OilCase team "Engineering"

Transcript

2. 2 Ход Исследование Обоснование Количество Стоимость, р 1 2D – сейсморазведка (по глубине) Выявление геологической структуры участка, перспективных ловушек 6 54 000 000 2 Бурение скважин №1-4 (2850 м) Бурение скважин в куполе антиклинали, осуществляемый для нахождения залежи и дальнейшего применения методов ГИС и РИГИС 4 486 280 000 ГИС для скважин №1-4 (Гамма, самопроиз. поляризации, индукционный) Получение информации о свойствах горной породы 4 6 000 000 РИГИС для скважин №1-4 (Литология, пористость, водонасыщенность) Необходимо для выявления типа горной породы, определения коэф. пористости и насыщенности, дальнейшего подсчета геологических запасов 4 18 000 000 3 Фото керна для скважин №1-4 Выявить возможное переслаивание мелко- и среднезернистых пород, определить тип коллектора 4 800 000 4 Бурение скважин №5-8 Бурение скважин на склоне антиклинали, проводимое для нахождения водонефтяного контакта 4 486 280 000 5 ГИС для скважин №5-8 (Гамма, самопроиз. поляризации) Уточнение свойств горных пород 4 6 000 000 РИГИС для скважин №5-8 (Литология, пористость, водонасыщенность) Необходимо для выявления типа горной породы, определения коэф. пористости и насыщенности, дальнейшего подсчета геологических запасов 4 18 000 000 Итого: 1 073 360 000 2 *Карта с проведенными работами (Приложение 1)
3. 3 Как видно из проведенных работ по 2D – сейсморазведке два купола антиклинальной складки располагаются чуть восточнее центра карты, один севернее другого (для понятности были убраны 2 линии сейсморазведки). Далее в этих куполах, а также на их склонах были пробурены скважины #1-8 (Приложение 1) 3
4. 4 Скважина №1 Скважина №2 4 Скважина №3 Скважина №4 Скважина №5 Скважина №6 Скважина №7 Скважина №8
5. 5 Нижний пласт Верхний пласт 5 ГИС и РИГИС скважин помогли определить местоположение залежи нефти, количество продуктивных нефтенасыщенных пластов - 2 и отметки глубин кровли продуктивных пластов, с помощью которых были построены структурные карты (с визуализацией глубины), а на скважинах 6 и 8 были определены ВНК (водонефтяные контакты) для верхнего и нижнего пластов соответственно (как видно из графика происходит резкое увеличение водонасыщенности до значений 0,9 и более, при сохранении относительно хорошей пористости). Резкие скачки ГИС и РИГИС на некоторых скважинах связаны с изменением фильтрационно-емкостных свойств породы, а не с ВНК или повышенным содержанием глины, что подтверждают результаты гамма-каротажа (скачков кривой на таких участках не наблюдаются). Также были найдены средняя пористость, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина и средняя нефтенасыщенность по пластам.
6. 6 6 Параметр Верхний пласт Нижний пласт Средняя глубина залегания кровли, м -2628,64 -2724,98 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 24,46 17,08 Тип коллектора Порово- трещинный Порово- трещинный Средняя пористость, % 17,3 18,81 Средняя нефтенасыщенность, % 61,34 53,84 Отметка ВНК, м -2671 -2747,1 Удельное электрическое сопротивление, Ом•м (ИК-каротаж) 75,18 92 Напряжение, мВ (ПС-каротаж) 37,44 34,32 Естественная радиоактивность, мкР/ч (Гамма-каротаж) 75,12 66,06 *Фото керна, с помощью которого с большой вероятностью был правильно определен тип коллектора (Приложение 1,2)
7. 7 7 Q – геологические запасы нефти, м3; S – площадь нефтеносности, м2; h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; m – пористость, д.ед.; k H – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.; b – пересчетный коэффициент, м3/м3; (средний по Зап. Сибири) Q = S • h • m • k H • b S, м2 h, м m, д.ед. k H , д.ед b, м3/м3 Qгеол , м3 Верхний пласт 84 800 000 24,46 0,173 0,6134 0,76 167 284 527 Нижний пласт 53 600 000 17,08 0,1881 0,5384 0,76 70 462 832 Q общ = 237 747 359 м3
8. 8 Вид месторождения по кол-ву извлекаемых запасов: крупное; Геологические запасы месторождения: 237 747 359 м3; Категория запасов: С 2. Углубленное лабораторное исследование керна включая фильтрационно-емкостные свойства, гранулометрический состав, минеральный состав и др.; 1. 2.Отбор проб флюидов, испытания нефтенасыщенных пластов, проведение ПГИ и ГДИ, получение промышленного притока, установление коэффициентов продуктивности скважин, определение способа добычи; 8 3.Интенсивное бурение основного фонда добывающих скважин, увеличение темпов разработки и поддержание его в максимальной точке; 4.Постепенный перевод отдельных скважин на одну из разновидностей контурного заводнения с целью поддержания пластового давления, происходит снижение темпов добычи, повышается обводненность продукции; 5. Низкие темпы разработки, медленное понижение темпов добычи, высокая обводненность. По завершении 5 ходов: Экономические расходы: 1 073 360 т.р. Временные расходы: 632,4 сут. Следующие этапы разработки:
9. 9 Карта с проведенными работами Скважина №4 (глубина – 2722 м) Скважина №2 (глубина – 2734 м) Скважина №3 (глубина – 2716 м) Фотографии керна нижнего пласта 9
10. 10 10 Скважина №3 (глубина – 2618 м) Фотографии керна верхнего пласта Скважина №1 (глубина – 2619 м) Скважина №3 (глубина – 2607 м) Скважина №2 (глубина – 2622 м)