Выявление активных остаточных запасов УВ между скважинами
advertisement
Гелиевая съемка - инструмент для выявления активных остаточных запасов нефти/газа в межскважинном пространстве 2014 Результаты работ № Объект Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь. Ловинское месторождение. Западная Сибирь. Черемуховское месторождение. Республика Татарстан. Абино-Украинское месторождение. Краснодарский край. Луговое месторождение. Саратовская область. Чкаловское месторождение. Оренбургская область. Майорское месторождение. Оренбургская область. Дружбинское месторождение. Республика Татарстан. Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан. 1 Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь. Площадь работ 30км2. Сеть наблюдений 100x100м 1890 1907 1891 1892 2830 2832 2818 2817 1893 2834 2838 2365 2820 1868 1867 1851 1852 1843 1842У 1844 1831 1832 1820 1819 2774 1838 2775У 1827 1056 1833 2776 1059У 1836 1823 2777 2793 1803 1805У 1038 C1 1807 1808 2800 2354 2801 2355 2802 2342 2341 2 C1 1794 1793 1812 998 999 1789 1785 1786 2932У 1002 973У 2749 2751 2750 5134 974 990 975 961 2323 2757 2309 2308 2325 2310У 944 945 2326 2760Б 2759 2760 2327 2761 2328 2311 2313 2312 946 832 эксплуатационные скважины 2934 нагнетательные скважины 1 1775 1777 К-305 833 881 826 832 882 2290 2732 2291 849 2733 2728 2727 848У 1768 884 867 851У 2293 1759 1760 2735 869 B 2736 2275 B 2276 2294 852 3101 1758 886 885 868 2292 2734 2274 850 918 902 901 883 1767 2289 4042 917 C1 900У 899 1766 2934 933 915 1774 1770У 5154 1771 932 916 914 913 949 948 931 930 1773 1772 5157 принятые контуры запасов, 2002г.: а) по пласту БС10-1; б) по пласту БС10-2; в) по пласту БС11-1; г) по пласту БС11-2; рекомендуемые пластопересечения для первоочередных скважин 1776 5153 точки наблюдений гелиевой съемки, сеть 100м*100м, ручная запись а) б) в) г) 1778 1779 поисково-разведочные скважины 964 964Б 963 962 2324 2758 947 103P 991 976 1781 5148 5151 -2.4 -1.8 -1.2 -0.6 0.0 0.6 1.2 1.8 2.4 3.0 3.6 аномалии содержания гелия, в ед. ст. отклонения 1003 989 977 2755 2756 3 растяжения 1001 988 960 2931 1029 1016У 1787 1 сжатия 1028 1014 1000 987 972 2347 1027 1013 1797 2806 2359 2346 1015 1796 5142 2805 2345 2344 1052 1042 2358 2357 2804 1795 1784 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 1041 80Р 2803 2343 1026 1811 997 5145 зоны 2356 1025 1024 1810 1800У 1792 B 1023 1809 1801 1051Б 1039 1814 1022 1806 1065 1051 1037 1845 1804 1064 1063 1040 2799 2353 2781 1813 C1 1062 1074 1050 1826 2352 2780 2779У 2778 1073 1049У 1048 2797 2795 1085 1072 1061 1060 1047 1046 1825 1824 1084 1083 1071 1835 1834 1093 1092 1082 1058 1057 2340У 1828 2373 1091 1070 1036 2791 2372 1090 1081 1069 1068 2789 2787 2371У 1089 1080 1079 1821 1822 2785 2784 2381 2380 1088 1882 1856 1055 103Р 1830 0.75 км 0.50 2382 1078 1855 0.25 87Р 2379 2370 1077 1857 1818 2773 1881 0 1100Б 1099 2845 2378 2369 1853 1854 1841 2368 2367 1076У 1870У 1840 1829 2844 -0.25 1104 1098 1880 1879 1869 2842 2843 2366 B 1877 1878 1866 1850 2840 2821 1876 1103 1097 1096 B 2836 2819 1875 1102Б 1894 2295 2277 854 853 1762 786Б 817 1763 834 835 837 Южно-Ягунское месторождение разрабатывается с 1983 года. Месторождение находится на последней стадии разработки – более половины фонда скважин работают с обводненностью продукции более 80%. Гелиевая съёмка выявила активную нефтеносность в межскважинном пространстве на разбуренной территории и перспективные объекты, не затронутые разработкой. Куст № 305: Скважины куста № 305 пробурены по результатам гелиевой съемки в 2007 году. 2 10 скважин куста работают с дебитом нефти до 40 м3/сут. Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь 0.9 Доля скважин 0.8 N=52 скважины 0.7 0.6 0.5 Для пластопересечений внутри контуров положительных гелиевых аномалий Для пластопересечений вне контуров положительных гелиевых аномалий N= 58 скважин 0.4 0.3 0.2 >5 т/сут >10 т/сут >15 т/сут >20 т/сут >25 т/сут Пусковые дебиты нефти Распределение дебитов нефти показывает, что доля высокодебитных скважин на 20% выше, когда пластопересечения попадают в контур положительной гелиевой аномалии. 3 Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь 1400000 1291111 N=76 скважин 1200000 n=7 950051 1000000 n=10 3 накопленная закачка, м n=4 n=31 n=22 800000 702518 n=2 664350 610354 600000 402753 400000 664350 средняя накопленная закачка на скважину 200000 0 <-1.0 -1.0-0.5 -0.5-0.0 0.0+0.5 0.5+1.0 >1.0 зоны аномалийности содержания гелия, ед. станд. откл. Распределение накопленной закачки по скважинам показывает увеличение приёмистости скважин с ростом гелиевой аномалийности из-за улучшения проницаемости резервуара. 4 Ловинское месторождение. Западная Сибирь. Площадь работ 20км2. Сеть наблюдений 100x100м 8224 16.3 87.8 8075 13.5 47.1 21.1 54.2 4 12 63.3 8073 - Ю5-6 16.8 49.2 4 20 Ю2-4 17.2 58.1 Ю2-46 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 8223 -2 8046 17.1 21.8 8047 0 5 8054 Ю2-4 10628Р Ю5-6 Ю2-4 8144 8115 Ю5-6 Ю5-6 8145 Ю2-4 10291Р 10.7 78.1 27.7 18.4 0 8223 8076 3 8146 05 70 -2 0 2 8.9 71.6 Ю5-6 1 16.3 87.8 12.9 78 8053 10292Р 22.4 52.3 Ю2-4 Ю2-4 -2 0 8045 Ю2-4 60 7 17.2 85.3 Ю2-4 8039 Ю2-4 -2 0 точки наблюдений гелиевой съемки, сеть 100м*100м, ручная запись 70 изогипсы отражающего горизонта "Т", м ТПП "Урайнефтегаз" 40.2 20.7 Ю2-4 8038 8 -2 0.7 94 10 0 -2 1 8037 Ю2-4 32 56.2 9 10 Ю2-4 а) б) 1 8019 -2 1 2 0 10 номер скважины начальный дебит нефти, т/сут; начальная обводненность продукции, %; объект контуры нефтеносности, ТПП "Урайнефтегаз": а) внутренний; б) внешний рекомендуемые пластопересечения первоочередных скважин -2 0 9 0 11 -2 1 0 0 -2 1 3 0 -2 1 12 -0.25 0 0.25 0.50 10 0.75 км сжатия зоны растяжения -2.6 -2.2 -1.8 -1.4 -1.0 -0.6 -0.2 0.2 0.6 1.0 1.4 1.8 2.2 аномалии содержания гелия, ед. станд. отклонения Разбуривание и разработка начаты в августе 2007г. Гелиевая съёмка выполнена в октябре-ноябре 2007г. Наша позиция – начать освоение резервуара Ю2-6 необходимо с зон высокой гелиевой аномалийности, т.е. зон максимальной нефтенасыщенности, газонасыщенности и природной проницаемости. 5 Ловинское месторождение. Западная Сибирь 30.0 начальный дебит нефти N=17скважин дебит нефти, март 2008г. 25.0 23.1 дебит нефти, т/сут 19.8 20.0 n=2 n=1 n=5 n=5 14.9 18.1 14.7 15.0 n=4 12.0 10.0 6.4 7.4 7.7 5.0 0.0 0.3 <-1.0 -1.0-0.5 -0.5-0.0 0.0+0.5 зоны аномалийности содержания гелия, ед. станд. откл. 0.5+1.0 Распределение начальных и текущих дебитов нефти по зонам гелиевой аномалийности носит очевидный характер. 6 Ловинское месторождение. Западная Сибирь 100 98.4 N=17скважин 90 81.0 80 обводненность, % 70 67.5 63.3 60 n=1 66.8 66.9 n=2 60.0 52.9 48 50 n=5 n=5 48.4 40 n=4 30 20 начальная обводненность 10 обводненность, март 2008г. 0 <-1.0 -1.0-0.5 -0.5-0.0 0.0+0.5 зоны аномалийности содержания гелия, ед. станд. откл. 0.5+1.0 Распределение обводненности скважин по зонам аномалийности показывает тенденцию к обратной зависимости. 7 Черёмуховское месторождение. Республика Татарстан. Площадь работ 20км2. Сеть наблюдений 100x100м Турнейские отложения (С1t) УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 828 пробуренные скважины точки наблюдений гелиевой съёмки, сеть 100м*100м, ручная запись С1 контуры запасов пласта Ст, 2004г. изопахиты нефтенасыщенных поровых коллекторов C1t, м водонефтяной контакт Тяжелые, высоковязкие нефти. Скважины №№ 161, 5479, 828, 5534 пробурены в контуре положительной гелиевой аномалии. Средний дебит скважин – 10 м3/сут. Скважины №№ 5528, 5481, 5473 пробурены вне контуров положительных гелиевых аномалий. Средний дебит скважин – 1,5 м3/сут. 8 Абино-Украинское месторождение. Краснодарский край. Площадь работ 4км2. Сеть наблюдений 100x100м 277 207 313 14 369 433 248 149 8 226 160/CH4+ТУВ 495 13 257 19 8 249 287/CH4+ТУВ 438 10 0.10 0.20 0.30 км 185 99-1 3 431 2 22/CH4+ТУВ 25 66 33/CH4+ТУВ 24 26 103/CH4+ТУВ 102-3 36/CH4+ТУВ 102-2 251 166/CH4+ТУВ 228 227 256 99 210/CH4+ТУВ 211/CH4+ТУВ 21 229 101-1 101-3 102-1101-2 231 290 490 203/CH4+ТУВ 233 232 23 10 60/CH4+ТУВ 22 7 34 5 49/CH4+ТУВ 19/CH4+ТУВ 470Б 10MR 290Б 11MR 117 12MR 470 13MR 195-2 195-1 230 43/CH4+ТУВ 6 37/CH4+ТУВ 305 5 212/CH4+ТУВ 12 0 215 7 22/CH4+ТУВ 99-2 432 136/CH4+ТУВ 20 11 -0.10 1SA 1 261 224 2 29/CH4+ТУВ 96 208 11 153 1 6 12/CH4+ТУВ 4 53/CH4+ТУВ 26 480 15 45/CH4+ТУВ 12/CH4+ТУВ 20 17 16 18 24/CH4+ТУВ 1/CH4+ТУВ 137/CH4+ТУВ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ сжатия зоны растяжения -2.2 -1.8 -1.4 -1.0 -0.6 -0.2 0.2 0.6 1.0 1.4 1.8 2.2 аномалии содержания гелия в подпочвенном газе, ед. станд. отклонения 251 9 скважина 1 рекомендуемые пластопересечения первоочередных скважин на объекты миоцена индикаторные точки УВ-съемки содержание УВ, ppm / качественный состав УВ Абино-Украинское месторождение в разработке с 1958года. В результате работ построена карта перспектив нефтеносности, где геометризованы компактные и перспективные для освоения зоны с наиболее подвижными запасами нефти в межскважинном пространстве. Рекомендованы точки для заложения первоочередных скважин и освоения "сладких пятен". 9 Луговое месторождение. Саратовская область. Площадь работ 16км2. Сеть наблюдений 100x100м -0.1 0 0.1 0.3 км 0.2 1 12.4 3.4 -1.9 -0.9 -0.3 -0.3 -0.5 -1.5 -0.0 -0.6 0.7 0.9 -1.0 2.2 -1.2 -0.4 100бис -0.8 -0.3 0.1 2.2 -0.0 -0.4 0.1 0.3 -0.4 -1.0 -0.7 -0.1 -0.2 -1.0 -0.9 -0.8 -1.5 1.7 1.7 -0.8 -2.6 -0.8 -1.3 1.1 -0.0 -1.3 -0.2 2.8 2 3.1 2 2.2 -0.3 2.0 1.7 -0.1 0.1 100 Луговая (D3lv) 3 0.7 -1.0 0.4 0.4 1.0 -0.7 0.4 -0.0 -0.7 -0.4 -0.4 -1.9 0.4 0.4 0.1 -0.1 0.1 -0.5 -0.0 -0.4 0.4 1.0 0.4 -0.7 1.9 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 1 Луговая -0.9 -0.3 -0.7 -0.1 0.6 -0.4 -0.6 -0.6 0.7 1.1 1.4 -0.7 -0.6 0.3 -0.6 0.1 -0.6 1.1 -0.2 0.1 -0.5 0.1 -0.2 -0.8 -0.8 0.1 -0.6 -0.9 -0.0 -0.6 -0.5 1 Луговая (D3lv) -0.3 -0.8 0.7 -0.4 0.6 -0.5 0.3 0.4 0.2 0.1 -0.9 -0.5 -0.7 -1.0 -0.4 -0.4 0.3 -0.5 -1.3 -0.5 -0.4 0.7 -2.4 -1.8 -0.7 -1.2 -0.7 0.5 -0.7 -0.7 -0.1 -0.4 -0.6 0.0 0.6 1.8 1.5 0.5 1.0 0.8 2.1 -0.6 -0.3 0.7 -0.8 3 100бис 3 точки гелиевой съемки, сеть 100м*100м, автоматическая запись, значение параметра номера перспективных зон по данным гелиевой съёмки (более 1 ед.ст.отклонения) 1 рекомендуемые скважины по материалам гелиевой съемки: a) первоочередная; б) резервная рекомендуемая скважина 100бис на отложения D3lv места для оконтуривания перспективных объектов -0.1 3.9 4 0.3 0.2 0.6 0.3 1.2 -0.9 -0.1 0.4 -0.2 1.2 б) изогипсы кровли ливенских отложений (D3lv), м 0.4 -0.1 4 3.7 0.4 -0.8 -0.2 Луговая -0.6 (устье) 1001Луговая (устье) -0.9 -0.7 а) 0.1 -0.0 0.3 -0.6 -0.1 -0.3 -0.5 -0.5 -0.7 -0.9 -0.4 0.1 -0.7 0.9 -0.1 пробуренные скважины, положение устьев и точек вскрытия ливенских отложений (D3lv) 0.9 2.4 3.0 3.6 аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения Скв. 1, Луговая успешно работает и гелиевая съёмка показывает зону, дренируемую скважиной. Скв.100, Луговая не освоена, хотя находится в доказанном контуре нефтеносности, т.к. пробурена в плохих по проницаемости резервуара условиях. Вокруг скв. 1 и 100, Луговые выявлены 4 узла с активной нефтегазоносностью. Для сохранения основного ствола скв. 100, Луговая рекомендована точка для освоения 10 ливенских отложений (D3lv) вторым стволом скв.100-бис в аномалии №3. Чкаловское месторождение. Оренбургская область. Площадь работ 6км2. Сеть наблюдений 300x300м Детализационная съёмка по сети 100м*100м Рядовая съёмка по сети 300м*300м -0.3 0 0.3 -0.1 75 -2 2 -2 6 -2 6 7 0.7 0 -0.7 0.5 -0.7 1.0 -0.7 -1.1 202 -0.8 -0.4 0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения -1.1 -0.1 -2 65 5 -1.1 0 65 -2 7 2 1.3 -0.8 -2 6 7 5 -2 -2 6 5 7 202 1.3 75 00 0.5 -1.1 5 -2 7 0 0 0.8 -1.1 -0.7 5 -2 7 0.8 -0.8 72 8 0.8 -0.7 0.9 -0.4 1.6 2 0.3 км 0.2 1.8 0 1.6 -0.8 -0.8 0.1 2 9 -0.8 0 -2 4 -26 50 -0.4 0.9 км 0.6 75 0 2 00 1.3 -2 6 -2 7 75 124 -2 7 1.3 33 70 6 1.3 -1.2 125 -1.1 0 5 4 1.4 -1.1 00 -1.1 -2 -1.1 3 25 5 6 1.3 -1.1 -2 6 1 1.3 -2 67 5 1.4 -1.1 -0.2 -2 6 00 50 -2 7 -2 6 7 5 -2 -1.4 -1.0 -0.6 -0.2 0.2 0.6 1.0 1.4 -2 75 70 0 0 аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 202 пробуренные скважины точки гелиевой съемки, сеть 300м*300м, автоматическая запись, значение параметра 0.8 изогипсы отражающего горизонта Б (кровля башкирских отложений, C2b), по материалам сейсморазведки 3Д, 2011 а) точки гелиевой съемки, сеть 100м*100м, автоматическая запись, значение параметра 0.8 3 1 а) б) изолинии значения стандартного отклонения: а) 1.0 ед. ст. отклонения; б) 2.0 ед. ст. отклонения номера перспективных нефтегазоносных зон по гелиевым изысканиям 1 участки детализации, сеть 100м*100м тектонические нарушения, по материалам сейсморазведки 3Д, 2011 рекомендуемые скважины по результатам гелиевых изысканий: a) первоочередные; б) резервные б) 2 1 4 геологические элементы для детальной гелиевой съемки и освоения, номера зон места для оконтуривания перспективных объектов Скв.202,Чкаловская не освоена, хотя находится в доказанном контуре нефтеносности, т.к. пробурена в самом неудачном для освоения месте. Рекомендована точка 2 для зарезки бокового ствола (скв.202-бис, Чкаловская). Установлены объекты для выполнения гелиевых детализационных работ вдоль осей выявленных аномалий для проходки горизонтальных стволов или многозабойного освоения объекта. 11 Майорское месторождение. Оренбургская область. Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м -0.3 Место зарезки второго ствола 0 0.3 0.9 км 0.6 0.1 0.8 -0.1 0.5 0.9 0.1 -0.9 -0.4 0.5 -0.3 -0.8 -0.6 0.5 0.3 -1.7 -1.0 0.9 0.5 0.2 1.0 104 0.6 -0.3 0.4 1.0 -1.9 -0.6 -1.2 25 -1.5 0.9 -0.1 -0.9 12 0.0 1.0 -0.1 0.8 12бис -1.4 -3420 -0.3 -1.9 -1.3 -3430 0.6 0.8 1.3 0.4 0.9 1.0 -1.9 -0.5 -0.1 0.8 1.1 -2.1 -0.9 -0.2 -1.1 0.7 -0.2 -0.7 -1.9 0.3 -1.9 2.8 -0.8 -1.7 -1.9 101 -0.1 -0.3 0.0 -0.5 0.2 0.0 0.3 0.0 0.6 0.3 0.8 -1.1 0.3 -0.3 0.9 -0.2 -1.2 -0.8 0.0 1.0 Майорская -0.4 0.0 0.1 1.1 0.5 0.6 -0.3 0.8 -1.0 0.5 -0.8 0.1 -1.1 0.5 0.6 0.0 -0.2 0.3 0.1 -0.4 108 -0.2 2.1 0.2 -0.9 -1.9 0.0 -0.2 -0.8 1.4 0.0 0.7 -0.5 1.1 0.9 -1.4 -1.7 0.6 -1.0 0.0 0.0 0.1 1.0 -0.7 -0.3 -1.7 1.5 0.5 0.5 0.8 0.3 0.9 0.4 1.1 -1.3 209 1.1 -0.3 -0.4 -0.3 0.7 1 2.1 0.8 1.3 -0.2 -1.9 -1.9 0.5 0.4 7бис -1.2 1.1 0.3 1.1 10 1 -1.2 -0.4 0.6 -3420 1.0 -1.2 0.4 1.1 0.5 -0.6 0.6 0.2 0.6 -0.6 -0.2 0.1 -0.3 0.3 -1.0 -3410 1.0 -3430 8 0.4 -1.6 7 -0.6 -0.4 0.6 -0.6 0.1 1.4 1.8 -1.3 0.9 0.7 -0.6 0.3 -1.2 0.3 107 -0.6 -1.9 -1.4 D3fr 3 0.0 -0.4 21 11 -3410 0.9 -0.9 0.7 2.4 205 D3fr -0.6 -3460 -1.0 0.4 -3450 -0.6 -0.4 -1.9 0.3 0.6 0.1 -1.9 0.4 0.3 -0.7 0.8 1.6 2.2 3.0 0.3 1.0 0.9 -2.0 -1.7 1.6 -0.3 -1.2 0.9 -0.9 -3410-0.2 0.8 0.2 0.8 0.5 -0.8 -1.9 0.5 -1.2 0.9 0.3 0.4 -0.1 -1.4 -1.2 0.1 0.5 0.7 -1.4 0.3 -0.4 -1.1 0.9 0.9 -1.6 -1.6 -1.6 -1.6 0.0 3.0 0.1 0.3 0.1 1.1 0.1 -0.9 -0.1 -1.9 -1.0 -1.2 0.6 0.5 0.0 -1.0 1.7 1.4 -3410 -3440 Первоочередной объект для освоения УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ -4.6 -4.0 -3.4 -2.8 -2.2 -1.6 -1.0 -0.4 0.2 0.8 1.4 2.0 2.6 3.2 3.8 4.4 аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения изогипсы по отражающему горизонту Дфр-в (кровля карбонатной пачки франского яруса D3f),м, по данным "РОЙ Интернэшнл Консалтанси, Инк.", 2013 граница Майорского лицензионного участка устья пробуренных скважин 3 7бис D3fr 25 7 а) б) тектонические нарушения по отражающему горизонту Дфр-в по данным "РОЙ Интернэшнл Консалтанси, Инк.", 2013 наклонно-направленные скважины, положение точек вскрытия целевого объекта D3fr 3 и забоя скважины локальные поднятия по горизонту Дфр-в по данным "РОЙ Интернэшнл Консалтанси, Инк.", 2013, наименования скважины в бурении 0.8 наблюдённые точки гелиевой съемки, сеть 300м*300м, значение параметра изолинии значения стандартного отклонения: а) 1.0 ед. ст. отклонения; б) 2.0 ед. ст. отклонения границы разрабатываемых объектов Дфр 1 8 номера перспективных зон рекомендуемые первоочередные скважины Майорское месторождение в разработке с 2004года. Промышленно нефтеносны карбонатные отложения верхнего девона – пласт Дфр. В границах разрабатываемого по Дфр объекта выявлены зоны с активной нефтегазоносностью и активными неразубоженными запасами нефти. Рекомендован первоочередной объект для освоения – т.3. Природных геологических оснований для постановки скважинных работ как по работающим, так и неработающим скважинам не выявлено. Необходима зарезка второго ствола и освоение активных запасов нефти, выявленных в 300м к западу от скв.104,Майорская. 12 Дружбинское месторождение. Республика Татарстан. Площадь работ 9км2. Сеть наблюдений 125x125м 806 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 801 25 810 пробуренные скважины сейсмические профили 803 поднятия по ОГ "У" 25 804 точки наблюдений гелиевой съёмки, сеть 125м*125м, ручная запись С1 802 контур запасов категории С1 по пласту Стл-3 Дружбинского месторождения, 2003г. дренирующие трещинные системы 1 -0.125 0 0.125 0.250 1 рекомендуемые пластопересечения первоочередных скважин 0.375км 0.2 0.6 1.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0 3.4 3.8 4.2 положительные аномалии содержания гелия, ppm Дружбинское месторождение имеет высокую (>90%) обводненность и эксплуатационные скважины, в основном, находятся в зоне отрицательных гелиевых аномалий. 13 Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан. Сеть наблюдений 25x25м Скважины 9, 50 -25 А. 0 25 Аномалии содержания гелия в подпочвенном газе -1.3 1.3 Скважины 83, 100 75 м 50 -25 То же, с учётом временных вариаций на стационарном объекте B. 1.2 -1.3 1.1 9 0.6 0.8 -1.3 -1.5 -0.3 -0.3 25 Аномалии содержания гелия в подпочвенном газе B. 0.7 0.4 0.6 -0.8 0.1 0.2 -1.6 1.0 0.4 -2.2 -0.9 1.0 -1.1 -1.0 0.1 -1.2 -2.1 -0.3 0.6 0.5 -0.7 -1.8 0.4 83 -0.8 83 -0.3 0.5 -0.4 0.4 0.3 -1.2 -0.8 0.4 -0.1 0.5 1.6 -0.5 1.6 -0.1 -1.2 -1.0 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 -0.6 0.8 50 0.5 -1.0 То же, с учётом временных вариаций на стационарном объекте 2.2 -2.0 аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения -1.4 75 м 50 9 0.7 50 -0.7 А. 0 -0.2 0.2 0.6 1.0 аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения -1.4 -1.0 -0.6 -0.2 0.2 0.6 1.0 1.4 -1.6 -1.2 -0.8 -0.4 0.0 0.4 аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения 1.8 аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения А. Аномалии содержания гелия в подпочвенном газе B. То же, с учётом временных вариаций на стационарном объекте УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 9 1.6 -0.9 скважина 0.9 -0.9 -0.3 0.6 100 точки гелиевой съемки, сеть 25м*25м, автоматическая запись, значение параметра места для оконтуривания перспективных объектов -1.2 -1.1 100 -1.3 -0.9 1.5 -1.5 -0.6 1.9 1.6 -0.9 0.7 1.1 -0.7 1.0 -0.8 -0.4 0.0 0.4 0.8 1.2 аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения -1.2 -0.8 -0.4 0.0 0.4 0.8 1.2 аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения Скважины 9 и 50 По результатам гелиевой съёмки скважины 9 и 50 попадают в зоны слабых гелиевых аномалий. Активных остаточных запасов нефти вокруг скважин 9 и 50 - нет. Природных оснований для скважинных работ - нет. Скважины 83 и 100 Вокруг скважин №№ 83 и 100 выявлены отрицательные гелиевые аномалии. Активные остаточные запасы нефти непосредственно вокруг скважин отсутствуют. По результатам гелиевой съёмки скважины 9 и 50 попадают соответственно в зоны положительных и отрицательных гелиевых аномалий. Текущая обводненность продукции скважин 9, 50 составляет 85% и 98%, дебит нефти 1,3м3/сут и 0,2м3/сут соответственно. 14
