Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Общий раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Литологическая характеристика пород

1.3 Стратеграфия и тектоника месторождения

1.4 Характеристика продуктивных пластов

1.5 Свойства и состав пластовых флюидов

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Построение структурной модели залежи

2.2 Цифровая фильтрационная модель месторождения

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Современное состояние геофизической изученности месторождения

3.2 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

1.1 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 мі/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, єС	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	9,0 - 10,1	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 ²_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 2v,vпл	Дисперсия погрешности определения глубины 2h	Точность структурных построений h	Величина сечения структурных карт
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 = 130140 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 58Ч278 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
58Ч278Ч738	100Ч100Ч0,5 м	58Ч278Ч15	99Ч103Ч26,9 м

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

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

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

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

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

Рисунок 2.5 - ОФП вода-нефть для трещин

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

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

Таблица 2.3

Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей (вода-нефть)

Матрица D1gd	Матрица D1dol, D1ad, S2gr	Трещины
Средняя насыщенность водой, доли ед.	Фазовая проницаемость для воды, доли ед.	Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.	Средняя насыщенность водой, доли ед.	Фазовая проницаемость для воды, доли ед.	Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.	Средняя насыщенность водой, доли ед.	Фазовая проницаемость для воды, доли ед.	Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.
0,34	0	1	0,16	0	1	0,1	0	1
0,351	0,004	0,833	0,176	0,01	0,837	0,15	0,04	0,694
0,381	0,009	0,598	0,191	0,017	0,675	0,2	0,084	0,419
0,414	0,015	0,357	0,21	0,02	0,505	0,3	0,194	0,19
0,442	0,031	0,175	0,25	0,025	0,305	0,4	0,292	0,105
0,49	0,057	0,115	0,275	0,032	0,197	0,5	0,398	0,071
0,551	0,105	0,047	0,305	0,041	0,133	0,6	0,532	0,056
0,612	0,186	0,017	0,32	0,05	0,112	0,7	0,674	0,04
0,732	0,595	0,007	0,333	0,054	0,098	0,8	0,846	0,029
0,736	0,598	0,002	0,37	0,0671	0,073	0,9	1	0
0,74	0,6	0	0,386	0,073	0,062	-	-	-

Уточнение параметров фильтрационной модели на основе анализа истории разработки.

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

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

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

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

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

Таблица 2.4

Сопоставление фактических и расчетных технологических показателей истории разработки

Годы	Фонд работающих, добывающих скважин	Фонд работающих нагнет. скважин	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Закачка воды, тыс. т	Пластовое давление, МПа
	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Расхожд. %	Факт.	Расч.	Расхожд. %	Факт.	Расч.	Расхожд. %	Факт.	Расч.
2007	6	6	0	0	195	196	0,26	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

3.1 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.).