WWW.NET.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Интернет ресурсы
 

«ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ В ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НА СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОГАЛЫМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА ...»

На правах рукописи

Лесной Александр Николаевич

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ В

ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НА СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОГАЛЫМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА

Специальность: 25.00.12- Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2015

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Лобусев Александр Вячеславович

Официальные оппоненты: Ступакова Антонина Васильевна, доктор геологоминералогических наук, профессор, заведующая кафедрой горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова Игнатьев Сергей Федорович, кандидат геологоминералогических наук, ведущий геолог отдела разработки и проектирования геологоразведочных работ Газпромгеологоразведка, Тюмень

Ведущая организация ОАО Институт геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ)

Защита состоится 29 марта в 15.00 на заседании диссертационного совета Д 212.00.02 при Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» по адресу Москва, Ленинский проспект д.65 к 232



С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте РГУ нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина http://www.gubkin.ru/diss2/ Автореферат разослан _________________________________________

Дата

Ученый секретарь Диссертационного совета Милосердова Людмила Вадимовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы Современная нефтегазовая геология, выступая важной прикладной составляющей всей геологии, испытывает на себе существенные изменения, которые направлены на фактически полную переоценку базовых основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов (УВ).

Это обусловлено возрастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и характере насыщения горных пород, полученными на ранних стадиях освоения.

Методами сейсморазведки выявляются не все особенности их строения, тогда как на стадии разработки устанавливаются существенно более сложные (в том числе разломно-блоковые) модели. Такое положение указывает на необходимость анализа и учета влияния, дополнительно выделяемых различными геолого-промысловыми методами разрывных нарушений, формирование и современное размещение начальных и остаточных запасов УВ в разрезе продуктивных отложений.

Все это в полной мере относится к юрским залежам Западно-Сибирского региона, где значительная литолого-фациальная изменчивость, наличие сети дизъюнктивных дислокаций предопределяют сложность геолого-промыслового моделирования нефтегазодобывающих объектов. Недоучт вышеперечисленных негативных факторов снижает эффективность поисково-разведочных работ и достоверность оценки запасов. Обоснованность моделей максимально приближенных к реальным геологическим объектам разработки в конечном итоге приведет к увеличению коэффициентов нефтеотдачи на основе оптимизации геологоразведочных работ (ГРР) и обоснования эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), уменьшению объемов, не вырабатываемых остаточных запасов, снижению непроизводительных затрат. Эти факторы подтверждают актуальность решаемых в работе проблем, теоретическое и практическое значение ожидаемых результатов исследований, выполненных на примере месторождений Когалымского нефтегазоносного района (НГР).

Цель работы заключается в актуализации моделей строения сложнопостроенных юрских залежей для выбора максимально эффективных методов освоения запасов УВ.

Основные задачи работы анализ и детальное исследование геологических факторов, обусловивших сложное строение юрских залежей на примере месторождений Когалымского НГР для выявления зон пространственного положения остаточных запасов;

комплексное геолого-промысловое обоснование новой модели юрских залежей, учитывающее разломно-блоковое строение;

анализ геолого-промысловых данных, проведенных ранее работ, разработка и адаптация новых методов уточнения геологического строения юрских залежей;

методика локализации остаточных запасов и разработка рекомендаций по их освоению;

дифференциация запасов по продуктивности на основе анализа литологофациальных, фильтрационно-емкостных, геолого-гидродинамических характеристик и обоснование эффективных методов освоения юрских залежей для достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН).

Методы решения поставленных задач При проведении исследования в качестве его основы были использованы общепринятые подходы, методики и технологии изучения нефтегазоносности природных резервуаров. В частности, методологическая база работы основана на обобщении результатов исследований сейсморазведки, литолого-фациальных, геофизических, гидродинамических и промысловых данных. Базовыми методиками при изучении специфики влияния разломно-блоковой тектоники на движение флюидов послужили методы многомерного статистического анализа, геологогидродинамическое моделирование. Полученные в результате проведенных исследований данные показали высокую сходимость расчетных и фактических показателей скважин различных площадей юрских залежей в пределах зоны сочленения Сургутского и Вартовского сводов.

Научная новизна результатов работы

1. Обоснованы закономерности пространственного размещения углеводородов, их приуроченность к дизъюнктивным нарушениям и влияние разломов на гидродинамическую сообщаемость пласта Ю1.

2. Установлены факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород с учетом влияния трещиноватости на продуктивные пласты и формирование остаточных запасов.

3. Научно обоснован комплекс геолого-геофизических и геологопромысловых методов для повышения геологической информативности и адекватности моделей сложнопостроенных залежей УВ.

4. Разработан новый метод оперативного уточнения строения нефтяных залежей, основанный на «камеральном» гидропрослушивании пластов и комплексе данных ГИС, ГДИ и т.д.

5. Научно обоснованы новые геологические модели запасов юрских залежей и произведена дифференциация запасов по продуктивности для оптимизации освоения залежей УВ.

Основные защищаемые положения Принципиально новая модель строения юрских залежей Ватьеганского месторождения, доказывающая отсутствие единого гидродинамического резервуара.

На гидродинамическую сообщаемость в пласте Ю1, влияют зоны тектонической трещиноватости и дизъюнктивных нарушений;

Разработан эффективный комплекс геофизических и геолого-промысловых методов, позволяющий оптимизировать освоение текущих и остаточных запасов пласта Ю1;

Впервые локализованы залежи УВ связанные с зонами малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, выполнен прогноз ФЕС в их пределах;

Пространственное расположение остаточных запасов УВ, обусловившее выбор оптимальных направлений геологоразведочных работ и геолого-технических мероприятий для повышения геолого-промысловой эффективности разработки сложнопостроенных объектов нефтедобычи.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Данная область научных изысканий соответствует паспорту специальности «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» (25.00.12).

В разделе «Область исследования» содержание работы соответствует пунктам:

3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработан комплексный геолого-промысловый подход к изучению сложного, разломно-блокового строения юрских отложений, позволяющий уточнить границы залежей, что было использовано при формировании программы геологоразведочных и геолого-технических работ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».





2. На основании имеющихся геолого-геофизических и геолого-промысловых данных уточнены геологические, гидродинамические и фильтрационно-емкостные модели пласта Ю1.

3. С использованием уточненных и разработанных новых геологических моделей выполнен прогноз пространственного размещения зон остаточных запасов УВ, не охваченных разработкой, что было учтено при планировании ГТМ на Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Равенском, Южно-Ягунском, ВосточноПридорожном месторождениях.

4. Результаты исследований, изложенных в диссертационной работе, используются геолого-технологическими службами ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в процессе освоения месторождений, при уточнении геологогидродинамических моделей залежей и планировании ГТМ, что подтверждено актом внедрения выполненных научно-исследовательских работ, утвержденным заместителем генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» по геологоразведке С.В.Арефьевым.

Личный вклад автора диссертации Состоит в обосновании актуальности работ, постановке задач и их решении;

разработке специальных методологических приемов, учитывающих особенности освоения запасов нефти из приразломных участков пластов с учетом литологофациальных изменчивостей, с использованием гидродинамических, геологопромысловых исследований, обобщении их результатов, практического внедрения разработанных методик.

Апробация результатов работы Основные положения диссертационного исследования были обговорены на научно-методических семинарах научного совета РГУ «Российский Государственный Университет нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина», в частности кафедры «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВО РГУ (г. Москва 2014, 2015 гг.); обнародованы на ряде международных конференций, научных симпозиумах, научно-технических совещаниях: «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Международная научно-техническая конференция, г. Тюмень, 2006 г.);

Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2007 г.); «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (IV Международный технологический симпозиум, г. Москва, 2008 г.);

«Новые технологии и методы увеличения нефтеотдачи пластов» (научнопрактический семинар SPE, г. Тюмень, 2008, 2009 гг.); «Разработка многопластовых месторождений» (Производственно-технический нефтегазовый форум, г. Москва, 2014 г.); V Научно-техническая конференция ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

(г. Пермь, 2015 г.); V Научно-техническая конференция ПАО «ЛУКОЙЛ»

(г. Москва, 2015 г.).

Публикации Основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 20 научных трудах, в том числе из них 12 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав с подпунктами, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы (131 наименований). Текст работы занимает 161 страницы компьютерного набора.

Диссертационное исследование содержит 55 рисунков, 10 таблиц.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, профессору, д.г.-м.н. А.В. Лобусеву за всемерную поддержку и ценные советы. Автор благодарен профессору, д.г.-м.н. В.П.Филиппову, профессору, д.г.-м.н. С.Б.Вагину, профессору, д.г.-м.н. И.П.Попову, профессору, д.г.-м.н. А.В.Бочкареву, доценту, к.г.м.н. В.Е.Копылову и всем сотрудникам кафедры промысловой геологии нефти и газа Российского Государственного Университета нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Рассмотрены геолого-геофизические и промысловые особенности пласта Ю 1 Когалымского нефтегазоносного района на примере Ватьеганского, ТевлинскоРусскинского, Равенского, Южно-Ягунского, Новомолодежного месторождений раскрыта проблема уточнения разломно-блокового строения залежей для освоения остаточных запасов нефти.

В настоящее время нельзя себе представить поиски, разведку и разработку месторождений углеводородов (УВ) без понимания изменчивостей литологофациальных свойств и закономерностей проявления разрывной тектоники. Такое понимание приходит по мере роста числа скважин, что, как известно, достигается на стадии разработки.

В первой главе рассмотрено пространственное положение дизъюнктивных нарушений, влияние на строение и гидродинамическую сообщаемость залежей углеводородов в верхне-юрских отложениях пласта Ю1. Выявлены наиболее оптимальные методы уточнения строения неоднородных сложнопостроенных залежей с остаточными запасами нефти. С помощью комплексных практических исследований, которые направлены на установление роли дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пород, которые участвуют в процессах формирования месторождений. Эти процессы происходят не только в достаточно плотных карбонатных породах. Подобным изменениям подвержены алевролиты и песчаники, которые большинство изыскателей относят к коллекторам порового типа[1,2].

Западная Сибирь является одним из крупнейших регионов нефтедобычи, как в России, так и в мире. Если выше обозначенные факторы не учитываются, то в результате происходит снижение производительности поисково-разведочных работ, а также уменьшается достоверность оценки запасов и аргументация технологических показателей разработки месторождений. Как следствие, мы имеем более низкий коэффициент нефтеотдачи. Дальнейшим следствием выступает увеличение объемов запасов, которые не охвачены разработкой и возрастание неоправданных и непроизводительных затрат.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП) характеризуется разломно-блоковым строением доюрского основания. Этот факт играет роль появления широкого распространения в осадочном чехле тектонических нарушений.

Так же появляются зоны разуплотнения пород. Конечным результатом констатации данных процессов выступает образование в продуктивных отложениях трещинных коллекторов. В данных месторождениях доминирующее положение занимает вертикальная трещиноватость, которая объединяет множественные пласты залежей в целостную гидродинамическую систему. Вертикальная трещиноватость также сопутствует формированию на грунтовой земляной поверхности фоновых аномалий УВ. Данные факты подтверждаются различными геохимическими исследованиями разных уровней: от полевых наземных изысканий и аэросъемки, до наблюдений за снимками из космоса [19].

Можно проследить связь по нефтегазоносности центральных и северных районов Западно-Сибирской НГП с неокомскими и сеноманскими залежами. Такая же связь прослеживается при сопоставлении южных районов данной НГП с юрскими отложениями. Эту связь можно обусловить вертикальными перетоками УВ из юрских пластов в меловые продуктивные толщи.

Происходит это потому, что верхне-юрско-валжанские покрышки южных месторождений Васюганского, Пудинского и т.п. районов имеют наиболее лучшие изолирующие свойства, чем залежи северных районов – Среднее Приобье и Север. В этих районах месторождения имеют защищенность с помощью покрышек аптальбских и верхнемеловых отложений [12].

Для северо-восточного склона Сургутского свода наблюдаются подтоки «живой» нефти, которая устремляется в резервуары пласта БС 10 и не закрепляется в васюганских (Ю1) и ачимовских песчаниках. К этому склону относятся Кочевское, Северо-Конитлорское, Северо-Кочевское, Тевлинско-Русскинское месторождения Когалымского района. Многие процессы происходят потому, что пласт БС 10 в своей основе имеет более мощную покрышку, чем пласты юрский и ачимовский. Из этого мы можем сделать вывод, что нарушения, которые были выявлены в тектонике пластов, в частности в доюрском основании, идут вверх по разрезу. Эти разрезы сопутствуют развитию зон разуплотнения с трещинными коллекторами. Керн пластов Ю1, БС10 точно фиксирует присутствие трещиноватости. Данные процессы имеют своим следствием приуроченность залежей Когалымского района к Покурскому грабен-рифту. Последний представлен в виде структур растяжения [6].

Данное явление позволяет понять, что обнаружение зон разуплотнения с трещинными коллекторами, а также разломов на глубине имеет достаточно важное значение, как на этапе поисков месторождений, так и на стадии разработки залежей.

Создание корректной модели разломов с учтом тектонофизических законов их образования позволяет с большой долей вероятности прогнозировать высопродуктивные фильтрационные характеристики присбросовых зон.

Приближению к таким реальным моделям способствуют современные методы сейсморазведки 3D с высокой разрешающей способностью совместно с интеграцией геолого-промысловых методов (рисунок 1).

Рисунок 1 - Карта разломно-блокового строения пласта Ю1 Ватьеганского месторождения по результатам охвата сейсморазведки и геолого-промысловыми данными. 1 – категория запасов С1; 2 – категория запасов В; 3 – категория запасов С2;

4 – дизъюнктивные нарушения; 5 – зоны выклинивания; 6 – граница Ватьеганского лицензионного участка;

Во второй главе предложен разработанный комплекс методов выделения и локализации зон малоамплитудных дислокаций и прогнозирования изменения ФЕС в присбросовых продуктивных участках пласта Ю1.

В исследуемом районе проведено множество методов изучения неоднородности пласта: гидропрослушивание, методы закачки трассерных индикаторов, исследование коэффициента светопаглащения (КСП), исследования керна, сейсмофациальные, электрофациальные анализы, мониторинг изменения пластовых давлений по разные стороны от нарушений, а так же разработан новый оперативный способ уточнения геологического строения «камеральное»

гидропрослушивание [3,4,14,15].

На рассматриваемых месторождениях стало нормой отклонение фактических данных работы эксплуатационных скважин от проектных технологических показателей действующих схем разработки месторождений, что явилось отражением не соответствующих условиям разработки принятых геологических моделей. Для уточнения сейсмогеологической модели, адекватной гидродинамической модели, детально рассмотрены эксплуатационные характеристики скважин (групп скважин) по всей площади месторождения и, особенно на тех участках, где обнаружились противоречия между моделями. Показано, что данные методы являются одним из наиболее эффективных методов изучения объектов сложного строения.

В процессе обоснования водонефтяного контакта залежей и промышленной разработки обнаружилось изменение контактов по пласту Ю 1 на 20 м и более[10].

Обоснование наклонных контактов связывалось с литологической неоднородностью пласта и наличием зон замещения коллекторов. Основная проблема данного пласта это преждевременное обводнение скважин и низкое забойное давление. В результате обводнения и истощения давления происходит нерациональное освоение запасов и преждевременное выбытие скважин из разработки. Совместное подробное изучение геологического строения пласта Ю1 и данных работы скважин выявило наличие на месторождении тектонических нарушений, разделяющих залежи пласта на отдельные блоки, которые не были выделены по данным 2Д сейсморазведки[9].

При выполнении комплексного анализа уточнения строения пласта Ю1 Ватъеганского месторождения показана новая возможность интеграции и учета накопленных данных. В связи с тем, что пласт Ю1 Ватьеганского месторождения и аналогичный одновозрастной объект Новомолодежного месторождения являются сложнопостроенными и возникли обстоятельства, свидетельствующие о наличии системы разломов, влияющих на условия разработки, было принято решение о проведении различных методов исследования взаимодействия скважин на данных участках пластов.

На Новомолодежном месторождении был выбран метод гидропрослушивания (рисунок 2) на участке в районе северной части скважин:

№ 1306-605-1061-188-600-1053. Зона исследования представляет собой краевую

–  –  –

структуру с нагнетательными скважинами № 1306, 188, 605, расположенными вдоль контура ВНК, и добывающими скважинами № 600, 1053, 606, 1061, 614. При планировании эксперимента роль возмущающих скважин отводилась нагнетательным скважинам № 605, 1306, реагирующими должны были стать добывающие скважины № 600, 1053, 1061 и пьезометрическая скважина № 188.

Было принято решение поэтапно остановить нагнетательные скважины № 605 и № 1306 с последующим пуском их в работу и предварительной остановкой добывающих скважин для выравнивания (или стабилизации) давления в зоне исследования[7].

Таким образом, в результате проведенного эксперимента по гидропрослушиванию скважин: № 650 – 600 – 1053 – 1061 – 1306 – 188 (рисунок 2 б) выявлено следующее:

Между скважинами № 605 и № 188; № 600 и № 1306 проходит геологическая граница (разлом) с юга на север, изолирующая гидродинамическую связь между указанными скважинами (рисунок 2в).

Фильтрационные свойства пласта в широтном направлении выше в 1,5 – 2,0 раза свойств пласта в меридиональном направлении.

Процесс разработки в рассматриваемой зоне пласта контролируется нагнетательной скважиной № 608, активность которой хорошо ощущается всеми скважинами, находящимися на расстоянии более 1000 м от нее. Это четко подтверждается всеми рассмотренными скважинами в данном эксперименте (скважины № 600, 605, 1053, 1061), ограниченными барьером.

Так же, возникли обстоятельства, свидетельствующие о системе разломов при уточнении модели Ватьеганского месторождения в районе кустовых площадок № 89, 568, 576, но проведение гидропрослушивания требовало специальной организации незапланированного эксперимента. Было принято решение провести альтернативный метод оценки гидродинамической связи добывающих и нагнетательных скважин «камеральное» гидропрослушивание на основе анализа истории и текущего состояния разработки, так как на исследуемом локальном объекте все скважины кандидаты были оборудованы датчиками погружной телеметрии (ТМС), либо исследовались операторами добычи нефти и газа в оперативном режиме реального времени. Зона исследования представляет собой краевую структуру с нагнетательными скважинами № 9080, 8842, 9064, 9045, 8857 и переведенной под нагнетание скважины № 8858, а так же добывающими скважинами № 8867г, 8843г, 9063н, 8866 [13,16,17,18].

Таким образом, оценивая промысловые данные и показания датчиков ТМС на паре скважин: «нагнетательная-добывающая», были определены гидродинамические связи между скважинами исследуемого объекта для уточнения геологической модели. При этом в комплексе учитывались ретроспективные данные проведенных ранее исследований по закачке трассерных индикаторов, КСП, изменения пластового давления в блоках, а также компенсацию отбора закачкой, при потребном коэффициенте закачки рабочего агента в пласт.

В результате проведенного эксперимента на локальном участке района кустовых площадок №89, 568, 576 и анализа вышеперечисленных исследований выявлено дизъюнктивное нарушение (геологический барьер) (рисунок 3 а, б), проходящее между скважинами №8858, 8866, 9045, 9064 с одной стороны и скважинами №8867г, 8843г, 9063н, 8842, 9080 с другой стороны, разделяющее данный локальный блок на два отдельных объекта разработки, что полностью меняет представление о данном участке и подход к освоению текущих и остаточных запасов.

а) б) Рисунок 3 - а) новое представление строения участка пласта Ю 1 Ватьеганского месторождения между скважинами 8866, 8865л и 9063н, 8867г, 8843г; б) новое представление строения пласта Ю1 в целом. ПСН - плоскость сместителя нарушения;

ТОУ - точка оттока УВ; ЗУП – зона уплотнения пород; ЗДП – зона дробления пород;

1 – зона дробления пород; 2- углеводороды; 3 – вода; 4 – пути миграции УВ; 5 непроницаемый барьер; 6 – зона уплотнения и присбросовая трещиноватость пород.

Таким образом, наличие гидродинамического экрана подтверждается не только существованием разных контактов ВНК по скважинам, но и разработкой залежей. Выявленное тектоническое нарушение проходит между скважинами 8838 и 8839, 8871 и 8839, 8873 и 8841, 8865 и 8867Е, 8866 и 8867Е, 9045 и 9063.

Следовательно, границы залежи изменились по сравнению с подсчетом запасов УВ 2000 г. Контур нефтеносности сдвинулся южнее до границы разлома, а в северной части появилась залежь с ВНК на а.о. – 2788 м, в то время как в южной части ВНК принят на а.о. – 2799 м [2].

В третьем разделе на примере месторождений Западной Сибири аргументирована фильтрационно-емкостная модель юрских залежей, а также процессы формирования тех запасов, которые не охвачены освоением. Можно утверждать, что формирование месторождений определяет вторичная емкость коллекторов. Таким образом, капиллярные каналы и трещины сопоставимы с порами.

Это объясняется временем образования структур нефтегазовых месторождений и принадлежность их к более позднему верхнемеловому или олигоценовому периодам.

Кроме того, наблюдается зависимость продуктивности указанных скважин и потенциала нефтегазонасыщенности коллекторов в зависимости от расстояния до тектонических разломов.

Как можно увидеть, эти данные имеют кардинальные отличия от традиционного понимания о структуре месторождений. Данный факт свидетельствует о том, что сегодня возникла потребность в обозначении новых подходов при обосновании параметров подсчета запасов, когда запасы нуждаются в переоценке. Также требуется пересмотр подходов при проектировании разработки месторождений [8].

Универсальный характер фильтрационно-емкостной модели конкретного месторождения нефти или газа подтверждает данные выводы. Это происходит потому, что фактически все месторождения содержат высоко-, средне- или низкодебитные скважины. Они вырабатывают коллекторы соответственно указанным скважинам: трещинные (Т), порово-трещинные (ПТ) или трещиннопоровые (ТП) коллекторы. Кроме того, нужно учитывать низкопроницаемые участки с поровыми (П) коллекторами. В качестве измерителя объема для поровых коллекторов выступают капиллярные каналы.

Научные изыскания в области нефтегеологии свидетельствуют о том, что превалирующий объем добычи сырья приходится на скважины с высоким дебитом.

Такие скважины еще называют в научно-критических исследованиях «миллионниками». Фонды месторождений данных «миллионников» достигают около 10–15 %. Таким образом, базовые запасы, которые извлекаются из месторождений, находятся в трещинной мкости коллекторов.

Если при бурении нефтяных скважин не учитываются особенности фильтрационно-емкостной модели, а также не соблюдаются параметры растворов для бурения (для их приготовления используется твердая фаза), то все это приводит к закупорке трещин. В результате наблюдается уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), а эффективность и потенциальность работ по интенсификации притоков снижается.

При обосновании фильтрационно-емкостной модели использовались данные скважин Двуреченского, Харампурского месторождений Пур-Тазовской нефтегазоносной области. В процессе обоснования универсальности фильтрационно-емкостной модели залежей, появилась возможность распознавать тип дренируемого коллектора по форме индикаторных диаграмм. Но, нужно указать, что таким путем появилась возможность распознать и обосновать первые три разновидности коллекторов (П, ТП, ПТ). Но, процесс выявления первоначальных параметров трещинного (Т) коллектора был определен при показателе скин-эффекта S = (минус 7). В данном случае нижняя граница параметров трещинного коллектора, была оценена при этом же значении S. Происходит это потому, что анализируемые виды коллекторов (Т, ПТ, ТП) имеют отрицательные значения показателя скинэффекта S. Поэтому их относят в группе трещинных коллекторов, которые могут описать трещинную мкость коллектора[12].

Также рассматривалась дифференциация дренируемых коллекторов, которая построена по результатам исследования разведочных скважин Южного месторождения. Были установлены гидродинамические связи скважин с трещинной емкостью коллектора Т., где дренирование месторождения происходило по латерали.

Этот процесс обеспечивает подпитку коллектора с помощью трещин.

Проницаемость капиллярных каналов (или пор) на несколько порядков (2 – 3 порядка) ниже проницаемости трещин. Вследствие этого при создании значительных депрессий подток нефти из капиллярных каналов исключается. А дренирование месторождения при этом процессе происходит по вертикали. Данная практика может привести к первостепенной выработке и обводнению трещинной емкости. Вследствие этого гидродинамическая система месторождения может быть нарушена. А участки, которые характеризуются низкопроницаемыми поровыми коллекторами, могут быть изолированы. И как результат – мы наблюдаем создание запасов залежей, которые не могут быть вовлечены в разработку.

Исследование динамики потенциала освоения юрской залежи ТевлинскоРуссинского месторождения показали, как проявляются последствия перечисленных процессов.

В процессе абсолютной очистки трещин (данные 2003 года), коллектор дренируется как однороднотрещинный Т и происходит поршневое вытеснение нефти с помощью воды. Этот факт подтверждается достаточно высоким ростом обводннности. На протяжении 2005 – 2007 годов этот показатель достигал 11 – 12 %. Одинаковый показатель кривых Qн, Qв зак, Qв говорил о том, что вода, которая закачивается, берет под полный контроль высокопроницаемый трещинный Т коллектор. Поэтому в самое ближайшее время стоило ожидать завершение выработки и обводнение трещинной мкости, что в последствии и произошло. Результатом данного процесса стало фактически полное разделение запасов залежей, которые находятся на территории с низкопроницаемыми коллекторами.

В результате можно констатировать, что нарушение гидродинамической системы месторождения происходит при процессе закачки достаточно больших объемов воды не учитывающих фильтрационно-емкостные свойства. Создается давление нагнетания, которое превышает пластовое давление и подток нефти, не поступающий в поры, обуславливает раздельную выработку коллекторов. Конечный результат этого процесса – формирование не дренируемых запасов.

В четвертой главе выполнено геолого-технологическое обоснование повышения эффективности освоения залежей пласта Ю1 на основе комплексного анализа ГТМ, а так же методов воздействия на продуктивный пласт для повышения нефтеотдачи с учетом плотности данных подвижных запасов, фильтрационных и фациальных особенностей.

Для этого проанализировано влияние зонального изменения физикохимических свойств пород по направлению ортогонально к протяженным разрывным нарушениям. Такой анализ становится возможным с достижением на исследуемых месторождениях высокой степени изученности и наличия достаточного количества добывающих скважин. При этом явно просматривалось закономерное размещение скважин различной продуктивности в юрских отложениях. Поиск причин этого явления осуществлялся путем рассмотрения литого - фациальных, петрофизических, структурно-тектонических и гидродинамических особенностей строения юрских продуктивных отложений.

При анализе литолого-фациальных причин использовался хорошо зарекомендовавший на данных месторождениях принцип фациального анализа по ГИС, основанного на том, что каждая фация формировалась в определенных палеогеографических и палеогидродинамических режимах седиментации, которые характеризуются рядом первоначальных признаков, отражающих динамическую активность среды осадконакопления[20].

Ранее продуктивность скважин после ГТМ, разрабатывающих пласт Ю 1 Когалымского НГР, изучалась традиционным путем: по принадлежности к той или иной фациальной обстановке. Фациальное районирование характеризует общую картину осадконакоплений для территории месторождения и не случайно, поэтому рассматриваемый в работе локальный участок находится целиком в пределах одной фации, приуроченной к комплексу аккумулятивных песчаных форм, развитых вдоль побережий и представленных прибрежными барами. Исходя из вышеизложенного (рассматриваемая нами территория приходится на одну фацию), литофациальный признак не является информативным для объяснения в пределах локального участка выявленной закономерной зональности (линейной и по разрезу) изменения физикохимических свойств пород.

Как показывает практика работ на месторождениях, бурение и эксплуатация добывающих скважин на различных участках без надежной геологической модели (с присутствием в блоковой структуре месторождения разрывных нарушений), является менее эффективным, а так же более высоко затратным мероприятием. Но там, где освоение запасов осуществляется по схеме, учитывающей наличие разрывных нарушений, появляется реальная возможность влиять на рост конечного показателя КИН [11].

В присбросовой зоне формируется разнонаправленная или преимущественно вертикальная трещиноватость пород, с последовательно убывающей плотностью трещин ортогонально от сброса. Максимальная трещиноватость формируется в зоне дробления пород и в максимальной близости от плоскости сместителя нарушения (от 0 до 100 м). Далее трещиноватость убывает, но остается относительно высокой в интервале расстояния от 100 до 600 м и постепенно становится минимальной с приближением к отметке 1100 м (рисунок 4).

а) б) Рисунок 4 - Ряды различной продуктивности скважин в зависимости от расстояния до плоскости сместителя сбросо-сдвига на исследуемом участке Ватьеганского месторождения в пределах одной фациальной обстановки 1 - добывающие скважины в пределах фации приуроченной к барам (а), в том числе участвующие в анализе (б); 2 – сбросо-сдвиги (1С и 2С); 3 - первый ряд продуктивности (а или ЗУП-1); 3 – второй ряд продуктивности (б или ЗУП-2); 4 – третий ряд продуктивности (в или ЗУП-3); 4 – ряды продуктивности; 5 – индексы сбросо-сдвигов.

На Ватьеганском месторождении установлено, что скважины, находясь в благоприятных структурных условиях, но оказавшиеся на расстоянии более 1 км от сброса-сдвига, оказались с более худшими показателями по продуктивности, по сравнению с теми, которые были приближены к разрывным нарушениям. При этом установлена прямая связь продуктивных и высокодебитных скважин с локальными зонами проницаемости и улучшения фильтрационно-емкостных свойств пород в приразломных зонах. Скважины вблизи кулисных разломов (менее 1,0 км) в среднем имеют дебиты в 2 раза выше, чем скважины расположенные более 1,5…2 км от разлома[2,8,19].

Флуктуация фильтрационно-емкостных свойств пород на локальных участках в значительной степени отражается на эксплуатационных характеристиках скважин.

На Ватьеганском месторождении впервые за время длительной эксплуатации первоначально была установлена прямая связь влияния ГТМ на продуктивность и высокодебитность скважин с локальными зонами проницаемости при улучшенных плотностных и фильтрационно-емкостных свойствах пород в приразломных зонах (рисунок 4 а, б). Все продуктивные скважины приходятся на зоны неодинакового динамического влияния сбросо-сдвигов. Дальнейшие исследования в этом направлении выявили закономерные ряды скважин с близкими интегральными показателями для каждого ряда по продуктивности в зависимости от расстояния, от протяженных сбросо-сдвигов, пересекающих продуктивный пласт.

По совокупности данных стало возможным обоснование присбросовых рядов различной продуктивности на примере анализируемого участка месторождения (рисунок 4 б). В результате в зависимости от ширины межразломного пространства установлено до трех рядов продуктивности скважин, разрабатывающих части залежи с различными КИН, на расстоянии от 0 до 1100 м. В интервале расстояния от 1100 м до плоскости сместителя сброса закономерно уменьшаются фильтрационноемкостные свойства и плотность пород и в том же направлении увеличивается трещиноватость пород и продуктивность скважин, разрабатывающих продуктивный пласт Ю1. Увеличение КИН возможно только с применением различных методов интенсификации притока нефти. Наиболее эффективным на месторождении является метод ГРП.

Для адекватной оценки эффективности метода ГРП был выбран соответствующий показатель. Пусть значение коэффициента продуктивности до проведения ГРП равно К1, а после мероприятия – К2. Тогда абсолютная эффективность мероприятия равна (К2 минус К1). Абсолютная оценка эффективности очевидно не адекватна, так как показывает лишь, насколько изменился коэффициент продуктивности без учета начального и конечного его значения. Относительная эффективность ГРП (К2/К1) показывает во сколько раз около скважинная зона увеличила свою продуктивность относительно начальной.

Являясь более универсальным показателем относительная эффективность не чувствует разницы между слоем толщиной в 10 сантиметров или резервуаром мощностью 100 метров, поэтому логичным становиться введение показателя удельной относительной эффективности (Эуд) [12].

Относительная удельная эффективность одного перфорированного метра околоскважинной зоны равна Эуд = (К2/К1)/h, где К1 - коэффициент продуктивности до ГРП, К2 - коэффициент продуктивности после ГРП, h - эффективная перфорированная величина до и после ГРП. При этом Эуд отражает эффективность применения геолого-технических мероприятий увеличения нефтедобычи. Ниже рассмотрена Эуд при осуществлении ГРП с учетом дифференциации коллекторов от трещинного типа (Т) до порового (П) типа и влияния зон уплотнения пород [5].

Рассмотривалось влияние показателя Эуд и конечного КИН в пределах одной рассматриваемой нами фации на участке пласта Ю1, осложненного протяженными субширотными дизъюнктивными нарушениями 1С и 2С. Для этого исследуемый участок был разделен на три группы (ряды, зоны) в зависимости от степени уплотнения пород (зона уплотнения пород – ЗУП) и расстояния до плоскости сместителя сброса-сдвига: 1) ЗУП-1 (расстояние от дизъюнктивного нарушения 0…100 м); 2) ЗУП-2 (расстояние 100…600 м); 3) ЗУП-3 (расстояние 600…1100 м) (рисунок 4 б). Таким образом, мы получили следующие показатели Эуд при дифференциации ЗУП: 1 – 4,56; 2 – 1,50; 3 – 0,24.

Для первого ряда продуктивности ЗУП-1 вскрывшего зону дробления пород в плоскости сместителя разрывного нарушения (расстояние от 0 до 100 м).

Проводниками для мигрирующих УВ являются зоны дробления пород региональных субмеридиональных сбросов (1С и 2С на рисунке 4 б), имеющие азимут падения плоскости сместителя сбросов в сторону депрессионной части впадины. Такие зоны образуются при многократных смещениях в плоскости сместителя сбросов. Как правило, полость зоны дробления пород, примыкающая к плоскости сместителя нарушения со стороны движущегося блока, заполнена обломками разрушенных и перетертых пород и, как правило, обладают высокой проницаемостью (иногда сверхпроводимостью).

Входные значения среднесуточных дебитов после ГРП по скважинам относящимся к ЗУП - 1 составляют в среднем 34 т/сут., с максимально высоким для данного участка месторождения дебитами, однако по мере отбора нефти интенсивно в зону дробления поступает пластовая вода из ниже залегающих горизонтов. В результате конечный КИН, равный 0,15 для категории скважин ЗУП-1, оказывается наиболее низким на рассматриваемом участке.

Второй ряд (100…600 м) продуктивности отстоящей от плоскости сместителя сброса на расстоянии 500 м. По ширине второго ряда в направлении от сброса наблюдается падающая интенсивность вертикальной трещиноватости пород в соответствии со снижением интенсивности радиальной сейсмической активности при каждом смещении пород опущенного блока по сбросу. При этом средняя плотность трещин на единицу объема продуктивных пород в этом ряду больше, чем в третьем ряду, но меньше, чем в первом (рисунок 4 а). Отсюда вступительные дебиты после ГРП по ЗУП - 2 в среднем составляет 19,0 т/сут, что меньше, чем в первом, но больше, чем в третьем ряду. Здесь сохраняются еще достаточно высокие фильтрационно-емкостные свойства пород, в основном за счет их вторичной трещиноватости, а относительная удаленность от зоны дробления пород (основного поставщика пластовой воды) обеспечивают сравнительно высокий коэффициент продуктивности скважин и самый высокий КИН на участке (0,43).

Третий ряд продуктивности, отстоящей от плоскости сместителя сброса на расстоянии 600-1100 м (рисунок 4 а, б). В пределах ряда последовательно уменьшается до полного исчезновения вторичной трещиноватости пород. Но при высоких значениях пористости вступительные дебиты после ГРП по ЗУП-3 имеют наименьшие значения по участку – 6,0 т/сут. За счет отдаленности от сброса в скважинах этого ряда наименьшая обводненность и в отсутствии трещиноватости пород сравнительно низкие показатели продуктивности и КИН (0,20).

Комплексный анализ перечисленных возможных причин позволил выявить основной (структурно-тектонический) фактор формирования присбросовой зональности изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, что позволило внести предложения по изменению схемы размещения проектных добывающих скважин, определить направление горизонтальных и наклонных секций уже пробуренных скважин, уточнить схему ППД, построить очередность скважин для проведения ГРП и т.д.

Остаточные запасы пласта Ю1 Ватьеганского месторождения, сосредоточенные в замкнутых блоках, имеют зональную продуктивность скважин по мере роста плотности трещин и в целом трещиноватости терригенных пород по направлению к плоскости сместителя протяжнных сбросов. Выделенные в соответствии с зональностью фильтрационно-емкостных свойств пород ряды продуктивности имеют различные эксплуатационные характеристики продуктивного пласта и КИН. Наилучшими показателями характеризуется ряд с ЗУП-2, удаленного от источника интенсивного поступления пластовой воды по зоне дробления пород в плоскости сместителя нарушения и сохраняющего высокую плотность первичных и вторичных трещин в продуктивном пласте.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Установлено влияние дизъюнктивных нарушений на пространственное положение, строение и гидродинамическую сообщаемость залежей углеводородов в верхне-юрских отложениях пласта Ю1;

2. Разработан комплекс эффективных методов позволяющий выделить и локализовать зоны малоамплитудных дислокаций, позволяющий прогнозировать изменения ФЕС в продуктивных участках пласта Ю 1;

3. Показана возможность нового подхода к освоению остаточных запасов, учитывающая изменение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, в зонах повышенной трещиноватости;

На основе анализа литолого-фациальной изменчивости и 4.

пространственного расположения остаточных запасов УВ связанных с зонами развития трещиноватости проведена дифференциация запасов по продуктивности, рекомендованы первоочередные участки для проведения ГТМ.

5. Разработаны практические рекомендации по оптимизации геологоразведочных работ, разработки залежей УВ.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Бочкарев А.В., Калугин А.А., Лесной А.Н., Алексеева А.Д., Полукеев Д.В.

Разломно-блоковое строению юрских залежей Ватьеганского месторождения по материалам сейсморазведки и промысловым данным // Нефтепромысловое дело, № 5 2015. – С. – 49 – 54.

2. Копылов В.Е., Лобусев А.В., Бронскова Е.И., Лесной А.Н., Бочкарев А.В.

Уточнение строения верхнеюрской залежи Ватьеганского месторождения по данным геолого-гидродинамических исследований // Территория Нефтегаз, № 12, 2014. – С.

46 – 49.

3. Левитина Е.Е., Лесной А.Н. Влияние изменения режима отборов на темп снижения давления при пуске скважины в работу // Естественные и технические науки, № 1, 2010. – С. 185-187.

4. Левитина Е.Е., Пьянкова Е.М., Лесной А.Н. Определение свойств пласта на основе анализа замеров давления глубинными датчиками // Автоматизация, телемеханика и связь в нефтяной промышленности, № 3, 2010. – С. 29 – 33.

5. Лесной А.Н., Бочкарев А.В., Калугин А.А., Бронскова Е.И. Зональное изменение свойств пород и продуктивности скважин в блоковой структуре юрских отложений Ватьеганского месторождения // Нефтепромысловое дело, № 6, 2015. – С.

23 – 28.

6. Лесной А.Н., Бочкарев А.В., Бронскова Е.И., Калугин А.А., Вятчинин М.М.

Зональное изменение фильтрационно-емкостных свойств пород Ватьеганского месторождения по результатам исследования керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 1, 2016. – С. 22-28.

7. Лесной А.Н., Пьянкова Е.М. Исследование скважин гидропрослушиванием при решении задач разработки нефтяных и газовых месторождений // Нефтяное хозяйство, № 1, 2010. – С. 67 – 69.

8. Лесной А.Н., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Калугин А.А., Казаков К.В.

Обоснование выработки юрских залежей Ватьеганского месторождения // Нефтепромысловое дело, № 7, 2015. – С. 9 – 14.

9. Лесной А.Н., Бочкарев А.В., Стенькин А.В. Обоснование тектонического экранирования нефтяной залежи по результатам гидродинамических исследований / // Нефтепромысловое дело, № 11, 2014. – С. 11 – 16.

10. Лесной А.Н., Бочкарев А.В., Бронскова Е.И. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на основе учета дизъюнктивных нарушений и анализа ГТМ // Нефтепромысловое дело, №9, 2014. – C. 12 – 16.

11. Лесной А.Н., Бочкарев А.В., Полукеев Д.И, Калугин А.А., Казаков К.В.

Причины и механизм поступления пластовой воды в добывающие скважины в присбросовых областях юрских залежей Ватьеганского месторождения // Нефтепромысловое дело, № 10, 2015. – С. 5 - 12.

12. Попов И.П., Попов А.И., Лесной А.Н. Обоснование фильтрационноемкостной модели юрских залежей и формирования трудноизвлекаемых запасов (на примере месторождений Западной Сибири) // Нефть и Газ. Известия вузов, № 2, 2010.

– С. 23 – 28.

Прочие печатные издания

13. Иванов А.В., Кобычев В.Ф., Лесной А.Н. Метод интерпретации диаграммы давления приток пластовых жидкостей в скважину с применением палеток // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Сб. науч.

тр. в Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 40-летию кафедры. – Тюмень:

Изд-во ТюмГНГУ, №3, 2008. – С. 388 – 394.

14. Лесной А.Н., Иванов А.В. Определение типов коллекторов и на основе геолого-гидродинамических исследований // Кристаллы творчества: Материалы докл.

студенческой академии наук. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2009. – С. 55 – 58.

15. Лесной А.Н., Иванов А.В. Определение характера насыщения пластовколлекторов и типа месторождений на основе гидродинамических исследований // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (SPE): Третья науч.-техн. конф.

– Тюмень, 2009. – С. 45 – 49.

16. Лесной А.Н., Попов И.П. Опыт внедрения телеметрической системы контроля глубинного насосного оборудования на примере ТПП «Когалымнефтегаз»

// Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Сб. науч. тр. в Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 40-летию кафедры. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, №3, 2008. – С. 157 – 159.

17. Лесной А.Н. Работа погружных насосных установок с вентильным приводом и телеметрической системой // Сб. науч. тр. в кафедры РЭГМ. – Тюмень, №3, 2008. – С. 54 – 72.

18. Лесной А.Н. Работа телеметрической системы с установками электроцентробежных насосов // Сб. науч. тр. в кафедры РЭГМ. – Тюмень, №4, 2008.

– С. 105 – 117.

19. Лесной А.Н., Бочкарев А.В., Бронскова Е.И., Вятчинин М.М. Учет зонального изменения пород Ватьеганского месторождения при проведении ГТМ по результатам комплексных исследований // Инженерная практика, № 10, 2015. – С.

26-31.

20. Попов И.П., Лесной А.Н., Павлов О.Е. Повышение эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов на основе фациального анализа (на примере месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Сб. науч. тр. в Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 40-летию кафедры. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, №3, 2008. – С. 150 – 156.



Похожие работы:

«САМДАНОВ Дмитрий Александрович ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИЕ И МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КОРЕННОЙ АЛМАЗОНОСНОСТИ МУНО-МАРХИНСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ (ЯКУТИЯ) 25.00.11 – геология, поиски и разведка твердых полезных ископаемых, минерагения АВТОРЕФЕРАТ диссертации на со...»

«УРАСИНОВА Ольга Владимировна ЭТНИЧЕСКИЙ ФАКТОР В ПОЛИТИКЕ ВЕНГРИИ: ВНЕШНИЙ И ВНУТРЕННИЙ АСПЕКТЫ Специальность: 23.00.04 – Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития АВТОРЕФЕРАТ диссертаци...»

«Столетов Олег Владимирович СТРАТЕГИЯ "РАЗУМНОЙ СИЛЫ" В ПОЛИТИКЕ ГЛОБАЛЬНОГО ЛИДЕРСТВА Специальность 23.00.04 – "Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития" Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата политичес...»

«У.Д.К.: 551.243:551.4: 528.77: 550.816(477.74 + 478.9) ГРЕБЕНЩИКОВ ВИКТОР ПЕТРОВИЧ СООТНОШЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНЫХ И ГЛУБИННЫХ СТРУКТУР ЗЕМНОЙ КОРЫ НА ЮГЕ ДНЕСТРОВСКО ПРУТСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ 04.00.0...»

«ПОВСТИН ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ РОЛЬ СОЦИАЛЬНОГО КАПИТАЛА В СТРУКТУРЕ МЕСТНОГО СООБЩЕСТВА НА ПРИМЕРЕ ГОРОДА ХАБАРОВСКА 22.00.08 социология управления АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических наук Хабаровск – 2016 Работа выпо...»

«ШКЕЛЁВА Татьяна Олеговна ФОРМИРОВАНИЕ КАДРОВОГО СОСТАВА ГОСУДАРСТВЕННОЙ ГРАЖДАНСКОЙ СЛУЖБЫ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ Специальность: 22.00.08 – Социология управления АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических наук Москва – 2012 Работа выполнена в Федеральном государственн...»

«ПОХИЛЬКО АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ ЭКСТРЕМИСТСКИЕ ОРГАНИЗАЦИИ В СИСТЕМЕ РЕГИОНАЛЬНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ БЛИЖНЕГО ВОСТОКА Специальность 23.00.04 – Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития Авторефера...»

« УДК 552.4:553.22(470.22) ПРОСКУРИН Георгий Юрьевич МЕТАСОМАТИТЫ ТИКШЕОЗЕРСКОГО ЗЕЛЕНОКАМЕННОГО ПОЯСА Специальность 25.00.04 – петрология, вулканология Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Санкт-Петербург Работа выполнена в Федеральном государственном у...»

«ПРОХОРЕНКО Ирина Львовна ИСПАНИЯ В ЕВРОПЕЙСКОМ СОЮЗЕ: ВЗАИМОВЛИЯНИЕ НАЦИОНАЛЬНОГО И ТРАНСНАЦИОНАЛЬНОГО ПОЛИТИЧЕСКИХ ПРОСТРАНСТВ Специальности: 23.00.02 – Политические институты, процессы и технологии 23.00.04 – Политические проб...»

«Орлова Елена Викторовна ФЕНОМЕН СОЦИАЛЬНОГО ПАРАЗИТИЗМА В СОВРЕМЕННОМ ОБЩЕСТВЕ: СОЦИАЛЬНО-ФИЛОСОФСКИЕ АСПЕКТЫ Специальность 09. 00. 11 – социальная философия Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата философских наук Ростов-на-Дону, 2008 Работа выполнена в Технологическом институте Южного Федерального универ...»

«НОВИКОВА Татьяна Витальевна ТРАДИЦИИ И НОВАТОРСТВО В МУЗЫКЕ РУБЕЖА XX–XXI ВЕКОВ (на примере фортепианных произведений отечественных композиторов) Специальность 17.00.02 — Музыкальное искусство Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата искусствоведени...»

«Евсеева Нина Степановна СОВРЕМЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ РЕЛЬЕФООБРАЗОВАНИЯ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ РАВНИНЫ 25.00.25 – Геоморфология и эволюционная география АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора географических наук Томск 2006 Работа выполнена на...»

«Ананьина Валентина Тимофеевна ВЛИЯНИЕ МЕЖНАЦИОНАЛЬНЫХ СЕМЕЙ НА ЭТНИЧЕСКУЮ ТОЛЕРАНТНОСТЬ В РОССИЙСКОМ ОБЩЕСТВЕ Специальность 22.00.04 – Социальная структура, социальные институты и процессы Автореферат диссертации на соискан...»

«Аленуров Эльдар Асафович СОЦИАЛЬНЫЕ ФАКТОРЫ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОРТИВНОЙ КОМАНДЫ 22.00.04 – Социальная структура, социальные институты и процессы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических наук Краснодар 2016 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении инклюзивного вы...»

«ШЕВЧЕНКО Алина Викторовна ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И МОРФОДИНАМИКА СОВРЕМЕННОГО КУПОЛА ВУЛКАНА МОЛОДОЙ ШИВЕЛУЧ Специальность 25.00.25 "Геоморфология и эволюционная география" АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени к...»








 
2017 www.ne.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.