Алексеев Алексей Дмитриевич
Alekseev.AlDm@gazprom-neft.ru
Окончил Московский государственный университет (2003) по специальности "прикладная математика, механика".
Кандидат геолого-минералогических наук.
Руководитель программ по технологиям ГИС и петрофизике ООО «Газпромнефть - Технологические партнерства», Санкт-Петербург.
Область научных интересов: петрофизика объектов с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами, геофизические методы исследования разрезов скважин и геометрии техногенных трещин, сопровождение бурения горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта.
Имеет 26 публикаций; патенты: Пат. РФ 2363966, С1, G01V 11/00(2006.01); Пат. РФ 2305301, С1, G01V 11/00(2006.01).
Трудноизвлекаемые запасы, нетрадиционные источники углеводородного сырья
| Статья № 23_2022 | дата поступления в редакцию 29.06.2022 подписано в печать 04.08.2022 |
| 19 с. | Алексеев А.Д. |
| Определение количества подвижной нефти лабораторными методами в поровом пространстве нетрадиционных коллекторов, приуроченных к зрелым нефтегазоматеринским свитам | |
| Рассмотрены вопросы методологического обеспечения так называемых нетрадиционных коллекторов, подсчёт запасов и прогнозирование разработки которых невозможны в рамках традиционных понятий нефтепромысловой геологии и гидродинамики. Предложен подход выявления продуктивных толщин и оценки их ресурсного потенциала, не опирающий на понятие «породы-коллектора» и величину граничной проницаемости. Он базируется на определении количества подвижного пластового флюида, который потенциально можно вовлечь в разработку в условиях применения современных технологий создания искусственной проницаемости в пласте методом гидроразрыва. Статья ограничивается вопросами организации лабораторных исследований керна и обработки их результатов, то есть не касается методик интерпретации данных геофизических исследований скважин, которые требуют отдельного обсуждения. Ключевые слова: нетрадиционный коллектор, нефтегазоматеринская свита, поровое пространство, количествo подвижного пластового флюида, лабораторноe исследование керна. |
|
| ссылка на статью обязательна | Алексеев А.Д. Определение количества подвижной нефти лабораторными методами в поровом пространстве нетрадиционных коллекторов, приуроченных к зрелым нефтегазоматеринским свитам // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2022. - Т.17. - №3. - http://www.ngtp.ru/rub/2022/23_2022.html |
| цифровой идентификатор статьи DOI | https://doi.org/10.17353/2070-5379/23_2022 |
Литература
Алексеев А.Д. Методы прогноза и оценки свойств пласта в условиях его разработки с помощью технологии ГРП // Российская нефтегазовая конференция и выставка SPE (г. Москва, 15-17 октября 2018 г.). - SPE-191679-RU. DOI: https://doi.org/10.2118/191679-18RPTC-MS
Алексеев А.Д., Антоненко А.А., Жуков В.В., Стрижнев К.В. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений // Российская нефтегазовая конференция и выставка SPE (г. Москва, 24-26 октября 2016 г.). - SPE-182074-RU. DOI: https://doi.org/10.2118/182074-MS
Алексеев А.Д., Гаврилов А.Е. Методические основы построения объёмных петрофизических моделей нетрадиционных и сложнопостроенных коллекторов по результатам специальных исследований керна // PROНЕФТЬ - 2019. - №3. - C. 25-34. DOI: https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-25-34
Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. - Москва: Издательство МГУ, 2012. - 430 с.
Дахнова М.В., Можегова С.В., Назарова Е.С. Методы органической геохимии в связи с изучением проблемы нефтегазоносности доманикитно-доманикоидных толщ // Геология нефти и газа. - Спецвыпуск. - 2013. - С. 108-113.
Казак Е.С., Казак А.В., Сорокоумова Я.В., Алексеев А.Д. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. - 2019. - №7. - C. 73-78.
Костенко О.В. Блокирующий характер распределения высокомолекулярных соединений битумоида в поровой системе баженовской свиты (Западно-Сибирский бассейн) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т.9. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/1/12_2014.pdf. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/12_2014
Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых битуминозных пород // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. - Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 3-19.
Antonas R. The ROCK-EVAL Method VINCI TECHNOLOGIES. - www.vinci-technologies.com
Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2 - Shale-oil resource systems, in J.A. Breyer, ed., Shale reservoirs - Giant resources for the 21st century: AAPG, 2012, Memoir 97, p. 89-119.
Jarvie D.M., Baker D.R. Application of the Rock-Eval III oil show analyzer to the study of gaseous hydrocarbons in an Oklahoma gas well: 187th ACS National Meeting, St. Louis, Missouri, April 8-13, 1984: http://wwgeochem.com/references/JarvieandBaker1984ApplicationofRock-Evalforfindingbypassed payzones.pdf (accessed November 12, 2010).
Maende A. Wildcat Compositional Analysis for Conventional and Unconventional Reservoir Assessments HAWK Petroleum Assessment MethodTM (HAWK-PAM), Application Note (052016-1), Wildcat Technologies, 2017. - https://www.wildcattechnologies.com/download_file/view_inline/224
Michael G.E., Packwood J., Holba A. Determination of in-situ hydrocarbon volumes in liquid-rich shale plays. Search and Discovery Article #80365 (2014). Posted March 10, 2014.
Rylander E., Philip M.S., Jiang T., Lewis R. NMR T2 distributions in the Eagle Ford Shale: reflections on pore size. SPE Unconventional Resources Conference-USA, The Woodlands, Texas, USA, April 2013. SPE 164554. DOI: https://doi.org/10.2118/164554-MS
U.S. Department of Energy. June 2013. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. - https://www.eia.gov/
Алексеев А.Д., Антоненко А.А., Жуков В.В., Стрижнев К.В. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений // Российская нефтегазовая конференция и выставка SPE (г. Москва, 24-26 октября 2016 г.). - SPE-182074-RU. DOI: https://doi.org/10.2118/182074-MS
Алексеев А.Д., Гаврилов А.Е. Методические основы построения объёмных петрофизических моделей нетрадиционных и сложнопостроенных коллекторов по результатам специальных исследований керна // PROНЕФТЬ - 2019. - №3. - C. 25-34. DOI: https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-25-34
Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. - Москва: Издательство МГУ, 2012. - 430 с.
Дахнова М.В., Можегова С.В., Назарова Е.С. Методы органической геохимии в связи с изучением проблемы нефтегазоносности доманикитно-доманикоидных толщ // Геология нефти и газа. - Спецвыпуск. - 2013. - С. 108-113.
Казак Е.С., Казак А.В., Сорокоумова Я.В., Алексеев А.Д. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. - 2019. - №7. - C. 73-78.
Костенко О.В. Блокирующий характер распределения высокомолекулярных соединений битумоида в поровой системе баженовской свиты (Западно-Сибирский бассейн) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т.9. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/1/12_2014.pdf. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/12_2014
Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых битуминозных пород // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. - Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 3-19.
Antonas R. The ROCK-EVAL Method VINCI TECHNOLOGIES. - www.vinci-technologies.com
Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2 - Shale-oil resource systems, in J.A. Breyer, ed., Shale reservoirs - Giant resources for the 21st century: AAPG, 2012, Memoir 97, p. 89-119.
Jarvie D.M., Baker D.R. Application of the Rock-Eval III oil show analyzer to the study of gaseous hydrocarbons in an Oklahoma gas well: 187th ACS National Meeting, St. Louis, Missouri, April 8-13, 1984: http://wwgeochem.com/references/JarvieandBaker1984ApplicationofRock-Evalforfindingbypassed payzones.pdf (accessed November 12, 2010).
Maende A. Wildcat Compositional Analysis for Conventional and Unconventional Reservoir Assessments HAWK Petroleum Assessment MethodTM (HAWK-PAM), Application Note (052016-1), Wildcat Technologies, 2017. - https://www.wildcattechnologies.com/download_file/view_inline/224
Michael G.E., Packwood J., Holba A. Determination of in-situ hydrocarbon volumes in liquid-rich shale plays. Search and Discovery Article #80365 (2014). Posted March 10, 2014.
Rylander E., Philip M.S., Jiang T., Lewis R. NMR T2 distributions in the Eagle Ford Shale: reflections on pore size. SPE Unconventional Resources Conference-USA, The Woodlands, Texas, USA, April 2013. SPE 164554. DOI: https://doi.org/10.2118/164554-MS
U.S. Department of Energy. June 2013. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. - https://www.eia.gov/