахидинова, Ф. Ф. Носова, Н. В. Пронин // Нефтяное хозяйство. 2014. № 3. C. 84-87.
12. Запивалов Н. П., Попов И. П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа. Новосибирск: Издательство СО РАН. Филиал "Гео", 2003. 198 с.
13. Batalin O., Vafina N. Condensation Mechanism of Hydrocarbon Field Formation // SCIENTIFIC REPORTS, 2017. 7: 10253.
14. Willis B. Geologie structures. Mc.Graw-Hilt, New York. 1934.
15. Tailings Utilization and Zinc Extraction Based on Mechanochemical Activation / V.I. Golik [and others] // Materials. 2023. 16. 726. https://doi.org/ 10.3390/ma16020726.
16. Gulf of Mexico Deepwater// World Oil. 2002. No. 3
17. Overview of Methods for Enhanced Oil Recovery from Conventional and Unconventional Reservoirs / B.V. Malozyomov [et al] // Energies. 2023. 16. 4907. https://doi.org/10.3390/en16134907.
18. Kitchka A. Juvenile petroleum pathway: from fluid inclusions via tectonics and outgassing to its commercial fields // Геолог Украины. Наука: Новый взгляд. 2004. С. 37-47.
19. Methods of Forecasting Electric Energy Consumption: A Literature Review / R.V. Klyuev [and others] // Energies. 2022. 15. 8919. https://doi.org/10.3390/en15238919.
20. Operators report string of Gulf of Mexico discoveries // Oil & Gas Journal. 2009. Feb.16. P. 35.
Даукаев Арун Абалханович, д-р геол. минерал. наук, зав. отд., [email protected], Россия, Грозный, Комплексный научно-исследовательский институт им. Х.И. Ибрагимова РАН,
Абубакарова Элиза Ахметовна, канд. геол.-минерал. наук, вед. науч. сотр., доц., [email protected], Россия, Грозный, Комплексный научно-исследовательский институт им. Х.И. Ибрагимова РАН; Грозненский государственный нефтяной технический университет им. акад. М.Д. Миллионщикова,
Бачаева Тумиша Хамидовна, канд. геол.-минерал. наук, ст. науч. сотр. доц., [email protected]; Россия, Грозный, Комплексный научно-исследовательский институт им. Х.И. Ибрагимова РАН; Грозненский государственный нефтяной технический университет им. акад. М.Д. Миллионщикова,
Сарычев Владимир Иванович, д-р техн. наук, проф., [email protected], Россия, Тула, Тульский государственный университет
RESEARCH OF THE NATURAL REPLENISHMENT MECHANISMS OF HYDROCARBON DEPOSITS (USING THE EXAMPLE OF THE STAROGROZNENSKOYE OIL AND GAS FIELD)
A.A. Daukaev, E.A. Abubakarova, T.H. Bachaeva, V.I. Sarychev
The article is devoted to the current problem of replenishment of reserves of hydrocarbon deposits, considered on the example of the long-term developing Starogroznenskoye field located on the territory of the Chechen Republic. Brief information is provided on the development of ideas about the transience of the processes of oil and gas formation and oil and gas accumulation, as well as the replenishment of reserves offields in various regions of Russia, on the history of the development of the Starogroznenskoye field (stages of development of the Karagan, Chokrak and Cretaceous hydrocarbon deposits). The main indicators of the replenishment of reserves of hydrocarbon fields are listed - the excess of accumulated production over the approved oil reserves, long periods of development of oil and gas deposits. In conclusion, it was noted that there is a need for further study of the region under consideration (Tersk-Sunzha oil and gas region), in particular, Starogroznenskoye and other fields, in connection with the improvement of the theoretical foundations and practice of geological exploration work (GRR).
Key words: Starogrozny oil field, hydrocarbon replenishment, oil deposit, well, chalk deposits, fluid regime.
Daukaev Arun Abalkhanovich, doctor of geological and mineralogical sciences, head of the department, [email protected], Russia, Grozny, Comprehensive Research Institute named after H.I. Ibragimov of the Russian Academy of Sciences,
Abubakarova Eliza Akhmetovna, candidate geol.-mineral. sciences, leading science officer, docent, [email protected], Russia, Grozny, Integrated Research Institute named after H.I. Ibragimov of the Russian Academy of Sciences;Grozny State Oil Technical University named after Academician M.D. Millionshchikov,
Bachaeva Tumisha Hamidovna, candidate of geol.-mineral. sciences, art. sci. officer, docent, [email protected], Russia, Grozny, Integrated Research Institute named after H.I. Ibra-gimov of the Russian Academy of Sciences; Grozny State Oil Technical University named after Academician M.D. Millionshchikov,
Sarychev Vladimir Ivanovich, doctor of technical sciences, professor, [email protected] , Russia, Tula, Tula State University
Reference
1. Sokolov B A, Guseva A N. About the possibility of fast modern oil and gas generation // Bulletin of the Moscow University. Geology. 1993. Ser. 4. No. 3. pp. 39-46
2. Gavrilov In P. Possible mechanisms of natural replenishment of reserves in oil and gas fields // Geology of oil and gas. 2008. No. 1. pp. 57-65.
3. Problems of natural replenishment of hydrocarbon reserves of the Volga-Ural NGP deposits and ways to solve them / E. Y. Goryunov, V. A. Trofimov, A. E. Nesterova, E.I. Chesalo-va // Collection of scientific tr. Vi-e Kudryavtsev readings. Moscow. 2018. pp.86-99.
4. Dmitrievsky A. N., Balanyuk I. E., Karakin A.V. One of the possible mechanisms of replenishment of hydrocarbon reserves // Collection of scientific tr. 2007. No. 5. T 415. pp. 678681.
5. Modern movements of the Earth's crust and the mechanism of renewal of hydrocarbon reserves / A. N. Dmitrievsky [et al.] // Geology, geophysics and development of NGM/ 2008. No.5/ pp. 9-20.
6. Konshin A.M. Geological description of the Grozny oil-bearing area and oil fields of the Tersk region and the Caspian coast// Geology of the Caucasus. 1992. Ser. No. 2. Book 6.
7. Geology and oil and gas potential of the Eastern Caucasus // KYUGE, 1958. Issue 1. L.: Gostoptehizdat. 621 p .
8. Daukaev A. A. History and promising directions of development of geological exploration and research work on net and gas in the North Caucasus (XIX-XXI centuries). Moscow: Putnik, 2018. 224 p.
9. Starogroznenskoye oil and gas field: historical background and current state / A. A. Daukaev [et al.] // In the collection: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 3rd International Symposium on Engineering and Earth Sciences (ISEES 2020). 2020. p. 012012.
10. Sikorskaya S. V., Yemanova K. S., Epkova E. A. Criterion of utility of the reserve U.
V. // Modern problems of geology, geophysics and geocolony of the North Caucasus. 2017. Vol.
VI. pp. 303-310.
11. Geochemical criteria for localization of oil deposit replenishment sites / I. N. Plot-nikova, G. T. Salakhidinova, F. F. Nosova, N. V. Pronin // Oil economy. 2014. No. 3. pp. 84-87.
12. Zapivalov N. P., Popov I. P. Fluid dynamic models of oil and gas deposits. Novosibirsk: Publishing House of SB RAS. Geo Branch, 2003. 198 p.
13. Batalin O., Vafina N. Condensation mechanism of hydrocarbon deposit formation // SCIENTIFIC REPORTS, 2017. 7:10253.
14. Willis B. Geological structures // Mc.Graw-Hilt, New York. 1934.
15. Tailings utilization and zinc extraction based on mechanochemical activation / V.I. Golik [etc.] // Materials. 2023. 16. 726. https://doi.org / 10.3390/ma16020726.
16. Deep waters of the Gulf of Mexico// World oil. 2002. № 3
17. Review of methods for increasing oil recovery from traditional and unconventional reservoirs / B.V. Malozemov [et al.] // Energy. 2023, 16. 4907.
https://doi.org/10.3390/en16134907 18. Kichka A. The path of juvenile oil: from fluid inclusions through tectonics and gas release to industrial deposits // Geologists. Science: A new look. 2004. pp. 37-47.
19. Methods of forecasting electricity consumption: Literature review / R.V. Klyuev [et al.] // Energetika. 2022. 15. 8919. https://doi.org/10.3390/en15238919.
20. Operators report a series of discoveries in the Gulf of Mexico // Oil & Gas Journal. 2009. February 16. p. 35.
