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

Все дипломные работы по геологии

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

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 8^оС. Часты ураганные ветры. Снежный покров устанавливается в начале-середине октября и держится до конца июня. Максимально низкая температура в декабре-январе достигает отметки минус 50^оС.

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 2,3^оС, на торфяниках от минус 2,3 до минус 3,0^оС.

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/т	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, м³/м³	1,284
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м³/ т	117
Объемный коэффицент при дифференциальном разгазировании, м³/м³	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 м³/м³. 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/с	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 s²_h 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 s²_v,vпл	Дисперсия погрешности определения глубины s²_h	Точность структурных построений s_h	Величина сечения структурных карт D
ОГ	м²/с²	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, S₂grи 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, III_3-1, III_d, 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:

· 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;

- 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 тиомочевиныи 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.

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.

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.

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

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.

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).

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 Р_пл(10^-1) МПа	на отметку 2121 м Р_заб(10^-1)МПа	Коэф-т продуктивн., м³*10/ сут∙Мпа	Удельный коэф-т продуктивн., м³*10 / сут.∙МПа∙м	Гидро-проводность, (10^-3) (мкм 2м) / (мПас)	Проницаем., 10^-3мкм²	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

Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

Похожие работы на - Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения