Выявление активных остаточных запасов УВ вокруг скважин

Гелиевая съемка - инструмент для выявления активных остаточных
запасов нефти/газа вокруг скважин
2014
Результаты работ
№
Объект
Каменский ЛУ. Саратовская область.
Чкаловское месторождение. Оренбургская область.
Твердиловское месторождение. Оренбургская область.
Черемуховское месторождение. Республика Татарстан.
Дружбинское месторождение. Республика Татарстан.
Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан.
1
Каменский ЛУ. Саратовская область.
Площадь работ 16км2. Сеть наблюдений 100x100м
Луговое месторождение
-0.1
0
0.1
Нижне-Каменская площадь
0.3 км
0.2
-0.1
0
0.1
0.3 км
0.2
2
-0.0
1.9
-1.9
-1.9
-0.9
-0.3
-0.0
-0.4
-0.3
-1.9
-1.5
2.2
-0.5
-0.0
-0.6
0.7
-0.8
0.9
-0.3
0.1
2.2
-0.0
-1.5
-0.8
-2.6
-0.2
-0.8
-0.8
-0.0
-0.2
2.8
3.2
-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
-0.7
-0.9
-1.3
0.2
-0.8
1.1
1
-0.0
-0.3
-0.8
-0.2 Луговая
-0.6
(устье)
1001Луговая
(устье)
-0.6
-0.5
1 Луговая
(D3lv) -0.3
-0.8
0.7
-0.4
0.6
-0.5
0.3
-0.9
-0.2
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
-0.4
0.5
0.7
-0.2
1.1
1.1
1.1
4
-0.9
1.5
0.5
2.1
-0.3
-0.6
0.7
0.0
0.6
0.3
2
3.1
2
-0.4
0.6
-1.3
0.6
3.9
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
0.3
0.1
-0.2
0.9
-1.6
-1.9
0.8
-0.2
-1.4
3
1.0
0.3
1.1
-1.5
1.7
0.0
1.2
-2.4 -2.0 -1.6 -1.2 -0.8 -0.4
1.0
1.8
-0.1
-1.5
-0.1
1.0
3.0
0.8
1.0
1.0
4
0.8
1.1
-1.6
0.0
0.4
0.8
1.2
1.6
2.0
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
4
0.8
2.4
-1.5
0.2
аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения
3
1.2
-0.1
-0.4
-1.7
-0.8
-1.3
0.2
1.1
-0.1
0.0
0.4
-1.5
-1.5
пробуренные скважины, положение устьев
и точек вскрытия ливенских отложений (D3lv)
а)
б)
100бис
0.9
0.1
-0.8
0.3
0.2
0.6
0.8
0.2
5
1 Луговая
1.0
-1.0
-0.6
-1.5
0.6
-1.1
-0.1
0.7
-0.8
-1.6
изогипсы кровли ливенских отложений (D3lv), м
-0.5
0.6
-0.4
0.4
-0.1
1.2
-0.1
0.4
-0.5
-0.7
3.7
0.4
-0.3
2.7
-0.4
0.3
-0.4
Нижне-Каменская
0.1
-0.0
0.3
-0.6
-0.1
-0.4
0.1
-0.7
0.9
-0.1
-2.3
-2.3
0.4
1.1
-0.9
-0.3
-0.7
-0.4
2.2
-0.3
2.0
1.7
-1.3
1.1
100 Луговая (D3lv)
1.7
-1.6
-0.1
1
1.7
0.8
-0.1
0.1
-1.0
-0.6
1.6
3
-0.7
-0.1
-0.9
-1.0
1.7
0.7
0.3
-0.4
3
-0.4
0.1
-0.4
100бис
-0.5
0.4
-1.2
0.8
-1.0
0.4
0.4
0.7
-0.1
-0.5
-0.5
0.8
0.2
0.5
0.2
0.9
-0.3
-0.7
0.4
-0.0
1.0
-1.0
0.2
0.4
-0.7
-0.4
-0.4
-0.1
0.1
0.4
0.1
1.9
1.0
0.4
-0.7
-1.3
-0.1
0.0
1
12.4
3.4
-1.1
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
3.6
аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения
Скв.1, Луговая успешно работает. Скв.100, Луговая не освоена, хотя находится в доказанном контуре
нефтеносности, т.к. пробурена в плохих по проницаемости резервуара условиях. Для сохранения основного
ствола скв. 100, Луговая рекомендована точка для освоения вторым стволом скв.100-бис.
Скв.1, Нижне-Каменская не освоена, хотя находится в продуктивном контуре. Выявленная Нижне-Каменская
структура не разведана. Структуру и доказанный гелиевой съемкой перспективный объект необходимо закрыть по
2
площади, по паспорту структуры.
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.
3
Твердиловское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 40км2. Сеть наблюдений 100x100м
0.75 км
7
-2647
40
25
35
-2 6
35
0
30
-2 6
-2 6
-2 6 3
Пластопересечение бокового ствола скважины 126-2,
пробуренной после гелиевой съемки
-2 61 5
0.5
-2 6
0.25
-2 6
0
-2 62 0
Масштаб 1:25 000
-0.25
15
-2634
C1
14
-2615
1.0
9
-2630
-2 6
7-Э
3
-2604
-2 6 2
-2 6 2 5
0
-2 6C2
15
126-2 C2
-2615
10
-2 6 1
5
-2609
-2610
-26 05
-2 60 0
126
-2603
2.6
5
10
-2607
3.0
8
-2597
-2 59 5
-2 6
20
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
-2
60
5
-2
60
0
-2
59
25
9-Р
5
-2 6
11
-2618
2.0
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
125
-2602
2.0
1
1.4
1.6
1.8
2.0
8-Р
2.2
изогипсы подошвы покрышки
пласта Т1, м
а) б) в)
С1
-2 6
15
-2 61 0
территории с активными запасами
нефти с накопленной добычей
более 25 000 т/скв.
принятые контуры запасов
пласта Т1, 2005г.
а) б) в)
граница лицензионного участка
дренирующие трещинные
системы
0
2
характер насыщения поровых коллекторов:
а) нефтенасыщен; б) нефтеводонасыщен;
в) водонасыщен
точки наблюдений гелиевой съемки,
ручная запись (по сети 100*100м)
4
-2615
-2 62 0
скважины
а.о.подошвы покрышки пласта Т1, м
мощность нефтенасыщенных
поровых коллекторов, м
61
10
-2 62 5
11
-2618
2.0
-2
-2 6
положительные аномалии содержания гелия, ppm
(метод скользящих средних в окне 3*3)
а)
б)
-2 61 5
территории с нерентабельными
и рискованными для автономного
освоения запасами:
а) менее 25 000 т/скв.; б) менее 15 000 т/скв.;
в) менее 3 000 т/скв.
перспективные неопоискованные земли
и недоразведанные территории:
а) первоочередные
8-Р
а)
б)
рекомендуемые первоочередные скважины
на трещинные коллектора
пробуренные скважины, рекомендуемые
для освоения:
а) на трещинные коллектора;
б) на поровые коллектора
Скв.3 : Результат испытания в открытом стволе пласта T1 - приток нефти дебитом 118м3/сут на 18-мм штуцере.
Накопленная добыча нефти по скважине более 40000 тонн.
Скв.126: Первичное испытание в открытом стволе - объект "сухой". Второй (боковой) ствол скв.126-2, пробуренный
после гелиевой съемки: при испытании в открытом стволе пласта Т1 получен приток нефти дебитом 20т/сут.
4
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.
5
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
точки наблюдений гелиевой съёмки,
сеть 125м*125м, ручная запись
804
С1
802
контур запасов категории С1 по пласту Стл-3
Дружбинского месторождения, 2003г.
дренирующие трещинные системы
1
1
рекомендуемые пластопересечения
первоочередных скважин
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
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.
6
Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан.
Сеть наблюдений 25x25м
Скважины №№ 83 и 100
-25
А.
0
25
Аномалии содержания гелия
в подпочвенном газе
0.7
0.4
0.2
1.0
75 м
50
B.
То же, с учётом временных вариаций
на стационарном объекте
0.6
-0.8
0.1
-1.6
1.0
0.4
-2.2
-0.9
-1.1
-1.0
0.1
-1.2
-2.1
83
0.8
83
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
103
-1.2 -1.0 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
-2.0
аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения
А.
Аномалии содержания гелия
в подпочвенном газе
-0.9
0.9
-1.6
-1.2
B.
-0.4
0.0
0.4
То же, с учётом временных вариаций
на стационарном объекте
-0.9
-0.3
0.6
100
-1.2
-0.8
-1.1
-0.9
1.5
-1.5
-0.6
1.9
1.6
-0.9
0.7
1.1
-0.7
1.0
-0.4
0.0
1.6
точки гелиевой съемки, сеть 25м*25м,
автоматическая запись, значение параметра
места для оконтуривания
перспективных объектов
100
-1.3
-0.8
скважина
аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения
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
Вокруг скважин №№ 83 и 100 выявлены отрицательные гелиевые аномалии.
Активные остаточные запасы нефти непосредственно вокруг скважин отсутствуют.
7