Transcript Выявление оптимальных мест для заложения скважин и

Гелиевая съемка - инструмент для выявления оптимальных мест
для заложения скважин и освоения залежей нефти/газа
2014
Результаты работ
№
Объект
Ловинское месторождение. Западная Сибирь.
Площадь Сартичала. Республика Грузия.
Площадь Крцаниси. Республика Грузия.
Галяновское месторождение. Западная Сибирь.
Чкаловское месторождение. Оренбургская область.
Апрельское месторождение. Западная Сибирь.
Средне-Шапшинское месторождение. Западная Сибирь.
Чатылькынское месторождение. Западная Сибирь.
Луговое месторождение. Саратовская область.
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Дружбинское месторождение. РеспубликаТатарстан.
Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан.
1
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.
2
Площадь Сартичала. Республика Грузия.
Площадь работ 6км2. Сеть наблюдений 100x100м
Распределение активных запасов нефти
в среднеэоценовых коллекторах вулканогенно-осадочной толщи
62
Масштаб 1:10 000
11
-100
0
100
300 м
200
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
90
92
1
LIZI-1
2
XI
изогипсы по кровле отложений
среднего эоцена, м,
по материалам сейсморазведки 3Д
70
X
JSR # 1
95
границы участка гелиевой съемки
49
точки наблюдений гелиевой съемки,
автоматическая запись (по сети 100*100м)
JSR # 1_ME_top
80
3
IX
25
-15
4
0
5
-15
-1600
15
92
"дренирующие" трещинные системы
VIII
6
VII
зоны повышенной гелиевой аномалийности
(более 1.0 единицы стандартного отклонения)
5
91
мониторинг содержания гелия
на стационарном объекте
8
7
I
00
-17
V
VI
а)
1 б) 2
11
14
скважины, устье, пластопересечение
отложний среднего эоцена
рекомендуемые скважины
по материалам гелиевой съемки
а) первоочередные
б) второй очереди
10
III
13
II
00
-18
JSR#1
JSR#1_ME_top
12
скважина JSR#1, пробуренная
после гелиевой съёмки:
положение устья и пластопересечения
с кровлей среднеэоценовых отложений
9
IV
-2.8 -2.4 -2.0 -1.6 -1.2 -0.8 -0.4 0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0 2.4
аномалии содержания гелия, в ед. станд. отклонения
На площади Сартичала установлены 11 положительных гелиевых аномалий, контролируемых
трещинными системами (мощность эффективных коллекторов до 600м).
Рекомендованы точки для бурения первоочередных скважин и скважин второй очереди.
Скважина JSR #1 пробурена по результатам гелиевой съёмки (а.о. -1600м), в результате испытаний
из среднеэоценовых отложений получен приток безводной нефти дебитом 25м3/сут.
3
Площадь Крцаниси. Республика Грузия.
Площадь работ 11км2. Сеть наблюдений 100x100м
Масштаб 1:10 000
-100
0
100
200
300 м
- 12
00
-1 2
50
-13
00
-1 3
50
- 14
00
-1
45
0
50
-1
0
55
-1
0
60
-1
0
- 1 65
45
0
- 170
0
Обнаружение зон повышенной трещиноватости
при сгущении сети полевых наблюдений до размера 25*25 метров.
При первичной сети наблюдений 100*100 метров зоны
не были локализовываны
25
39
24
V
VII
VIII
15
V
13
21
20
VII
19
17
12
V
1
8
14
22
23
9
VIII
VIII
3
6
II
10
III
VI
I
7
IV
VII
2
45
II
11
39
I
4
16
I
18
-3.2 -2.6 -2.0 -1.4 -0.8 -0.2 0.4
1.0
1.6
2.2
2.8
3.4
5
4.0
аномалии содержания гелия, в ед. станд. отклонения
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
39
скважины
"дренирующие" трещинные системы
изогипсы по кровле отложений
среднего эоцена, м,
по материалам сейсморазведки 3Д
зоны повышенной гелиевой аномалийности,
(более 1.0 единицы стандартного отклонения)
границы участка гелиевой съемки
a)
б)
точки наблюдений гелиевой съемки,
автоматическая запись:
а) по сети 100м*100м;
б) по сети 25м*25м
1
2
рекомендуемые скважины
по материалам гелиевой съемки
а) первоочередные;
б) второй очереди.
скважина, пробуренная после гелиевой съёмки:
положение устья (по данным космоснимка Google)
На площади Крцаниси установлены 8 положительных гелиевых аномалий (общая площадь аномальных зон
составляет 5% от общей площади съёмки), контролируемых трещинными системами с высокой проницаемостью.
Выявленные гелиевые аномалии – проекции на поверхность структурно-литологических и литологических
залежей нефти. Неудачная разведочная скважина, пробуренная возле продуктивной скважины №39, расположена в
самом неблагоприятном для освоения резервуара месте. Значимые положительные гелиевые аномалии
простираются за пределы территории работ, т.е. являются частью более крупных зон нефтенакопления.
4
Галяновское месторождение. Западная Сибирь.
Площадь работ 4км2. Сеть наблюдений 100x100м
4
Масштаб 1:10 000
2035
-0.10
0
0.10
0.20
0.30 км
2034
6
5
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
2
41(забой)
39
скважины
7
2024
точки наблюдений гелиевой съемки,
ручная запись (по сети 100*100м)
1
рекомендуемые пластопересечения
первоочередных скважин
1
41(устье)
скважины, пробуренные
после гелиевой съемки
39
3
8
0.2
0.6
1.0
1.4
1.8
2.2
2.6
3.0
положительные аномалии содержания гелия, ppm
Результаты испытаний скважин
Скважина
Гелиевая аномалия
39
41
положительная
положительная
2034
2035
положительная
положительная
Дебит нефти,
т/сут
49
Работает интервал в пределах
положительной гелиевой аномалии (зеленый
цвет)
12
43
5
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.
6
Апрельское месторождение. Западная Сибирь.
Площадь работ 4км2. Сеть наблюдений 100x100м
Масштаб 1:10 000
-0.10
0
0.10
0.20
0.30 км
1
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
5
5
254/ -
изогипсы опорного отражающего
горизонта "Б", м
2
4 6 Qн 30,6м3/сут.
пробуренные скважины
Ю2-6
точки наблюдений гелиевой съемки,
ручная запись (по сети 100*100м)
5
дренирующие трещинные системы
"сухо"
зоны с активными запасами нефти,
коллектора с повышенной трещинной
проницаемостью
3
1
5.2
5.6
6.0
6.4
6.8
содержание гелия, ppm
рекомендуемые пластопересечения
первоочередных скважин
7.2
Неудачная скв. № 5 пробурена до проведения гелиевой съемки.
Результат испытания – “сухая скважина”.
Скв. № 6 была пробурена в контуре повышенных содержаний гелия. Дебит нефти при испытании в
открытом стволе составил 30.6 м3/сут.
7
Средне-Шапшинское месторождение. Западная Сибирь.
Площадь работ 97км2. Сеть наблюдений 100x100м
• Эксплуатационные
скважины №№ 7000 и
7002 пробурены после
проведения
гелиевой
съемки
• Скв. № 7000 пробурена в
контуре положительной
гелиевой аномалии. Из
отложений баженовской
свиты получен приток
нефти 40 т/сут на 4-мм
штуцере.
• Скв. № 7002 пробурена
вне
контура
положительной гелиевой
аномалии – дебит нефти,
полученный
при
испытании баженовской
свиты составил менее 5
т/сут.
Масштаб 1:20 000
-0.20
0
0.20
0.40
0.60 км
15
11
12
128Р
121Р
14
17
С1
5
16
7000
7002
127Р
1
13
123Р
3
2
4
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6
положительные аномалии содержания гелия, ppm
142Р
точки наблюдений гелиевой съемки,
ручная запись (по сети 100*100м)
пробуренные скважины
изогипсы опорного отражающего
горизонта "Б", м
1
рекомендованные эксплуатационные
скважины
принятые контуры запасов пласта Ю0
7000
эксплуатационные скважины,
пробуренные после гелиевой съемки
8
Чатылькынское месторождение. Западная Сибирь.
Площадь работ 32км2. Сеть наблюдений 200x200м и 100x100м
Накопленная добыча нефти
Начальные дебиты нефти
Масштаб 1:25 000
-0.25
0
0.25
0.5
0.75 км
694
694
699
699
22G
22G
38
134
10PL
683
C2
10PL
10ST2
9G
24
145
683
9G
4
50
24
28
41G
2G
19
2G
116
363
695
13
5
31
16
13
57
2
3G
C1
30
6G
12
403
523
97
30
86
14G
20
73
169
5
12
4G
5G
273
420
13
11ST3
17
C1
3G
6G
20
141
5G
30ST2
346
123
4G
2
88
169
14G
119
16
18
31
8G
30ST2
270
19
102
695
103
8G
135
43
23
407
697
15
16
40ST2
88
23
24
10
41G
697
15
133
40ST2
C2
10ST2
11ST3
17
5
150
696
1G
11
696
7G
489
1G
241
11
693
7G
291
342
693
18
C2
18
C2
127
691
691
зоны
сжатия
-1.6
-1.2
-0.8
-0.4
0.0
растяжения
0.4
0.8
1.2
4
зоны
сжатия
-1.6
1.6
-1.2
-0.8
-0.4
0.0
растяжения
0.4
0.8
1.2
1.6
аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения
аномалии содержания гелия, в ед.ст. отклонения
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
4G
403
4G
273
номер скважины
начальный дебит нефти, т/сут
номер скважины
накопленная добыча нефти на 01.01.2010г., тыс. т
C1
принятые контуры запасов, 2004г.
контуры нефтеносности,
по материалам сейсморазведки 3Д, 2010г.
точки наблюдений гелиевой съемки,
ручная запись (по сети 100*100м и 200*200м), 2006г.
После выполнения гелиевой съемки (2006г.) на Чатылькынском месторождении пробурено 30 скважин
(01.01.2010г). Из них 24 дали промышленные притоки нефти: 12 вертикальных скважин со средним начальным
дебитом нефти 92 т/сутки (от 5 до 169 т/сутки),12 горизонтальных скважин со средним начальным дебитом
нефти 260 т/сутки (от 119 до 523т/сутки).
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.
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м
Район скв.4
Рекомендуемое
пластопересечение
для освоения
целевого объекта
вторым стволом
0.4
-0.1
-1.4
-1.2
0.1
0.5
0.7
-1.4
0.3
-0.4
0.1
-0.9
-0.1
-1.9
-1.0
-1.2
0.6
0.5
0.0
-1.0
-1.6
0.9
0.1
0.2
-0.2
-1.5
0.1
0.1
-0.4
-1.1
-1.1
0.1
0.2
0.3
0.1
2.6
40.1
0.3
2.5
-1.4
-0.2
-0.2
1.0
-0.3
-0.3
-0.3
-0.3
-0.3
2.4
-0.4
-0.3
-1.1
-1.2
-1.0
0.7
-1.2
-1.1
0.9
-0.8
-1.2
-1.0
0.5
0.9
0.3
0.1
1.1
0.9
-3440
4бис
-0.3
D3fr
1.0
-0.0
-1.1
0.9
-0.9
-1.7
-0.0
-1.1
-1.0
ЮжноМайорская
-1.2
1.7
0.9
2
-1.3
-1.2
-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
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
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
изолинии значения стандартного отклонения:
а) 1.0 ед. ст. отклонения;
б) 2.0 ед. ст. отклонения
границы разрабатываемых объектов Дфр
1
номера перспективных зон
наблюдённые точки гелиевой съемки,
сеть 300м*300м, значение параметра
В районе добывающей скв.4, Майорская сформирована воронка депрессии с видимой зоной охвата,
выработанными запасами в контуре нефтеносности и высокой обводненностью. Непосредственно, вокруг
работавшей скв.4, Майорская значимых гелиевых аномалий нет, т.е. нет природных оснований для
постановки скважинных работ. Если техническое состояние колонны позволяет, необходима зарезка нового
ствола и освоение объекта, выявленного в 180м к северо–западу от скв.4,Майорская.
11
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м
Район скв.104
Рекомендуемое
пластопересечение
для освоения
целевого объекта
вторым стволом
-3460
-1.0
0.4
-3450
0.9
0.1
-0.9
-0.4
-1.7
-1.0
0.9
-0.8
-0.6
0.5
0.3
0.5
0.2
1.0
-0.9
-1.3
0.6
0.8
1.3
0.8
1.1
-2.1
-0.9
0.4
0.9
-1.1
D3fr0.7
-0.2
-0.7
2.8
-0.8
-1.7
104
2.4
-1.4
-1.7
-0.7
-0.3
0.9
0.4
-0.3
0.7
21
205
0.8
12бис
-0.2
11
-1.9
-0.1
-1.9
0.3
-1.9
10
-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
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
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
изолинии значения стандартного отклонения:
а) 1.0 ед. ст. отклонения;
б) 2.0 ед. ст. отклонения
границы разрабатываемых объектов Дфр
1
номера перспективных зон
наблюдённые точки гелиевой съемки,
сеть 300м*300м, значение параметра
Вокруг неработающей скважины 104 значимых гелиевых аномалий также не установлено, т.е. активные
запасы нефти вокруг скважины или 1.выработаны, или 2.скважина пробурена в неблагоприятных,
недренируемых условиях Д3fr резервуара. Если техническое состояние колонны позволяет, необходима
зарезка второго ствола и освоение объекта, выявленного в 300м к западу от скв.104,Майорская.
12
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м
Аномалии содержания гелия в районах бурящихся скважин
Район скв.101
-1.4
12бис0.8
-0.2
0.4
0.9
-1.1
145
146
147
148
149
11
150
-0.5
-0.1
-1.9
-1.9
0.3
-1.9
178
0.0
179
180
101
181
182
-0.8
0.0
1.0
0.5
183
0.4
213
214
215
216
217
218
-1.2
-0.4
-1.9
-1.9
1.1
0.3
251
252
253
254
255
256
0.3
0.6
0.1
-1.9
0.4
0.3
291
292
293
294
-0.8
295
-1.9
296
0.5
0.2
0.8
0.5
101
Рекомендуемое
пластопересечение
для освоения целевого
объекта
скважина в бурении
рекомендуемая точка
для освоения Дфр-в
Результаты гелиевых изысканий на Майорском ЛУ однозначно показывают, что лучшей точкой для добычи
нефти из целевого объекта вокруг устья скв.101, является точка № 217 по сети 300*300м – т.к. она
обоснована повышенными содержаниями гелия в подпочвенном газе, интенсивными гелиевыми аномалиями,
контрастными гелиевыми вариациями в каждой точке наблюдений, в том числе, с учетом мониторинговых
наблюдений на стационарном объекте.
13
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м
Аномалии содержания гелия в районах бурящихся скважин
Район скв.21
66
67
68
69
70
71
0.5
0.2
1.0
-0.9
-1.4
-1.7
104
91
92
93
0.8
1.1
-2.1
9421
95
96
-0.9
-0.7
-0.3
119
120
121
122
123
124
-1.1
0.7
-0.2
-0.7
0.9
0.4
11
150
151
152
153
154
155
-1.9
2.8
-0.8
-1.7
-0.3
0.7
184
185
186
187
188
-1.2
7бис
0.4
-1.6
-0.6
-0.4
Точки, рискованные
для освоения целевого
объекта
10
183
0.4
11
7бис
7
устья пробуренных скважин
7
1
25
скважина в бурении
наклонно-направленные скважины,
положение точек вскрытия целевого
объекта Дфр-в и забоя скважины
Результаты гелиевых изысканий на Майорском ЛУ однозначно показывают,что безрисковых точек для освоения и
добычи нефти из целевого объекта вокруг устья скв.21, Майорская нет. Точки 68 и 123 находятся в зоне слабых
положительных аномалий и являются “проблемными” - видимо они отвечают участкам с
высокой обводненностью и/или слабой нефтенасыщенностью. Точки, хотя и являются положительными по
гелиевым параметрам вблизи скв.21, Майорская, рискованны для освоения и рентабельной добычи.
14
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м
Аномалии содержания гелия в районах бурящихся скважин
Район скв.19
948
949
950
951
952
953
-0.8
-0.3
-1.0
-0.2
-0.8
-1.9
1015
1016
1017
1018
1019
1020
0.3
0.6
-0.6
0.3
1081
1082
1083
1084
1085
1086
0.3
-1.9
0.2
0.2
0.0
-1.0
190.8
-0.5
1145
1146
1147
1148
1149
1150
-1.8
0.4
0.0
0.8
-0.4
-0.3
1206
1207
1208
1209
1210
1211
-2.6
-1.7
0.8
-0.4
0.4
0.3
1265
1266
1267
1268
1269
1270
1.3
0.9
-0.1
0.5
0.2
0.3
6
101
6
устья пробуренных скважин
скважина в бурении
Результаты гелиевой съёмки на Майорском ЛУ однозначно показывают, что скв.19, Майорская не получит
положительных для добычи нефти результатов. Вокруг бурящейся скв.19, Майорская (т.е. вокруг т.1019 по
гелиевой съемке) нет объектов для успешного освоения и рентабельной добычи нефти.
15
Майорское месторождение. Оренбургская область.
Площадь работ 189км2. Сеть наблюдений 300x300м
Аномалии содержания гелия в районах бурящихся скважин
Район скв.25
82
0.6
108
109
-0.3
-1.2
110
-0.6
137
138
25139
140
141
0.4
1.0
-1.9
-0.3
-1.9
170
171
172
173
174
0.9
-0.1
-0.3
0.0
-0.5
205
206
207
208
209
0.6
0.3
0.8
-1.1
0.3
25
скважина в бурении
Результаты гелиевых изысканий на Майорском ЛУ однозначно показывают, что скв.25, Майорская не получит
положительных для добычи нефти результатов. Возможные результаты могут быть только исследовательскими,
калибровочными. В непосредственной близости от скв.25, Майорская (т.е. вокруг т.139 по гелиевой съемке) нет
объектов для успешного освоения и рентабельной добычи нефти.
16
Дружбинское месторождение. Республика Татарстан.
Площадь работ 9км2. Сеть наблюдений 125x125м
Масштаб 1:12 500
-0.125
0
0.125
0.250
0.375км
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
25
806
пробуренные скважины
сейсмические профили
801
810
поднятия по ОГ "У"
803
25
C1
точки наблюдений гелиевой съёмки,
по сети 125м*125м, ручная запись
802
С1
1
контур запасов категории С1 по пласту Стл-3
Дружбинского месторождения, 2003г.
дренирующие трещинные системы
1
853
2
3
рекомендуемые пластопересечения
первоочередных скважин
скважина, пробуренная после
гелиевой съемки
853
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
Скв. 853 Восточно-Дружбинская: при испытании получен фонтанный приток нефти дебитом 15 т/сут.
17
Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан.
Площадь работ 0.02км2. Сеть наблюдений 25x25м
Масштаб 1:2500
-25
-1.7
0
-0.5
4.2
25
-0.8
75 м
50
-0.1
-0.4
0.7
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
-0.5
-3.4
1.5
2.6
1.2
1.6
-0.8
узел нефтегазоносности
(центр гелиевой аномалии)
граница участка гелиевой съемки
2.1
-0.1
2.9
2.4
1.6
0.9
-1.1
1.7
1.7
-0.2
2.1
0.5
1.0
1.0
0.8
104б
-2.0
0.9
0.5
-0.0
-0.9
0.6
-1.7
-1.3
-0.2
-2.0
-1.5
-1.8
-1.5
-2.0
-1.4
-0.8
-0.2
0.4
1.0
1.6
2.2
1.6
104б
-0.2
-2.6
контур горного отвода
месторождения Жолдыбай
точки наблюдений гелиевой съемки,
значение параметра (номера точек)
местоположение проектной скважины
по материалам "Тандай Петролеум"
а)
б)
рекомендуемые точки заложения скважин
по материалам гелиевой съемки:
a) первоочередная;
б) резервная
место, где требуется закрыть
гелиевую аномалию
2.8
аномалии содержания гелия, в ед.ст.отклонения
На участке работ выявлена одна значимая некомпенсируемая (более 1,0 стандартного отклонения) площадная
положительная гелиевая аномалия, которая локализована 11-ю точками наблюдений.
Выявленная аномалия не закрыта по площади, простирается за пределы участка, является частью более
значительной нефтяной залежи, зоны нефтегазонакопления. Аномалия подготовлена для освоения.
18