База данных: Статьи
Страница 1, Результатов: 3
Отмеченные записи: 0
1.
Подробнее
26.3
С 28
Сейтхазиев, Е. Ш.
Геохимические исследования - путь к пониманию особенностей нефтяного месторождения [Текст] / Е. Ш. Сейтхазиев // Нефть и газ. - 2019. - №3. - С. 21-33
ББК 26.3
Рубрики: Геологические науки
Кл.слова (ненормированные):
масс-фрагментограмма -- газохроматография -- фингерпринтинг -- корреляция "нефть-нефть" -- биомаркерный анализ -- гопан -- карбонатная/глинистая НМП -- дибензотиофен -- фенантрен
Аннотация: Генетическая типизация исследованных образцов нефти по биомаркерным параметрам свидетельствует о наличии на месторождении Лактыбай двух генетических разновидностей нефти, связанных с разными генерационными источниками – материнскими породами карбонатных и глинистых формаций. В результате исследований фингерпринтинга нефтей из скважин 41 и 43 месторождения Лактыбай, которые по биомаркерному составу были генерированы из палеозойской морской глинистой нефтематеринской породы (далее НМП) с небольшой карбонатностью, установлено, что данные скважины эксплуатируются на одну и ту же залежь, в то время как такие же сценарии характерны для нефтей из скважин 40, 32 месторождения Лактыбай, которые судя по биомаркерным распределениям образовались из палеозойской карбонатной НМП и мигрировали вероятно с северо-востока. По результатам анализа «звездной» диаграммы нефти месторождения Каратобе Южное, для данного месторождения характерна очень хорошая гидродинамическая связь между изучаемыми верхнепермскими пластами. Все нефти месторождения Елемес Западный имеют общий тренд отпечатков по составу ароматических углеводородов и, соответственно, имеют идентичные свойства, с небольшими различиями. Исключение составляет нефть из скважины 83, проба которой отобрана из блока III Ю-III горизонта, имеющая другой отпечаток.
Держатели документа:
ЗКГУ
Доп.точки доступа:
Сарсенбеков, Н.Д.
Рахымберди, Р.
Кайырбеков, С.Б.
С 28
Сейтхазиев, Е. Ш.
Геохимические исследования - путь к пониманию особенностей нефтяного месторождения [Текст] / Е. Ш. Сейтхазиев // Нефть и газ. - 2019. - №3. - С. 21-33
Рубрики: Геологические науки
Кл.слова (ненормированные):
масс-фрагментограмма -- газохроматография -- фингерпринтинг -- корреляция "нефть-нефть" -- биомаркерный анализ -- гопан -- карбонатная/глинистая НМП -- дибензотиофен -- фенантрен
Аннотация: Генетическая типизация исследованных образцов нефти по биомаркерным параметрам свидетельствует о наличии на месторождении Лактыбай двух генетических разновидностей нефти, связанных с разными генерационными источниками – материнскими породами карбонатных и глинистых формаций. В результате исследований фингерпринтинга нефтей из скважин 41 и 43 месторождения Лактыбай, которые по биомаркерному составу были генерированы из палеозойской морской глинистой нефтематеринской породы (далее НМП) с небольшой карбонатностью, установлено, что данные скважины эксплуатируются на одну и ту же залежь, в то время как такие же сценарии характерны для нефтей из скважин 40, 32 месторождения Лактыбай, которые судя по биомаркерным распределениям образовались из палеозойской карбонатной НМП и мигрировали вероятно с северо-востока. По результатам анализа «звездной» диаграммы нефти месторождения Каратобе Южное, для данного месторождения характерна очень хорошая гидродинамическая связь между изучаемыми верхнепермскими пластами. Все нефти месторождения Елемес Западный имеют общий тренд отпечатков по составу ароматических углеводородов и, соответственно, имеют идентичные свойства, с небольшими различиями. Исключение составляет нефть из скважины 83, проба которой отобрана из блока III Ю-III горизонта, имеющая другой отпечаток.
Держатели документа:
ЗКГУ
Доп.точки доступа:
Сарсенбеков, Н.Д.
Рахымберди, Р.
Кайырбеков, С.Б.
2.
Подробнее
26.3
С 28
Сейтхазиев, Е. Ш.
Геохимические особенности месторождения каражанбас [Текст] / Е. Ш. Сейтхазиев // Нефть и газ. - 2019. - №3. - С. 34-46
ББК 26.3
Рубрики: Геологические науки
Кл.слова (ненормированные):
геохимические исследования -- газовая хроматография -- корреляция нефть-нефть -- диамандоидный анализ -- биомаркерный анализ -- пристан -- фитан -- н-алканы -- изопреноиды -- стеран -- гопан -- генезис морской среды
Аннотация: Рассматриваются результаты геохимических исследований нефти месторождения Каражанбас, приуроченного к Бузачинскому своду. Приведены выводы, основанные на результатах исследований резервуарной геохимии нефти (фингерпринтинга) и полного комплексного геохимического анализа – газохроматографии, изотопного анализа углерода и биомаркерного распределения нефти. Основными целями исследований были выявление источника происхождения нефти, изучение характеристики нефтематеринских пород в плане термической зрелости во время генерации, условий осадконакопления, определение типа керогена и исходного органического вещества, окислительно-восстановительных условий седиментации и других видоизменений нефти в пластовых условиях, а также в процессе ее миграции.
Держатели документа:
ЗКГУ
Доп.точки доступа:
Сарсенбеков, Н.Д.
Пангереева, Ш.С.
Кайрбеков, С.Б.
С 28
Сейтхазиев, Е. Ш.
Геохимические особенности месторождения каражанбас [Текст] / Е. Ш. Сейтхазиев // Нефть и газ. - 2019. - №3. - С. 34-46
Рубрики: Геологические науки
Кл.слова (ненормированные):
геохимические исследования -- газовая хроматография -- корреляция нефть-нефть -- диамандоидный анализ -- биомаркерный анализ -- пристан -- фитан -- н-алканы -- изопреноиды -- стеран -- гопан -- генезис морской среды
Аннотация: Рассматриваются результаты геохимических исследований нефти месторождения Каражанбас, приуроченного к Бузачинскому своду. Приведены выводы, основанные на результатах исследований резервуарной геохимии нефти (фингерпринтинга) и полного комплексного геохимического анализа – газохроматографии, изотопного анализа углерода и биомаркерного распределения нефти. Основными целями исследований были выявление источника происхождения нефти, изучение характеристики нефтематеринских пород в плане термической зрелости во время генерации, условий осадконакопления, определение типа керогена и исходного органического вещества, окислительно-восстановительных условий седиментации и других видоизменений нефти в пластовых условиях, а также в процессе ее миграции.
Держатели документа:
ЗКГУ
Доп.точки доступа:
Сарсенбеков, Н.Д.
Пангереева, Ш.С.
Кайрбеков, С.Б.
3.
Подробнее
26.343.1
К 60
Количественное распределение нефти совместно добывающих скважин на месторождении Узень с использованием геохимических исследований [Текст] / Е. Ш. Сейтхазиев [и др.] // Нефть и газ. - 2019. - №4. - С. 87-100
ББК 26.343.1
Рубрики: Нефть
Кл.слова (ненормированные):
распределение -- совместно-добывающая скважина -- конечные соединения -- фингерпринтинг -- ПО Malcom -- месторождение Узень -- недропользователи -- состав нефти -- распределение добычи
Аннотация: Представлен пример использования технологии фингерпринтинга 24 образцов сырой нефти (16 из одиночных, 8 образцов из совместно-добывающих скважин, по данным заказчика) на программном обеспечении Malcom (Schlumberger) для оценки количественного распределения совместной добычи на 8 скважинах месторождения Узень. Значимость этого исследования заключается в том, что данный метод является новым для отечественных недропользователей, поскольку он используется впервые в Казахстане и также дешевле в сто раз, чем традиционные анализы PLT. Наличие всех пиков на хроматограммах HRGC всех образцов нефти указывало на то, что образцы годны для этого исследования. Вносимые фракции каждых двух образцов измеряли по нефти и искусственно смешивали в пропорциях 70–30%, 50–50% и 90–10% для создания определенных смесей. Пики HRGC, отражающие различия в составах нефти, различных искусственных смесей, конечных соединений и нефти с совместно-добывающих скважин, были интегрированы в программное обеспечение Malcom (Schlumberger) для оценки распределения добычи в совместно добывающих скважинах. Результаты, полученные из программного обеспечения, показали, что в большинстве исследований распределения горизонт XIV вносил основной вклад (63–89%) в поток добычи во всех совместно-добывающих скважинах, кроме 1347. Однако только три группы распределения (1,3 и 6) показали низкие значения ошибок математических вычислений (значение IQR <5%), что согласуется с результатами звездной диаграммы. Исходя из этого, мы считаем, что распределение добычи по программному обеспечению Malcom может быть надежным, если значение погрешности метода составляет менее 5%
Держатели документа:
ЗКГУ
Доп.точки доступа:
Сейтхазиев, Е.Ш.
Елтай, Г.Г.
Пангереева, Ш.С.
Сарсенбеков, Н.Д.
К 60
Количественное распределение нефти совместно добывающих скважин на месторождении Узень с использованием геохимических исследований [Текст] / Е. Ш. Сейтхазиев [и др.] // Нефть и газ. - 2019. - №4. - С. 87-100
Рубрики: Нефть
Кл.слова (ненормированные):
распределение -- совместно-добывающая скважина -- конечные соединения -- фингерпринтинг -- ПО Malcom -- месторождение Узень -- недропользователи -- состав нефти -- распределение добычи
Аннотация: Представлен пример использования технологии фингерпринтинга 24 образцов сырой нефти (16 из одиночных, 8 образцов из совместно-добывающих скважин, по данным заказчика) на программном обеспечении Malcom (Schlumberger) для оценки количественного распределения совместной добычи на 8 скважинах месторождения Узень. Значимость этого исследования заключается в том, что данный метод является новым для отечественных недропользователей, поскольку он используется впервые в Казахстане и также дешевле в сто раз, чем традиционные анализы PLT. Наличие всех пиков на хроматограммах HRGC всех образцов нефти указывало на то, что образцы годны для этого исследования. Вносимые фракции каждых двух образцов измеряли по нефти и искусственно смешивали в пропорциях 70–30%, 50–50% и 90–10% для создания определенных смесей. Пики HRGC, отражающие различия в составах нефти, различных искусственных смесей, конечных соединений и нефти с совместно-добывающих скважин, были интегрированы в программное обеспечение Malcom (Schlumberger) для оценки распределения добычи в совместно добывающих скважинах. Результаты, полученные из программного обеспечения, показали, что в большинстве исследований распределения горизонт XIV вносил основной вклад (63–89%) в поток добычи во всех совместно-добывающих скважинах, кроме 1347. Однако только три группы распределения (1,3 и 6) показали низкие значения ошибок математических вычислений (значение IQR <5%), что согласуется с результатами звездной диаграммы. Исходя из этого, мы считаем, что распределение добычи по программному обеспечению Malcom может быть надежным, если значение погрешности метода составляет менее 5%
Держатели документа:
ЗКГУ
Доп.точки доступа:
Сейтхазиев, Е.Ш.
Елтай, Г.Г.
Пангереева, Ш.С.
Сарсенбеков, Н.Д.
Страница 1, Результатов: 3