2014 Гелиевая съемка - инструмент для выявления активных остаточных запасов нефти/газа в межскважинном пространстве

1 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.

2 Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь. Площадь работ 30 км 2. Сеть наблюдений 100x100 м 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. 10 скважин куста работают с дебитом нефти до 40 м 3 /сут.

3 Распределение дебитов нефти показывает, что доля высокодебитных скважин на 20% выше, когда пластопересечения попадают в контур положительной гелиевой аномалии. Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь

4 Распределение накопленной закачки по скважинам показывает увеличение приёмистости скважин с ростом гелиевой аномалий насти из-за улучшения проницаемости резервуара. Южно-Ягунское месторождение. Западная Сибирь

5 Ловинское месторождение. Западная Сибирь. Площадь работ 20 км 2. Сеть наблюдений 100x100 м Разбуривание и разработка начаты в августе 2007 г. Гелиевая съёмка выполнена в октябре-ноябре 2007 г. Наша позиция – начать освоение резервуара Ю 2-6 необходимо с зон высокой гелиевой аномалий насти, т.е. зон максимальной нефтенасыщенности, газонасыщенности и природной проницаемости.

6 Ловинское месторождение. Западная Сибирь Распределение начальных и текущих дебитов нефти по зонам гелиевой аномалий насти носит очевидный характер.

7 Ловинское месторождение. Западная Сибирь Распределение обводненности скважин по зонам аномалий насти показывает тенденцию к обратной зависимости.

8 Тяжелые, высоковязкие нефти. Скважины 161, 5479, 828, 5534 пробурены в контуре положительной гелиевой аномалии. Средний дебит скважин – 10 м 3/сут. Скважины 5528, 5481, 5473 пробурены вне контуров положительных гелиевых аномалий. Средний дебит скважин – 1,5 м 3/сут. Турнейские отложения (С 1 t) Черёмуховское месторождение. Республика Татарстан. Площадь работ 20 км 2. Сеть наблюдений 100x100 м

9 Абино-Украинское месторождение в разработке с 1958 года. В результате работ построена карта перспектив нефтеносности, где геометризованный компактные и перспективные для освоения зоны с наиболее подвижными запасами нефти в межскважинном пространстве. Рекомендованы точки для заложения первоочередных скважин и освоения "сладких пятен". Абино-Украинское месторождение. Краснодарский край. Площадь работ 4 км 2. Сеть наблюдений 100x100 м

10 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 ливанских отложений (D3lv) вторым стволом скв.100-бис в аномалии 3. Луговое месторождение. Саратовская область. Площадь работ 16 км 2. Сеть наблюдений 100x100 м

11 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. Чкаловское месторождение. Оренбургская область. Площадь работ 6 км 2. Сеть наблюдений 300x300 м

12 Майорское месторождение. Оренбургская область. Площадь работ 189 км 2. Сеть наблюдений 300x300 м Майорское месторождение в разработке с 2004 года. 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 300 м к западу от скв.104,Майорская. Место зарезки второго ствола Первоочеред- ной объект для освоения

13 Дружбинское месторождение. Республика Татарстан. Площадь работ 9 км 2. Сеть наблюдений 125x125 м Дружбинское месторождение имеет высокую (>90%) обводненность и эксплуатационные скважины, в основном, находятся в зоне отрицательных гелиевых аномалий.

14 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 1,3 м 3/сут и 0,2 м 3/сут соответственно. Месторождение Жолдыбай. Республика Казахстан. Сеть наблюдений 25x25 м 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. Скважины 9, 50 Скважины 83, 100