Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

СОДЕРЖАНИЕ



Введение											3

Общие сведения о месторождении				6

Геолого-физическая характеристика месторождения										13

2.1. 	Нефтегазоносность 									13

2.2.	Стратиграфическая характеристика пластов					15

2.3.	Тектоническая и гидрогеологическая характеристики			22

2.4.	Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов	25

Анализ текущего состояния разработки месторождения									          29

3.1	Основные этапы проектирования разработки месторождения		29

3.2.	Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом. Построение геологической модели месторождения					33

3.3.	Программа совершенствования развития Хасырейского месторождения с обязательными программами доразведки						49 

Выводы												59

Список использованной литературы 					61














ВВЕДЕНИЕ



Контроль разработки залежей нефти и газа охватывает большое число различных видов работ: получение, накопление и анализ разнообразной геолого-промысловой, геофизической, гидродинамической и другой информации, изучение процессов, протекающих при разработке залежей углеводородов, оценка эффективности применяемой системы разработки, наблюдений за полным и качественным выполнением технологических решений, предусмотренных проектным документом. Результаты геолого-промыслового контроля - основа выбора эффективных мер по управлению процессами разработки, по совершенствованию применяемых систем разработки. Геолого-промысловый контроль начинается на стадии подготовки залежи к промышленной эксплуатации и продолжается непрерывно, пока из нее добываются нефть и газ. По мере освоения залежей и вступления их в более зрелую стадию задачи, решаемые при контроле разработки, все более расширяются и углубляются, применяется все более широкий комплекс методов исследований. От правильно построенной системы контроля, от ее эффективного функционирования во многом зависят полнота исследования недр, получение высокого коэффициента нефтегазоизвлечения. 

Залежи нефти или газа в статическом состоянии нефтегазопромысловая геология рассматривает как сложную природную систему, не затронутую процессом разработки. Как известно, любая система состоит из ряда элементов, составляющих единое целое. К основным элементам залежей углеводородов как природных систем относят: форму природного резервуара, ограниченного различными геологическими границами; внутреннее строение залежи, определяемое различными видами геологической неоднородности пород, слагающих объем резервуара; насыщающие продуктивные пласты флюиды - нефть, газ, конденсат, вода, и их физико-химические свойства; термобарическую характеристику системы - начальные пластовые давление и температуру.

Каждый из этих элементов изучают специальными методами. При изучении положения граничных поверхностей, определяющих форму залежи, широко применяются методы геометризации, основанные на построении различных карт в изолиниях, профилей и профильных разрезов, блок-диаграмм и т. п. 

Основными исходными данными для геометризации залежей служат материалы геофизических исследований скважин, опробования пластов и детальной сейсморазведки, описывающие положение в пространстве кровли и подошвы продуктивных отложений; экранирующих дизъюнктивных нарушений; линий выклинивания, замещения непроницаемыми породами пластов-коллекторов, размыва; водонефтегазовых контактов и контуров нефтегазоносности. 

Из промыслово-геофизических методов при изучении внутреннего строения залежей особо важная роль принадлежит детальной корреляции разрезов скважин. Свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты, изучают в лабораторных условиях по пластовым и поверхностным пробам, а термобарическую характеристику - на основании замеров пластового давления и температуры в скважинах до ввода залежи в разработку. [9]

Одна из узловых задач промысловой геологии - создание целостного представления о залежи. Основной объем информации о статическом состоянии залежи получают на стадии геологоразведочных работ по данным пробуренных в соответствии с проектом разведки разведочных скважин. 

Далее залежь изучают на основании информации, получаемой по эксплуатационным скважинам различных категорий (добывающих, нагнетательных, контрольных и др.) в процессе контроля разработки и доразведки залежи. При этом обычно получают значительное количество данных о статическом состоянии залежи, позволяющих существенно уточнить представление о начальном строении залежи, сложившееся на основании данных разведки.

	Тема работы: Основные мероприятия по совершенствованию разработки Хасырейского нефтяного месторождения.

	Цели: анализ геолого-геофизической изученности месторождения, анализ методов и исследований по разведке и доразведке, совершенствованию разработки месторождения, обоснование программы доразведки на ближайший период.

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

	Объектом исследования является Хасырейское нефтяное месторождение открытое в 1987 г. 

Теоретические основы разведки месторождений нефти и газа, поиска и доразведки освещены в работах В.И. Шпильмана, А.А. Бакирова, М.И. Бурцева и др. [4,5,6,7,8,9,40,13,14,16,17,18]




1. Общие сведения о месторождении



Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов, который по запасам нефти занимает 4-е место в России. [8]



Рисунок 1.1 Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

В географическом отношении территория Провинции относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория провинции практически охватывает весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь – около 330 тыс. кв.км.

В административном отношении территория Провинции находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывает всю восточную часть Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар. Вся территория округа находится за Северным полярным кругом, климат субарктический и арктический, зона вечной мерзлоты. Эти факторы затрудняют работы по освоению территорий, поиску и разведке.

На территории провинции выделяются крупные тектонические элементы разного порядка: Тиманская гряда, Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинская структурная зона (авлакоген), Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона (авлакоген). [20]

Ресурсный потенциал Ненецкого автономного округа отличается значительными запасами углеводородного сырья, подготовленными к освоению и мало освоенными до настоящего времени. 

Особую роль играет выгодное географическое положение округа – вдоль побережья северо-востока Европейской части России, а это – близость Северного морского пути и европейских рынков сбыта. Недра округа привлекательны и тем, что степень выработанности разведанных запасов нефти достигла лишь 8 %, свободного газа – 0,7%.

	Хасырейское нефтяное месторождение 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.

	По административному делению лицензионный участок Хасырейского месторождения расположен в юго-восточной части Ненецкого автономного округа (рисунок 1.2) 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. [20]

	

	Рисунок 1.2. Обзорная карта района

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

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

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

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

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

	Население 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. 

Планомерное освоение нефтегазовых ресурсов провинции началось с 1929 г. Первое месторождение легкой нефти –  Чибьюсское было открыто в 1930 г., тяжелой нефти –  Ярегское –  в 1932 г. 

В течение последующих 30 лет поиски залежей УВ были связаны главным образом с поддоманиковыми терригенными отложениями западной части провинции. С начала 60-х годов поисково-разведочные работы переместились в северный и северо-восточный регионы. 

К 2000 г. в провинции выявлено свыше 180 месторождений: 134 нефтяных, 28 газовых и газоконденсатных, 19 газоконденсатных и нефтегазовых. С начала освоения провинции на месторождениях добыто свыше 360 млн т нефти и свыше 300 млрд м3 газа. [5]

На основании данных геофизического исследования и бурения проведено нефтегазогеологическое районирование территории провинции, в составе которой было выделено семь НГО: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Кожвинская, Колвинская, Денисовская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская с докачанной промышленной нефтегазоносностью почти всего чехла, начиная от ордовикских отложений.

В нефтегазоносном отношении в провинции значительное место занимают ловушки неантиклинального типа (преобладают среди них ловушки комбинированные). Они установлены в средне-девонско-нижнефранском терригенном комплексе Тиманской, Ижма-Печорской и Печоро-Кожвинской нефтегазоносных областей в зонах выклинивания, стратиграфического срезания либо замещения продуктивных песчаников. Известны также ловушки и пермско-мезозойских терригенных отложениях Ижма-Печорской, Печоро-Кожвинской и Варандей-Адзьвинской нефтегазоносных областей (прерывисто-линзовидные тела). В карбонатных образованиях ордовикско-нижнедевонского, верхнефранско-турнейского и верхневизейско-нижнепермского возрастов выявлены ловушки, связанные с органогенными постройками (барьерные и одиночные рифы и облекающие их карбонатные толщи) распространенными практически на всей территории провинции. [9]

Вал Гамбурцева — комплекс уникальных нефтяных месторождений в Ненецком автономном округе. Считается одним из самых значимых и богатых нефтяных месторождений России. Геологические исследования на территории Вала Гамбурцева были начаты в середине 1950-х годов.

Вал Гамбурцева относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Включает 3 месторождения: Хасырейское, Черпаюское и Нядейюское. Общие запасы нефти Вала Гамбурцева 192 миллиона тонн, извлекаемые запасы нефти – 65 миллионов тонн. Размеры: длина 90 км, ширина 6 км. 




2. Геолого-физическая характеристика месторождения



2.1. Нефтегазоносность 

	

	В результате проведенных исследований в пределах палеозойских отложений Хасырейского месторождения была выделена одна массивная залежь нефти, включающая карбонатные породы верхнесилурийского и нижнедевонского возраста. 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. [1]

	Таблица 2.1 – 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. В доломитовой пачке (D1dol) выделено 12 зональных интервалов, характеризующихся различными литолого-петрофизическими свойствами. 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. Пористость – преимущественно межзерновая.

	Продуктивные нижнедевонские отложения (D1) залегают на глубинах а.о. -1751-2707 м (таблица 2.1). Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 226,6 до 649,6 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. Для  основной части месторождения ВНК принят на а.о. -2433,0 м. 

	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.

	Продуктивные верхнесилурийские отложения (S2) залегают на глубинах а.о. -2028-3181 м (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. [1]

	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.

	

2.2. Стратиграфическая характеристика пластов



	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-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. 

	Известняково-доломитовая толща - наиболее продуктивная часть разреза Хасырейского месторождения. 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. 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. 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. 

	Конгломерато-брекчиевая пачка является продуктом гипергенной переработки ангидрито-доломитовой толщи. 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.

	Сводный литолого-стратиграфический разрез вала Гамбурцева представлен на рисунке 2.1. 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. [1]

	

	Рисунок 2.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез

	

	Таблица 2.2 – Литологическая характеристика продуктивных пластов

	Горизонт

	Пачка

	Глубина залегания   м

	Состав

	Толщина,м

	Литологическая характеристика

	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).

	Доломиты серые, зеленовато-серые, тонко-микрозернистые, неравномерно, алевритистые, пиритизированные, участками сгустковые, с прослоями долеритов более темного цвета.

	

	Глинисто-доломитовая

	2600-2700

	Доломиты, доломитовые мергели, аргиллиты

	0-115

	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. 

	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.

	Овин-пармский

	Доломи-товая

	2700-2750

	Чередование известняков, мергелей, аргиллитов

	105-295

	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.

	

	

	2.3. Тектоническая и гидрогеологическая характеристики 

	

	Геологический разрез Хасырейского месторождения представлен терригенно-карбонатной толщей палеозой-мезозой-кайнозойского возраста, несогласно залегающей на метаморфизованных породах венд - кембрийского складчатого фундамента. 

	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 2.2). 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. [22]

	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 2.2. Фрагмент тектонической карты Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Водоупорный криогенный мезозойско-кайнозойский комплекс (J3-Q) распространен на всей площади, за исключением крайних юго-восточных районов, и представляет собой регионально-выдержанную мерзлую толщу водонепроницаемых неоген-четвертичных, палеогеновых, меловых и верхнеюрских пород различного состава. Среди мезозойских образований преобладают слаболитифицированные песчаники и алевролиты с прослоями песков и глин. Минерализация льда составляет 0,14-0,26 г/л, химический состав гидрокарбонатный натриево-кальциевый. Отмечены повышенные концентрации Fe до 0,5 мг/л, F – 0,33 мг/л, Sr – 0,16 мг/л, Al – 0,12 мг/л. 

Аналогичен состав воды в подошве частично протаявшего позднеголоценового гидролакколита: сульфатно-гидрокарбонатный кальциево-натриевый при минерализации 0,55 г/л и жесткости 4,0 мг-экв/л, а также повышенном содержании Al – 0,65 мг/л, Fe – 0,5 мг/л, Sr – 0,16 мг/л и U – 0,11-0,17 мг/л.. Воды слабонапорные. Отложения, вмещающие межмерзлотные залегают на глубине 50-150, реже 20-50 м. Их водообильность невелика: удельный дебит скважин 0,1-0,2 л/с при напоре 60-83 м над кровлей. [1]

Однако в районах, где мощность ММП уменьшается до 150- 200 м, условия питания и восполнения запасов подземных вод комплекса значительно улучшаются, и он может служить потенциальным источником водоснабжения локальных объектов. 

Водоносный верхнепермский угленосно-терригенный комплекс (Р2) выделен на юго-востоке площади. Перекрыт водоупорным криогенным комплексом мезозойско-кайнозойских образований, промороженных до глубин 100- 200 м. Водовмещающие породы представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями углей и конгломератов. Их водопроводимость от 1,5-5,0 до 10-20 м 2 /сут, достигает 59 м 2 /сут. 

Воды напорные, трещинные и пластово-трещинные. Состав и минерализация вод меняются с глубиной. До глубины 200-250 м воды гидрокарбонатные, а в образованиях интинской свиты – гидрокарбонатно- хлоридные натриевые, пресные, с минерализацией 0,4-0,9 г/л, и углекислой агрессивностью 22-33 мг/л. В интервале 200-500 м они хлоридные натриевые, слабо и умеренносолоноватые (5,0-8,5 г/л), обладающие углекислой агрессивностью 4-11 мг/л. Качество подземных вод отвечает требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая».  [1]


2.4. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов



Диапазон изменения и средние значения основных свойств пластовых флюидов представлены в таблице 2.3.

	Таблица 2.3 – 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, ?С

	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

	

	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 2.4 представлены свойства нефти, приведенные к глубине 2200 м. [1]

	Таблица 2.4 – 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 2.5 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.

	

	Таблица 2.5 – 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

.......................