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	2709	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), %	Проницаемость (Кпр), х10-3 мкм2	Водоудерживающая способность (Квс), %	Количество скважин по видам анализов
	Эффективная толщина (hэф)	Количество анализов, шт.	Значение	Эффективная толщина (hэф)	Количество анализов, шт.	Значение	Эффективная толщина (hэф)	Количество анализов, шт.	Значение	Кп	Кпр	Квс
			мин.	макс.	сред.			мин.	макс.	сред.			мин.	макс.	сред.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
D1ad	12,6	211	0,06	11,45	1,16	1	21	0,0013	10,92	0,76	-	13	51,39	99,5	77,74	8	3	1
D1gd	106,4	181	0,01	14,22	1,16	36,7	32	0,0003	6,21	0,60	63,8	21	43,06	99,76	76,83	10	6	3
D1dol	453,1	757	0,06	17,20	2,24	260,3	327	0,001	547,62	8,9	260,3	76	9,16	100	45,79	12	11	6
S2gr	77,3	121	0,07	11,13	1,42	61,1	50	0,0016	95,74	18,6	24,2	9	30,1	73,9	58,2	7	6	2

В разведочных скважинах проводились следующие виды каротажа:

стандартный каротаж стандартными потенциал- и градиент-зондами;

ПС;

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

микрозондирование МКЗ;

боковой микрокаротаж БМК;

боковой каротаж БК;

индукционный каротаж ИК;

гамма-каротаж ГК;

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

гамма-гамма-плотностной каротаж ГГКП;

акустический каротаж ДТ;

- инклинометрия;

- резистивиметрия.

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

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

Боковой каротаж выполнялся трехэлектродным зондом БК-3.

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

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

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

Сведения об объемах проведенных геофизических исследований приведены в таблице 3.3.

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

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

Таблица 3.3

Сведения об объеме проведенных геофизических исследований

Весь пробуренный фонд (скважины)	Методы записей диаграмм
	ПЗ	ПС	БКЗ	МКЗ	БК	БМК	ИК	ГК	НК	ГГКП	АК	Кавернометрия	Инклинометрия	Резистивиметрия
80	80	80	12	22	80	45	69	80	80	51	62	80	80	61
% выполнения	100	100	15	27	100	56	86	100	100	63	77	100	100	76
% невыполнения	0,0	0,0	85	72	0,0	43	13	0,0	0,0	36	22	0,0	0,0	23

Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин.

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

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

Гидродинамические исследования скважин

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

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

Рисунок 3.1 - Информационная карта по промыслово-геофизическим исследованиям пласта

3.2 Программа доразведки месторождения

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

Отбор и исследование керна

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

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

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

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

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

Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Задачи, стоящие перед промысловыми и гидродинамическими исследованиями:

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

оценка гидродинамической связи по объекту и выявление непроницаемых границ;

определение продуктивности скважин;

оценка трещиноватости пласта;

изучение характера фильтрации жидкости. Выявление и оценка свойств флюида;

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

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

определение критического давления раскрытия трещин в нагнетательных скважинах;

поинтервальное определение фильтрационных характеристик;

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

- методы исследований на неустановившемся притоке,

- методы установившихся отборов,

- гидропрослушивания, индикаторные исследования;

- замеров давлений (пластовых, забойных и устьевых),

- замеров дебитов скважин,

- замеров промыслового газового фактора.

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

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

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

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

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

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

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

Геофизические исследования скважин.

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

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

оценка гидродинамической связи по объекту и выявление непроницаемых границ;

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

оценка трещиноватости пласта;

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

изучение характера фильтрации жидкости. Выявление и оценка свойств флюида;

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

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

- определение критического давления раскрытия трещин в нагнетательных скважинах;

- определения профиля отдачи (приемистости);

- выявления работающих и обводняемых интервалов;

- изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;

- оценки текущего характера насыщения разрабатываемых пластов;

- уточнения интервалов перфорации.

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

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

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

- плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;

- импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);

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

- манометрия (Микон 107, ИМСП 11).

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

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

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

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

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

- усилить требования к планированию и количеству проведения ПГИ:

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

- планировать проведение исследований длительно простаивающих скважин в квазистационарном режиме.

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

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

Изучение физико-химических свойств нефти, газа и воды.

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

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

Целевые горизонты: S2gr

Тип флюида: нефть

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

Программа исследования:

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

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

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

- исследования на АСПО.

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

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

Таблица 3.4

Программа доразведки и исследовательских работ Хасырейского месторождения

№	Вид и цель работ	Объем работ	Срок исполнения	Исполнитель
1	2	3	4	5
1	Определение физико-гидродинамических характеристик коллекторов		2018-2020 гг.
1.1	Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) давления для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта.	Весь фонд	2018-2020 гг. 1 раз в полгода	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»
1.2	Специальные исследования керна		2018-2020
1.2.1	Измерение прочностных и деформационных характеристик пород (предел прочности при сжатии/растяжении, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициент сжимаемости порового пространства)	На керне из скв. 5026, 5116, 5017, 5532, 3 обр/1 скв.	2018-2021	ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ
2.3.2	Лабораторные определения фильтрационно-емкостных свойств изучаемых образцов, коэффициентов вытеснения нефти различными агентами (на образцах с различной проницаемостью), кривых относительных фазовых проницаемостей (не менее 3-4 моделей), коэффициентов сжимаемости, типа смачиваемости пород, эффективности капиллярной пропитки	На керне из скв. 5026, 5116, 5017, 5532	2022	ООО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»
2.4.	Проведение комплексных лабораторных исследований образцов пород для оценки и определения физических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, в том числе удельного электрического сопротивления, скорости продольных волн, Кп, Кпр, Рп, Рн	На керне из скв. 5026, 5116, 5017, 5532	2012	ООО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»
2.5	Отбор керна на нейтральных основах из БС для определения текущей нефтенасыщенности	5211, 5220, керна из бокового ствола скв. 5006,	2018-2023	ООО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

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

Таблица 3.5

Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов

№	Вид и цель работ	Объем работ	Срок исполнения	Исполнитель
1	Исследование поверхностных проб нефтей с целью изучения компонентного состава, в том числе по специальной программе изучения АСПО и состава парафинов	10 проб из разных скважин	2018-2020	ОАО «НК «Роснефть» ГУП РК ТП НИЦ ООО «РН-УфаНИПИнефть»
2	Отбор и анализ пластовых нефтей по стандарту ОСТ 153-39.2-048-2003 (комплекс А и Б)	10 проб из разных скважин	2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ГУП РК ТП НИЦ ООО «РН-УфаНИПИнефть»

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

Таблица 3.6

Обоснование методов интенсификации работы скважин и добычи нефти

№	Вид и цель работ	Объем работ	Срок исполнения	Исполнитель
1	Опытно-промышленные испытания разработанных систем повышенной вязкости	2 скв.-опер	2018-2020 г	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-УфаНИПИнефть»
2	Опробование различных технологий селективной изоляции водопритоков	1 скв.	2018-2020 г.	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-УфаНИПИнефть»

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

Таблица 3.7

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

№	Вид и цель работ	Объем работ	Срок исполнения	Исполнитель
Совершенствование технологии добычи нефти и закачки воды
1	Анализ работы механизированного фонда скважин. Изучение особенностей использования различных типов насосов и рекомендации по их применению	Весь мех. фонд	2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»
Оптимизация систем сбора и подготовки нефти и поддержания пластового давления
2	Оценка скорости коррозии сборных и межпромысловых трубопроводов		2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»
3	Проведение испытаний по применению реагентов комплексного воздействия - ингибиторов коррозии		2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»

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

Таблица 3.8 - Программа строительства скважин

№	Вид и цель работ	Объем работ	Срок исполнения	Исполнитель
1	Исследование на кернах степени воздействия на коллектор фильтратов различных по рецептуре буровых растворов и фильтрата цементного раствора	25-30 представительных образцов	2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ»
2	Испытание различных технологий вторичного вскрытия, различных перфорационных жидкостей и перфораторов	10% фонда	2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» УФ ООО «РН-Бурение»
3	Проведение контроля совершенства вскрытия продуктивных пластов гидродинамическими и геофизическими методами	В каждой скважине	2018-2021гг.	ОАО «НК «Роснефть» ОАО Коминефтегеофизика

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

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

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

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

Месторождение достаточно полно охарактеризовано исследованиями керна для дальнейшего проектирования разработки.

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

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

Таблица 3.9

Контроль за разработкой месторождения по программе доразведки

№	Вид и цель работ	Объем работ	Срок исполнения	Исполнитель
1	Исследование добывающих скважин на различных установившихся режимах, в том числе при забойных давлениях ниже давления насыщения, с целью определения коэффициентов продуктивности, их динамики, оптимизации режимов работы скважин	Весь фонд	2018-2021 гг 1 раз в полгода	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»
2	Исследование нагнетательных скважин на различных режимах с целью определения коэффициентов приемистости, их динамики, оптимизации давления нагнетания	Весь фонд	2018-2021 гг. 1 раз в полгода	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»
3	Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) давления для оценки состояния ПЗП, выбора скважин для ГТМ, оценки эффективности последних	Весь фонд	2018-2021 гг.	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»
4	Мониторинг пластовых и забойных давлений	ежемесячно	2018-2021 гг.	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»
5	Уточнение расчетных методов определения забойных и пластовых давлений в скважинах, оборудованных ЭЦН, по динамическим и статическим уровням	10% мех фонда	2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ООО «Роснефть-НТЦ
6	Проведение комплексных промыслово-геофизических исследований скважин для установления профилей притока и поглощения жидкости, мест поступления нефти и воды, оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности пород, динамики ВНК, эффективности ГТМ	50% действующего ежегодного фонда	2018-2020 гг	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика
6.1	Определение профиля притока и характера отдаваемой жидкости, интервалов с разгазированием в добывающих скважинах	100%	2018-2020 г.	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»
		100% 1 раз в год	2018-2021 г.
6.2	Определение профиля приемистости в нагнетательных скважинах	100%	2018 г	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»
		100% 1 раз в год	2018-2021 г.
6.3	Определение мест негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства	При необходимости	2018-2021 гг.	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»
6.4	Уточнение местоположения интервалов перфорации	100% весь фонд	2018-2021 гг.	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»
7	Определение текущего насыщения продуктивных пластов - локализация интервалов вторичной газонасыщенности	По вновь бурящимся скважинам	2018 гг	ОАО «НК «Роснефть» ОАО «Коминефтегеофизика»
8	Проведение исследований с индикаторами для оценки скорости и направления движения закачиваемой воды	Разовые исследования по специальному плану	2021 гг	ОАО «НК «Роснефть» ООО«Тюменьнефтегеофизика
9	Оборудования механизированных скважин глубинными регистрирующими приборами для регулярного проведения исследований	По мере перевода скважин на мех способ эксплуатации	2018 гг.	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»
10	Регулярные замеры и определения дебитов добывающих и нагнетательных скважин, обводненности продукции, устьевых и забойных давлений и температур, мониторинг газовых факторов	По всем действующим скважинам	2018-2022 г.	ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Северная нефть»

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

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

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

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

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

- плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;

- импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);

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

- манометрия (Микон 107, ИМСП 11).

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

- усилить требования к планированию и количеству проведения ПГИ:

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

- планировать проведение исследований длительно простаивающих скважин в квазистационарном режиме.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

1) 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.

3) 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:

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

2) 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.

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

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

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

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

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

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

Месторождение достаточно полно охарактеризовано исследованиями керна для дальнейшего проектирования разработки.

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

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

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

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

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

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

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

- плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;

- импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);

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

- манометрия (Микон 107, ИМСП 11).

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

- усилить требования к планированию и количеству проведения ПГИ:

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

- планировать проведение исследований длительно простаивающих скважин в квазистационарном режиме.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Отчеты о научно-исследовательской работе

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

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

3. 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.

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

4. 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.

6. 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.

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

Курс лекций

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

ПРИЛОЖЕНИЕ А1

Продольный геологический разрез Хасырейского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ А2

Структурная карта по кровле горизонта D1

ПРИЛОЖЕНИЕ А3

Структурная карта по кровле горизонта S1

ПРИЛОЖЕНИЕ Б1

Результаты гидродинамических исследований скважин

Номер скважины	Дата исследо-вания	Толщина пласта, м	Дебит жидкости, м3	Обводнен-ность, %	на отметку 2121 м Рпл (10-1) МПа	на отметку 2121 м Рзаб (10-1)МПа	Коэф-т продуктивн., м3*10/ сут•Мпа	Удельный коэф-т продуктивн., м3*10 / сут.•МПа•м	Гидро-проводность, (10-3) (мкм 2*м) / (мПа*с)	Проницаем., 10-3 мкм2	Вид исследов.
1	2	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Пласт D1
2	02.09.2005	45	154	0,3	172	153	8,3	0,18	1290	73	КВД
2	10.09.2006	4	167	1,4	160	144	10,3	2,40	1000	520	КВД
34	20.03.2002	6	143	-	234	228	28,3	4,56	3933	1420	КВД
34	25.09.2002	6	246	0,3	159	215	25,5	4,11	2835	1020	КВД
34	14.05.2003	6	241,92	0,3	234	191	16,4	2,64	2192	792	КВД
34	22.07.2003	6	172,81	0,3	166	196	14,4	2,33	1629	589	КВД
34	19.02.2004	6	237,4	-	160	178	21,4	3,45	2580	932	КВД
34	17.06.2004	6	209,9	0,2	181	169	17,4	2,80	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	69,3	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

Подобные документы

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

  Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
  
  отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015
  

• Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

  Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.
  
  дипломная работа [774,4 K], добавлен 12.10.2015
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Геологическое строение и нефтегазоносность Садового месторождения

  Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.
  
  отчет по практике [28,4 K], добавлен 26.04.2012
  

• Разработка Арланского месторождения

  Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
  

• Геологическое строение и нефтегазоностность "Совхозного месторождения"

  Характеристика геологического строения и газоносности месторождения "Совхозное". Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение. Нефтегазоносность. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов, залежей. Свойства газа.
  
  курсовая работа [15,7 K], добавлен 03.06.2008
  

• Скважинная плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений

  Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
  
  дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012
  

• Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)

  Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.
  
  дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам