Fractures are a universal element in sedimentary rock layers, so much that they are virtually omnipresent in outcrops of sedimentary rocks. Think of all the outcrops of sedimentary rocks that you have ever seen and try to recall a layer that was completely unfractured, with the possible exception of extremely ductile rock, such as salt or certain shales, you will not be able to recall any unfractured rocks simply because they do not exist. Further, it has been demonstrated over and over again that the vast majority of fractures observed in outcrop are not solely the result of surface conditions. In other words, the fractures seen in outcrop also exist in the subsurface. Therefore, it follows that hydrocarbon reservoirs in sedimentary rock all contain fractures and most of them are fractured enough to be treated as fractured reservoirs. <...>

This workbook is a “practical companion” to the second edition of Reservoir Stimulation (published by Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ in 1989), and it is my intention that the two books be used together. I feel this new volume will be particularly useful for the training of new engineers and petroleum ehgineering students, as it contains approximately 100 problems and their solutions plus a lengthy chapter giving data necessary for designing a stimulation treatment.

Reservoir stimulation and artificial lift are the two main activities of the production engineer in the petroleum and related industries. The main purpose of stimulation is to enhance the property value by the faster delivery of the petroleum fluid and/or to increase ultimate economic recovery. Matrix stimulation and hydraulic fracturing are intended to remedy, or even improve, the natural connection of the wellbore with the reservoir, which could delay the need for artificial lift. This chapter outlines stimulation techniques as tools to help manage and optimize reservoir development.  Understanding stimulation requires understanding the fundamental issues of petroleum production and the position and applicability of the process. <...>

You're a petroleum engineer confronting that dreadful question, “Where to drill that next infill well?” Desperation sets in. Production has fallen big time. Management is unhappy. Shareholders are furious. A few months ago, the Wall Street Journal reported that, through 2017, one operator had spaced its wells 330 ft apart, then increased this to 500 ft (see “A Fracking Experiment Fails to Pump as Predicted, B. Olson, July 4, 2019). But the Journal ofPetroleum Technology recently gave different numbers, now “450 ft or 600 ft” (see “Simple Well Spacing Calculations are Inaccurate and Costly,” T. Jacobs, November 2019). Sometime back, the present author recalls a smaller 200 ft. Or something like that. Whatever the specifics, the consensus is clear - too close a spacing may be too bad and too late. <...>

This book presents nine chapters of technical knowledge about pressure transient analysis. All of the chapters cover different subjects and provide the reader with a complete understanding of the well testing methodology and analysis, enabling well test engineers to comprehend the interpretation process together with the procedures required for reservoir interpretation.

We believe this is the first collection of papers to be devoted entirely to reservoir geochemistry, which is an area of growing scientific and economic importance. The main aim of reservoir geochemistry is to understand the distributions and origin(s) of the petroleums, waters and minerals in the reservoir and account for their possible spatial and compositional variation. This is ideally related to basin history and location of source-rock kitchens and migration pathways.

Technology used to examine solid materials at the nanometer scale has existed for decades, but the interest in applying these methods to reservoir rocks has increased dramatically in recent years. Shale gas and shale oil reservoirs require this level of imaging to resolve the pore space, and other tight rocks benefit as well, particularly when clay-hosted porosity is common or wettability is difficult to characterize. A significant aspect of organic-rich reservoirs that is unique to them is the common occurrence of organic-hosted pores, which are portrayed in several chapters of this Memoir.

В учебном пособии изложена одна из важных тем дисциплины «Геология и геохимия нефти и газа», в которой рассмотрены вопросы формирования и классификации природных резервуаров и ловушек нефти и газа, а также – термобарические условия недр, определяющие процессы генерации, миграции, аккумуляции и разрушения залежей нефти и газа

Приводятся и обсуждаются основные представления о природных резервуарах (ПР), их элементах, положении ПР в иерархическом подразделении стратисферы. Рассматриваются основные показатели, характеризующие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) осадочных пород - пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, коллекторские свойства двух ведущих типов пород-коллекторов - обломочных и карбонатных. При этом главное внимание уделено процессам образования и преобразования пустотного пространства, а также связям показателей ФЕС с литологическими характеристиками пород. Описаны ПР основных типов осадочных образований - аллювиально-дельтовых, терригенных мелководно-морских, платформенных карбонатных, рифовых, планктоногенных известняков, кремнисто-глинистых и глинисто-кремнисто-карбонатных формаций.
Для магистрантов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело», может быть полезен студентам геологам и геофизикам нефтегазового профиля, а также студентам других специальностей.

В монографии впервые приведены результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности вилючанского, нижненепского, верхненепского, тирского, нижнеданиловского, верхнеданиловского и усольского региональных резервуаров нефти и газа Предпатомского регионального прогиба, сложнейшей по строению и низко изученной геологоразведочными работами крупной структуры Сибирской платформы. Изложены результаты детальной корреляции вендско-нижнекембрийских нефтегазоносных отложений на уровне пачек циклического строения. Рассмотрены тектоническое строение и геодинамические реконструкции Предпатомского прогиба. Описаны седиментационные, фильтрационно-емкостные и экранирующие модели строения региональных резервуаров, которые иллюстрированы многочисленным графическим материалом. Изложена методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности и приведены ее результаты с построением карт перспектив нефтегазоносности каждого резервуара. Предложены рекомендации по уточнению "Программы геологического изучения и представления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на период до 2035 года" применительно к Предпатомскому прогибу. Монография является первым крупным научным обобщением по строению и количественной оценке перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров нефти и газа Предпатомского регионального прогиба. Она подготовлена с учетом интересов научных сотрудников, геологов-практиков и молодых специалистов, занимающихся изучением геологического строения и оценкой перспектив нефтегазоносности Сибирской платформы.