RU2691630C1 - Способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях - Google Patents
Способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691630C1 RU2691630C1 RU2018114200A RU2018114200A RU2691630C1 RU 2691630 C1 RU2691630 C1 RU 2691630C1 RU 2018114200 A RU2018114200 A RU 2018114200A RU 2018114200 A RU2018114200 A RU 2018114200A RU 2691630 C1 RU2691630 C1 RU 2691630C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- field
- sources
- deposits
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 38
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 38
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 16
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 3
- 230000005284 excitation Effects 0.000 abstract description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012552 review Methods 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3843—Deployment of seismic devices, e.g. of streamers
- G01V1/3852—Deployment of seismic devices, e.g. of streamers to the seabed
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей. Предложен способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации акваториальных месторождений углеводородов в Арктике, включающий проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По результатам ее данных осуществляют построение модели резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи, рассчитывают удаление от источников упругих колебаний, расположение стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину не менее максимально возможного уровня экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах, помещаемых, например, в контрольные точки геодезического полигона разрабатываемого месторождения. Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (ледостойких платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных. Технический результат - повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов на акваториях, а так же исключение потенциальных безвозвратных потерь добываемых углеводородов за счет заколонных перетоков и образования техногенных залежей. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей.
Известен способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников с перемещающегося судна и контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс [См. Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p. 56-62.].
Существенным недостатком известного способа является то, что для реализации сейсмического мониторинга возникает необходимость периодического привлечения судна с источниками упругих колебаний, что делает работы дорогостоящими. Естественное желание осуществлять мониторинг как можно чаще находится в конфликте с бюджетом данных исследований. В связи с этим отсутствует возможность реагирования на происходящие процессы в коллекторах в условиях, близких к реальному времени. Кроме того, несмотря на современную навигацию, сохраняется небольшая погрешность в позиционировании судна с источниками упругих колебаний, обусловленная инерционностью движения судна, что привносит погрешность в результаты мониторинга. Кроме того, в условиях Арктики в процессе ледостава, ледохода и длительной зимы данный способ практически не применим, в результате чего ни о какой оперативности контроля не может быть и речи.
Наиболее близким к описываемому изобретению является способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин, размещение на дне акватории над месторождением одной или нескольких стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников с буровых или эксплуатационных платформ, а также искусственных островов или из специально пробуренных неглубоких скважин, контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени, определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. [См. патент РФ №2540005 «Способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях»].
Существенным недостатком известного способа является то, что стационарные сейсмокосы, размещаемые на дне акватории над месторождением при небольших глубинах, характерных, в частности для Обской и Тазовской губ, будут периодически повреждаться торосами и стамухами при ледоходе и подвижке ледовых полей в зимний период. А так же, стационарные сейсмокосы для регистрации сейсмотрасс с упругими колебаниями для месторождений с большой площадью лицензионного участка требуют использования большого числа сейсмоприемников, что значительно повышает стоимость стационарной системы наблюдений. Кроме того, большое число сейсмоприемников выдает значительный объем избыточной информации, затрудняющей оперативный контроль за разработкой месторождения и приема необходимых управляющих решений в случае появления заколонных перетоков добываемых углеводородов и начала образования техногенных залежей, приводящих к значительному снижению потенциала их конечной добычи.
Технической задачей, на решение которой направлено описываемое изобретение, является повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов на акваториях, а так же исключение потенциальных безвозвратных потерь добываемых углеводородов за счет заколонных перетоков и образования техногенных залежей, а так же минимизация стоимости стационарной системы наблюдения и контроля.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации экваториальных месторождений углеводородов в Арктике включает проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По результатам полученных данных строят модель резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи рассчитывают удаление от источников упругих колебаний, расположение стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину, превышающую максимально возможный уровень экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах.
Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний отраженных и преломленных волн при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей.
В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и их регистрацию всеми сейсмокосами, с последующей передачей записей в единый центр комплексной обработки данных.
Эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений зависит от точности и детальности трехмерных построений геологической и гидрогеологической моделей среды, регулярно актуализируемых на базе данных, получаемых при стандартных и специальных газодинамических исследованиях скважин, геофизических (например, гравиметрических, сейсмометрических и др.) измерениях на территории месторождения. Надежность, достоверность и информативность результатов сейсмического мониторинга в значительной степени зависят от возможности проведения повторных возбуждений и регистрации упругих колебаний из одинаковых пунктов, соответственно, возбуждения и приема колебаний. Добиться этого можно только при установке стационарных сейсмокос на дне.
Такое оборудование было установлено и успешно применяется за рубежом на ряде месторождений. В 2003 г. на месторождении Valhall, разрабатываемом с 1982 г., были установлены 120 км стационарных сейсмокос LoFS, после чего до 2012 г.было выполнено 15 повторных съемок с возбуждением упругих колебаний с приходящего судна с пневмоисточниками. Сравнительная обработка старых и новых данных 3D позволила: выявить специфику замещения флюидов в залежи, оптимизировать процесс разработки, поднять уровень добычи в 2004 г. более чем на 20% и продлить жизнь месторождения до 2050 г. Такие исследования проводятся на ряде месторождений суши (Lak во Франции), Северного и Баренцева морей (норвежские Sleipner, Gullfaks и др.) [См. Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBС Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p.56-62.; Eiken J., Ringrose P., Hermanrud C. at all. Lessons learned from 14 years of CCS Operations; Sleipner, In Salah and Snohvit. 10th International Conference on Greenhouse Gas Technologies, 19-23 Sept. 2010, Amsterdam, www.sciencedirect.com].
Одна из серьезных проблем разработки месторождений заключается в том, что при бурении скважин и в процессе добычи углеводородов возможны перетоки флюидов по открытому стволу скважины или затрубному пространству между коллекторами различных структурных этажей. Последнее происходит, в частности, за счет некачественного цементажа заколонного пространства. Большое количество таких техногенных залежей и выходов газа на поверхность выявлено при разработке месторождений севера Западной Сибири, включая Ямбургское, Уренгойское и Заполярное нефтегазоконденсатные месторождения. [См. Райкевич СИ. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007, 247 с]. Здесь за счет негерметичности цементирования заколонного пространства происходят перетоки углеводородов, приводящие к безвозвратной потере части продукта, ускоренному падению пластовых давлений и снижению коэффициентов извлечения газа и газового конденсата, формированию техногенных залежей ниже подошвы многолетнемерзлых пород в первоначально водоносных песчаниках (танамская и другие свиты) и выходу на поверхность в виде газовых грифонов. Особенно это сказывается при разработке глубоких залежей ачимовских и юрских отложений с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Тестирование качества цементажа проводится акустическим каротажем вдоль ствола скважины, анализом термоаномалий и шумометрии заколонных процессов. Однако такое тестирование требует остановки процесса добычи и не может служить методом оперативного контроля в условиях реального времени.
Указанные явления представляют особую опасность при освоении оффшорных месторождений. Углеводородные флюиды могут образовывать техногенные залежи с АВПД, прорываться через покрышки в донных отложениях и приводить к аварийным и катастрофическим выбросам, как это произошло в 2012 г.на месторождении Elgin в Северном море (оператор Total). Дополнительная опасность возникает на акваториях Арктики, где палеомерзлые породы могут играть роль временных покрышек для залежей газа и газогидрата.
Полноценный сейсмический мониторинг позволяет выявлять образующиеся техногенные залежи и, таким образом, проследить пути миграции углеводородов и места их аккумуляции в виде техногенных залежей [см. патент РФ №2540005]. Однако стоимость необходимого для его реализации оборудования и избыточность получаемой информации, требующей значительного времени на обработку для последующего выделения необходимой информации значительно усложняют и удорожают техническую реализацию его применения в условиях морского газодобывающего промысла. Но сейсмический мониторинг при использовании описываемого способа позволяет решать указанные задачи, автоматически исключая избыточную информацию, что непосредственно ведет и к существенному повышению скорости ее обработки. Более того, значительное снижение числа стационарно установленных сейсмокос и сейсмоприемников существенно снижает стоимость устанавливаемого оборудования.
Описываемый способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации экваториальных месторождений углеводородов в Арктике включает проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По ее данным осуществляют построение модели резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи, рассчитывают удаление от источников упругих колебаний стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину не менее максимально возможного уровня экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах, помещаемых, например, в контрольные точки геодезического полигона разрабатываемого месторождения.
Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей.
В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (ледостойких платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных.
Заявляемое изобретение планируется использовать на газовых промыслах в акваториях Обской и Тазовской губ, которые будет обустраивать и вести добычу ООО «Газпром добыча Ямбург».
Применение данного способа позволит оперативно выявлять момент начала образования техногенных залежей и принять соответствующие управляющие решения по их ликвидации при минимальной стоимости стационарно устанавливаемого оборудования.
Claims (2)
1. Способ оперативного сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации экваториальных месторождений углеводородов в Арктике, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин, размещение на дне акватории над месторождением одной или нескольких стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников с буровых или эксплуатационных платформ, а также искусственных островов или из специально пробуренных неглубоких скважин, контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени, определение пространственной миграции углеводородных флюидов и положения формирующихся техногенных залежей, отличающийся тем, что сейсмокосы размещают с заглублением ниже уровня дна на глубину, превышающую максимально возможный уровень экзарации ледовыми торосами и стамухами, а их удаление от источников упругих колебаний задают из условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на месторождении, одновременно разрабатываемом с нескольких добычных установок (платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки, при этом поочередно возбуждают и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114200A RU2691630C1 (ru) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114200A RU2691630C1 (ru) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2691630C1 true RU2691630C1 (ru) | 2019-06-17 |
Family
ID=66947586
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018114200A RU2691630C1 (ru) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2691630C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2761052C1 (ru) * | 2021-03-29 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера рф |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080123467A1 (en) * | 2006-05-05 | 2008-05-29 | Erlend Ronnekleiv | Seismic streamer array |
RU2388022C1 (ru) * | 2008-09-10 | 2010-04-27 | ООО "Комплексные Инновационные Технологии" | Способ проведения подводно-подледной геофизической разведки и технологический комплекс для его осуществления |
RU2539745C1 (ru) * | 2013-08-28 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ сейсмического мониторинга в процесса разработки месторождений углеводородов на акваториях |
RU2540005C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях |
US20150101420A1 (en) * | 2009-03-09 | 2015-04-16 | Ion Geophysical Corporation | Marine Seismic Surveying with Towed Components Below Water's Surface |
RU2562747C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-09-10 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторг РФ) | Способ проведения подводно-подледной сейсмоакустической разведки с использованием ледокольного судна и комплекса для его осуществления |
-
2018
- 2018-04-17 RU RU2018114200A patent/RU2691630C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080123467A1 (en) * | 2006-05-05 | 2008-05-29 | Erlend Ronnekleiv | Seismic streamer array |
RU2388022C1 (ru) * | 2008-09-10 | 2010-04-27 | ООО "Комплексные Инновационные Технологии" | Способ проведения подводно-подледной геофизической разведки и технологический комплекс для его осуществления |
US20150101420A1 (en) * | 2009-03-09 | 2015-04-16 | Ion Geophysical Corporation | Marine Seismic Surveying with Towed Components Below Water's Surface |
RU2539745C1 (ru) * | 2013-08-28 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ сейсмического мониторинга в процесса разработки месторождений углеводородов на акваториях |
RU2540005C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях |
RU2562747C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-09-10 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторг РФ) | Способ проведения подводно-подледной сейсмоакустической разведки с использованием ледокольного судна и комплекса для его осуществления |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2761052C1 (ru) * | 2021-03-29 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера рф |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Yale | Fault and stress magnitude controls on variations in the orientation of in situ stress | |
WO2020080973A1 (ru) | Способ и система комбинированного сопровождения процесса бурения скважины | |
RU2602735C2 (ru) | Способ сейсмического мониторинга процесса освоения месторождения углеводородов на акваториях | |
Barton et al. | Reservoir-scale fracture permeability in the Dixie Valley, Nevada, geothermal field | |
CN110424955B (zh) | 一种复杂断块内部挖潜方法 | |
RU2539745C1 (ru) | Способ сейсмического мониторинга в процесса разработки месторождений углеводородов на акваториях | |
CN110984951B (zh) | 页岩油开发井网部署方法 | |
Kassymkanova et al. | Improving a geophysical method to determine the boundaries of ore-bearing rocks considering certain tectonic disturbances | |
RU2691630C1 (ru) | Способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях | |
EP3039236B1 (en) | Determining phase behavior of a reservoir fluid | |
Hoffman et al. | The CarbonNet appraisal well for the Pelican CO2 offshore storage site | |
Bull et al. | Constraining leakage pathways through the overburden above sub-seafloor CO2 storage reservoirs | |
Nadir | Thistle Field Development | |
RU2540005C1 (ru) | Способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях | |
Bull et al. | Constraining the physical properties of Chimney/pipe structures within sedimentary basins | |
Baldwin | Tupungato Oil Field, Mendoza, Argentina | |
Luthi | Fractured reservoir analysis using modern geophysical well techniques: application to basement reservoirs in Vietnam | |
Westaway | Seismicity at Newdigate, Surrey, during 2018-2019: A candidate mechanism indicating causation by nearby oil production | |
US9459195B2 (en) | Estimating porosity or permeability in a region of interest | |
Phipps et al. | The Babbage Field, Block 48/2a, UK North Sea | |
QIAO et al. | Fault belt reservoir controls in Yubei area, Tarim Basin | |
Witt et al. | Managing the start-up of a fractured oil reservoir: development of the Clair field, West of Shetland | |
Van der Helm et al. | Fulmar: The development of a large North Sea field | |
RU2803710C1 (ru) | Способ геофизической разведки нефти и газа на водоемах, покрытых льдом | |
Foster et al. | Port Campbell reviewed: methane and champagne |