Янв 18
Уважаемые коллеги! Хочу поднять вопрос о поиске и разработке доманиковых залежей. Хоть к числу доманиковых и относятся все пласты от заволжских до саргаевских включительно, сам считаю, что всякие разные заволжские, данково-лебедянские и т.п. аналогом турнейских и следовательно к теме не относящиеся.
Хочется услышать опыт коллег. Как находите залежи, помимо зон повышенной трещиноватости? Может выявили по опыту какие-то закономерности развития? Как разрабатываете? Может есть информация о применении ппд, может есть какие-либо экспериментальные, лабораторные работы. Заранее спасибо за конструктивный диалог.
Опубликовано
23 Янв 2018
Активность
49
ответов
6415
просмотров
12
участников
60
Рейтинг
Тема, безусловно, интересная, особенно в свете последних попыток разработать Доманик горизонталками с МГРП.
На мой взгляд, вопрос поставлен слишком широко. Доманик тянется от баренцева до каспийского моря, его мощность достигает 1км, в нем, в геологическом плане есть все.
Если вопрос в его части касающихся традиционных коллекторов, то да, нужно искать трещины или куски коллектора.
Если же речь о плотной части, то тут уже интереснее. Нужно, скорее всего, вести поиск чего-то похожего на Баккен, с плотным коллектором, зажатым между нефтематеринскими пластами.
Вопрос непраздный, озвученные Вами пласты классифицируются скорее к доманикитам и доманикоидам и если относится к ним, как к плохонькому турнею, то это одно, а если мы ищем зоны максимального развития данного типа отложений, с потенциалом именно нетрадиционных запасов, это другое. Для начала стоило бы в целом проработать вопрос - а кто вообще бурит последний тип отложений в Волго-Урале и в рамках какой стадии ГРР это все происходит?! (Ответ: СП РН-Статойл в Самарской области и компания Директ-нефть в Оренбургской, стадия самая начальная по-сути, в бурении несколько скв. с МГРП). После этого большая часть вопросов отпадет сама собой, но про закономерности развития потенциальных свитспотов скажу только, что все это добро должно быть строго приурочено к осевым либо же бортовым частям ККСП, куда в регионе работ компании ТН попадает как минимум часть Мелекесской впадины. Может быть и по северо-востоку Татарстана есть что-то (на границе с Удмуртией и Башкортостаном), детально не смотрел. Ну а вообще методикой поиска и разведки данных отложений и прочими вопросами более поздних стадий кажется должны заниматься несколько региональных вузов в рамках выделенных грантов.
Pawlo, не ожидал что кто-то еще помнит про компанию Директ-нефть.
Не знаете чем там все закончилось? Скважина была пробурена уже лет 6 назад как. Полную тишину после этого я интерпретирую как провал всего мероприятия.
28-30 марта 2017 г была конференция "Недра 2017". Материалов пока не находил. Может кто был на ней. Кроме самой ООО «Директ Нефть»(совместно с ФГБУ «ВНИГНИ») были вроде еще 3 выступления по этой теме.
Рушан, спасибо за информацию, ВНИГНИ, безусловно, один из самых авторитетных институтов по Доманику, по крайней мере в Тимано-Печоре, так что материалы были бы весьма и весьма интересны.
Коллеги, спасибо за обсуждение. Тема безусловно широкая и поэтому не стал ограничивать районом. Сам имею опыт работы с домаником. Получили притоки с саргая и мендыма. Знаю, что есть притоки с заволжских, бурятся туда ГС с МГРП. Все это безусловно хорошо, но сотрудники МГУ проводили исследования как керна так и нефтей и дали заключение, что заволжские, то есть все именно доманикоиды вполне созревшие и мало похожие на доманикиты. Есть притоки 3 ведра с мендымских и семилукских, и если проводить там ГРП то заведомо провал. В то же время есть залежи дававшие фонтаном очень легкую нефть. Пока лично мне не понятна закономерность их распорастрения.
во-во, притоки в 3 ведра, это как раз то что нам надо.
Если бурить в баккен вертикалки или горизонталки без МГРП, то в большинстве мест приток примерно таким и будет.
А с нормальными горизонталками и фраком выходит по 1 MMBOE, ну или в районе 150 тыщ тонн по нашему.
Pawlo, на северо-востоке как раз таки имеются преценденты. Пока видна тенденция распространения вдоль одного регионального прогиба. По саргаю все разбросано и не нашел закономерности.
По университетам и грантам.. тут все печально, много слов и мало по делу. Есть исследования где видно что на образцах при повышении температуры возрастает трещиноватость, есть рокэвел и прочее, а четких выводов нет, соответственно и плаваем вокруг да около, простите за лирику. У нас по большей части производственники идя на риск, как говорится за счет чутья что ли, добиваются каких-то результатов. Именно поэтому и поставили на баланс первую залежь по саргаю, каких трудов только это не стоило. Университетов и институтов не слышно было.
Кстати температуры маленькие для созревания. В районе 30, в отличии от 100 для бажена. Термогазохим может пробовали, хоть в лаборатории или на аналогах.
На мой взгляд продуктивность "доманика" сильно зависит от степени зрелости органического вещества. Не зря выше упомянутые компании работают в Самарской и Оренбургской областях.
По пунктам отвечаю. Игорь привет, историю Директ-нефти можно воссоздать по открытым источникам, у меня получилось примерно так: гоняли туда-сюда пару лицензий (брали-сдавали с юга, брали с севера от имеющейся), открыли небольшое конвеншенал месторождение, прописали нормальный каротажный комплекс (шлюмы), в вертикалке сделали фрак оценили свойства пласта. Сама контора принадлежит американцам (то есть притормознули в том числе из-за санкций), сейчас есть пробуренная (но похоже еще не законченная) скважина с примерно 2 км горизонтальной части. Еще почему-то у них в эквити сидит инвестподразделение известного проблемного российского банка, похоже там фондировались?! По закрытым источникам: цену себе знают, потенциал знают (поэтому многовато запросили), судились с подрядчиками по некоторым работам, керн ну очень интересный, похоже денег на полномасштабные работы нет))
Smarty. Ну это Вы про Сабанчинское месторождение наверное говорите? На самом Татарском своде все будет незрелое, а тектонический фактор периодически наверняка будет давать места в целевых интервалах с повышенной трещиноватостью, откуда какое-то время будет работать само, но это не совсем то, что надо в рамках поиска аналогов штатовских сланцев. Касательно исследований и грантов - это новый проект, там предполагается оценить подходы к добыче СВН и нефти из доманика, все отдано на откуп КГУ (кажется) и Альметьевску. Вся движуха в рамках нацпроекта, инфа из новостей. Вы конечно правы, что бесситемное изучение доманика не дает большого продвижения и качественного скачка. Поэтому мое мнение, что двигаться надо от регионального к мелкому, примерно так и делает озвученное выше СП. То есть вот имеется довольно много статей в открытом доступе касательно эволюции развития ККСП, есть модели седиментационного заполнения в условиях некомпенсированного бассейна, примерно известна литофациальная зональность и нынешний температурный режим. Совместив карты толщин обобщенного доманика и изотерм получим примерное расположение свит-спотов, или точнее просто наметим первоочередные объекты для более детального изучения в рамках поисковых работ и в настоящий момент это строго Мухановско-Ероховский прогиб. Далее возникают многочисленные геолого-технические вопросы проектирования бурения скважин с МГРП, операционного сопровождения строительства скважин и самое главное правильного заканчивания и освоения. При обнадеживающих результатах тестовых работ (кажется в этом году уже) само собой постепенно встанет вопрос дешевого тиражирования. Ну это прямо если очень грубо и очень широкими мазками.
Кстати, все сравнительные таблички с штатовскими плеями показывают довольно значимые отличия по свойствам и литологии доманика от баккена и прочих отдаленно схожих плеев (ниже температура, куда выше карбонатность, неясно наличие АВПД и т.д. и т.п.). Даже в МГУ пока что нет ни одного диссера на этот счет, хотя поляна бескрайняя для творчества.
Еще обязательно возникнут вопросы с проблемами при строительстве скважины (есть зоны поглощения, анизотропные глины, очень твердый абразивный разрез, а это МСП и т.д.), с невозможностью очень дешево бурить целевой пласт на депрессии из-за нормативных ограничений (как делают в штатах), с геонавигацией (точнее с дешевой компоновкой) и отсутствием отечественных РУС.
Ну а если даже найдется кто-то умный, решивший весь спектр геолого-технических вопросов, знающий что и как делать и плюс с дешевым фондированием, то из-за некоторых особенностей лицензирования (участки большие, много чего уже нарезано, по Самаре последний аукцион в конце того года и посмотрите насколько перебидовали недавний блок недалеко от Бузулукского бора со Стороны Оренбурга), то легко окажется, что все самое вкусное уже разобрали, причем такие компании, связываться с которыми вам не захочется. Налоговое изъятие при добыче опять же повыше будет, чем на том же Баккене или даже на Иглфорде.
Короче проблем много, поживем увидим.
ЗЫ я с домаником профессионально никак не связан и прямого отношения ни к каким из вышеозвученных компаний или университетов не имею.
Есть материалы по этой теме в журнале "Георесурс". А также две диссертации (1, 2) и другие статьи (1, 2, 3, 4, 5, 7). Какие-либо результаты испытаний пока не попадались.
Pawlo, нет не Сабанчи. Северо-Татарский свод и северная часть ЮТС. То что незрелое это конечно не верно. У нас к примеру бурив на девон "на шару" получали полные амбары нефти при проходке доманика. Девон оказывался пустой и эксплуатировали доманик. Начиная с фонтанов до 100 т. Залежи быстро умирали, сейчас у нас работают 2 скв на доманик. Одна 200л/сутки, другая держится с 80х годов с 4 тоннами. Пробовали опробовать соседние скважины, н получаем ничего. Столько керна просмотрел вживую, керн черный, буквально пахнет УВ. Есть выпоты, а притоков нет. То есть незрелый кероген и куча органики.
Про модель формирования ККСП, если прям что то есть на памяти скиньте пожалуйста ссылку.
Кстати если сейчас открыть залежь доманика с фонтанными притоками, то ГКЗ не поставит на льготную ставку. Они скажут, что это традиционные залежи, пусть и в доманике. Сейчас вообще обязательно нужны керновые образцы и доказательства проницаемости менее 2мД. А сами понимаете испытав скважину и получив приток, и при этом не имея керна с нее, заново отобрать образец уже проблематично.
Рушан, спасибо. изучу.
А образцы керна остались?
Heavy oil, да, есть) не поверите только сегодня съездил посмотрел керн с одной скв.
Спасибо! Значит, все-таки работы по освоению ведутся. Это приятно, потому что, судя по оценкам, запасы просто колоссальные.
теперь вопрос скорее всего состоит в поиске sweet spots и качественных технологий интенсификации.
Запасы то есть, проблема поставить на баланс. И вообще проблем много конечно. И в поиске и в интенсификации..
Судя по конференциям и публикациям, наибольшего прогресса Роснефть должна добиться?
По добычи из доманика, а именно семилук -мендым, необходимо закладывать новые скважины в зоны естественной трещиноватости. Тогда будут дебиты, но эти скважины необходимо уметь правильно разрабатывать, иначе пол года работы скважины, далее либо 100% обводненость, либо дебиты падают до 0, за счет схлопывания естественных трещин.
Интересно. И много таких скважин было?
В одной из презентаций среди приведенных Рушаном, есть карта с притоками из доманика и схемой зрелости ОВ. Зависимость очевидна.
В статье Ляна в Георесурсах есть девонские фациальные карты. Логично:)Rbildano, да, девон это имелось ввиду терригенный девон. Кын-паш. Но не всегда пустой кстати.. по зонам трещиноватости звучит конечно красиво, и вроде бы логично. Но проведя 3д сейсму или нвсп, и получив на руки карту трещиноватости я мягко говоря растерялся. Там вся площадь в трещинах разной азимутальной направленности. И куда бурить? Взять на себя ответственность и потратить 40-60 млн на бурение я не возьмусь. И руководство не даст, потому что не доказать успешность. Да и скважины уже пробуренные в зонах оказывались сухими.. вот поэтому и решил для себя что это не доминантный признак поиска залежи. И если по опыту про схлопывание. Доманик при 200 атм очень нехотя принимает кислоту, по керну монолит, очень редко встречал трещины в продуктивке. Скорее каверны выщелачивания. Проводили грп, при 600 атм поймали стоп. Так что спорный момент.
Unknown, всего на балансе у нас 4 залежи с накопленным отбором порядка 40 тысяч тонн. Есть кто добывал и по 400т. Самое больший накопленный отбор порядка 12 тыс. для одной скв. Если не соврать примерно всего около 20 скважин давших приток, учтенный в отчетах. В процессе разведочного опробования и следов по гис еще больше.
По схеме зрелости, есть карты, но к сожалению мало данных и не идут на масштабное построение почему то. Видимо считая не рентабельной добычу с данных отложений может. Едичиные точки и по ним сложно судить и делать какие либо умозаключения.
интересная подборка,
в одной из статей (5) рассматривается нефтеносность афонинских доманикитов аж в Зилаирском синклинории, это в Южно-Уральских горах, если я не ошибаюсь, "аллохтонные гипербазиты надвинуты на платформенные образования".
никогда бы не подумал о перспективности на нефть тех мест - там кругом железо, медь, флюорит и всякое типа урана )
Карта трещиноватости была получена по кубу ант-трекинг? Если да, то это куб когерентности, и не всегда в природе когерентность бывает связана с зонами разуплотнений. Кроме того, трещиноватость бывает открытая, открытость которых поддерживается флюидом, и залеченная, либо глинистым материалом, либо кальцитом.
У меня вопрос, на который сам не могу ответить, на одном из месторождений НАО (район ВАЗ) вблизи сочленения вала Чернышева и Сорокина пробурили недавно скважину. Отобрали керн. прописали ГИС. По ГИС был выделен коллектор, по аналогии соседних скважин давших в этих же отложениях притоки нефти. По керну, известняк глинистый, серый, мелко-среденекристаллический, массивный, средей крепости, сильно трещиноватый, трещины под углом 65 градусов, заполнены либо кальцитом либо битуминозным материалом. Вопрос, может ли подобный пласт не принимать кислоту (HCl 14% обработанная сульфатанолом 0,02%) под давлением 200 атм 4 часа? Или проблема в неправильных привязках при перфорации?
Рбильдано, если у вас есть сомнения в привязке, то проверьте конечно. Это у вас не первая подобная обработка? В зависимости от заполнения (битум или кальцит) трещин не сравнивали ли реакцию на керне.
На каждой из перфораций выполняли по 2-3 обработки СКО. Выполняли около 10 интервалов перфораций, везде проблематично было закачать кислоту, давление создавали от 200 до 300 атм.
По тем данным, чтоу меня на руках, на керне исследования обработкой кислотой не проводились.
Предыдущие скважины были пробурены еще в 90х, и при испытании применялись также СКО с соляной кислотой.
Возможно ли что при бурении, просто задавили пласт? Или при опробовании должны были б получить хотябы фильтрат?
Rbildano, все верно и ant-tracking, variance, chaos, когерентности. Все равно трудно найти ту зону в которую стоит бурить, все укладывается в инвестиции. Если разведка то это понятно, но разведка на доманик пока не практикуется. Про Вашу скважину, у нас аналогичная ситуация. Кислоту не принимает. И при выше 200 атм. Если нет цели разорвать пласт то на образцах определяли давление разрыва и качали с давлением ниже порогового значения. Тут возможно дело не в привязке. На соседних скважинах могут быть уже другие условия. То есть, возможно такая ситуация, что трещины залеченные кальцитом на скважинах давших приток наоборот не залеченные. И тут уже в любом случае не добьешься тех притоков. Проведите анализ кислотных составов на керне. И давите с полосканием уж.. хоть какие то притоки есть? И про какие отложения речь если не секрет?
Проблема может быть в том, что мы изучаем трещины по керну, а это уже нарушеная часть пласта, с которого сняты естественные напряжения. К тому же сам процесс бурения в хрупких породах сопровождается трещинообразованием.
Поэтому мы видим (в керне) только залеченные минералами трещины (иногда битумом, но тогда это не сообщающиеся как правило трещины и каверны), порода с открытой трещиноватостью просто развалится на куски.
Правильнее всего изучать трещиноватость все таки сейсмикой или другими дистанционными методами.
Отсутствие притока в скважине вовсе не указывает на отсутствие трещиноватости. Нужно более детально разбираться, что простреляли, как бурили итд.
На данный момент я занимаюсь интерпретацией сейсмики, одним из результатов работ, должны быть выданы рекомендации по дальнейшему ГРР, поэтому могу лишь в качестве рекомендаций дать совет по изучению влияния различных кислот на работы СКО. Не секрет, отложения нижнего девона Dsk - Dop. Всего на месторождении 5 скважин, 4 из которых хоть какие, но имеют притоки, последняя скважина вообще вся пустая по опробованию, хотя по ГИС и керну должна быть продуктивна.
в левой части зеленая -ДС, черная -КС, красная -ПС, в правой части черная - нейтронник, красная - ГК. Самая крайняя правая колонка отбор керна с номерами интервалов отбора. интервал №5 описание что я дал в верхнем посте.
А причем тут сотчемкыртинский и овинпарсмкий горизонты, вроде доманик обсуждали?
Всегда удивлялся тому, что сервисников допускают на скважины без предварительных работ по оценке эффекта в лаборатории. Качать обычные, не адаптированные под пласт составы и не получать эффект - вполне логично.
Кольматация буровым раствором/жидкостью глушения?
корреляцию со скважинами, где есть приток не мешало бы показать конечно.
по одной скважине что тут скажешь? тем более нет масштабов и дифференцированности кривых
Что касается сначала иследовать кислоты на керне, то керн для исследований был получен только с этой скважины, а на все работы с этой скважиной было выделено лишь небольшое временное окно (по природным причинам). Керн иследовался позже на большой земле, в собственных лабораториях.
По поводу кольматации, то насколько у меня был опыт по анализу актов опробования, то в этих случаях при опробовании должны были получить хотябы фильрат/жидкость глушения. А тут что пытались продавить, то в итоге и откачали при промывке.
Добрый день. Имеется возможность проведения бесплатных исследований керна и нефти доманика в рамках научной работы. Исследования проводим в крупных аккредитованных лабораториях и научных центрах.
over40mPas, а где территориально находитесь?
В городе Самара
Проблема с Домаником, как и со многими другими "нетрадиционными" залежами, что разговоры ведутся далеко не первый год, а прогресса особо не видно... дальше исследований керна и единичных тестовых скважин дело не идет.
Нужен свой Petrohawk, который рискнет, пробурит первую скважину (хотя ему все будут говорить что это не работает/такого не бывает и что по логам и по керну там ничего нет) и откроет Eagle Ford. Ну или не откроет.
Да скважины есть и притоки есть и частично на балансе стоят. Просто это все настолько хаотично, что пока нет никаких закономерностей. Хотя основные объекты если честно уже на ладан дышут с кином 0,6 и выработкой более 95%.
Может у кого-то имеются контакты специалистов/компаний типа Директ-нефти, которые занимаются домаником, непосредственно добычей или началом разработки?
Интерес к нему есть, это новый объект. Если у кого-то имеются контакты специалистов или здесь есть представители компаний - будем рады взаимодействию, разработке технологий и выходу на ОПИ на финансовом риске.
Видео по сырьевой базе РФ, где-то с 22-ой минуты.
Интересное видео, достаточно по делу. Хотя, конечно видно что прогресса по сланцам нет совсем.
Помню мы эту табличке по сравнению доманика и баккена делали для ВНИГНИ еще в 2011 году. Воз и ныне там.
Рушан, спасибо за видео. Одни красивые слова. Не более. А есть сами материалы презентации интересно?
Собственно упомянутая выше Директ нефть уже испытывает свой доманик, надеюсь скоро будут резалты.
Интересно было бы посмотреть на директовский доманик. На сайте нет сотрудников?
Паша, ну мы же понимаем, что капля в море. Надо чтобы 15 мелких компаний делали опыты, получится у одной, и ее все скопируют.
что нибудь новенькое у директ нефть ?
Может есть кто сможет сказать что директы делают у себя с домаником? Тгхв это или какие то иные методики прогрева? Действительно ли имеем дело с керогеновой нефтью или это легкая нефть? Если легкая то тут сразу разговор закрыт. Может есть публикации, презентации? На просторах ничего не нашел.