Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,83 Мб
  • Опубликовано:
    2017-02-15
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. Общий раздел

.1 Общие сведения о месторождении

.2 Литологическая характеристика пород

.3 Стратеграфия и тектоника месторождения

.4 Характеристика продуктивных пластов

.5 Свойства и состав пластовых флюидов

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Построение структурной модели залежи

.2 Цифровая фильтрационная модель месторождения

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Современное состояние геофизической изученности месторождения

.2 Программа доразведки месторождения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Тема моей дипломной работы: Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения.

Цели моей дипломной работы это анализ геолого-геофизической изученности месторождения, анализ методов и исследований по разведки и доразведки месторождения, а так же обоснование программы доразведки на ближайший период.

Задачи, которые я должен выполнить в работе: геолого-географическое описание месторождения, построение структурной и цифровой моделей залежей на месторождении, а так же анализ работ по геолого-геофизической изученности месторождения.

Объектом исследования в работе является Хасырейское нефтяное месторождение открытое в 1987 г. Введено в пробную эксплуатацию в 2002 г. На 01.01.2014 на месторождении пробурены 76 скважин (61 добывающих и 15 нагнетательных). Система разработки сформирована полностью и представляет собой систему заводнения с размещением нагнетательных скважин вдоль краевых тектонических нарушений.

Недропользователем Хасырейского месторождения является ОАО «НК «Роснефть», оператором работ является ООО «РН-Северная нефть». Работы по добыче углеводородного сырья ведутся на основании лицензии НРМ 00642 НР, от 15.11.2006 г., выданной сроком до 01.04.2026 г. В эксплуатации находятся карбонатные отложения нижнего девона (пласт D1), верхнесилурийская залежь (пласт S2gr) в разработку не введена.

Дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности страны во многом зависит от успехов геолого-поисковых работ. Перспективы открытия новых крупных нефтяных и нефтегазовых месторождений в первую очередь связаны с регионами и частями разрезов, мало изученными глубоким бурением на территориях Западной и Восточной Сибири, севера европейской части России. Однако поиски и разведка новых месторождений в пределах указанных территорий и акваторий, а так де доразведку уже эксплуатируемых месторождения, требуют значительных затрат материально-технических средств и времени.

Вместе с тем, как правило, запасы нефти, приращиваемые на разрабатываемых месторождениях, расположенных в районах с развитой инфраструктурой, реализуются в нефтедобыче в короткий срок и в большинстве случаев с относительно небольшими дополнительными затратами. Прирост же запасов нефти на разрабатываемых месторождениях, хотя и уступает приросту, получаемому за счет открытия и разведки новых месторождений в общем объеме приращиваемых запасов, тем не менее составляет значительную величину как в относительном, так и абсолютном выражении.

Значительные объемы прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях - следствие постоянной целенаправленной работы геологической службы региона: производственных объединений и нефтедобывающих предприятий, отраслевых научно-исследовательских институтов - головных (НИПИ, ВНИИ) и территориальных.

Решение задач доразведки разрабатываемых месторождений целесообразно осуществлять преимущественно за счет средств, выделяемых на разработку нефтяных месторождений.

Нефтедобывающие объединения, головные и территориальные НИИ отрасли проводят постоянную работу по повышению достоверности запасов нефти разрабатываемых месторождений. Геолого-промысловая информация, получаемая в процессе бурения и эксплуатации скважин, анализируется и используется для уточнения объемов остаточных запасов, выявления «целиков» на не вырабатываемых участках, зон низкой выработки и т.д.

1. Общий раздел

.1 Общие сведения о месторождении

По административному делению лицензионный участок Хасырейского месторождения расположен в юго-восточной части Ненецкого автономного округа (рисунок 1.1) и удален от окружного центра г. Нарьян-Мар в восточном направлении на 320 км.

В географическом отношении месторождения вала Гамбурцева приурочены к Большеземельской тундре северо-восточной части Европейского севера. Ближайший населенный пункт - пос. Варандей, бывшая база Варандейской НГРЭ ПГО «Архангельскгеология», расположен в 180 км к северо-западу от месторождения.

В 30 км к западу от участка находится Осовейское месторождение. Перспективное нефтяное месторождение - Колвинское - расположено на расстоянии 45 км к западу от рассматриваемых месторождений.

Дорог в рассматриваемом районе нет, поэтому транспортировка строительных материалов и оборудования возможна только по зимникам.

Природно-климатические условия.

В орографическом отношении участок расположен в северо-восточной части Большеземельской тундры в бассейне р. Адьзьва, являющейся крупным притоком р. Усы. Ширина русла в районе работ до 90 м, скорость течения 0,3-0,4 м/с, глубина до 1,5 м.

Местность представляет собой заболоченную тундру, расчлененную ручьями, реками и озерами. Абсолютные отметки от +20 до +200 м. Рельеф осложнен грядами и холмами.

Гидрографическая сеть представлена порожистыми несудоходными реками (наиболее крупные из них - Море-Ю, Сябую, Веснию, Ватьяртывис) и их притоками. Реки имеют ширину 10-15 м. Долины рек врезаны на глубину 10-35 м. Берега рек невысокие, крутые, иногда обрывистые. Замерзают реки в конце октября, вскрываются - в начале июня. Толщина льда достигает 1,5-2,0м. В юго-западной части Хасырейской площади располагается большое озеро - Ватьярты. Площадь озера 24 км2, глубина до 2 м. Остальные озера мелкие, образованные в результате термокарстовых явлений. Болота могут «дышать» и до конца января.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района

Климат района арктический. Зима продолжительная и холодная, лето дождливое и короткое. Среднегодовая температура минус 8оС. Часты ураганные ветры. Снежный покров устанавливается в начале-середине октября и держится до конца июня. Максимально низкая температура в декабре-январе достигает отметки минус 50оС.

В декабре - январе световой день длится всего 3-4 часа и увеличивается к маю до 20 часов.

Почвы в районе работ торфянистые, гумидные аллювиальные тундровые. По поймам рек почвы представлены маломощными тундровыми пойменными глеево-дернистыми почвами.

Растительный покров типичен для зоны тундры. Территория площади работ покрыта в основном мхами, лишайниками, произрастают также карликовые березы, кустарники, ягодники.

Район работ расположен в зоне распространения вечной мерзлоты островного характера. Мощность многолетнемерзлых пород колеблется в пределах 250-500 м. В пределах месторождений вала Гамбурцева мощность ММП варьирует в пределах 250-370 м в сводовой и присводовой частях вала и 410-440 м на его крыльях. Среднегодовые температуры мерзлых минеральных грунтов составляют от минус 1,8 до минус 2,3оС, на торфяниках от минус 2,3 до минус 3,0оС.

Население и инфраструктура

Население Ненецкого автономного округа составляет порядка 40 тысяч человек. Коренное население - ненцы и коми - занимаются оленеводством, охотой и рыбной ловлей. В пределах участка населенных пунктов нет. Инфраструктура отсутствует. Собственные источники электроснабжения, теплоснабжения и топливоснабжения в районе работ отсутствуют.

Непосредственно в районе работ на Хасырейском месторождении построен производственный городок с автономной структурой, обеспечивающий бесперебойную работу и жизнедеятельность промыслов.

1.2   
Литологическая характеристика пород

Гребенский горизонт (S2gr)

В составе гребенского горизонта (S2gr) преобладают известняки коричневато-серые, микрозернистые, органогенно-обломочные участками перекристаллизованные до тонко-микро и тонко-мелкозернистых, неравномерно глинистые, комковатые, с линзовидными и горизонтальными прослоями глинистых известняков и аргиллитов темно серого цвета.

Основные коллектора связаны с пачкой вторичных доломитов в верхней части гребенского горизонта нижнего силура. Доломиты светло-серые с коричневатым оттенком, тонкокристаллические, не яснослоистые, перекристаллизованные до крупно-среднезернистых, неравномерно трещиноватые и пористо-кавернозные (Кп до 20%), массивные и горизонтально слоистые, по пустотам отмечается эпигенетический сульфат и карбонат. В породах встречаются многочисленные остатки трилобитов, остракод, брахиопод, водорослей, мшанок, кораллов, строматопор (размером до 10 см), составляющих до 35% объема пород.

Отложения овинпармского горизонта (D1dol)

Отложения овинпармского горизонта (D1dol) представлены горизонтальным чередованием известняков, доломитов и аргиллитов. Разрез горизонта характеризуется отчетливо слоистым строением. По вещественному составу отложения овинпармского горизонта можно разделить на два подгоризонта: глинисто-известняковый (нижняя часть разреза свиты) и известняково-доломитовый.

Глинисто-известняковая толща сложена известняками зеленовато-серыми, яснокристаллическими и тонко-микрозернистыми, неравномерно глинистыми и трещиноватыми, с прослоями глинистого известняка (0,5-2,5 м) и аргиллитов (до 0,1 м). В породах встречен детрит остракод, гастропод, водорослей, брахиопод. Известняки доломитизированы до 5-25%. Распределение коллекторов в разрезе глинисто-известняковой толщи нижнего девона определяется ее слоистым строением, которое, в комплексе с тектоническим фактором, влияет на интенсивность постседиментационных процессов доломитизации и выщелачивания. Анализ материалов ГИС и кернового материала указывает, что в северном и восточном направлениях мощность толщи увеличивается, ее вещественный состав изменяется с преимущественно доломитового на известняковый, возрастает доля и мощность глинистых прослоев. Соответственно, емкостной потенциал осадков возрастает в южном направлении.

Известняково-доломитовая толща - наиболее продуктивная часть разреза Хасырейского месторождения. Породы представлены доломитами и известняками. Известняки серо-коричневые, мелко-среднезернистые, слабо глинистые, с детритом брахиопод, криноидей, гастропод. Доломиты коричневато-серые, микро-тонко и средне-мелкозернистые, горизонтально-волнисто-слоистые, узорчатые. Слоистость подчеркивается глинистыми слойками и более светлыми перекристаллизованными разностями. Порода с послойно и пятнисто распределенным глинистым материалом, неравномерно известковистая, с включениями органических остатков (криноидеи, раковинный детрит). Доломиты неравномерно пористо-кавернозные, битумонасыщенные. Поры и каверны диаметром до 5-30 мм составляют до 10-15%, они частично или полностью запечатаны эпигенетическим доломитом или сульфатом, с примазками темной окисленной нефти. Порода трещиновата, отмечаются стилолитовые швы. Трещины вертикальные (< до 80˚ к оси керна, ширина 1-3 мм) и горизонтальные, заполненные глинисто-битуминозным веществом или эпигенетическим материалом.

Глинисто-доломитовая пачка (D1gd)

Глинисто-доломитовая пачка (D1gd) представлена ассоциацией седиментационных доломитов, долеритов и вторичных доломитов, с подчиненными прослоями аргиллитов и вторичных доломитов. Седиментационные доломиты мощностью 0,5-4,0 м по керну серые, зеленовато-серые, тонко-микрозернистые, неравномерно глинистые (до 12,42-53,94%), алевритистые, пиритизированные, участками сгустковые, с прослоями долеритов более темного цвета (до 0,4 м по керну). Породы плотные, текстуры горизонтальнослоистые и узорчатые, последние обусловлены перераспределением тонкодисперсного пирита. Аргиллиты темно-серые и зеленовато-серые, тонкоплитчатые, трещиноватые, неравномерно карбонатные с примесью обломочного материала алевритовой размерности, прослои до 8 см по керну. Вторичные доломиты (прослои до 0,15-1,8 м по керну) серовато-коричневые, мелко-тонкозернистые, узорчатые, пятнистые, с раковинным и водорослевым детритом, участками горизонтально-волнисто-слоистые, за счет неравномерного распределения глинистого материала (2,83-28,03%) и дисперсного пирита. Порода неравномерно кавернозно-пористая (каверны 3-5 мм), в различной степени заполненные темной вязкой нефтью. Доломиты трещиноваты. Трещины вертикальные (толщина 1-2 мм) и субгоризонтальные заполнены темным глинисто-битуминозным материалом и частично эпигенетическим кальцитом, ангидритом. Коллекторы низкого качества и небольшой мощности выделяются практически повсеместно.

Ангидрито-доломитовая пачка (D1ad)

Ангидрито-доломитовая пачка (D1ad) сложена чередующимися прослоями седиментационных сульфатов, доломитов, ангидрито-доломитов, доломитовых мергелей и аргиллитов. Ангидриты коричневато- и голубовато-серые, с обуренной поверхности - белые, разнозернистые прослои 0,05-0,1 м. Доломиты темно-серые, зеленовато-серые, скрытокристаллические, тонкозернистые, нечеткоузорчатые, линзовидно-волнисто-слоистые, неравномерно глинистые (до 18,3%), плитчатые, прослои 0,1-1,85 м. Встречаются подчиненные прослои (до 0,6 м по керну) доломита мелко-среднезернистого с водорослево-остракодовым детритом. Текстуры пород слоистые, пятнистые и «флюидальные». Порода неравномерно трещиновата. Трещины не выдержанны по ширине, заполнены белым ангидритом, иногда битуминозным материалом. Мощность сульфатно-карбонатной толщи изменяется в широких пределах в зависимости от степени предпозднедевонского размыва от 0 м (скважины 25п, 30р, 24п Черпаю) до 215 м (скважина 24р-Нядейю). В верхней части толщи в некоторых скважинах выделяется пачка конглобрекчий, часто с признаками красноцветности, дедоломитизации и др., характерными для зон перерывов (карста).

Конгломерато-брекчиевая пачка является продуктом гипергенной переработки ангидрито-доломитовой толщи. Пачка неповсеместно распространенна по площади Хасырейского месторождения и выделяется только в северной части месторождения (скважины 32п, 33п, и др.). Она состоит из обломков коричневато-серых известняков и доломитов, белых включений ангидрита. Размеры обломков от 2-3мм до 10-15см, степень окатанности от угловатых до гальки, составляют до 30-40% от объема породы. Цементирующий материал - карбонатный, реже глинисто-карбонатный.

Таким образом, рассматриваемые породы Хасырейского месторождения в основном являются гидрофобными (80-85%) с включением гидрофильных глинистых материалов (3-5%) и около 10% гидрофильных пород, представленных кварцем.

1.3    Стратеграфия и тектоника месторождения

Сводный литолого-стратиграфический разрез вала Гамбурцева представлен на рисунке 1.2. Продуктивные горизонты приурочены к верхнесилурийским, нижнедевонским отложениям. Основным продуктивным объектом на Хасырейском месторождении являются отложения овинпармского горизонта нижнего девона, представленные горизонтальным чередованием известняков, доломитов и аргиллитов (таблица 1.1)

Рисунок 1.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

Таблица 1.1

Литологическая характеристика продуктивных пластов

Горизонт

Пачка

Глубина залегания, м

Состав

Толщина, м

Литологическая характеристика

1

2

3

4

5

6

Девонская система

Сотчем-кыртинский

Ангидрито-доломитовая

2400-2500

Чередование ангидритов, доломитов, сульфатно-доломитовых пород, мергелей, аргиллитов

0-185

Ангидриты коричневато- и голубовато-серые, с обуренной поверхности-белые, разнозернистые. Доломиты темно-серые, зеленовато-серые, скрытокристаллические, тонкозернистые, нечеткоузорчатые, линзовидно-волнисто-слоистые, неравномерно глинистые, плитчатые. Текстуры пород слоистые, пятнистые и «флюидальные». Порода неравномерно трещиновата. Трещины не выдержанны по ширине, заполнены белым ангидритом, иногда битуминозным материалом. В верхней части толщи в некоторых скважинах выделяется пачка конглобрекчий, часто с признаками красноцветности, дедоломитизации и др., характерными для зон перерывов (карста).


Глинисто-доломитовая

2600-2700

Доломиты, доломитовые мергели, аргиллиты

0-115

Доломиты серые, зеленовато-серые, тонко-микрозернистые, неравномерно, алевритистые, пиритизированные, участками сгустковые, с прослоями долеритов более темного цвета. Породы плотные, текстуры горизонтальнослоистые и узорчатые. Аргиллиты темно-серые и зеленовато-серые, тонкоплитчатые, трещиноватые, неравномерно карбонатные с примесью обломочного материала алевритовой размерности. Вторичные доломиты серовато-коричневые, мелко-тонкозернистые, узорчатые, пятнистые, с раковинным и водорослевым детритом, участками горизонтально-волнисто-слоистые. Порода неравномерно кавернозно-пористая, в различной степени заполненные темной вязкой нефтью. Доломиты трещиноваты.

Овин-пармский

Доломитовая

2700-2750

Чередование известняков, мергелей, аргиллитов

105-295

Глинисто-известняковая толща: Известняки зеленовато-серые, яснокристаллические и тонко-микрозернистые, неравномерно глинистые и трещиноватые, с прослоями глинистого известняка и аргиллитов, доломитизированы до 5-25 %. В породах встречен детрит остракод, гастропод, водорослей, брахиопод. Известняково-доломитовая толща: Известняки серо-коричневые, мелко-среднезернистые, слабо глинистые, с детритом брахиопод, криноидей, гастропод. Доломиты коричневато-серые, микро-тонко и средне-мелкозернистые, горизонтально-волнисто-слоистые, узорчатые. Порода с послойно и пятнисто распределенным глинистым материалом, неравномерно известковистая, с включениями органических остатков (криноидеи, раковинный детрит). Доломиты неравномерно пористо-кавернозные, битумонасыщенные. Порода трещиновата, отмечаются стилолитовые швы.

Силурийская система

Гребенской


3050-3150

Сверху вниз: доломитизированные известняки, доломиты пористо-кавернозные нефтенасыщенные; известняки с прослоями мергелей и аргиллитов

175-375

Известняки коричневато-серые, микрозернистые, органогенно-обломочные, участками перекристаллизованные до тонко-микро и тонко-мелкозернистых, неравномерно глинистые, комковатые, с линзовидными и горизонтальными прослоями глинистых известняков и аргиллитов темно серого цвета. Доломиты светло-серые с коричневатым оттенком, тонкокристаллические, не яснослоистые, перекристаллизованные до крупно-среднезернистых, неравномерно трещиноватые и пористо-кавернозные, массивные и горизонтально слоистые, по пустотам отмечается эпигенетический сульфат и карбонат. В породах встречаются многочисленные остатки трилобитов, остракод, брахиопод, водорослей, мшанок, кораллов, строматопор.




Геологический разрез Хасырейского месторождения представлен терригенно-карбонатной толщей палеозой-мезозой-кайнозойского возраста, несогласно залегающей на метаморфизованных породах венд - кембрийского складчатого фундамента. Породы венд - кембрийский фундамента на исследуемой территории скважинами не вскрыты. На Нядейюской, Хасырейской и Черпаюской площадях осадочный чехол вала Гамбурцева изучен глубоким бурением, вскрывшим разрез от четвертичных до нижнесилурийских отложений.

В тектоническом отношении рассматриваемая территория находится в Варандей-Адзьвинской структурной зоне, расположенной на северо-востоке Печорской синеклизы.

Варандей-Адзьвинская структурная зона характеризуется сложным строением и представлена тремя приразломными валами: Сарембой-Лекейягинским, Гамбурцева и Сорокина, разделенными Мореюской и Верхнеадзъявинской депрессиями. Структуры Варандей-Адзьвинской структурной зоны на востоке частично перекрыты Вашутинско-Талотинским надвигом. В юго-восточной части они ограничены серией крупных взбросо-надвигов гряды Чернышева (рисунок 1.3). Современный структурный план Варандей-Адзьвинской структурной зоны - результат наложившихся друг на друга разнонаправленных субвертикальных и субгоризонтальных движений, тесно связанных с заложением и геологической эволюцией Уральской и Пай-Хойско-Новоземельской складчатых систем.

Вал Гамбурцева представляет собой одну из сложных привзбросо-надвиговых структур Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Хасырейская структура, наряду с Черпаюской и Нядейюской составляющая вал Гамбурцева, представляет собой узкую антиклинальную складку меридионального простирания, приуроченную к фронтальной части взброса-надвига восточного падения. Крылья структуры осложнены взбросовыми тектоническими нарушениями меридионального простирания. В пределах складки выделяются два локальных осложнения, из которых наиболее крупным является северное. По изогипсе -2100 м их размеры составляют 10.3 х 2 км для северного поднятия и 6.1 х 0.9 км - для южного.

Рисунок 1.3 - Фрагмент тектонической карты Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

1.4    Характеристика продуктивных пластов

В результате проведенных исследований в пределах палеозойских отложений Хасырейского месторождения была выделена одна массивная залежь нефти, включающая карбонатные породы верхнесилурийского и нижнедевонского возраста (Приложение А1). Стоит отметить, что выделяемая глинистая пачка общей толщиной порядка 30 м на границе силурийской и девонской систем, в силу сложного тектонического строения и как следствие повышенной трещиноватости пород не является флюидоупором. По данным замеров пластового давления в пласте D1 и результатов опробований, в процессе эксплуатации, с помощью КИИ в S2gr получено одинаковое снижение пластового давления, что также подтверждает гидродинамическую связь. В настоящее время разрабатываются только нижнедевонские отложения. Поэтому характеристики по залежи для верхнесилурийских и нижнедевонских пород приведены раздельно (таблица 1.2).

Таблица 1.2

Характеристика залежей нефти на Хасырейском месторождении

Залежь

Тип залежи

Размеры, км

Высота, м

ВНК, м

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м

D1

Массивная тектонически экранированная

27х2,2

650

-2433

37,9

S2gr


21,9х1,2

350

-2433

11,9


Нижнедевонский горизонт D1. На Хасырейском месторождении отложения овинпармского горизонта вскрыли 77 скважин. С 2002 г. месторождение активно разбуривалось, в настоящее время подготовлено к промышленной эксплуатации.

Продуктивные отложения представлены вторичными доломитами с различной структурой порового пространства, реже доломитизированными известняками. Покрышкой залежи являются плотные аргиллиты, мергели тиманского и саргаевского горизонта верхнего девона.

В составе продуктивных отложений D1 выделяются три пачки (снизу вверх): доломитовая в овинпармском горизонте, глинисто-доломитовая, ангидрито-доломитовая в сотчемкыртинском горизонте (Приложение А2). В доломитовой пачке (D1dol) выделено 12 зональных интервалов, характеризующихся различными литолого-петрофизическими свойствами. Следует отметить, что вертикальное зонирование характеризует только морфологию пород-коллекторов, в то время как вторичные процессы (трещиноватость, кавернозность) позволяют не только объединить коллекторы овинпармского горизонта, но и присоединить к объекту разработки силурийские отложения исходя из гидродинамической связанности. Наиболее продуктивными являются циклы 3 и 6. Это связано с условиями осадконакопления и протекания вторичных процессов. Отложения 3 цикла приурочены к отложениям литорали с активной гидродинамикой и карбонатным осадконакоплением. Они отличаются пониженным содержанием глинистого материала. Пористость - преимущественно межзерновая.

Цикл 6 представлен отложениями нижней сублиторали, преимущественно известнякового состава с иловой матрицей. Органические остатки «рассеяны» по породе, что привело к образованию большого количества каверн при выщелачивании. Отложения других циклов имеют повышенное содержание глинистого материала, что занижает их ФЕС.

Продуктивные нижнедевонские отложения (D1) залегают на глубинах а.о. -1751-2707 м (таблица 1.3). Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 226,6 до 649,6 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам меняются в диапазоне 4,7-121,0 м (с учетом скважин, где отмечено двойное пластопересечение 4,7-121,0 м), в среднем составляя по месторождению 37,9 м (с учетом скважин с двойным пласопересечением 43,3 м).

Общая пористость меняется в пределах 5-18%. В среднем по залежи общая пористость составляет 7%, коэффициент нефтенасыщенности - 0,79 доли ед.

Для нижнедевонских отложений принято блоковое строение залежи. По данным испытания скважин 33п, 5101, 5031 для основной части месторождения ВНК принят на а.о. -2433,0 м. Однако, в районе скважин 28 р, 5117, 5547 - на а.о. -2429,3 м по результатам испытания, где из интервалов 2570-2615 м и 2572-2576 м получено 6,3 и 116,2 м³/сут минеральной воды, соответственно.

Верхнесилурийский горизонт S2gr. На Хасырейском месторождении отложения гребенского горизонта вскрыли практически все пробуренные скважины. Породы-коллекторы представлены доломитизированными известняками, вторичными доломитами со сложной структурой порового пространства(Приложение А3).

Продуктивные верхнесилурийские отложения (S2) залегают на глубинах а.о. -2028-3181 м (таблица 1.3). Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 11,1 до 258,9 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 29,3 м, в среднем составляя по месторождению 11,9 м.

Общая пористость меняется в пределах от 5,0 до 18%. В среднем по месторождению общая пористость составляет 8,0%. Средний коэффициент нефтенасыщенности - 0,84 доли ед.

ВНК принят на а.о. -2433 м, также как и для нижнедевонской залежи, по результатам испытания скважине 5031 в открытом стволе (КИИ-3-95), где из интервала 2600-2690 м. (а.о. -2413,0 и минус 2501,8 м.) получен приток нефти дебитом 40,4 м3/сут. ВНК принят условно по последнему коллектору в скважине 5031, выделяемому по данным ГИС.

Таблица 1.3

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры

Объекты разработки


D1

S2gr

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м

-2404

-2591

Тип залежи

Нефтяная массивная тектонически экранированная

Тип коллектора

карбонатный, трещиновато-кавернозно-поровый

Площадь нефтегазоносности, тыс.м2

55731

25389

Средняя общая толщина, м

392,8

95,6

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

37,9

11,9

Коэффициент пористости, доли ед.

0,07

0,08

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.

0,79

0,84

Проницаемость по керну*, 10-3 мкм2

8,9

18,6

Проницаемость по ГДИС**, 10-3 мкм2

819

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,12

0,11

Расчлененность

40,7

5,5

Начальная пластовая температура, ºС

42

Начальное пластовое давление, МПа

25

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с

2,34

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0,775

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0,869

Абсолютная отметка ВНК, м

-2433

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,243

Содержание серы в нефти, %

0,8

Содержание парафина в нефти, %

8,8

Давление насыщения нефти газом, МПа

20,1

Газовый фактор, м3

117

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с

0,97

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

1,121

* характеризует ФЕС матрицы ** характеризует ФЕС трещин

1.5    Свойства и состав пластовых флюидов

Диапазон изменения и средние значения основных свойств пластовых флюидов представлены в таблице 1.4. Отметим, что Хасырейское месторождение представляет собой наклонно-залегающую структуру, что приводит к гравитационной сегрегации нефти по разрезу. Поэтому при определении свойств нефти, используемых для подсчета запасов и проектирования разработки, необходимо учитывать изменение свойств нефти в зависимости от глубины. В качестве рекомендуемых для разработки в таблице 1.4 представлены свойства нефти, приведенные к глубине 2200 м.

Таблица 1.4

Свойства нефти пластов D1 и S2, полученные усреднением представительных глубинных проб

Наименование

Значение

Пластовое давление, МПа

24,9

Пластовая температура, 0С

42

Давление насыщения газом, МПа

20,1

Коэффициент сжимаемости, 10-4·1/МПа

12,7

Газосодержание при однократном разгазировании, м3/ т

130

Объемный коэффициент при однократном разгазировании, м33

1,284

Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/ т

117

Объемный коэффицент при дифференциальном разгазировании, м33

1,243

Плотность разгазированной нефти (ОР), кг/м3

878

Плотность разгазированной нефти (ДР), кг/м3

869

Плотность пластовой нефти, кг/м3

775

Вязкость пластовой нефти, мПа·с

2,34


Как видно из таблицы нефть в условиях пласта несколько недонасыщена газом, характеризуется большим газосодержанием. По значению вязкости в пластовых условиях нефть классифицируется как маловязкая.

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. В пробах из скважины 2п (интервал опробования 2185-2200 м) и скважины 32п (интервал опробования 2140-2224 м) в составе пластовой нефти обнаружен сероводород в количестве 0,03 и 0,20% соответственно.

В таблице 1.5 представлен компонентный состав нефтяного газа. Из таблицы видно, что нефтяной газ жирный: коэффициент жирности составляет 41,4. По значению плотности при стандартном разгазировании нефть является средней.

Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. На основании данных по физико-химическим свойствам и фракционному составу разгазированной нефти, представленных в сводной таблице 1.6, можно заключить, что в соответствии с технологической классификацией нефть пласта является сернистой, высокопарафинистой, малосмолистой. В связи с высоким содержанием парафина нефть имеет повышенную температуру застывания - около 210С. Этим же обстоятельством объясняется аномально высокая вязкость нефти при 200С (65,8 мм2/с). Выход фракций при разгонке до температуры кипения 3500С составляет около 50% объемных. Шифр технологической классификации нефти пласта D1 - IIТ2П3 .

По товарным свойствам нефть Хасырейского месторождения пригодна для получения осветительного керосина. Дизельные фракции характеризуются высоким цетановым числом и пригодны для получения летнего и зимнего дизельного топлива.

Газ, растворенный в воде, по составу относится к углеводородному типу. Среднее газосодержание составляет 1,34 м33. Газовый состав пластовых вод представлен следующим образом (в % об.): метан 82,51; этан 4,44-8,0; пропан 1,24-3,26; бутан 0,19-0,54; пентан 0,06; гелий 0,035-0,152; углекислый газ 0,52; азот 4,63-10,02; водород 0,68-1,31. Сероводород в составе газа отсутствует.

Таблица 1.5

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта D1 (мольное содержание, %)

Наименование

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть


выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть


Сероводород

Отсутствует

Углекислый газ

0,16

0

0,18

0

0,14

Азот + редкие

4,41

0

4,88

0

2,31

Метан

67,48

0,26

71,90

0,05

38,74

Этан

11,11

0,34

11,68

0,51

6,63

Пропан

8,23

1,11

7,22

2,91

5,08

Изобутан

1,42

0,55

0,91

1,30

2,28

н-Бутан

3,53

2,10

1,99

4,51

3,17

Изопентан

1,16

1,75

0,45

2,73

1,67

н-Пентан

1,33

2,89

0,47

4,11

2,58

Гексан + высшие

1,12

91,00

0,33

83,88

37,27

Молекулярная масса

24,9

258,0

22,3

242,0

119,8

Плотность, кг/м3

1,034

878

0,928

869

775


По содержанию парафина в нефти Хасырейское месторождение относится к высокопарафинистым (содержание парафина более 6%). На практике парафином называют АСПО - асфальтено-смоло-парафиновый осадок, который образуется при адсорбции асфальтенов и смол на парафине.

Таблица 1.5

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта D1

Наименование

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение


скважин

проб



Вязкость кинематическая, мм2

при 20 0С

4

13

35,5 - 104,4

65,8


при 40 0С

11

11

10,8 - 17,4

12,3


при 50 0С

5

5

9,4

Массовое содержание, %

серы

20

22

0,5 - 1,2

0,7


смол силикагелевых

22

24

6,6 - 22,5

15,3


асфальтенов

22

24

0,2 - 2,8

1,2


парафинов

22

24

4,1 - 9,4

6,7

Температура застывания, 0С

16

16

18 - 24

20,5

Температура начала кипения, 0С

22

61

47 - 90

58,9

Температура насыщения парафином, 0С

8

11

22 - 39

31

Температура плавления парафина, 0С

16

16

58 - 68

62,4

Объемный выход фракций, %

н.к. - 100 0С

11

53

1 - 5

3,4


до 200 0С

22

69

17 - 24

19,5


до 300 0С

22

69

31 - 46,5

38,6


до 350 0С

16

16

49,0 -50,5

49,5

Классификация нефти

IIТ2П3 (ОСТ 38.01197-80)


2. Технологическая часть

2.1    Построение структурной модели залежи

Создание структуры - это начальный этап построения 3D геологической модели. Сама 3D модель залежей месторождения необходима для дальнейшего анализ эффективно используемой системы разработки месторождения и анализ перспектив доразработки залежей с целью выявления неточностей в рациональной эксплуатации месторождения.

В проекте создана база данных, включающая следующую информацию: положение устьев скважин, инклинометрии, данные каротажа, в том числе результаты интерпретации ГИС, структурные поверхности, контуры. В модели использовались данные по 13 разведочным и 64 эксплуатационным скважинам (всего 77 скважин).

Построение модели разломов.

Построение корректной модели разломов является одним из определяющих условий построения точной трехмерной геологической модели. На Хасырейском месторождении именно положение бортовых разломов определяет размеры площади нефтеносности.

При построении модели разломов использовались данные сейсморазведки 3Д, стратиграфические отбивки по скважинам и положение разломов, выделенных по данным ГИС в скважинах с пересечением разлома (32п, 5532, 34п, 5109/1). Разрезы этих скважин характеризуются резким увеличением общих и эффективных толщин продуктивных отложений и дублированием формы каротажных кривых в повторяющихся частях. Положение выявленных нарушений по данным ГИС увязывалось с данными сейсморазведки и при необходимости уточнялось и корректировалось. Также учтен неудачный опыт бурения скважин (5039, 5105, 5106, 5109, 5111, 5103, 5110), позволивший точно скорректировать положение разломов, ограничивающих залежь. Первые стволы этих скважин вышли за контур нефтеносности. При построении модели Хасырейского месторождения за основу принята теория тангенциального сжатия и выдавливания структуры, сопровождающиеся тектоническими нарушениями взбросо-надвигового типа.

По имеющимся данным были отстроены 28 разломов различного типа методом пилларов. В пространстве положение разломов представлено на рисунке 2.1. Структурные элементы взбросо-надвигового типа в поперечных сечениях представлены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.1 - Модель разломов Хасырейского месторождения

Построение структурно-тектонического каркаса

При построении модели использовались структурные поверхности отражающих горизонтов IIIsk IIIop и IV2, на их основе и отметках пластопересечения была построена стратиграфическая поверхность пачки D1dol. Затем проведено построение структурных поверхностей кровли каждого выделенного цикла в пределах доломитовой пачки и стратиграфических горизонтов D1ad, D1gd, S2gr и подошвы S2gr. Поверхности строились конформно относительно структурного горизонта D1dol и с учетом скважинных разбивок.

Рисунок 2.2 - Структурные элементы взбросо-надвигового типа

В результате получены следующие структурные поверхности: D1 ad - Кровля ангидрито-доломитовой пачки; D1 gd - Кровля глинисто-доломитовой пачки; N_7gd - Кровля 7 зонального интервала глинисто-доломитовой пачки; D1 dol - Кровля известняково-доломитовой пачки; Kr_cycle_1- 11 - Кровли первого-одинадцатого зональных интервалов доломитовой пачки; S2gr - Кровля верхнесилурийского горизонта; Bot_S2gr - Условная подошва силура

Оценка точности структурных построений характеризуется дисперсией погрешностей определения глубин исследуемого горизонта s2h и зависит от используемой при интерпретации модели среды и ошибок измерения кинематических параметров - времен и скоростей.

Приведенные в таблице 2.1 прогнозные значения точности структурных построений усреднены для всей площади исследований, включая области не освещенные данными бурения. Величина сечения структурных карт принималась равной 20 м для поверхности предъюрского и предтриасового размыва. Для горизонтов, начиная от кровли разновозрастных карбонатов до поверхности нижнего силура включительно, сечение принято 50 м. Нижние горизонты построены с сечением 100 м.

Таблица 2.1

Оценка точности структурных построений

Показатель

Дисперсия погрешностей определения скорости s2v,vпл

Дисперсия погрешности определения глубины s2h

Точность структурных построений sh

Величина сечения структурных карт D

ОГ

м22

м2

м

м

Б12под.(J12под.)

8464

521

23

20

А1под.(T1под.)

10147

1764

42

20

IIcarb(C)

9240

2310

48

50

IIv(C1v1)

7216

2598

51

50

IIIsr(D3f2)

5011

2819

53

50

IIIsk(D1l)

4642

2611

52

50

IIIop(D1l)

5266

3370

58

50

IV2(S2)

5342

3860

62

50

IV1(S1)

5854

4230

65

20

V3(O3)

293599

22580

150

100

VI(PZ1)

100264

52910

230

100


Для построения прогнозных карт поверхности коллекторов сотчемкыртинских, овинпармских и силурийских залежей месторождений вала Гамбурцева сечение принято 20 м.

Для основного опорного отражающего горизонта IIIop, контролирующего кровлю доломитовой пачки радиус первой зоны Френеля колеблется в пределах 300-400 м. Миграционные преобразования «сжимают» зону Френеля до доминирующей длины волны l = 130¸140 м. Расчеты показали, что положение трасс разломов, вынесенные на карты может колебаться в пределах ±70 м.

Таким образом, по имеющимся 3Д сейсмическим и скважинным данным построена структурно-тектоническая модель Хасырейского месторождения, отвечающая геологическим представлениям взбросо-надвигового формирования объекта моделирования (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 - а) - Структурно-тектоническая модель Хасырейского месторождения, б) - Схематичный разрез по линии А-Б

2.2    Цифровая фильтрационная модель месторождения

Создание цифровой фильтрационной модели (ЦФМ) Хасырейского месторождения позволило решить следующие задачи:

анализ эффективности существующей системы разработки

определение наиболее эффективного способа разработки;

определение прогнозных уровней добычи нефти;

Анализ необходимости дальнейшей доразведки месторождения

Выбор типа моделей.

Для адекватного отображения фильтрационных процессов, протекающих в ходе разработки Хасырейского месторождения, была выбрана модель с двойной пористостью и двойной проницаемостью.

В пластах трещиновато-порового типа флюиды находятся в двух связанных между собой системах:

матрица породы - занимает основную часть объема пласта, характеризуется низкой проницаемостью, в матрице в большей мере проявляется действие капиллярных сил;

трещины в породе - обладают высокой проницаемостью, более низкой емкостью пустотного пространства, высокой проницаемостной анизотропией, малой зависимостью от капиллярных сил.

В модели двойной пористости/проницаемости течение в пласте происходит:

между соседними ячейками трещины;

между каждой ячейкой матрицы и связанной с ней ячейкой трещины;

для режима двойной проницаемости - между соседними ячейками матрицы.

Корректное описание вытеснения нефти из матрицы в трещины требует учета гравитационного дренирования, что и было реализовано.

2.2.1 Создание математической модели расчета фильтрационных процессов на Хасырейском месторождении

Создание сетки, укрупнение и схема выделения слоев

Фильтрационная модель содержит 58×278 блоков по латерали. Геометрия месторождения задается регулярной неравномерной сеткой, осложняемой разломами смещения. Размер ячеек по направлению оси Y равен 100 м, по направлению оси X в интервале от 1,5 м до 300 м. В силу особенностей алгоритмов построения сетки в ПК «Petrel» ячейки с малыми размерами, как правило, находятся в районе разломов и в областях с большими углами наклона кровли.

После ремасштабирования геологической модели в ЦФМ все слои, относящиеся к ангидрито-доломитовой пачке (D1ad), были объединены в один слой - первый цикл гидродинамический модели, глинисто-доломитовая пачка (D1gd) также представляет собой один цикл - второй. Данные слои характеризуются низкой проводящей способностью трещин. Слои, относящиеся к доломитовой пачке (D1dol) были укрупнены в 12 циклов. Они составили с 3-го по 14-й слои модели. Силур (S2gr) представляет собой один цикл - 15-й слой модели.

Для моделирования двойной пористости с каждым блоком геометрической сетки связываются две ячейки моделирования, которые описывают матрицу и трещины. При этом их пространственное положение совпадает. В связи с этим производится удвоение числа ячеек.

В итоге была получена гидродинамическая модель Хасырейского месторождения (рисунок 2.4), с размерами сетки указанными в таблице 2.2.

Размеры в среднем по вертикали резко различается по слоям. Верхние - ангидритодоломитовая D1ad и глинисто-доломитовая пачка - D1gd пачки - имеют высоту в среднем 62 и 63 м. Нижний слой - верхнесилурийский S2gr имеют высоту в среднем 121 м. Остальные слои модели имеют средние высоты от 7 м (7-й цикл) до 33,5 м (4-й цикл).

Таблица 2.2

Параметры фильтрационной модели Хасырейского месторождения

Геологическая модель

Фильтрационная модель

размерность модели

средний размер ячейки

размерность модели

средний размер ячейки

58×278×738

100×100×0,5 м

58×278×15

99×103×26,9 м


Рисунок 2.4 - Трехмерная сетка пластов D1, S2gr Хасырейского месторождения (пористость матрицы)

Геолого-промысловые данные, индикаторные исследования и математическое моделирование позволили выделить непроницаемые разломы. Они моделировались заданием 0-го множителя на проводимость через соответствующие грани ячеек.

Модифицированные функции (МФ) ОФП по фазам вода - нефть.

В основе гидродинамической модели Хасырейского месторождения лежит модель двойной пористости-проницаемости, следовательно, относительные фазовые проницаемости в этой модели должны описывать как потоки в трещинах, так и в матрице.

При моделировании для трещин относительные фазовые проницаемости выбирались по стандартной методике с учетом влияния капиллярных и гравитационных сил. Модифицированные ОФП для трещин показаны на рисунке 2.5 Доля защемленной воды и остаточная нефтенасыщенность для трещин приняты равными 0,1 доли ед.

Рисунок 2.5 - ОФП вода-нефть для трещин

Значение минимальной водонасыщенности для матрицы принято для D1gd - 0,32 доли ед., для D1ad, D1dol и S2gr равно 0,16 доли ед. Для получения нормированных значений ОФП использовались эффективные проницаемости по нефти, что было вызвано отсутствием качественных экспериментов на керне. Модифицированные ОФП для матрицы показаны на рисунке 2.6 зависимость ОФП от водонасыщенности дана в таблице 2.3.

Рисунок 2.6 - Модифицированные функции ОФП вода-нефть для матрицы для пачек а) D1gd; б) D1dol, S2gr и D1ad

Таблица 2.3

Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей (вода-нефть)

Матрица D1gd

Матрица D1dol, D1ad, S2gr

Трещины

Средняя насыщенность водой, доли ед.

Фазовая проницаемость для воды, доли ед.

Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.

Средняя насыщенность водой, доли ед.

Фазовая проницаемость для воды, доли ед.

Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.

Средняя насыщенность водой, доли ед.

Фазовая проницаемость для воды, доли ед.

Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.

0,34

0

1

0,16

0

1

0,1

0

1

0,351

0,004

0,833

0,176

0,01

0,837

0,15

0,04

0,694

0,381

0,009

0,598

0,191

0,017

0,675

0,2

0,084

0,419

0,414

0,015

0,357

0,21

0,02

0,505

0,3

0,194

0,19

0,442

0,031

0,175

0,25

0,025

0,305

0,4

0,292

0,105

0,49

0,057

0,115

0,275

0,032

0,197

0,5

0,398

0,071

0,551

0,105

0,047

0,305

0,041

0,133

0,6

0,532

0,056

0,612

0,186

0,017

0,32

0,05

0,112

0,7

0,674

0,04

0,732

0,595

0,007

0,333

0,054

0,098

0,8

0,846

0,029

0,736

0,598

0,002

0,37

0,0671

0,073

0,9

1

0

0,74

0,6

0

0,386

0,073

0,062

-

-

-




Уточнение параметров фильтрационной модели на основе анализа истории разработки.

Целью адаптации модели было добиться адекватного описания процессов фильтрации. Критерием качества адаптации являлось соответствие следующих расчетных параметров фактическим: дебиты жидкости и приемистости по скважинам, динамика обводненности по скважинам, динамика пластового давления.

Первым этапом производилась адаптация дебита жидкости и объема закачки скважин. При необходимости корректировались значения проницаемостей трещин вблизи скважин. На данном этапе внесения значительных изменений в модель не потребовалось.

На втором этапе адаптировалось распространение воды в резервуаре. Важной информацией при адаптации служили сведения о взаимовлиянии добывающих и нагнетательных скважин, установленные на основе геолого-промысловых данных (ПГИ, ГДИС, фактические показатели работы скважин, индикаторные исследования). Дополнительно привлекался анализ химического состава добываемой воды для определения обводнения скважин. Основным инструментом адаптации ФМ Хасырейского месторождения являлось уточнение анизотропии проницаемости и пустотности (объема) трещин. Это связано с тем, что течение в пластах происходит преимущественно по трещинам, где проницаемость много выше проницаемости по матрице.

Результаты адаптации фильтрационной модели Хасырейского месторождения приведены на рисунках 2.7-2.11, таблицах 2.4-2.8.

В таблице 2.4 сопоставляются фактические и расчетные технологические показатели истории разработки. В таблице 2.5 представлено сопоставление физико-химических свойств флюидов. В таблице 2.6 - сопоставление параметров геологической модели с фильтрационной моделью.

Таблица 2.4

Сопоставление фактических и расчетных технологических показателей истории разработки

Годы

Фонд работающих, добывающих скважин

Фонд работающих нагнет. скважин

Добыча нефти, тыс. т

Добыча жидкости, тыс. т

Закачка воды, тыс. т

Пластовое давление, МПа


Факт.

Расч.

Факт.

Расч.

Факт.

Расч.

Расхожд. %

Факт.

Расч.

Расхожд. %

Факт.

Расч.

Расхожд. %

Факт.

Расч.

2007

6

6

0

0

195

196

196

196

0

0

0

-

24,4

24,2

2008

12

12

1

1

705

708

0,41

709

708

0,14

12

12

-

22,1

21,4

2009

31

31

1

1

1499

1506

0,48

1508

1507

0,07

254

254

-

19,6

19,1

2010

40

40

9

9

2252

2253

0,04

2308

2303

0,22

1171

1171

-

17,8

17,5

2011

49

49

13

13

2519

2538

0,78

2975

2968

0,23

3085

3085

-

16,9

16,9

2012

55

55

14

14

2540

2581

1,64

3489

3484

0,14

2773

2773

-

15,6

15,9

2013

57

57

14

14

2189

2253

2,92

3617

3605

0,33

2738

2738

-

14,8

15,0




Таблица 2.5

Сопоставление утвержденных физико-химических свойств флюидов и принятых в фильтрационной модели

Параметр

Ед. изм.

Подсчет запасов

Фильтр. модель

Расхождение





абс. ед.

%

Плотность нефти в поверхностных условиях

т/м3

0,869

0,869

0

0

Плотность нефти в пластовых условиях

т/м3

0,775

0,775

0

0

Плотность воды в пластовых условиях

т/м3

1,111

1,111

0

0

Плотность газа в пластовых условиях

т/м3

-

170

-

-

Объёмный коэффициент нефти

доли ед.

1,243

1,243

0

0

Объёмный коэффициент газа

доли ед.

-

0,004

0

0

Давление насыщения нефти газом

МПа

20,1

20,1

0

0

Газосодержание нефти

м3/ т

117,0

117,0

0

0

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа*с

2,34

2,34

0

0

Вязкость воды в пластовых условиях

мПа*с

0,97

0,97

0

0

Вязкость газа в пластовых условиях

мПа*с

-

0,10

0

0


Таблица 2.6

Сопоставление параметров геологической модели с трехмерной фильтрационной моделью

Параметр

Геолог. модель

Фильтр. модель

Расхождение




абс.ед.

%

Эффективная толщина, м





минимум

0,5

8,8



максимум

128,6

127,3

1,3

1

среднее

47,0

49,4

2,4

5

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м





минимум

0,23

0,13

0,10

43

максимум

107,6

127,3

19,7

18

среднее

45

43

2

4

Коэффициент песчанистости, доли ед.





минимум

0,02

0,00



максимум

0,18

0,21

0,03

16,7

среднее

0,11

0,12

0,01

8

Коэффициент пористости, доли ед.





минимум

0,04

0,00



максимум

0,18

0,16

0,02

11

среднее

0,07

0,07

0,000

0

Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.





минимум

0,60

0,16

-

-

максимум

0,886

0,836

0,050

5,6

среднее

0,814

0,786

0,028

3,4


На рисунке 2.7 приводится среднесуточная добыча нефти, рассчитанная по модели в сопоставлении с фактическими данными за всю историю разработки.

Рисунок 2.7 - Динамика дебита нефти для Хасырейского месторождения

На рисунке 2.8 показана обводненность продукции (факт, расчет).

Рисунок 2.8 - Обводненность продукции для Хасырейского месторождения

На рисунке 2.9 приведено сравнение давлений фактического (по замерам - средневзвешенного по площади) по модели.

Рисунок 2.10 - Сравнение пластовых давлений для Хасырейского месторождения

На рисунках 2.11 и 2.12 приведены модельные распределения нефтенасыщенности по трещинам и по матрице.

Рисунок 2.11 - Распределение нефтенасыщенности а) по трещинам на 01.01.2014. Модель Хасырейского месторождения

Рисунок 2.11 - Распределение нефтенасыщенности б) по матрице на 01.01.2014. Модель Хасырейского месторождения

геофизический литологический хасырейский нефтяной

3. Специальная часть

.1 Современное состояние геофизической изученности месторождения

Основные этапы геолого-разведочных работ

С целью изучения геологического строения рассматриваемой территории, начиная с 1969 г. и вплоть до 2014 г., проводились следующие виды геофизических исследований: аэромагнитные съемки масштаба 1:200000 и 1:50000, гравиметрические съемки масштаба 1:200000 и 1:50000, электроразведочные исследования методами МТП и МТЗ, сейсморазве-дочные работы МОВ, МОГТ 2Д, МОГТ 3Д.

Аэромагнитной съёмкой масштаба 1:200000 рассматриваемая территория была заснята в 1969-70 гг. В результате этих работ установлены общие закономерности изменения магнитного поля, проведено районирование Тимано-Печорской провинции и составлена схема основных структурообразующих элементов.

Те же структурные элементы Варандей-Адзьвинской структурной зоны нашли свое отражение на гравиметрических картах масштаба 1:200000. Были выявлены основные тектонические поднятия Гамбурцева, Сорокина, Колвинское, Морейюская и Верхне-Адзьвинская брахиантиклиналь.

Проведенная в 1986-90 гг. крупномасштабная аэромагнитная съемка масштаба 1:50000 позволила уточнить строение отдельных региональных структур (вал Гамбурцева, вал Сорокина, Варандей-Адзьвинская и Мореюская депрессии) и протрассировать разрывные нарушения, ограничивающие эти зоны (Русанов, 1977 г, Чепак, 1988, 1990 гг.).

Позднее, материалы съёмок были обобщены В.А. Козлицким (1996 г.), в результате чего были составлены сводные аэромагнитные карты масштаба 1:50000 на северную часть провинции.

В 1993 г. на Адзьвинской площади с целью уточнения характера зоны сочленения вала Гамбурцева с Хоседаюской антиклинальной зоной были проведены детальные гравиметрические работы масштаба 1:50000.

В результате проведения электроразведочных работ методами МТП (метод теллурических полей) и МТЗ (метод теллурического зондирования) в 1972-74 гг. появились данные о глубине залегания опорных геоэлектрических горизонтов разреза в Мореюской впадине: 6-6,5 км для III опорного горизонта и 10-12 км для IV опорного горизонта.

Сейсморазведочные работы в Варандей-Адзьвинской структурной зоне ведутся с 1975 г. В 1975-77 гг. были проведены региональные работы методом отраженных волн (МОВ). По результатам этих работ выполнено тектоническое районирование рассматриваемой территории, выделены все вышеназванные региональные структуры, выявлено их соответствие особенностям геофизических полей по грави- и магниторазведке, а также изучена скоростная характеристика разреза осадочного чехла, уточнено плановое положение, амплитуды и особенности строения горста Чернова, валов Сорокина и Гамбурцева.

В период с 1977 по 1985 гг. проведены поисково-рекогносцировочные исследования и поисково-детальные работы МОВ с целью поиска локальных антиклинальных структур и подготовки их к глубокому бурению по отражающим горизонтам в верхнем и среднем палеозое. В результате этих работ в пределах вала Гамбурцева были выявлены Нядейюская, Хасырейская и Черпаюская локальные структуры

В 1985 г. была подготовлена к глубокому бурению по отражающим горизонтам нижнего карбона - верхнего девона Нядейюская структура и в 1986 г. начато структурно-поисковое и параметрическое бурение в южной приосевой части поднятия.

В 1986-96 гг. выполнены сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ) с целью подготовки к глубокому бурению других структур, выявленных сейсморазведкой МОВ. В результате этих работ были получены данные о мощности осадочного чехла и характере залегания отражающих горизонтов разреза вплоть до глубин 7-8 км. По отражающим горизонтам III-IV (S-D1), IV1 (S), V (O) были подготовлены к глубокому бурению структуры: Нядейюская, Хасырейская и Черпаюская. (М.М. Солонинко, 1980; А.А. Кадочников, 1992-83 гг.; С.В. Гагарин, 1996).

В 1996-00 гг. проведены детализационные сейсморазведочные работы МОГТ с целью уточнения структурных планов продуктивных горизонтов, оптимального размещения разведочных скважин в пределах открытых к тому времени Нядейюского, Хасырейского и Черпаюского месторождений и подготовки к глубокому бурению автохтонной части разреза Черпаю-Хасырейской структуры.

В 2012 г. осуществлена новая интерпретация геолого-геофизических данных в пределах вала Гамбурцева. Построены структурные карты в масштабе 1:50000 по отражающим горизонтам IIId(D3dm), III1-3(D3tm-sr), III1(D1sk), III-IV(D1op), V(O3), карты изопахит отложений сотчемкыртинского и овинпармского горизонтов нижнего девона. Результаты выполненных работ дали возможность существенно уточнить геометрию структурных элементов месторождений по отложениям девона, силура, ордовика. Установлено более сложное, чем представлялось ранее, разломно-блоковое тектоническое строение района. Уточнены размеры, форма известных ранее и многочисленных впервые выявленных тектонических блоков и амплитуда структурообразующих тектонических разломов.

Детализационные 3Д сейсморазведочные работы МОГТ впервые были выполнены в 2012-2013 гг. (с/п 01/02-13 «Хантымансийскгеофизика») в объеме 43,43 км2 в северной части Хасырейского месторождения, с целью оценки возможностей метода сейсморазведки 3Д для уточнения строения, определения размеров и контуров залежей, прослеживания зон улучшенных коллекторов, тектонических нарушений и картирования отдельных блоков, корреляции отражений от опорных целевых горизонтов S2gj, III-IV, III3-1, IIId, IIv(Civ), Ia(P1ar) в отложениях палеозойско-мезозойской групп. По результатам работ по отражающим горизонтам уточнено строение Хасырейской структуры, сделаны попытки прогноза зон увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин проницаемых карбонатов нижнего девона. Выполнена оперативная оценка запасов УВ нижнедевонской залежи нефти.

В 2013-2014 гг. работы методом ОГТ (554,4 км2), проведенные с/п 1700 сервисной компании «Петро-Альянс», были распространены на площадь всех трех рассматриваемых в работе месторождений: Нядейюского, Хасырейского и Черпаюского с целью детализации геологического строения месторождений с залежами нефти в отложениях нижнего девона и верхнего силура и выдачей рекомендаций по закладке эксплуатационных и поисково-разведочных скважин. В результате проведенных работ изучено и уточнено структурно-тектоническое строение всех трех месторождений по отложениям ордовикско-юрского возраста. Выполнены структурные построения по продуктивным пластам месторождений; проведен анализ кинематических и динамических характеристик сейсмической записи с целью выявления зон распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами и оптимизации заложения эксплуатационных скважин.

Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

На 01.01.2013 всего пробурены 77 скважин, из них в период эксплуатационного бурения - 64. В период поисково-разведочных работ (1988 - 1998 гг.) были пробурены 6 поисковых (1п, 2п, 32п, 33п, 34п, 35п) и 7 разведочных скважин (28р, 41р, 42р, 43р, 45р, 46р, 47р). Разведочные скважины 42р и 46р и поисковая - 32п ликвидированы как выполнившие своё предназначение и выведены из фонда. Эксплуатационное бурение в начато в 2012 г. Состояние пробуренных скважин на 01.01.2013 представлено в таблице 3.1

Таблица 3.1

Состояние пробуренных скважин на 01.01.2013

Скважина

Категория скважин

Дата окончания бурения

Глубина забоя, м

Состояние

1

Поисковая

05.06.1990

4517

раб.

2

Поисковая

30.11.1995

4609

раб.

28

Разведочная

06.10.1994

2641,18

раб.

32

Поисковая

27.09.1992

3200

ликвидирована

33

Поисковая

25.09.1993

2730,6

б/д тг

34

Поисковая

25.03.1992

3200

раб.

35

Поисковая

30.07.1994

3190

набл

41

Разведочная

08.10.1996

2347

раб.

42

Разведочная

27.03.1996


ликвидирована

43

Разведочная

18.07.1994

раб.

45

Разведочная

12.05.1996

2816

раб.

46

Разведочная

24.04.1997

4053,6

ликвидирована

47

Разведочная

С 1997 консер.отс.фин.

2068

в консервации

5001

Эксплуатационная

26.11.2010

2651

раб.

5002

Эксплуатационная

28.11.2010

3003

раб.

5003

Эксплуатационная

26.04.2010

3140

раб.

5004

Эксплуатационная

18.01.2010

2712

раб.

5005

Эксплуатационная

27.06.2008

2831

раб.

5006

Эксплуатационная

28.12.2008

2836

раб.

5007

Эксплуатационная

10.10.2008

2870

конс

5008

Эксплуатационная

25.01.2008

2807

раб.

5009

Эксплуатационная

15.10.2009

2874

раб.

5010

Эксплуатационная

23.01.2010

2645

раб.

5011

Эксплуатационная

12.08.2009

2558

раб.

5012

Эксплуатационная

28.07.2010

2486

раб.

5013

Эксплуатационная

28.03.2010

2750

раб.

5014

Эксплуатационная

08.06.2010

2650

раб.

5016

Эксплуатационная

15.01.2008

2742

раб.

5017

Эксплуатационная

05.09.2007

2422

раб.

5018

Эксплуатационная

27.05.2008

3074

раб.

5019

Эксплуатационная

14.05.2009

2600

раб.

5020

Эксплуатационная

14.02.2011

2937

раб.

5021

Эксплуатационная

03.06.2010

2545

раб.

5022

Эксплуатационная

23.03.2010

2770

раб.

5023

Эксплуатационная

19.11.2009

2744

раб.

5024

Эксплуатационная

13.01.2009

2720

раб.

5025

Эксплуатационная

30.04.2010

2700

раб.

5026

Эксплуатационная

10.10.2009

2505

раб.

5027

Эксплуатационная

18.12.2009

2846

раб.

5028

Эксплуатационная

03.03.2010

2975

раб.

5029

Эксплуатационная

07.02.2010

2910

раб.

5030

Эксплуатационная

31.01.2010

2540

б/д пр л

5031

Эксплуатационная

09.08.2009

2690

раб.

5032

Эксплуатационная

07.04.2010

2875

раб.

5033

Эксплуатационная

04.01.2010

2755

раб.

5034

Эксплуатационная

10.05.2011

2650

раб.

5036

Эксплуатационная

27.06.2011

2800

раб.

5038

Эксплуатационная

21.10.2011

2520

раб.

5040

Эксплуатационная

12.08.2010

2570

раб.

5041

Эксплуатационная

03.09.2011

2720

раб.

5042

Эксплуатационная

24.06.2011

2905

раб.

5047

Эксплуатационная

09.11.2010

2732

раб.

5101

Эксплуатационная

20.07.2010

3130

раб.

5102

Эксплуатационная

13.09.2010

2966

раб.

5103/1

Эксплуатационная

26.05.2009

2840

раб.

5104

Эксплуатационная

16.08.2009

3053

раб.

5105/1

Эксплуатационная

09.10.2008

2802

раб.

5106/1

Эксплуатационная

28.04.2009

2808

раб.

5107

Эксплуатационная

07.12.2009

2746

раб.

5108

Эксплуатационная

31.08.2009

3040

раб.

5109/1

Эксплуатационная

17.10.2008

2903

раб.

5110/1

Эксплуатационная

16.06.2009

3055

раб.

5111/1

Эксплуатационная

26.10.2008

2930

раб.

5112

Эксплуатационная

24.05.2009

3635

раб.

5113

Эксплуатационная

03.09.2011

3188

раб.

5114

Эксплуатационная

18.12.2011

2890

раб.

5115

Эксплуатационная

12.02.2011

2947

раб.

5116

Эксплуатационная

23.04.2011

2568

раб.

5117

Эксплуатационная

02.01.2011

2803

раб.

5532

Эксплуатационная

01.09.2007

2619

раб.

5547

Эксплуатационная

10.07.2010

2945

раб.

5035

Эксплуатационная

01.10.2012

2629

раб.

5037

Эксплуатационная

01.02.2012

2820

ост.

5046

Эксплуатационная

01.12.2012

2865

раб.

5015/1

Эксплуатационная

01.08.2012

2957

раб.

5039/1

Эксплуатационная

01.12.2012

2169

раб.

5045/1

Эксплуатационная

01.05.2012

3289

раб.

Отбор и исследования керна

Отбор керна производился в соответствии с геолого-техническими нарядами на скважины и корректировался в зависимости от особенностей строения вскрываемого разреза. Основное внимание при этом было обращено на достижение более полной освещенности керном продуктивной части разреза (таблица 3.2). Месторождение достаточно полно охарактеризовано исследованиями керна для дальнейшего проектирования разработки.

Геофизические исследования скважин в процессе бурения

Выполненные методы ГИС позволили решить задачи корреляции пластов, литологического расчленения разреза, выделения коллекторов, оценить емкостные свойства коллекторов.

Общие исследования выполнялись во всех скважинах и по всему разрезу в масштабе 1:500 в следующем объеме:

- стандартный каротаж потенциал-зондами N11.0M0.5A, N8.0M0.5A или N6.0M0.5A градиент-зондом A4.0М0.5N (или А8М1N);

− ПС;

- кавернометрия;

- радиоактивный каротаж (гамма-нейтронный каротаж разных модификаций).

Комплекс детальных геофизических исследований в перспективных продуктивных отложениях в масштабе глубин 1:200 был различен в разведочных и эксплуатационных скважинах.


Таблица 3.2

Стандартные исследования керна из разведочных скважин

Индекс пласта, пачки

Пористость, (Кп), %

Водоудерживающая способность (Квс), %

Количество скважин по видам анализов


Эффективная толщина (hэф)

Количество анализов, шт.

Значение

Эффективная толщина (hэф)

Количество анализов, шт.

Значение

Эффективная толщина (hэф)

Количество анализов, шт.

Значение

Кп

Кпр

Квс




мин.

макс.

сред.



мин.

макс.

сред.



мин.

макс.

сред.




1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

D1ad

12,6

211

0,06

11,45

1,16

1

21

0,0013

10,92

0,76

-

13

51,39

99,5

77,74

8

3

1

D1gd

106,4

181

0,01

14,22

1,16

36,7

32

0,0003

6,21

0,60

63,8

21

43,06

99,76

76,83

10

6

3

D1dol

453,1

757

0,06

17,20

2,24

260,3

327

0,001

547,62

8,9

260,3

76

9,16

100

45,79

12

11

6

S2gr

77,3

121

0,07

11,13

1,42

61,1

50

0,0016

95,74

18,6

24,2

9

30,1

73,9

58,2

7

6

2




В разведочных скважинах проводились следующие виды каротажа:

·   стандартный каротаж стандартными потенциал- и градиент-зондами;

·   ПС;

·   боковое каротажное зондирование (БКЗ) комплексом подошвенных градиент-зондов размерами 0,45; 1,05; 2,25; 4,5; 8,5 м и обращенным зондом N0.5M2.0A;

·   микрозондирование МКЗ;

·   боковой микрокаротаж БМК;

·   боковой каротаж БК;

·   индукционный каротаж ИК;

·   гамма-каротаж ГК;

·   нейтронный гамма-каротаж НГК или НКТ или 2НКТ - однозондовая или двух-зондовая модификация нейтронного каротажа по тепловым нейтронам;

·   гамма-гамма-плотностной каротаж ГГКП;

·   акустический каротаж ДТ;

- инклинометрия;

- резистивиметрия.

Исследования в скважинах выполнялись, в основном, серийной отечественной аппаратурой. Масштабы и скорости регистрации диаграмм выбирались в соответствии с требованиями соответствующих технических инструкций.

В состав БКЗ входили пять подошвенных градиент-зондов стандартных размеров (АО = 0,45-8,50 м) и один кровельный зонд (АО = 2,25 м), а также потенциал-зонд N6.0M0.5A, N8.0M0.5A или N11.0M0.5A и резистивиметр.

Боковой каротаж выполнялся трехэлектродным зондом БК-3.

При микрокаротаже применялись стандартные зонды А0.5М и A0.025M0.025N.

Индукционный каротаж записан зондами 6Ф1, 7И1.6 и комплексом ИКЗ-2.

Кривые радиоактивного каротажа регистрировались приборами ДРСТ-3-90 и СРК-73. При регистрации акустических свойств горных пород использовались приборы USBA-21, СПАК-6, СПАК-4.

Сведения об объемах проведенных геофизических исследований приведены в таблице 3.3.

ГИС в большинстве разведочных скважинах проводились в 80-х годах, поэтому запись диаграмм велась в аналоговой форме; затем диаграммы были оцифрованы. В эксплуатационных скважинах каротаж проводился современными многоканальными станциями, позволяющими вести запись на цифровые носители.

Имеющиеся материалы ГИС, в основном, удовлетворительного качества, соответствуют основным требованиям и пригодны для количественной интерпретации.

Таблица 3.3

Сведения об объеме проведенных геофизических исследований

Весь пробуренный фонд (скважины)

Методы записей диаграмм




ПЗ

ПС

БКЗ

МКЗ

БК

БМК

ИК

ГК

НК

ГГКП

АК

Кавернометрия

Инклинометрия

Резистивиметрия
















80

80

80

12

22

80

45

69

80

80

51

62

80

80

61

% выполнения

100

100

15

27

100

56

86

100

100

63

77

100

100

76

% невыполнения

0,0

0,0

85

72

0,0

43

13

0,0

0,0

36

22

0,0

0,0

23


Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин.

На месторождении за период 2007-2012 гг. проведены 113 исследований в 46 скважинах.

Информационная карта охвата месторождения промыслово-геофизическими исследованиями приведена на рисунке 3.1. В целом по месторождению охват скважин информативными промыслово-геофизическими исследованиями - 94%.

Гидродинамические исследования скважин

Данные о состоянии изученности месторождения гидродинамическими методами приведены в приложении Б1.

Достоверные КВД (КПД) имеет 62% фонда, из них 15 скважин имеют повторные замеры, объем исследований достаточен для решения задач проектирования разработки месторождения и построения фильтрационной модели.

Рисунок 3.1 - Информационная карта по промыслово-геофизическим исследованиям пласта

3.2 Программа доразведки месторождения

В настоящее время 2D и 3D сейсморазведочные работы на месторождениях вала Гамбурцева проведены в достаточном объёме. Однако при обработке сейсмики 3D не была выполнена миграция до суммирования. Это не позволяет должным образом учесть кривизну отражающих горизонтов, в результате в областях с большими углами наклона отражающих горизонтов погрешность определения глубины значительно возрастает. Для уточнения структурных построений рекомендуется выполнить переобработку результатов сейсмосъемки с применением миграции до суммирования. Отметим, что в результате переобработки можно получить более качественные кубы сейсмических атрибутов, а уточнение структуры позволит более точно выполнить расчет механических напряжений в пласте. Полученные результаты помогут уточнить модель сети трещин месторождения.

Отбор и исследование керна

Отбор керна производился в соответствии с геолого-техническими нарядами на скважины и корректировался в зависимости от особенностей строения вскрываемого разреза. Основное внимание при этом было обращено на достижение более полной освещенности керном продуктивной части разреза. Месторождение недостаточно полно охарактеризовано исследованиями керна для дальнейшего проектирования разработки.

При дальнейших исследованиях имеющегося кернового материала необходимо провести измерение прочностных и деформационных характеристик пород (предел прочности при сжатии/растяжении, Модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициент сжимаемости порового пространства), определение пространственной анизотропии фильтрационных свойств в зависимости от напряжённого состояния пород на образцах керна. На изучаемых образцах керна провести лабораторные определения фильтрационно-ёмкостных свойств, коэффициентов вытеснения нефти различными агентами, кривых относительных фазовых проницаемостей (не менее 3-4 моделей), коэффициентов сжимаемости, типа смачиваемости пород, эффективности капиллярной пропитки. Необходимо также проведение комплексных лабораторных исследований образцов пород для оценки и определения физических и фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов, в том числе удельного электрического сопротивления, скорости продольных волн, Кп, Кпр, Кво, Рп, Рн.

Также необходимо осуществить отбор керна на нейтральных основах для определения текущей нефтенасыщенности, в особенности в разгазированных и заводненных интервалах. Отбор керна необходимо отбирать из новых эксплуатационных скважин или боковых стволов.

При исследованиях образцов керна необходимо уделить внимание установлению зависимости керн-керн, керн-ГИС с возможным разделением на типы коллектора. Для получения чёткой зависимости пористость - проницаемость образцы керна необходимо разделить на несколько типов коллектора. На месторождениях вала Гамбурцева это сделать не представляется возможным, так как образцы содержат различные комбинации пор, каверн и трещин. Более целесообразно разделить образцы на группы в зависимости от количественных характеристик трещиноватости и кавернозности: количество трещин, их раскрытость, пористость трещин и каверн на имеющихся образцах керна и шлифах.

Для более надёжного определения связанной водонасыщенности рекомендуется проведение исследований методом ртутной капиллярометрии. Для получения зависимости коэффициента нефтенасыщенности от пористости и проницаемости исследуемые образцы необходимо разделить на группы в зависимости от количественных характеристик каверн и пор.

Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Задачи, стоящие перед промысловыми и гидродинамическими исследованиями:

·   уточнение типа коллектора и геолого-гидродинамической модели залежи, оценка степени участия матрицы в разработке;

·   оценка гидродинамической связи по объекту и выявление непроницаемых границ;

·   определение продуктивности скважин;

·   оценка трещиноватости пласта;

·   изучение характера фильтрации жидкости. Выявление и оценка свойств флюида;

·   установление характера зависимости фильтрационных свойств от забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах. Определение зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях ниже давления насыщения;

·   определение забойного давления, ниже которого начинается снижение коэффициента продуктивности. Определение давления насыщения по данным исследований скважин;

·   определение критического давления раскрытия трещин в нагнетательных скважинах;

·   поинтервальное определение фильтрационных характеристик;

Для решения данных задач необходимо осуществление комплекса гидродинамических исследований пластов, включающих в себя:

- методы исследований на неустановившемся притоке,

-   методы установившихся отборов,

-   гидропрослушивания, индикаторные исследования;

-   замеров давлений (пластовых, забойных и устьевых),

-   замеров дебитов скважин,

-   замеров промыслового газового фактора.

Рекомендуемый комплекс гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождения и периодичность их проведения представлены в таблице 3.4. Для проведения гидродинамических исследований скважин необходимо использовать современные электронные манометры, имеющие разрешающую способность не менее 0.005 кг/см2 и время регистрации давления до нескольких месяцев. Контроль за энергетическим состоянием залежей нефти и технологическим режимом эксплуатации скважин производится с ежеквартальным построением карт изобар с целью расчета средневзвешенного текущего пластового давления в зоне отбора жидкости и на линии нагнетания.

Для контроля за энергетическим состоянием залежей необходимо проведение замеров в строгом соответствии с действующими руководящими документами и инструкциями. Замеры пластового давления осуществляются один раз в квартал, забойного давления - один раз в месяц, со стопроцентным охватом фонда скважин. Рекомендуется замеры давления на скважинах совмещать с плановыми ремонтами.

Список скважин, в которых необходимо проводить замеры давлений ежегодно уточняется и утверждается совместно с геологической службой «РН-Северная нефть» и научно-исследовательской организацией, осуществляющей надзор за разработкой месторождения. Для скважин, эксплуатируемых механизированным способом, рекомендуются два способа проведения исследований скважин на приток стандартными комплексами.

Первый способ - применение комплексного прибора типа «Фонтан» путем спуска его под насос с оставлением на кабеле в скважине для последующего цикла исследования в интервале перфорации.

Второй способ - отбивка уровней в затрубном пространстве механизированных скважин с помощью эхолотов, уровнемеров или геофизических приборов.

С учетом эксплуатации скважин в подгазовых зонах, особое внимание следует уделить периодичности (таблица 3.4) и качеству замеров промыслового газового фактора.

Результаты исследований должны своевременно передаваться в ООО «РН-УфаНИПИнефть», обеспечивающее научное сопровождение разработки.

Геофизические исследования скважин.

Промыслово-геофизические исследования следует проводить в добывающих и нагнетательных скважин с целью:

·   уточнение типа коллектора и геолого-гидродинамической модели залежи, оценка степени участия матрицы в разработке;

·   оценка гидродинамической связи по объекту и выявление непроницаемых границ;

·   определение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и оценка их изменения по площади и во времени в процессе разработки;

·   оценка трещиноватости пласта;

·   определение размеров и структуры порового пространства блоков матрицы (FMI);

·   изучение характера фильтрации жидкости. Выявление и оценка свойств флюида;

·   установление характера зависимости фильтрационных свойств от забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах. Определение зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях ниже давления насыщения;

·   определение забойного давления, ниже которого начинается снижение коэффициента продуктивности. Определение давления насыщения по данным исследований скважин;

- определение критического давления раскрытия трещин в нагнетательных скважинах;

- определения профиля отдачи (приемистости);

выявления работающих и обводняемых интервалов;

изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;

оценки текущего характера насыщения разрабатываемых пластов;

уточнения интервалов перфорации.

В настоящее время в ОАО НК «Роснефть» утверждены «Методические указания по промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин и пластов при контроле разработки нефтегазовых месторождений компании», в которых описаны технологические схемы проведения ГИС и ГДИС (Гидродинамические исследования скважин). В соответствии с требованиями комплексного контроля за разработкой нефтяных месторождений для применения на Хасырейском месторождении необходимо рекомендовать следующие промыслово - геофизические методы:

- гидродинамическая дебитометрия (расходометрия) и индикация притока жидкости в ствол скважины (СТД-2);

-   термометрия (ТДА, ТЭГ-36, СТЛ-26 и др.);

-   плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;

-   импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);

-   радиоактивные методы (НКТ, ГК) совместно с магнитным локатором муфт;

-   манометрия (Микон 107, ИМСП 11).

При эксплуатации добывающих скважин механизированным способом независимо от вида насоса промыслово-геофизические исследования проводятся после подъема насоса.

Для определения источника обводнения скважин с высокой обводненностью необходимо провести ПГИ.

Основной задачей, решаемой методами ГИС в нагнетательных скважинах, является количественное определение расхода нагнетательной воды в целом по скважине и по каждому интервалу перфорации. Основной комплекс ГИС нагнетательных скважин должен включать расходометрию, термометрию, локацию муфт, гамма-метод (нейтронный метод - ННКТ).

В качестве дополнительных методов ГИС, позволяющих уточнить интервалы поглощения нагнетаемой воды и определиться с затрубными перетоками воды в соседние неперфорированные проницаемые интервалы, может быть использована закачка меченой жидкости - селитры (аммиачной, натриевой или калийной), фосфата натрия и тиомочевины и др.). Для условий Хасырейского месторождения наиболее целесообразна закачка карбамида, роданистого аммония, флуоресцеина натрия. Интервалы поглощения воды в этом случае определяются по замерам нейтрон- нейтронным методом (ННКТ).

Ежегодный охват исследованиями нагнетательных скважин должен составлять 100% действующего фонда. С учетом сложности геологического строения Хасырейского месторождения, повсеместным развитием заколонных перетоков, продвижения закачиваемой воды по трещинам, являющихся основными причинами обводнения продукции, рекомендуется:

усилить требования к планированию и количеству проведения ПГИ:

планировать исследование всех скважин на этапе освоения, до и после проведения ОПЗ, ГРП, РИР;

планировать проведение исследований длительно простаивающих скважин в квазистационарном режиме.

По наблюдательным скважинам предусматриваются систематические определения пластового давления и температуры, периодический контроль степени выработки вышележащих пластов.

Поскольку в нефтяном и газовом коллекторе водородосодержание отличается, то по данным импульсного нейтронного метода (ИНМ) может быть выделено положение ГНК.

Изучение физико-химических свойств нефти, газа и воды.

Для уточнения ФХС и компонентного состава нефти достаточно проведение отбора и исследований устьевых проб.

Месторождения характеризуется наличием газовых шапок, что в силу термодинамического равновесия обуславливает равенство значений пластового давления и давления насыщения на границе газонефтяного контакта.

Целевые горизонты: S2gr

Тип флюида: нефть

Условия пробоотбора: отбираются параллельно 3 пробы с необходимым контролем давления/температуры в точке отбора. Перед спуском пробоотборника необходимо провести ПГИ на определение профиля (интервала) притока.

Программа исследования:

-  типовой комплекс PVT-исследований глубинных проб нефти и газа (однократное и дифференциальное разгазирование/конденсация) включает определение компонентного состава до С45+.

-       специальный комплекс (изотермический) однократного и дифференциального разгазирования/конденсации;

-       исследование сепарированных нефтей должно проводиться на разгазированных образцах глубинных проб;

-       исследования на АСПО.

Супервайзинг: обязательно. Рассмотреть возможность сохранение части проб для проведения контрольного анализа.

Отбор и анализ проб попутно добываемой воды производится с целью определения химического состава пластовой воды для осуществления гидрохимического контроля за работой скважин, доли воды ППД в продукции и своевременном планировании потокоотклоняющих мероприятий. Отбор проб из попутно добываемой воды рекомендуется проводить один раз в квартал. Отбор и анализ с целью определения и контроля химического состава закачиваемой воды, а также корректной интерпретации электрических методов каротажа новых скважин рекомендуется проводить раз в квартал.

Таблица 3.4

Программа доразведки и исследовательских работ Хасырейского месторождения

Вид и цель работ

Объем работ

Срок исполнения

Исполнитель

1

2

3

4

5

1

Определение физико-гидродинамических характеристик коллекторов


2018-2020 гг.


1.1

Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) давления для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Весь фонд

2018-2020 гг. 1 раз в полгода

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»

1.2

Специальные исследования керна


2018-2020


1.2.1

Измерение прочностных и деформационных характеристик пород (предел прочности при сжатии/растяжении, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициент сжимаемости порового пространства)

На керне из скв. 5026, 5116, 5017, 5532, 3 обр/1 скв.

2018-2021

ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ

2.3.2

Лабораторные определения фильтрационно-емкостных свойств изучаемых образцов, коэффициентов вытеснения нефти различными агентами (на образцах с различной проницаемостью), кривых относительных фазовых проницаемостей (не менее 3-4 моделей), коэффициентов сжимаемости, типа смачиваемости пород, эффективности капиллярной пропитки

На керне из скв. 5026, 5116, 5017, 5532

2022

ООО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

2.4.

Проведение комплексных лабораторных исследований образцов пород для оценки и определения физических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, в том числе удельного электрического сопротивления, скорости продольных волн, Кп, Кпр, Рп, Рн

На керне из скв. 5026, 5116, 5017, 5532

2012

ООО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

2.5

Отбор керна на нейтральных основах из БС для определения текущей нефтенасыщенности

5211, 5220, керна из бокового ствола скв. 5006,

2018-2023

ООО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»


В таблице 3.5 приведем данный по изучениею физико-химических свойств пластовых флюидов по программе доразработке месторождения

Таблица 3.5

Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов

Вид и цель работ

Объем работ

Срок исполнения

Исполнитель

1

Исследование поверхностных проб нефтей с целью изучения компонентного состава, в том числе по специальной программе изучения АСПО и состава парафинов

10 проб из разных скважин

2018-2020

ОАО «НК «Роснефть» ГУП РК ТП НИЦ ООО «РН-УфаНИПИнефть»

2

Отбор и анализ пластовых нефтей по стандарту ОСТ 153-39.2-048-2003 (комплекс А и Б)

10 проб из разных скважин

ОАО «НК «Роснефть» ГУП РК ТП НИЦ ООО «РН-УфаНИПИнефть»


В таблице 3.6 приведем данные по программе обоснование методов интенсификации работы скважин и добычи нефти.

Таблица 3.6

Обоснование методов интенсификации работы скважин и добычи нефти

Вид и цель работ

Объем работ

Срок исполнения

Исполнитель

1

Опытно-промышленные испытания разработанных систем повышенной вязкости

2 скв.-опер

2018-2020 г

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-УфаНИПИнефть»

2

Опробование различных технологий селективной изоляции водопритоков

1 скв.

2018-2020 г.

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-УфаНИПИнефть»


В таблице 3.7 запишем данные по работе совершенствование технологии добычи нефти и закачки воды по программе доразведки месторождения, а так же работы по оптимизация систем сбора и подготовки нефти и поддержания пластового давления.

Таблица 3.7

Работы оптимизации системы сбора и подготовки скважинной продукции месторождения по программе доразведки

Вид и цель работ

Объем работ

Срок исполнения

Исполнитель

Совершенствование технологии добычи нефти и закачки воды

1

Анализ работы механизированного фонда скважин. Изучение особенностей использования различных типов насосов и рекомендации по их применению

Весь мех. фонд

2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

Оптимизация систем сбора и подготовки нефти и поддержания пластового давления

2

Оценка скорости коррозии сборных и межпромысловых трубопроводов


2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

3

Проведение испытаний по применению реагентов комплексного воздействия - ингибиторов коррозии


2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»


В таблице 3.8 приведем данные по строительству скважин по программе доразведки месторождения.




Таблица 3.8 - Программа строительства скважин

Вид и цель работ

Объем работ

Срок исполнения

Исполнитель

1

Исследование на кернах степени воздействия на коллектор фильтратов различных по рецептуре буровых растворов и фильтрата цементного раствора

25-30 представительных образцов

2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

2

Испытание различных технологий вторичного вскрытия, различных перфорационных жидкостей и перфораторов

10% фонда

2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» УФ ООО «РН-Бурение»

3

Проведение контроля совершенства вскрытия продуктивных пластов гидродинамическими и геофизическими методами

В каждой скважине

2018-2021гг.

ОАО «НК «Роснефть» ОАО Коминефтегеофизика

Как итог в таблице 3.9 приведем данные по контролю за разработкой месторождения по программе доразведки Хасырейского нефтегазового месторождения.

С точки зрения текущей геолого-геофизической изученности можно сделать следующий вывод:

В результате проведенных работ изучено и уточнено структурно-тектоническое строение всех трех месторождений по отложениям ордовикско-юрского возраста. Выполнены структурные построения по продуктивным пластам месторождений; проведен анализ кинематических и динамических характеристик сейсмической записи с целью выявления зон распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами и оптимизации заложения эксплуатационных скважин.

Имеющиеся материалы ГИС, в основном, удовлетворительного качества, соответствуют основным требованиям и пригодны для количественной интерпретации.

Месторождение достаточно полно охарактеризовано исследованиями керна для дальнейшего проектирования разработки.

С точки зрения дальнейшее доразведки и разработки месторождения, можно выделить следующий основные направления в работах.

В настоящее время 2D и 3D сейсморазведочные работы на месторождениях вала Гамбурцева проведены в достаточном объёме. Однако при обработке сейсмики 3D не была выполнена миграция до суммирования. Это не позволяет должным образом учесть кривизну отражающих горизонтов, в результате в областях с большими углами наклона отражающих горизонтов погрешность определения глубины значительно возрастает. Для уточнения структурных построений рекомендуется выполнить переобработку результатов сейсмосъемки с применением миграции до суммирования.

Таблица 3.9

Контроль за разработкой месторождения по программе доразведки

Вид и цель работ

Объем работ

Срок исполнения

Исполнитель

1

Исследование добывающих скважин на различных установившихся режимах, в том числе при забойных давлениях ниже давления насыщения, с целью определения коэффициентов продуктивности, их динамики, оптимизации режимов работы скважин

Весь фонд

2018-2021 гг 1 раз в полгода

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»

2

Исследование нагнетательных скважин на различных режимах с целью определения коэффициентов приемистости, их динамики, оптимизации давления нагнетания

Весь фонд

2018-2021 гг. 1 раз в полгода

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»

3

Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) давления для оценки состояния ПЗП, выбора скважин для ГТМ, оценки эффективности последних

Весь фонд

2018-2021 гг.

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»

4

Мониторинг пластовых и забойных давлений

ежемесячно

2018-2021 гг.

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»

5

Уточнение расчетных методов определения забойных и пластовых давлений в скважинах, оборудованных ЭЦН, по динамическим и статическим уровням

10% мех фонда

2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ

6

Проведение комплексных промыслово-геофизических исследований скважин для установления профилей притока и поглощения жидкости, мест поступления нефти и воды, оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности пород, динамики ВНК, эффективности ГТМ

50% действующего ежегодного фонда

2018-2020 гг

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика

6.1

Определение профиля притока и характера отдаваемой жидкости, интервалов с разгазированием в добывающих скважинах

100%

2018-2020 г.

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»



100% 1 раз в год

2018-2021 г.


6.2

Определение профиля приемистости в нагнетательных скважинах

100%

2018 г

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»



100% 1 раз в год

2018-2021 г.


6.3

Определение мест негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства

При необходимости

2018-2021 гг.

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»

6.4

Уточнение местоположения интервалов перфорации

100% весь фонд

2018-2021 гг.

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»

7

Определение текущего насыщения продуктивных пластов - локализация интервалов вторичной газонасыщенности

По вновь бурящимся скважинам

2018 гг

ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»

8

Проведение исследований с индикаторами для оценки скорости и направления движения закачиваемой воды

Разовые исследования по специальному плану

2021 гг

ОАО «НК «Роснефть» ООО«Тюменьнефтегеофизика

9

Оборудования механизированных скважин глубинными регистрирующими приборами для регулярного проведения исследований

По мере перевода скважин на мех способ эксплуатации

2018 гг.

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»

10

Регулярные замеры и определения дебитов добывающих и нагнетательных скважин, обводненности продукции, устьевых и забойных давлений и температур, мониторинг газовых факторов

По всем действующим скважинам

2018-2022 г.

ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»




При дальнейших исследованиях имеющегося кернового материала необходимо провести измерение прочностных и деформационных характеристик пород определение пространственной анизотропии фильтрационных свойств в зависимости от напряжённого состояния пород на образцах керна.

Для контроля за энергетическим состоянием залежей необходимо проведение замеров в строгом соответствии с действующими руководящими документами и инструкциями.

В соответствии с требованиями комплексного контроля за разработкой нефтяных месторождений для применения на Хасырейском месторождении необходимо рекомендовать следующие промыслово - геофизические методы:

гидродинамическая дебитометрия (расходометрия) и индикация притока жидкости в ствол скважины (СТД-2);

термометрия (ТДА, ТЭГ-36, СТЛ-26 и др.);

плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;

импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);

радиоактивные методы (НКТ, ГК) совместно с магнитным локатором муфт;

манометрия (Микон 107, ИМСП 11).

С учетом сложности геологического строения Хасырейского месторождения, повсеместным развитием заколонных перетоков, продвижения закачиваемой воды по трещинам, являющихся основными причинами обводнения продукции, рекомендуется:

усилить требования к планированию и количеству проведения ПГИ:

планировать исследование всех скважин на этапе освоения, до и после проведения ОПЗ, ГРП, РИР;

планировать проведение исследований длительно простаивающих скважин в квазистационарном режиме.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В своей дипломной работе я подробно рассмотрел Хасырейское нефтяное месторождение. Работа состояла из трех основных глав, а именно Общая часть, Технологическая и Специальная.

Общая часть посвящена геолого-географическому описанию месторождения. Я привел данные по литологии, тектонике и стратеграфии месторождения. Так же составил описание продуктивных пластов и привел характеристику пластовых флюидов. Как итог можно сделать следующее выводы по разделу:

)   Нефтегазоносность Хасырейского месторождения приурочена к верхнесилурийским и нижнедевонским карбонатным отложениям. Особенности тектонического развития региона наряду с условиями осадконакопления обуславливают сложное строение пород-коллекторов определяющих, в свою очередь, коллекторские свойства. В связи с незначительным вкладом вторичной пористости в общий поровой объем, основные запасы нефти сконцентрированы в матрице.

2)      Основным продуктивным горизонтом являются породы овинпармского горизонта, однако высокопроницаемые породы верхнего силура, осложненные системой трещин, позволяющих объединить оба эти горизонты в один гидродинамический объект, также представляют интерес для промышленной эксплуатации. Следует отметить, что по данным ПЗ на 01.01.2012 г. запасы нефти верхнесилурийских отложений составляют 15% всех запасов нефти Хасырейского месторождения.

)        По физико-химическим свойствам флюиды отложений D1 и S2 не отличаются и представлены согласно классификации сернистой, высокопарафинистой, малосмолистой нефтью.

Вторая часть работы посвящена анализу и построению геологических моделей месторождения, а именно построению структурной модели залежи и цифровой фильтрационной модели месторождения.

Стоит отметить, сама структурная модель является основой дальнейшей построения цифрой фильтрационной 3D модели. Сама же 3D модель залежей месторождения необходима для дальнейшего анализ эффективно используемой системы разработки месторождения и анализ перспектив доразработки залежей с целью выявления неточностей в рациональной эксплуатации месторождения. Создание цифровой фильтрационной модели (ЦФМ) Хасырейского месторождения позволило решить следующие задачи: анализ эффективности существующей системы разработки; определение наиболее эффективного способа разработки; - определение прогнозных уровней добычи нефти;

Как итог, можно сделать следующие выводы по главе:

) Продуктивный пласт Хасырейского месторождения представлен порово-кавернозно-трещинным коллектором. Поэтому для построения фильтрационной модели Хасырейского месторождения использовалась модель двойной пористости/проницаемости.

) К особенностям модели Хасырейского месторождения можно отнести влияние капиллярного давления на процессы массообмена между ячейками матрицы и трещин. Степень вытеснении в матрице в трещиноватых породах в большей степени определяется капиллярными эффектами, и в меньшей - точками начальной водонасыщенности.

) Правильное использование в модели параметров ОФП, капиллярного давления, параметров взаимодействия матрицы - трещины, позволило привести к соответствию расчетные и фактические показатели разработки. Это подтверждает, что модель качественно отражает физические процессы. Модель верно предсказывает сроки прихода воды, падение пластового давления, добычу.

Третья глава непосредственно посвящена теме проекта и включает в себя анализ текущего состояния геофизической изученности месторождения. И как итог составлению дальнейшей программы по доразведки.

В этой главе я привел краткое описание основных этапов геологоразведочных работ, проводимых на месторождении. Привел данные по поисково-разведочному и эксплуатационному бурению, по промыслово-геофизическим исследованиям эксплуатационных скважин, по геофизические исследования скважин в процессе бурению и т.д.

С точки зрения текущей геолого-геофизической изученности можно сделать следующие выводы:

В результате проведенных работ изучено и уточнено структурно-тектоническое строение всех эксплуатационных объектов по отложениям ордовикско-юрского возраста. Выполнены структурные построения по продуктивным пластам месторождения; проведен анализ кинематических и динамических характеристик сейсмической записи с целью выявления зон распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами и оптимизации заложения эксплуатационных скважин.

Имеющиеся материалы ГИС, в основном, удовлетворительного качества, соответствуют основным требованиям и пригодны для количественной интерпретации.

Месторождение достаточно полно охарактеризовано исследованиями керна для дальнейшего проектирования разработки.

С точки зрения дальнейшее доразведки и разработки месторождения, можно выделить следующие основные направления в работах.

В настоящее время 2D и 3D сейсморазведочные работы на месторождениях вала Гамбурцева проведены в достаточном объёме. Однако при обработке сейсмики 3D не была выполнена миграция до суммирования. Это не позволяет должным образом учесть кривизну отражающих горизонтов, в результате в областях с большими углами наклона отражающих горизонтов погрешность определения глубины значительно возрастает. Для уточнения структурных построений рекомендуется выполнить переобработку результатов сейсмосъемки с применением миграции до суммирования.

При дальнейших исследованиях имеющегося кернового материала необходимо провести измерение прочностных и деформационных характеристик пород, определение пространственной анизотропии фильтрационных свойств в зависимости от напряжённого состояния пород на образцах керна.

Для контроля за энергетическим состоянием залежей необходимо проведение замеров в строгом соответствии с действующими руководящими документами и инструкциями.

В соответствии с требованиями комплексного контроля за разработкой нефтяных месторождений для применения на Хасырейском месторождении необходимо рекомендовать следующие промыслово - геофизические методы:

гидродинамическая дебитометрия (расходометрия) и индикация притока жидкости в ствол скважины (СТД-2);

термометрия (ТДА, ТЭГ-36, СТЛ-26 и др.);

плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;

импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);

радиоактивные методы (НКТ, ГК) совместно с магнитным локатором муфт;

манометрия (Микон 107, ИМСП 11).

С учетом сложности геологического строения Хасырейского месторождения, повсеместным развитием заколонных перетоков, продвижения закачиваемой воды по трещинам, являющихся основными причинами обводнения продукции, рекомендуется:

усилить требования к планированию и количеству проведения ПГИ:

планировать исследование всех скважин на этапе освоения, до и после проведения ОПЗ, ГРП, РИР;

планировать проведение исследований длительно простаивающих скважин в квазистационарном режиме.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Отчеты о научно-исследовательской работе

1. Отчет о научно-исследовательской работе. Том 1. Геологическое строение продуктивных горизонтов. - Усинск: ООО “РН-Северная нефть”, 2012. - 341 с.

2.      Дополнение к технологической схеме разработки Баганского месторождения. Том 2 - Усинск: ООО ”РН-Северня нефть”, 2012 г., 467 с.

.        Комплексный анализ эффективности работ ООО «РН-Северная» нефть», Том 3 - Усинск: ООО “РН-Северная нефть”, 2012. - 123 с.

Учебная литература

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 365 с: ил.

2.      Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; Книга по Требованию - Москва, 2012. - 332 c.

.        Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений; Феникс - Москва, 2015. - 320 c.

.        Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М., ВНИГНИ, 1993.

4. Мордвинов А.А. Выполнение и защита дипломного проекта: Учебное пособие. - Ухта: УГТУ, 2010. - 18 с.

5.      Ехлаков Ю.А., Горбачев В.И., Карасева Т.В., Богацкий В.И. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Тимано-Печорской нефтега- зоносной провинции (по результатам исследования Тимано-Печорской глубокой опорной и Колвинской параметрической скважин). - Пермь: КамНИИКИГС, 2000. - 330 с.

.        Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2000

Справочная литература

1. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти М., Недра, 1983, 455 с.

Составные части документов

1. Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Том 2. Казань: Ихлас, 2016. - 268 с. - ISBN 978-5-906701-88-6.

2.      Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2001. Приложение №3 к журналу "Минеральные ресурсы России", 2001.

Методические указания

1. В.Б. Мазур Методические указания по составлению геологических проектов глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ. комитет Российской Федерации по геологии и использования недр. Москва 2006 - 134 с.

2.      . Методические указания по поискам и разведке мелких месторождений нефти (до 1 млн т) и газа ( до 3 млрд/м3). Миннефтепром СССР. - М., 1988. - 56 с.

.        Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки место- рождений нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 1982

Курс лекций

1. Никонов, Н.И. Рациональный комплекс поисково-разведочных работ на нефть и газ [Текст]: курс лекций / Н.И. Никонов. - Ухта: УГТУ, 2006. - 312 с.


ПРИЛОЖЕНИЕ А1

Продольный геологический разрез Хасырейского месторождения



ПРИЛОЖЕНИЕ А2

Структурная карта по кровле горизонта D1

ПРИЛОЖЕНИЕ А3

Структурная карта по кровле горизонта S1




ПРИЛОЖЕНИЕ Б1

Результаты гидродинамических исследований скважин

Номер скважины

Дата исследо-вания

Толщина пласта, м

Дебит жидкости, м3

Обводнен-ность, %

на отметку 2121 м Рпл (10-1) МПа

на отметку 2121 м Рзаб (10-1)МПа

Коэф-т продуктивн., м3*10/ сут∙Мпа

Удельный коэф-т продуктивн., м3*10 / сут.∙МПа∙м

Гидро-проводность, (10-3) (мкм 2*м) / (мПа*с)

Проницаем., 10-3 мкм2

Вид исследов.

1

2

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Пласт D1

2

02.09.2005

45

154

0,3

172

153

8,3

0,18

1290

73

КВД

2

10.09.2006

4

167

1,4

160

144

10,3

2,40

1000

520

КВД

34

20.03.2002

6

143

-

234

228

28,3

4,56

3933

1420

КВД

34

25.09.2002

6

246

0,3

159

215

25,5

4,11

2835

1020

КВД

34

14.05.2003

6

241,92

0,3

234

191

16,4

2,64

2192

792

КВД

34

22.07.2003

6

172,81

0,3

166

196

14,4

2,33

1629

589

КВД

34

19.02.2004

6

237,4

-

160

178

21,4

3,45

2580

932

КВД

34

17.06.2004

6

209,9

0,2

181

169

17,4

2393

865

КВД

34

20.03.2005

6

155

0,2

234

159

25,6

4,12

3955

1430

КВД

34

09.08.2005

6

148

0,7

159

153

28,5

4,59

4429

1600

КВД

41

15.05.2003

6

498,24

0,3

215

214

1114,6

176,93

16071

5710

КВД

41

17.06.2004

6

289

0,5

198

197

323,6

51,37

8571

3050

КВД

41

14.08.2003

-

358

1,2

205

205

103,2

-

6286

-

ИД

41

05.04.2004

-

320

0,2

196

191

63,2

-

4616

-

ИД

41

20.03.2005

6

187

0,2

189

186

35,0

5,55

5102

-

КВД

41

09.04.2006

6

203

0,2

165

158



6695

-

КВД

41

12.08.2006

-

103

0,2

147

146

62,3

-

12220

-

КВД

43

08.07.2002

49

-

-

182

-



3647

167

КВД

43

31.10.2003

-

210

0,8

219

215

48,3

-

31473

-

КВД

43

13.02.2004

49

225

0,3

215

200

14,8

0,30

3304

151

КВД

43

25.03.2005

49

199

0,2

182

169

14,9

0,30

2982

136

КВД

43

01.08.2005

49

251

0,3

275

256

13,3

0,27

5134

235

КВД

45

21.09.2002

6

484

-

247

246

677,9

106,92

7946

1980

КВД

5001

07.12.2004

80

195

0,9

194

191

57,5

0,72

8438

236

КВД

5001

20.12.2005

80

115

82,8

160

156

26,7

0,33

6205

174

КВД

5004

09.07.2007

35

159

-

165

155

14,5

0,41

6295

834

КВД

5005

18.07.2003

22

343

0,6

217

229

79,5

3,58

63839

6440

КВД

5005

17.02.2004

22

305

1

217

206

38,2

1,72

31830

3210

КВД

5005

10.08.2005

22

170

0,4

165

162

55,8

2,51

34286

3460

КВД

5006

13.06.2004

36

248

0,2

210

164

5,4

0,15

1460

92

КВД

5007

25.10.2003

31

196

2,3

224

179

4,3

0,14

3933

283

КВД

5007

31.03.2005

31

-

0,5

-

172



193304

-

КВД

5008

23.08.2006

29

-

3,6

155

-



2888

275

КВД

5010

20.08.2005

26

176

0,7

167

160

37,4

1,46

5491

478

КВД

5011

04.01.2005

52

243

0,2

184

175

27,1

0,53

7188

313

КВД

5015

09.06.2004

36

267

1,7

202

188

20,1

0,56

31116

1930

КВД

5015

20.10.2004

-

158

0,7

164

188

79,4

-

37589

-

КВД

5016

27.04.2007

26

388

-

160

154

2,67

13348

2650

КВД

5017

24.04.2003

13

-

0,2

246

242



44152

7550

КВД

5017

20.07.2003

13

408

0,3

191

229

33,2

2,53

35179

6020

КВД

5017

30.10.2003

13

289,6

-

160

229

61,3

4,68

36250

6200

КВД

5017

16.06.2004

13

270

0,7

272

264

36,7

2,80

12679

2510

КВД

5017

25.06.2005

13

-

0,3

191

195



22679

3880

КВД

5017

03.08.2005

13

177

0,6

190

188

62,9

4,80

15893

2720

КВД

5018

25.08.2005

6

-

8,9

194

181



1973

691

КВД

5019

04.06.2004

39

289

0,8

257

246

26,1

0,67

3076

248

КВД

5019

31.08.2005

39

265

0,6

172

167

145,0

3,75

7411

429

КВД

5020

13.09.2006

27

-

0,3

147

-



171

27

КВД

5021

09.07.2005

26

-

0,8

173

-



30938

2660

КВД

5022

03.04.2005

30

231

0,4

177

161

14,3

0,47

27143

2010

КВД

5022

04.08.2005

30

318

1,3

172

169

100,0

3,31

21741

1660

КВД

5023

05.01.2005

32

-

0,5

185

-



38438

2670

КВД

5024

08.06.2004

42

281

0,5

202

189

22,9

0,55

21518

1160

КВД

5024

18.10.2004

42

235

0,2

185

190

95,9

2,30

18795

1010

КВД

5024

07.04.2005

-

-

0,3

185

194



25000

-

КВД

5024

26.06.2005

-

99

0,4

175

174

165,0

-


-

КВД

5027

10.01.2005

31,21

159

0,9

185

182

50,6

1,62

11205

804

КВД

5027

08.02.2006

31,21

121

18,9

154

152

68,6

2,20

11786

2220

КВД

5028

02.04.2005

31,03

150

0,4

175

164

13,5

0,43

9911

715

КВД

5028

31.07.2005

-

180

1,3

168

164

51,3

-

13036

-

КВД

5029

04.06.2004

20,97

241

0,5

188

172

9,5

0,45

99107

8490

КВД

5029

02.11.2004

20,97

201

0,1

188

186

95,6

4,56

25759

2750

КВД

5030

01.03.2005

30,5

-

0,7

179

-



75

28,1

КВД

5031

30.07.2005

-

-

0,5

175

-



19375

-

КВД

5045

07.11.2005

20,4

130

0,3

186

168

7,1

0,35

1013

111

КВД

5107

20.02.2004

6

-

-

203

119



1138

103

КВД

5108

23.10.2004

6

155

0,7

191

184

23,2

3,87

3147

336

КВД

5108

30.12.2007

-

257

-

218

359

1,8

-

200

21,3

КПД

5109

21.09.2006

-

-

-

235

-

69,7

КПД

5109/1

29.09.2007

12,1

-

-

131

-

21,0

1,74

2768

512

КВД

5532

28.10.2003

74,9

-

-

183

212



1643

49,1

КВД

5106/1

03.06.2004

7,3

-

0,7

186

196



13661

4190

КВД

5109/1

03.12.2003

2,8

-

-

218

-



4058

3250

КПД

5110/1

04.02.2005

9,3

-

0,3

235

-



12455

2690

КВД

5005

12.02.2006

-

234

0,6

163

158

46,8

-

20719

-

ИД

5005

09.05.2006

-

-

0,2

163

316



20338

-

КВД

5010

20.04.2006

-

176

0,7

158

156

97,8

-

4231

-

КВД

5011

29.08.2004

-

230

0,1

193

179

21,7

-

5250

-

ИД

5011

18.04.2006

-

-

0,3

157

-



5339

-

КВД

5012

23.08.2005

-

198

0,7

179

174

41,2

-

6744

-

КВД

5012

10.08.2006

-

221

1,2

180

166

14,9

-

6183

-

КВД

5015

29.01.2004

-

-

1,5

211

-



6688

-

ИД

5016

07.02.2004

-

267

2,5

209

209

54,0

-

1330

-

ИД

5016

08.09.2004

-

220

0,2

190

188

126,9

-

6677

-

ИД

5017

29.03.2004

26

0

1,9

225

-



14367

1240

КВД

5019

19.03.2005

27,8

0

0,3

178

-



7385

636

ИД

5022

15.05.2006

-

0

29,4

168

-



7098

-

КВД

5034

15.08.2006

20,8

199

0,1

172

155

12,3

0,59

989

119

КВД

5039

03.07.2006

-

-

-

165

-



14793

-

КВД

5042

05.07.2006

-

-

1,2

нет инклиметрии

нет инклиметрии



3842

-

КВД

5102

21.03.2006

9,5

-

-

173

-



977

30,9

КПД

5104

05.10.2004

-

218

0,2

188

188

97,9

-

2104

-

ИД

5104

05.03.2005

-

-

1,1

179

174



2680

-

КВД

5104

12.08.2005

-

145

0,3

169

160

16,8

-

1483

-

КВД

5104

23.11.2005

-

0

0,1

152

-



5404

-

ИД

5104

26.01.2006

-

216

0,2

161

157

59,4

-

6809

-

КВД

5113

15.09.2006

-

-

4,3

189

142



361

-

КВД

5114

10.01.2007

-

-

0,4

нет инклиметрии

нет инклиметрии



4892

-

КВД

5116

05.05.2006

22,3

-

0,2

165

-



5035

571

КВД

5109/1

26.08.2004

12,8

-

-

224

-



12533

294

КПД

Средние значения по медиане

22

210

1

183

180

35

2,3

6290

819



Похожие работы на - Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!