863
Верифицированный переводчик
Переводчик Москаленко Наталья Николаевна
2 212Свободен
Дата регистрации: 6 марта, 2015 г.
Россия, Троицк
Женский
Специализации:
Письменные переводы (Технический, Нефть и газ, География, Геология, Музыка, Экология)
Стаж работы:
33 года
Родной язык:
Русский
Иностранные языки:
Английский
Фрилансер
Программы:
Word, Power Point, CorelDraw, Excel, MemSource Editor и пр.
Образование:
1977-1982 - Московский Государственный Университет, географический факультет, каф. физ. географии, дополнительный курс английского языка, физический географ, переводчик (английский язык);
1989-1991 - аспирант, ИМГРЭ, Москва;
1991 - кандидат геолого-минералогических наук (геология, минералогия, экологическая геохимия).
Возраст:
64 года
О себе:
С 2009 – по настоящее время внештатный переводчик для ИМГРЭ и нефтегазовых компаний (ЗАО Пангея, Совгеоинфо и пр.).
Основные профессиональные области интересов:
Экологическая геохимия, биогеохимия, ГИС, загрязнение городских мегаполисов с акцентом на оценку качества ОС, поиск и разведка рудных месторождений.
То же самое касается и опыта в переводе научного текста на английский язык:
работая в ИМГРЭ, я переводила различные экогеохимические статьи, буклеты и серии карт, опубликованные в ИМГРЭ.
работая в ЗАО Пангея, я переводила предварительные технико-экономические обоснования, нефтегазовые отчеты, отчеты по разведке рудных месторождений, а также различные статьи и рекламу.
Документы, подтверждающие квалификацию:
Образцы переводов
3. ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Объем и результаты полевых геофизических исследований
Планомерное изучение территории юго-востока Западно-Сибирской низменности, включая участок работ, началось в конце 40-х годов. На первом этапе преобладали геологическое картирование и геофизическая съемка методами потенциальных полей. На втором этапе исследований (начиная с 60-х годов), на выявленных структурах первого и второго порядка осуществлялись поисковые работы с целью выявления и подготовки к вводу в глубокое бурение локальных поднятий. В настоящее время территория лицензионного участка изучена геологической, аэромагнитной и гравиметрической съемками масштаба 1:200000. Кроме того проводилась сейсмическая съемка методами отраженных и преломленных волн, в результате чего был выявлен и детализирован ряд структур III порядка.
Третий этап исследований начинается с середины 1970-х годов и характеризуется применением сейсмического метода общей глубинной точки (МОГТ), высокоточной цифровой аэромагнитной съемки, цифровой обработки геофизических данных.
Геологическая съемка (групповая) масштаба 1:200000 территории, включающей лицензионный участок № 69, проводилась в 1965–1973 годах Нюрольской (Фадеев А.И., 1968) и Чижапской (Фадеев А.И., 1973) партиями Томского ТГУ. Использованы данные дистанционных исследований, глубокого бурения и геофизических методов. В результате данных исследований построен комплект карт масштаба 1:200000 (геологических, четвертичных отложений, полезных ископаемых, геоморфологических, гидрогеологических, инженерно-геологических).
Аэромагнитная съемка (высокоточная) участка работ и прилегающих территорий проводилась в 1979-1982 годах аэромагнитными партиями №№ 38/79-80 и 38/81-82 ПГО «Новосибирскгеология» (Барулин Б.С., 1982, 1984). Построены карты графиков и изолиний магнитного поля (полный вектор ∆T), составлены схемы распределения магнитных масс. Изучено строение фундамента и осадочного чехла (доюрские, юрские и меловые отложения). Карты магнитного поля масштаба 1:50000 явились основой для построения высококондиционных карт масштаба 1:200000.
3.1. Объем и результаты полевых геофизических исследований
Планомерное изучение территории юго-востока Западно-Сибирской низменности, включая участок работ, началось в конце 40-х годов. На первом этапе преобладали геологическое картирование и геофизическая съемка методами потенциальных полей. На втором этапе исследований (начиная с 60-х годов), на выявленных структурах первого и второго порядка осуществлялись поисковые работы с целью выявления и подготовки к вводу в глубокое бурение локальных поднятий. В настоящее время территория лицензионного участка изучена геологической, аэромагнитной и гравиметрической съемками масштаба 1:200000. Кроме того проводилась сейсмическая съемка методами отраженных и преломленных волн, в результате чего был выявлен и детализирован ряд структур III порядка.
Третий этап исследований начинается с середины 1970-х годов и характеризуется применением сейсмического метода общей глубинной точки (МОГТ), высокоточной цифровой аэромагнитной съемки, цифровой обработки геофизических данных.
Геологическая съемка (групповая) масштаба 1:200000 территории, включающей лицензионный участок № 69, проводилась в 1965–1973 годах Нюрольской (Фадеев А.И., 1968) и Чижапской (Фадеев А.И., 1973) партиями Томского ТГУ. Использованы данные дистанционных исследований, глубокого бурения и геофизических методов. В результате данных исследований построен комплект карт масштаба 1:200000 (геологических, четвертичных отложений, полезных ископаемых, геоморфологических, гидрогеологических, инженерно-геологических).
Аэромагнитная съемка (высокоточная) участка работ и прилегающих территорий проводилась в 1979-1982 годах аэромагнитными партиями №№ 38/79-80 и 38/81-82 ПГО «Новосибирскгеология» (Барулин Б.С., 1982, 1984). Построены карты графиков и изолиний магнитного поля (полный вектор ∆T), составлены схемы распределения магнитных масс. Изучено строение фундамента и осадочного чехла (доюрские, юрские и меловые отложения). Карты магнитного поля масштаба 1:50000 явились основой для построения высококондиционных карт масштаба 1:200000.
3. EXPLORATION WORKS
3.1. The scope and results of field geophysical studies
The systematic territory study of the south-east of the West Siberian Plain, including work site, had began in the late 40's. In the first stage had dominated geological mapping and geophysical survey by methods of potential fields. At the second study stage (from 60’s) at identified structures of the first and second order were carried out prospecting works in order to identify and prepare for bringing into deep-hole drilling of local highs. Currently the territory of license site is studied by geological, aeromagnetic and gravity surveys of 1:200,000 scale. Besides, was carried out seismic survey by methods of reflected and refracted events, resulting in explored and detailed number of III order structures.
The third study stage began in the mid-1970s and is characterized by the use of seismic method of common depth point (CDP), high-precision digital aeromagnetic survey, digital processing of geophysical data.
1:200,000 scale geological survey (grouped) of territory, including license site #69, was conducted in 1965–1973 by Nyurolskaya (Fadeev A.I., 1968) and Chizhapskaya (Fadeev A.I., 1973) parties of Tomsk TGU. Were used data from remote studies, deep-hole drilling and geophysical methods. As a result of these studies was made a set of 1:200,000 scale maps (geological, Quaternary sediments, minerals, geomorphological, hydrogeological, engineering-geological).
Aeromagnetic survey (high-precision) of work site and surrounding areas was conducted in 1979-1982 by aeromagnetic parties №№ 38/79-80 and 38/81-82 PGO "Novosibirskgeologiya" (Barulin B.S., 1982, 1984). Were made maps of graphs and isolines of the magnetic field (full vector ΔT), were created distribution schemes of magnetic masses. The structure of basement and sedimentary cover (pre-Jurassic, Jurassic and Cretaceous deposits) was studied. Maps of the magnetic field maps of 1:50,000 scale were the basis for creation of highly- conditioned maps of 1:200,000 scale.
3.1. The scope and results of field geophysical studies
The systematic territory study of the south-east of the West Siberian Plain, including work site, had began in the late 40's. In the first stage had dominated geological mapping and geophysical survey by methods of potential fields. At the second study stage (from 60’s) at identified structures of the first and second order were carried out prospecting works in order to identify and prepare for bringing into deep-hole drilling of local highs. Currently the territory of license site is studied by geological, aeromagnetic and gravity surveys of 1:200,000 scale. Besides, was carried out seismic survey by methods of reflected and refracted events, resulting in explored and detailed number of III order structures.
The third study stage began in the mid-1970s and is characterized by the use of seismic method of common depth point (CDP), high-precision digital aeromagnetic survey, digital processing of geophysical data.
1:200,000 scale geological survey (grouped) of territory, including license site #69, was conducted in 1965–1973 by Nyurolskaya (Fadeev A.I., 1968) and Chizhapskaya (Fadeev A.I., 1973) parties of Tomsk TGU. Were used data from remote studies, deep-hole drilling and geophysical methods. As a result of these studies was made a set of 1:200,000 scale maps (geological, Quaternary sediments, minerals, geomorphological, hydrogeological, engineering-geological).
Aeromagnetic survey (high-precision) of work site and surrounding areas was conducted in 1979-1982 by aeromagnetic parties №№ 38/79-80 and 38/81-82 PGO "Novosibirskgeologiya" (Barulin B.S., 1982, 1984). Were made maps of graphs and isolines of the magnetic field (full vector ΔT), were created distribution schemes of magnetic masses. The structure of basement and sedimentary cover (pre-Jurassic, Jurassic and Cretaceous deposits) was studied. Maps of the magnetic field maps of 1:50,000 scale were the basis for creation of highly- conditioned maps of 1:200,000 scale.
5. НЕФТЕНОСНОСТЬ
С позиции нефтегазогеологического районирования Фестивальное месторождение расположено в пределах Нюрольского нефтегазоносного района (рис. 5.1), входящего в состав Каймысовской нефтегазоносной области.
В настоящее время на территории лицензионного участка в результате выполнения полевых сейсмических исследований, а также поисково-разведочного бурения открыто Фестивальное нефтяное месторождение, в пределах которого результатами гидродинамических и промыслово-геофизических исследований доказана нефтеносность пород коры выветривания доюрского комплекса (пласт М), отложений тюменской (пласт Ю14), васюганской (пласт Ю13-4) и куломзинской (пласт Б10) свит. Результаты испытаний указанных пластов в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах представлены в таблицах 3.3 и 3.4.
Фестивальное нефтяное месторождение открыто в 1971 г. в результате бурения поисковой скважины 252, давшей при опробовании выветрелых эффузивных и осадочных пород палеозоя (интервал 3016-3100 м) приток безводной нефти дебитом 21,5 м3/сут на 4 мм штуцере. При гидродинамических исследованиях, выполненных в 2005 году, на различных режимах были получены притоки нефти с дебитами, изменяющимися от 12,8 (dшт=4 мм) до 50.3 (dшт=8 мм) м3/сут.
В 2005 году при испытании интервала 2483,2-2519,9 м куломзинской свиты (пласт Б10, скв. 252) был получен приток водонефтяной жидкости (39 % нефти) дебитом 24,7 м3/сут.
В 2006 году была пробурена скважина 256, в которой при испытании терригенных отложений пласта Ю14 тюменской свиты (интервал 3095-3108 м) был получен совместный приток нефти (Qн=8,0 м3/сут) и пластовой воды (Qв=15,0 м3/сут).
В 2006 году на территории месторождения была пробурена скважина 257, в которой при испытании пород коры выветривания доюрского комплекса (интервалы 3174,5-3180 м, 3182,5-3189,5 м и 3190,5-3190,2 м), представленных известковыми доломитами, с прослоями известняков, известковистых алевролитов и песчаников, был получен приток нефти (Qн=26,4 м3/сут) и воды (Qв=3,0 м3/сут).
С позиции нефтегазогеологического районирования Фестивальное месторождение расположено в пределах Нюрольского нефтегазоносного района (рис. 5.1), входящего в состав Каймысовской нефтегазоносной области.
В настоящее время на территории лицензионного участка в результате выполнения полевых сейсмических исследований, а также поисково-разведочного бурения открыто Фестивальное нефтяное месторождение, в пределах которого результатами гидродинамических и промыслово-геофизических исследований доказана нефтеносность пород коры выветривания доюрского комплекса (пласт М), отложений тюменской (пласт Ю14), васюганской (пласт Ю13-4) и куломзинской (пласт Б10) свит. Результаты испытаний указанных пластов в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах представлены в таблицах 3.3 и 3.4.
Фестивальное нефтяное месторождение открыто в 1971 г. в результате бурения поисковой скважины 252, давшей при опробовании выветрелых эффузивных и осадочных пород палеозоя (интервал 3016-3100 м) приток безводной нефти дебитом 21,5 м3/сут на 4 мм штуцере. При гидродинамических исследованиях, выполненных в 2005 году, на различных режимах были получены притоки нефти с дебитами, изменяющимися от 12,8 (dшт=4 мм) до 50.3 (dшт=8 мм) м3/сут.
В 2005 году при испытании интервала 2483,2-2519,9 м куломзинской свиты (пласт Б10, скв. 252) был получен приток водонефтяной жидкости (39 % нефти) дебитом 24,7 м3/сут.
В 2006 году была пробурена скважина 256, в которой при испытании терригенных отложений пласта Ю14 тюменской свиты (интервал 3095-3108 м) был получен совместный приток нефти (Qн=8,0 м3/сут) и пластовой воды (Qв=15,0 м3/сут).
В 2006 году на территории месторождения была пробурена скважина 257, в которой при испытании пород коры выветривания доюрского комплекса (интервалы 3174,5-3180 м, 3182,5-3189,5 м и 3190,5-3190,2 м), представленных известковыми доломитами, с прослоями известняков, известковистых алевролитов и песчаников, был получен приток нефти (Qн=26,4 м3/сут) и воды (Qв=3,0 м3/сут).
5. PRESENCE OF OIL
From the standpoint of oil-and-gas geological zoning, Festivalnaya field is located within Nyurolskaya oil-and-gas area (Figure 5.1), included in Kaymysovsky oil-and-gas bearing region.
Currently, Festivalnoye oilfield is discovered at the licensed area as a result of field shooting and prospecting-exploratory drilling, within which results of hydrodynamic and development survey had proved oil presence in pre-Jurassic complex residual soil rocks (M bed), deposits of Tyumen (J14 bed), Vasyugan (J13-4 bed) and Kulomzin (B10 bed) suites. Test results of listed layers in prospecting-exploratory and development wells are presented in Tables 3.3 and 3.4.
Festivalnoye oilfield was discovered in 1971 as drilling result of prospecting well 252, which during testing of weathered Paleozoic effusive and sedimentary rocks (3016-3100 m interval) gave water-free oil inflow with 21.5 m3/day flow rate on 4 mm nipple. At hydrodynamic researches performed in 2005, at different modes were received oil inflows with flow rates changing from 12.8 (dpc=4 mm) to 50.3 (dpc=8 mm) m3/day.
In 2005, during 2483.2-2519.9 m interval testing of Kulomzin suite (B10 bed, well 252), water-oil fluid inflow (oil 39%) was received with 24.7 m3/day flow rate.
In 2006 well 256 was drilled, in which during terrigenous deposits testing of Tyumen suite J14 bed (3095-3108 m interval) was received joint inflow of oil (Qo=8.0 m3/day) and formation water (Qw=15.0 m3/day).
Well 257 was drilled at field territory in 2006. During testing of pre-Jurassic complex weathering crust rocks (3174.5-3180 m, 3182.5-3189.5 m and 3190.5-3190.2 m intervals), presented by limy dolomites with limestone, calcareous siltstone and sandstone interlayers, was received inflow of oil (Qo=26,4 m3/day) and water (Qw=3.0 m3/day).
From the standpoint of oil-and-gas geological zoning, Festivalnaya field is located within Nyurolskaya oil-and-gas area (Figure 5.1), included in Kaymysovsky oil-and-gas bearing region.
Currently, Festivalnoye oilfield is discovered at the licensed area as a result of field shooting and prospecting-exploratory drilling, within which results of hydrodynamic and development survey had proved oil presence in pre-Jurassic complex residual soil rocks (M bed), deposits of Tyumen (J14 bed), Vasyugan (J13-4 bed) and Kulomzin (B10 bed) suites. Test results of listed layers in prospecting-exploratory and development wells are presented in Tables 3.3 and 3.4.
Festivalnoye oilfield was discovered in 1971 as drilling result of prospecting well 252, which during testing of weathered Paleozoic effusive and sedimentary rocks (3016-3100 m interval) gave water-free oil inflow with 21.5 m3/day flow rate on 4 mm nipple. At hydrodynamic researches performed in 2005, at different modes were received oil inflows with flow rates changing from 12.8 (dpc=4 mm) to 50.3 (dpc=8 mm) m3/day.
In 2005, during 2483.2-2519.9 m interval testing of Kulomzin suite (B10 bed, well 252), water-oil fluid inflow (oil 39%) was received with 24.7 m3/day flow rate.
In 2006 well 256 was drilled, in which during terrigenous deposits testing of Tyumen suite J14 bed (3095-3108 m interval) was received joint inflow of oil (Qo=8.0 m3/day) and formation water (Qw=15.0 m3/day).
Well 257 was drilled at field territory in 2006. During testing of pre-Jurassic complex weathering crust rocks (3174.5-3180 m, 3182.5-3189.5 m and 3190.5-3190.2 m intervals), presented by limy dolomites with limestone, calcareous siltstone and sandstone interlayers, was received inflow of oil (Qo=26,4 m3/day) and water (Qw=3.0 m3/day).
7. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
На Фестивальном месторождении результатами поисково-разведочного и эксплуатационного бурения доказана нефтеносность продуктивных пластов М (кора выветривания доюрского комплекса), Ю14 (тюменская свита), Ю13-4 (васюганская свита) и Б10 (куломзинская свита).
Физико-химические свойства нефти Фестивального месторождения охарактеризованы на основе результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб, отобранных при испытаниях скважин в эксплуатационной колонне. Отбор глубинных проб осуществлялся в процессе испытаний скважин пробоотборниками ВПП-300 и ИМСП-2. Отбор поверхностных проб осуществлялся на устьях скважин в процессе их испытаний.
Исследование физических свойств пластовой нефти проводились на лабораторной установке высокого давления УТИПН-1 по комплексам А, Б, В предусмотренным ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовые исследования пластовых флюидов и разгазированных нефти». Полный расчет состава пластовой нефти выполнен методом материального баланса на основе экспериментальных данных компонентного состава нефтяного газа, разгазированной нефти и величины газосодержания.
Эксперименты по стандартному разгазированию проводились на двух режимах: при пластовой температуре в бомбе и температуре 20оС. При обоих режимах температура сепаратора поддерживалась равной 20оС.
Ступенчатое разгазирование проводилось при условиях, рекомендованных в РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр».
Для выявления зависимостей параметров пластовых флюидов от давления и температуры проводилось дифференциальное разгазирование глубинных проб нефти.
Исследования проб нефти выполнялись в лабораториях ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» и ТФ ИНиГ СО РАН. Результаты исследований физико-химических свойств нефти и растоворенного газа, отобранных в пластовых и поверхностных условиях, представлены в текст. прил. 43-58.
На Фестивальном месторождении результатами поисково-разведочного и эксплуатационного бурения доказана нефтеносность продуктивных пластов М (кора выветривания доюрского комплекса), Ю14 (тюменская свита), Ю13-4 (васюганская свита) и Б10 (куломзинская свита).
Физико-химические свойства нефти Фестивального месторождения охарактеризованы на основе результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб, отобранных при испытаниях скважин в эксплуатационной колонне. Отбор глубинных проб осуществлялся в процессе испытаний скважин пробоотборниками ВПП-300 и ИМСП-2. Отбор поверхностных проб осуществлялся на устьях скважин в процессе их испытаний.
Исследование физических свойств пластовой нефти проводились на лабораторной установке высокого давления УТИПН-1 по комплексам А, Б, В предусмотренным ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовые исследования пластовых флюидов и разгазированных нефти». Полный расчет состава пластовой нефти выполнен методом материального баланса на основе экспериментальных данных компонентного состава нефтяного газа, разгазированной нефти и величины газосодержания.
Эксперименты по стандартному разгазированию проводились на двух режимах: при пластовой температуре в бомбе и температуре 20оС. При обоих режимах температура сепаратора поддерживалась равной 20оС.
Ступенчатое разгазирование проводилось при условиях, рекомендованных в РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр».
Для выявления зависимостей параметров пластовых флюидов от давления и температуры проводилось дифференциальное разгазирование глубинных проб нефти.
Исследования проб нефти выполнялись в лабораториях ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» и ТФ ИНиГ СО РАН. Результаты исследований физико-химических свойств нефти и растоворенного газа, отобранных в пластовых и поверхностных условиях, представлены в текст. прил. 43-58.
7. PHYSICOCHEMICAL PROPERTIES OF FORMATION FLUIDS
At Festivalnoye field prospect and development drilling results have proved oil potential of M productive beds (pre-Jurassic complex weathering crust), J14 (Tyumen suite) J13-4 (Vasyugan suite) and B10 (Kulomzin suite).
Festivalnoye field oil physicochemical properties are characterized basing on results of laboratory studies of subsurface and surface samples, sampled during well testing in flow string. Subsurface sampling was carried out during wells testing by VPP-300 and IMSP-2 samplers. Sampling of surface samples was carried out on wellheads during their testing.
Study of crude oil physical properties was conducted at high-pressure laboratory UTIPN-1 device by A, B, C complexes, foreseen by OST 153-39.2-048-2003 "Oil. Typical studies of formation fluids and degassed oil". Full estimation of crude oil composition was carried by material balance method on the basis of experimental data of component analysis of petroleum gas, degassed oil and gas content values.
Standard degassing experiments were performed in two modes: at formation temperature in bomb and 20°C temperature. In both modes, casing head temperature was maintained equal to 20°C.
Step-by-step degassing was carried out with conditions, recommended by RD 39-0147035-225-88 "Instruction on determination of gas factors and dissolved gas quantity, extracted with oil from subsoil".
For revealing parameters dependencies of formation fluids from pressure and temperature was made differential degassing of deep oil samples.
Studies of oil samples were carried out in "TomskNIPIneft INC" and TF INiG SO RAS laboratories. Studies results of physicochemical properties of oil and dissolved gas, sampled in formation and surface conditions, are presented in the Text. Appl. 43-58.
At Festivalnoye field prospect and development drilling results have proved oil potential of M productive beds (pre-Jurassic complex weathering crust), J14 (Tyumen suite) J13-4 (Vasyugan suite) and B10 (Kulomzin suite).
Festivalnoye field oil physicochemical properties are characterized basing on results of laboratory studies of subsurface and surface samples, sampled during well testing in flow string. Subsurface sampling was carried out during wells testing by VPP-300 and IMSP-2 samplers. Sampling of surface samples was carried out on wellheads during their testing.
Study of crude oil physical properties was conducted at high-pressure laboratory UTIPN-1 device by A, B, C complexes, foreseen by OST 153-39.2-048-2003 "Oil. Typical studies of formation fluids and degassed oil". Full estimation of crude oil composition was carried by material balance method on the basis of experimental data of component analysis of petroleum gas, degassed oil and gas content values.
Standard degassing experiments were performed in two modes: at formation temperature in bomb and 20°C temperature. In both modes, casing head temperature was maintained equal to 20°C.
Step-by-step degassing was carried out with conditions, recommended by RD 39-0147035-225-88 "Instruction on determination of gas factors and dissolved gas quantity, extracted with oil from subsoil".
For revealing parameters dependencies of formation fluids from pressure and temperature was made differential degassing of deep oil samples.
Studies of oil samples were carried out in "TomskNIPIneft INC" and TF INiG SO RAS laboratories. Studies results of physicochemical properties of oil and dissolved gas, sampled in formation and surface conditions, are presented in the Text. Appl. 43-58.
8. ФИЗИКО-ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПО КЕРНУ
В пределах Фестивального месторождения выделены продуктивные пласты в отложениях куломзинской (Б10), васюганской (Ю13-4) и тюменской (Ю14) свит, а также в образованиях коры выветривания (пласт М) доюрского комплекса.
Сведения о толщине, освещенности керном продуктивных пластов и объемах выполненных работ по анализу кернового материала приведены в таблице 8.1.
Петрофизические характеристики коллекторов изучались раздельно для трех групп продуктивных пластов в соответствии с их литологическими особенностями и стратиграфической принадлежностью:
- группа I - пласты Б8-10;
- группа II - пласты васюганской свиты (Ю13-4),
- группа III-пласты тюменской свиты (Ю14-15).
Описание керна и результаты лабораторных исследований кернового материала по скважинам Фестивального месторождения приведены в текст. прил. 62-64.
Вскрытый разрез Фестивального месторождения представлен породами фундамента (палеозой), корой выветривания и вышележащим продуктивным осадочным комплексом, включающим юрские и меловые отложения. Размещение залежей по разрезу контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек, способных удержать скопления углеводородов.
Меловые отложения (Б8-10)
Чередование песчаника светло-серого тонко-мелкозернистого, тонкослоистого, сцементированного карбонатного или слабокарбонатного с мелкозернистыми алевролитами, алевритами и аргиллитами, в ряде случаев с примесями углисто растительного детрита. Слоистость обычно субгоризонтальная, параллельная, линзовидная, слабоволнистая, обусловленная наличием тонких глинистых и слюдисто-углистых намывов, наблюдаются текстуры биотурбации, смятия и перемешивания осадка.. Редко встречаются сидерито-глинистые прослойки (мощностью от доли до нескольких сантиметров). В сильно карбонатизированных песчаниках встречены субвертикальные трещины, залеченные кальцитом.
Верхнеюрские отложения (Ю1)
Песчаник светло-серый, крупнозернистый, крепко сцементированный; Однородный или чередующийся со слоями алеврита, алевролита, аргиллита или c волнистослоистыми прослоями угля (мощностью от доли до 0,5 см) и глинистого материала. Встречены включения пирита, реже сидерита, вертикальные трещины, залеченные карбонатом.
В пределах Фестивального месторождения выделены продуктивные пласты в отложениях куломзинской (Б10), васюганской (Ю13-4) и тюменской (Ю14) свит, а также в образованиях коры выветривания (пласт М) доюрского комплекса.
Сведения о толщине, освещенности керном продуктивных пластов и объемах выполненных работ по анализу кернового материала приведены в таблице 8.1.
Петрофизические характеристики коллекторов изучались раздельно для трех групп продуктивных пластов в соответствии с их литологическими особенностями и стратиграфической принадлежностью:
- группа I - пласты Б8-10;
- группа II - пласты васюганской свиты (Ю13-4),
- группа III-пласты тюменской свиты (Ю14-15).
Описание керна и результаты лабораторных исследований кернового материала по скважинам Фестивального месторождения приведены в текст. прил. 62-64.
Вскрытый разрез Фестивального месторождения представлен породами фундамента (палеозой), корой выветривания и вышележащим продуктивным осадочным комплексом, включающим юрские и меловые отложения. Размещение залежей по разрезу контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек, способных удержать скопления углеводородов.
Меловые отложения (Б8-10)
Чередование песчаника светло-серого тонко-мелкозернистого, тонкослоистого, сцементированного карбонатного или слабокарбонатного с мелкозернистыми алевролитами, алевритами и аргиллитами, в ряде случаев с примесями углисто растительного детрита. Слоистость обычно субгоризонтальная, параллельная, линзовидная, слабоволнистая, обусловленная наличием тонких глинистых и слюдисто-углистых намывов, наблюдаются текстуры биотурбации, смятия и перемешивания осадка.. Редко встречаются сидерито-глинистые прослойки (мощностью от доли до нескольких сантиметров). В сильно карбонатизированных песчаниках встречены субвертикальные трещины, залеченные кальцитом.
Верхнеюрские отложения (Ю1)
Песчаник светло-серый, крупнозернистый, крепко сцементированный; Однородный или чередующийся со слоями алеврита, алевролита, аргиллита или c волнистослоистыми прослоями угля (мощностью от доли до 0,5 см) и глинистого материала. Встречены включения пирита, реже сидерита, вертикальные трещины, залеченные карбонатом.
8. PHYSICO-LITHOLOGIC RESERVOIRS CHARACTERISTICS OF PRODUCTIVE LAYERS BY CORE
Within Festivalnoye field are allocated productive layers in sediments of Kulomzin (B10), Vasyugan (J13-4) and Tyumen (J14) suites, as well as in weathering crust formations (M bed) of pre-Jurassic complex.
Information about thickness, core illumination of productive layers and volumes of done works on analysis of core materials is shown in Table 8.1.
Petrophysical characteristics of reservoirs were studied separately for three groups of productive layers according to their lithological features and stratigraphic appliance:
- group I - beds B8-10;
- group II - Vasyugan suite beds (J13-4),
- group III - Tyumen suite beds (J14-15).
Core description and results of laboratory tests of core samples by Festivalnoye field wells are given in text appl. 62-64.
Opened Festivalnoye field section is presented by basement rocks (Paleozoic), weathering crust and overlying productive sedimentary complex, including Jurassic and Cretaceous sediments. Location of pools by the section is controlled by presence in section of clay caps that can hold hydrocarbon accumulations.
Cretaceous sediments (B8-10)
Alternation of sandstone is light gray, fine-grained, thin-layer, cemented carbonate or weakly carbonate with fine-grained siltstones, aleurites and mudstones, in some cases with impurities of coaly-vegetable detritus. Lamination is usually sub-horizontal, parallel, lenticular, weakly wavy, due to presence of fine clayey and mica-carbonaceous alluviations, are observed bioturbation textures, sediment contortion and mixing. Rare are met siderite-clayey interlayers (thickness from part to few centimeters). In strongly carbonated sandstones are met subvertical fractures, healed by calcite.
Upper Jurassic sediments (J1)
Sandstone is light gray, coarse-grained, tightly cemented, homogeneous or alternating with layers of silt, siltstone, and mudstone or with wavy-laminated coal interlayers (thickness from part to 0.5 cm) and clayey material. Inclusions of pyrite, rarely siderite, and vertical fractures, healed by carbonate are met.
Within Festivalnoye field are allocated productive layers in sediments of Kulomzin (B10), Vasyugan (J13-4) and Tyumen (J14) suites, as well as in weathering crust formations (M bed) of pre-Jurassic complex.
Information about thickness, core illumination of productive layers and volumes of done works on analysis of core materials is shown in Table 8.1.
Petrophysical characteristics of reservoirs were studied separately for three groups of productive layers according to their lithological features and stratigraphic appliance:
- group I - beds B8-10;
- group II - Vasyugan suite beds (J13-4),
- group III - Tyumen suite beds (J14-15).
Core description and results of laboratory tests of core samples by Festivalnoye field wells are given in text appl. 62-64.
Opened Festivalnoye field section is presented by basement rocks (Paleozoic), weathering crust and overlying productive sedimentary complex, including Jurassic and Cretaceous sediments. Location of pools by the section is controlled by presence in section of clay caps that can hold hydrocarbon accumulations.
Cretaceous sediments (B8-10)
Alternation of sandstone is light gray, fine-grained, thin-layer, cemented carbonate or weakly carbonate with fine-grained siltstones, aleurites and mudstones, in some cases with impurities of coaly-vegetable detritus. Lamination is usually sub-horizontal, parallel, lenticular, weakly wavy, due to presence of fine clayey and mica-carbonaceous alluviations, are observed bioturbation textures, sediment contortion and mixing. Rare are met siderite-clayey interlayers (thickness from part to few centimeters). In strongly carbonated sandstones are met subvertical fractures, healed by calcite.
Upper Jurassic sediments (J1)
Sandstone is light gray, coarse-grained, tightly cemented, homogeneous or alternating with layers of silt, siltstone, and mudstone or with wavy-laminated coal interlayers (thickness from part to 0.5 cm) and clayey material. Inclusions of pyrite, rarely siderite, and vertical fractures, healed by carbonate are met.
8.4 Основные петрофизические взаимосвязи
Отмеченное в предыдущем разделе изменение физических свойств коллекторов с глубиной имеет характер закономерного тренда, обусловленного уплотнением пород и их постседиментационными преобразованиями, в ходе погружения и под влиянием процессов минералообразования.
Характерным для этих процессов является изменение с глубиной пористости (уменьшается максимальная пористость коллекторов) и проницаемости (также уменьшается максимальная проницаемость) и появление тяжелых минералов [1-61].
Степени дифференциации зависимостей проницаемости от пористости по глубине и по стратиграфии в нашем случае близки друг к другу. Изучение корреляционного поля взаимосвязи пористости и проницаемости имеет большую библиографию , частности ряд относительно недавних публикаций [6, 9,13, 40, 55, 57,59-61].
Использование для дифференциации корреляционных полей содержания карбонатного цемента или минералогической плотности приводит к заметно более зашумленным и слабее продифференцированным корреляционным полям (Рис 8.9).
Как и следовало ожидать, наилучшую дифференцированность корреляционного поля удается получить, расщепляя это поле по диапазонам изменения неснижаемой водонасыщенности (Рис 8.11, 8.12).
Наблюдаемое на Рис 8.11 корреляционное поле дает заметное расщепление взаимосвязи пористость-проницаемость по третьей (цветокодированной переменной).
Отмеченное в предыдущем разделе изменение физических свойств коллекторов с глубиной имеет характер закономерного тренда, обусловленного уплотнением пород и их постседиментационными преобразованиями, в ходе погружения и под влиянием процессов минералообразования.
Характерным для этих процессов является изменение с глубиной пористости (уменьшается максимальная пористость коллекторов) и проницаемости (также уменьшается максимальная проницаемость) и появление тяжелых минералов [1-61].
Степени дифференциации зависимостей проницаемости от пористости по глубине и по стратиграфии в нашем случае близки друг к другу. Изучение корреляционного поля взаимосвязи пористости и проницаемости имеет большую библиографию , частности ряд относительно недавних публикаций [6, 9,13, 40, 55, 57,59-61].
Использование для дифференциации корреляционных полей содержания карбонатного цемента или минералогической плотности приводит к заметно более зашумленным и слабее продифференцированным корреляционным полям (Рис 8.9).
Как и следовало ожидать, наилучшую дифференцированность корреляционного поля удается получить, расщепляя это поле по диапазонам изменения неснижаемой водонасыщенности (Рис 8.11, 8.12).
Наблюдаемое на Рис 8.11 корреляционное поле дает заметное расщепление взаимосвязи пористость-проницаемость по третьей (цветокодированной переменной).
8.4 Basic petrophysical relationships
Noted in previous chapter changes of physical reservoirs properties with depth have character of naturally determined trend due to rocks compaction and their postsedimentation conversions during embedding and by influence of mineral formation processes.
Characteristic for these processes is change with depth of porosity (maximum porosity of reservoirs is reducing) and permeability (also maximum permeability is reduced) and appearance of heavy minerals [1-61].
Dependencies differentiation degrees of permeability from porosity by depth and stratigraphy in this case are close to each other. The correlation field study of porosity and permeability relationship has large bibliography, particularly a series of recent publications [6, 9.13, 40, 55, 57, 59-61].
Use for correlation fields differentiation carbonate cement or mineralogical density contents lead to considerably noisier and less differentiated correlation fields (Figure 8.9).
As expected, the best differentiation of correlation field can be obtained by splitting this field by change ranges of irreducible water saturation (Figures 8.11, 8.12).
Observed correlation field at Figure 8.11 gives significant splitting of porosity-permeability relationship by third (color-coded) variable.
Noted in previous chapter changes of physical reservoirs properties with depth have character of naturally determined trend due to rocks compaction and their postsedimentation conversions during embedding and by influence of mineral formation processes.
Characteristic for these processes is change with depth of porosity (maximum porosity of reservoirs is reducing) and permeability (also maximum permeability is reduced) and appearance of heavy minerals [1-61].
Dependencies differentiation degrees of permeability from porosity by depth and stratigraphy in this case are close to each other. The correlation field study of porosity and permeability relationship has large bibliography, particularly a series of recent publications [6, 9.13, 40, 55, 57, 59-61].
Use for correlation fields differentiation carbonate cement or mineralogical density contents lead to considerably noisier and less differentiated correlation fields (Figure 8.9).
As expected, the best differentiation of correlation field can be obtained by splitting this field by change ranges of irreducible water saturation (Figures 8.11, 8.12).
Observed correlation field at Figure 8.11 gives significant splitting of porosity-permeability relationship by third (color-coded) variable.
9. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
Анализ результатов разработки залежей.
Месторождение открыто в 1971 г. поисковой скважиной № 252, пробуренной в своде северо-западной Ай-Кагальской вершины поднятия.
В 2007 г. организацией ТФ ФГУП «СНИИГГиМС» была выполнена «Технологическая схема разработки Фестивального месторождения Томской области». Федеральным агентством по недропользованию проектный документ был согласован на период 2008-2014 гг. по пятому расчетному варианту, в соответствии с рекомендацией ТО Центральной комиссии по разработке месторождений углеводородного сырья по ХМАО (протокол заседания ТО ЦКР от 09.11.2007 г. №962) и принятыми ТО ЦКР по ХМАО положениями и технологическими показателями.
Летом 2008 г. организацией ООО «Сибнефтегазинновация-Т» был проведен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа. Основанием для пересмотра запасов явились результаты обработки данных 3Д сейсморазведочных работ, а также бурение трех новых поисково-оценочных скважин (256, 257, 259), получение в них геолого-геофизической информации и данных о строении залежи, которые легли в основу уточненных трехмерных цифровых геологических моделей пластов Ю13 и М Фестивального месторождения, на основе которых был выполнен оперативный подсчет запасов (протокол 18/679-ПР от 15.09.2008 г.).
В 2009 году ООО «Сибнефтегазинновация-21 век» выполнила «Дополнение к технологической схеме разработки Фестивального месторождения (Томская область)», (протокол заседания ТО ЦКР Роснедра по УР от 10.12.2009 г. №469) в связи с оперативным подсчетом запасов, где предусматривалось:
1.1 Максимальные уровни (С1+С2):
-добычи нефти, тыс.т 545,0 (2017 год)
-добычи жидкости, тыс.т 1147,9 (2036 год)
- закачка раб. агента, тыс. м3 1193,3 (2020г.)
- добыча растворённого газа, млн.м3 49,7 (2017год)
-использование растворённого газа, % 95 % с 2009г.
Анализ результатов разработки залежей.
Месторождение открыто в 1971 г. поисковой скважиной № 252, пробуренной в своде северо-западной Ай-Кагальской вершины поднятия.
В 2007 г. организацией ТФ ФГУП «СНИИГГиМС» была выполнена «Технологическая схема разработки Фестивального месторождения Томской области». Федеральным агентством по недропользованию проектный документ был согласован на период 2008-2014 гг. по пятому расчетному варианту, в соответствии с рекомендацией ТО Центральной комиссии по разработке месторождений углеводородного сырья по ХМАО (протокол заседания ТО ЦКР от 09.11.2007 г. №962) и принятыми ТО ЦКР по ХМАО положениями и технологическими показателями.
Летом 2008 г. организацией ООО «Сибнефтегазинновация-Т» был проведен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа. Основанием для пересмотра запасов явились результаты обработки данных 3Д сейсморазведочных работ, а также бурение трех новых поисково-оценочных скважин (256, 257, 259), получение в них геолого-геофизической информации и данных о строении залежи, которые легли в основу уточненных трехмерных цифровых геологических моделей пластов Ю13 и М Фестивального месторождения, на основе которых был выполнен оперативный подсчет запасов (протокол 18/679-ПР от 15.09.2008 г.).
В 2009 году ООО «Сибнефтегазинновация-21 век» выполнила «Дополнение к технологической схеме разработки Фестивального месторождения (Томская область)», (протокол заседания ТО ЦКР Роснедра по УР от 10.12.2009 г. №469) в связи с оперативным подсчетом запасов, где предусматривалось:
1.1 Максимальные уровни (С1+С2):
-добычи нефти, тыс.т 545,0 (2017 год)
-добычи жидкости, тыс.т 1147,9 (2036 год)
- закачка раб. агента, тыс. м3 1193,3 (2020г.)
- добыча растворённого газа, млн.м3 49,7 (2017год)
-использование растворённого газа, % 95 % с 2009г.
9. ANALYSIS OF CURRENT UNDER DEVELOPMENT STATE
Analysis of pools development results
The field was discovered in 1971 by prospect well 252, drilled in arch of north-western Ai-Kagalskaya high peak.
In 2007 TF FSUE "SNIIGGiMS" is made "Process flowsheet of Festivalnoye field development, Tomsk region". Federal Agency for Subsoil Use project document has been agreed for 2008-2014 period by fifth calculated variant, in accordance with recommendation of TO Central commission for fields development of hydrocarbon raw materials at KhMAD (Minutes of TO CRC from 09.11.2007 № 962), and adopted by TO CRC by KhMAD regulations and technological indices.
In summer 2008 LLC "Sibneftegazinnovatsiya-T" was conducted operative estimation of oil and dissolved gas reserves. Basis for reserves revision were 3D seismic exploration data processing results and drilling of three new prospect-appraisal wells (256, 257, 259), getting in them geological-geophysical information and data on pool structure, which formed the basis of refined three-dimensional digital geological models of Festivalnoye field J13 and M beds, on which basis was made operative reserves estimation (protocol 18/679-PR from 15.09.2008).
In 2009 "Sibneftegazinnovatsiya-21" LLC completed "Addition to technological scheme of Festivalnoye field development (Tomsk Region)" (Minutes TO CRC Rosnedra by UR from 10.12.2009 № 469) in connection with operative reserves estimation, where foreseen:
1.1 Maximum levels (С1+С2):
- oil production, th.t 545,0 (2017)
- liquid production, th.t 1147,9 (2036)
- working agent pumping, th. m3 1193,3 (2020)
- dissolved gas production, m m3 49,7 (2017)
- use of dissolved gas , % 95 % from 2009.
Analysis of pools development results
The field was discovered in 1971 by prospect well 252, drilled in arch of north-western Ai-Kagalskaya high peak.
In 2007 TF FSUE "SNIIGGiMS" is made "Process flowsheet of Festivalnoye field development, Tomsk region". Federal Agency for Subsoil Use project document has been agreed for 2008-2014 period by fifth calculated variant, in accordance with recommendation of TO Central commission for fields development of hydrocarbon raw materials at KhMAD (Minutes of TO CRC from 09.11.2007 № 962), and adopted by TO CRC by KhMAD regulations and technological indices.
In summer 2008 LLC "Sibneftegazinnovatsiya-T" was conducted operative estimation of oil and dissolved gas reserves. Basis for reserves revision were 3D seismic exploration data processing results and drilling of three new prospect-appraisal wells (256, 257, 259), getting in them geological-geophysical information and data on pool structure, which formed the basis of refined three-dimensional digital geological models of Festivalnoye field J13 and M beds, on which basis was made operative reserves estimation (protocol 18/679-PR from 15.09.2008).
In 2009 "Sibneftegazinnovatsiya-21" LLC completed "Addition to technological scheme of Festivalnoye field development (Tomsk Region)" (Minutes TO CRC Rosnedra by UR from 10.12.2009 № 469) in connection with operative reserves estimation, where foreseen:
1.1 Maximum levels (С1+С2):
- oil production, th.t 545,0 (2017)
- liquid production, th.t 1147,9 (2036)
- working agent pumping, th. m3 1193,3 (2020)
- dissolved gas production, m m3 49,7 (2017)
- use of dissolved gas , % 95 % from 2009.
Тарифы
Письменный перевод:
Английский
200-250
РУБ
/ 1800 знаков
