01 Team 21031 Команда: Ночь в Петреле Вахитов Ришат РГУ нефти и газа им И.М. Губкина Факультет геологии и геофизики нефти и газа Кафедра общей и нефтегазопромысловой геологии Кириченко Виктория РГУ нефти и газа им И.М. Губкина Факультет геологии и геофизики нефти и газа Кафедра геофизических информационных систем # OILCASE 2020 02 ШАГ 2 Геолого-разведочные работы проведенные на данном участке ШАГ 1 Работы проводились на полностью неизученной территории, поэтому для определения местоположения структур, к которым приурочены залежи, сейсморазведка. Было построено 6 профилей 2D сейсморазведки в направлении север-юг (с шагом четыре клетки) для определения местонахождения структуры. После получения данных сейсморазведки было произведено бурение разведочных скважин для определения глубины залегания пластов. На данном этапе были пробурены 3 скважины (w1, w2, w3), по данным из которых было определено количество продуктивных пластов и их насыщение. В структуре выделено два пласта коллектора. Продуктивным является только нижний пласт, поэтому в дальнейшем рассматривается только он. (В результате интерпретации также был выделен пласт угля) ШАГ 3 На всей площади месторождения было обнаружено два взбросовых нарушения, которые сформировали 3 разноуровневых участка (указаны на рисунке выше). Для уточнения залегания пластов по всей площади и нахождения ВНК были пробурены скважины w4 – w11. Всего на ГРР было затрачено 1 494 470 тысяч рублей и 911,55 суток. # OILCASE 2020 Схема корреляции разрезов скважин южной части На основе результатов геофизических исследований по характерным признакам ( низкие показания ГК, ПС, высокие, по сравнению с глинистыми пластами, показания на методах АК, ГГК-п) были выделены два пласта коллектора. По результатом ИК было установлено, что углеводороды содержатся только в нижнем пласте. Схемы корреляции были построены отдельно для южной и северной части на основе данных ГК и ПС. В скважине w11 отсутствует верхний пласт, что объясняется выклиниванием. На показаниях скважины w9 видно три интервала коллектора, что связано с тем, что данная скважина была пробурена на линии разлома. В скважине w8 интервалов коллекторов выделено не было. Схема корреляции разрезов скважин северной части 03 # OILCASE 2020 Обоснование границ ВНК 04 Схема обоснования ВНК в южной части Бурение и сейсморазведка показали, что залежь является моноклинальной и осложнена двумя взбросовыми нарушениями, которые делят всю площадь на две продуктивные части (южную, которая залегает выше и опущенную северную). Отметка ВНК в южной части была найдена по результатам ГИС в скважине w11, в северной части отметка была найдена с помощью данных полученных со скважины w2 (По результатам кривой ИК). Границы ВНК в южной части Схема обоснования ВНК в южной части была построена по скважинами w1, w4, w9, w11. Граница ВНК была проведена на основе данных полученных из скважины w11. Границы ВНК в северной части Для северной части схема обоснования была построена на основе скважин w2, w5, w6, w7, w10. Граница была построена по данным из скважины w2. Схема обоснования ВНК в северной части # OILCASE 2020 Южная часть месторождения На основе всех полученных данных для месторождения были построены карты эффективных толщин Карты эффективных толщин 05 Северная часть месторождения # OILCASE 2020 Южная часть месторождения Карты эффективных нефтенасыщенных толщин 06 Северная часть месторождения # OILCASE 2020 07 Запасы Южная часть месторождения Объём коллектора Объём насышенной нефтью Объём пустотного простраства Net volume[m3] Pore volume[rm3] 530 848 205 Северная часть месторождения HCPV oil[rm3] 88 719 780 47 959 968 В поверхностных условиях STOIIP (in oil)[sm3] 39 966 639 Объём коллектора Объём пустотного простраства Net volume[m3] Pore volume[rm3] 707 425 905 Объём насышенной нефтью HCPV oil[rm3] 132 616 056 78 025 595 Запасы изучаемой залежи были отнесены к категории С2. Основанием для этого послужило то, что ,бурение скважин доказало наличие углеводородов в данной залежи. Также, возможно, если бы по скважинам были представлены результаты испытаний, с получением промышленных притоков, часть залежи могла бы быть отнесена к категории запасов С1. В поверхностных условиях STOIIP (in oil)[sm3] 65 021 327 # OILCASE 2020 Рекомендации к дальнейшей доразведке и разработки месторождения: • Проведение расширенного комплекса ГИС для более точного определения состава пластов и их насыщения. • Проведение петрофизических испытаний на керне для уточнения плотности пород, пористости, проницаемости определения трещиноватости, типа и распространения цемента и сопоставить полученные данные с результатами ГИС. • Проведение люминесцентно-битуминологического анализа керна и шлама. • Необходимо опробование потенциальных продуктивных интервалов, а также определение свойств нефти (вязкость, газовый фактор, коэффициент усадки и тд). • Определение гидродинамических характеристик пласта: проницаемости, гидропроводности, коэффициента продуктивности, пластовой температуры и давления и тп. • Необходимо провести пробную эксплуатацию залежи для определения ее энергетической характеристики, степени взаимовлияния отдельных скважин, гидродинамической связи между отдельными пластами и тд. 08
