Управление разработкой Cеверо-Харьягинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Управление разработкой Cеверо-Харьягинского месторождения

1. История разработки месторождения

Северо-Харьягинское месторождение было открыто в 1977 году структурно-поисковой скважиной №221. Месторождение располагается в центральной части Колвинского мегавала и по административному делению относится к Ненецкому автономному округу Архангельской области. Месторождение находится в 150 км («по зимнику») к юго-востоку от г. Нарьян-Мара. Ближайшая железнодорожная станция - г. Усинск отстоит примерно на 210 км к югу.

Рядом с участком располагаются Среднехарьягинское и Лекхарьягинское месторождения нефти. Харьягинское месторождение связано с г. Усинск автомобильной дорогой круглогодичного действия и ЛЭП-220 кВ. В непосредственной близости с участком проходят действующие нефтепроводы от Ардалинского и Среднехарьягинского месторождений на Харьягинское месторождение. Последнее, в свою очередь, связано нефтепроводом с г. Усинск, откуда начинается трасса магистрального нефтепровода «Усинск-Ухта-Ярославль».

В нефтегазогеологическом отношении участок располагается в северной части Хэрьяга-Усинского НГР Печоро-Колвинской НГО и включает в себя Северо-Харьягинское месторождение нефти.

Северо-восточнее Северо-Харьягинского месторождения расположены нефтяные месторождения в пределах так называемой Центрально-Хорейверской рифогенной зоны (Сихорейское, Западно-Хоседаюское, Верхне-Колвинское, Висовое, Северо-Хоседаюское, Восточно-Сихорейское и др.).

Суммарный объем сейсморазведочных работ МОП в пределах участка составил 234 пог. км. Объем глубокого бурения - 29834 м. Всего при проведении поисково-разведочных работ на месторождении пробурено 12 скважин. Три скважины №№2, 8, 9 оказались за контуром нефтеносности.

На месторождении выявлены и разведаны три залежи нефти в карбонатных отложениях нижней Перми.

В экономическом отношении район освоен и населен слабо.

Встречаются лишь редкие охотничьи зимовья.

По природным условиям Северо-Харьягинский участок недр расположен на северо-восточной окраине Восточно-Европейской равнины, в центральной части Большеземельской тундры, за Полярным кругом.

Местность представляет собой типичную для тундры безлесную ландшафтную зону субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью, низкорослыми травами, карликовыми (до 0,8 м) деревьями, кустарниками.

Климат района субарктический, с избыточным увлажнением. Район Северо-Харьягинского месторождения характеризуется континентальным климатом с коротким теплым летом и продолжительной холодной зимой. Местный климат несколько смягчается близостью моря и частыми вторжениями арктических морских воздушных масс и циклонов.

2. Продуктивная характеристика пластов

Характеристика толщин пластов

Промышленные залежи нефти на Северо-Харьягинском месторождении приурочены к терригенным коллекторам пластов I - б и джьерского и I - в яранского горизонтов. Характеристика толщин песчаных пластов по месторождению дана в таблице 1.1.

Залежь пласта I - б небольшая, где общая толщина варьирует от 5 до 11 м при среднем значении 7 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины одинаковые, колеблются от 1,5 до 2,5 м и в среднем равняются 1,9 м.

Таблица 1. Характеристика толщин пласта

Верхняя часть I - в пласта более мощная, чем I - б пласта и в среднем общая толщина равна 36,9 м (диапазон изменения 31,7 ? 43,9 м). Эффективные толщины изменяются от 14,1 до 27,3 м, а нефтенасыщенные от 5,5 до 12,6 м, при среднем значении 21,4 м и 7,7 м, соответственно.

Показатели неоднородности пластов

Для изучения влияния неоднородности на разработку Северо-Харьягинского месторождения определялись коэффициенты песчанистости, расчлененности и макронеоднородности. Значения этих коэффициентов приведены в таблице 1.2.

Таблица 2. Статистические показатели характеристик неоднородности

Коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта, отражает характер неоднородности и показывает какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. Северо - Харьягинском месторождении для пластов I - б и I - в он равен, соответственно - 0,27; 0,62. Коэффициент расчлененности представляет собой отношение числа проницаемых пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т.е. показывает среднее число проницаемых пластов, слагающих продуктивный горизонт. Для данного месторождения по пластам I - б и I - в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.

Комплексный коэффициент макронеоднородности учитывает расчлененность и представляет собой отношение количества проницаемых прослоев к толщине вскрытых скважинами проницаемых прослоев. Характеризует расчлененность объекта разработки на единицу толщины пород-коллекторов.

На Северо-Харьягинском месторождении по пластам I - б и I - в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.

Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов

Определение коллекторских свойств пластов проводилось по результатам керновых, геофизических и гидродинамических исследований.

Керновые определения проводились в лаборатории физики пласта Печоранефть. Значения пористости (К_п) песчаников пласта I - б по керну меняется от 10,34 до 13,51% и в среднем составляет 11,92%. Пористость песчаников пласта I - в - 12,38% при диапазоне изменения от 8,93 до 14,7%. Среднее значение проницаемости (К_пр) по керну для пласта I - б равна 79,13 * 10^-15 м² при диапазоне изменения от 1,37 до 186,20 * 10^-15 м². Для пласта I - в значение проницаемости колеблется от 7,91 до 387,98 * 10^-15 м², составляя в среднем 122,44 * 10^-15 м².

По гидродинамическим исследованиям проницаемость определялась только для пласта I - в и равна 3,8 * 10^-15 м². При размахе содержания 0,64 ? 7,21 * 10^-15 м². Значение нефтенасыщенности по керну определялось через уравнение связи К_пэф = 1.16 * К_п - 4.25 при коэффициенте корреляции r = 0,92 и равно, соответственно, для пласта I - б - 80%, для пласта I - в - 79%.

Для изучения терригенных поддоманиковых отложений Северо-Харьягинского месторождения применялся стандартный комплекс исследований, принятый в Тимано - Печорской провинции. Из скважин, пробуренных на Северо-Харьягинском месторождении, полный комплекс выполнен в скважинах 1 и 2. В скважинах 3 и 6 выделение коллекторов производилось по качественным признакам из-за отсутствия исследований АК и некачественной записи НГК. В целом геофизический материал по месторождению хорошего качества.

При наличии комплекса характерных для терригенных коллекторов качественных и количественных признаков в эффективные толщины включились интервалы, однозначно характеризующиеся по большинству геофизических методов.

При исследовании образцов керна граничное значение пористости принято равным 10% для пород верхнего девона и 9% для пород среднего девона.

Результаты исследований керна подтверждают высокую пористость, при этом пласты - коллекторы характеризуются более низкими фильтрационными свойствами, что, несомненно, ухудшает коллекторские свойства.

3. Характеристика проекта разработки месторождения

Северо-Харьягинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1977 г., в промышленную разработку введено в 1986 г. на основании предварительной технологической схемы разработки девонских отложений.

За 25 лет эксплуатации месторождения на разработку нижнего эксплуатационного объекта составлено четыре проектных технологических документа.

а). Предварительная технологическая схема разработки нефтяных залежей девонских отложений Северо-Харьягинского месторождения (1982 г. автор институт ВНИИГАЗ).

б). Уточненный проект разработки девонских отложений Северо-Харьягинского месторождения (1978 г., автор институт «Печоранефть») (протокол ЦКР СССР за №582 от 26.04.89 г.).

в). Уточненный проект разработки Северо-Харьягинского месторождения (автор институт «Печоранефть», составлен на базе запасов утвержденных ЦКЗ Миннефтепрома (протокол №43 от 19 декабря 1995 г.) с сохранением основных положений предыдущих проектных документов).

г). Авторский надзор за реализацией «Уточненного проекта разработки Северо-Харьягинского месторождения» и «Уточненного проекта разработки верхнего эксплуатационного объекта Северо-Харьягинского месторождения», (автор филиал ОАО «СЕВЕРНЫЕ МН», протокол ТО ЦКР по ТПП за №488 от 13.09.2006 г.) принят на период 2006-2008 годы. со следующими положениями представленными в таблице 1.1.

- система заводнения по Iв^о - законтурная в сочетании с
внутриконтурным, по (Iа + Iб + Iв^в) и (Р₁ + IV пачка) - площадная в
сочетании с линейным разрезанием;

- выполнение комплекса ГТМ (ввод новых скважин, ОПЗ, ГРП,
нестационарное заводнение, перфорационные методы и др.);

- достижение КИН 0,414, в том числе по НЭО - 0,495; ВЭО - 0,165.

Таблица 3. Проектные уровни добычи нефти

4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи I предполагалось начать в 2002 году. Фактически, промышленная разработка залежи начата в июле 2003 года.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 1.3.

Из таблицы 1.3 видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно, по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Таблица 4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Северо-Харьягинское месторождение, залежь I

месторождение пласт неоднородность сейсморазведочный

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи.

Таким образом, результаты сопоставления проектных и фактических показателей разработки месторождения показывают, что основное отставание от проекта наблюдается по объёмам добычи нефти и жидкости, соответственно, дебиты нефти и жидкости также не достигли проектных значений. Основной причиной недостижения проектных объёмов добычи является то, что при составлении проектного документа, по имеющимся данным испытаний и опробований разведочных скважин, продуктивный потенциал залежей был оценён более оптимистично, нежели показали результаты эксплуатации новых добывающих скважин. Уточнилась также и фильтрационная характеристика залежи.

Размещено на Allbest.ru