Будем благодарны если Вы поддержите проект
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 3
1.Геолого-физическая характеристика месторождения 4
1.1. Нефтегазоносность 4
1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 8
1.3. Свойства и состав пластовых флюидов 19
1.4. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 21
1.5. Запасы углеводородов 23
Заключение 24
Список используемых источников 25
Введение
В последние годы в условиях высоких мировых цен на нефть российские компании резко увеличили применение методов интенсификации добычи, и сохранение этой тенденции просматривается в обозримой перспективе. Прежде всего, это относится к гидравлическому разрыву пласта (ГРП) и кислотным обработкам призабойной зоны (ОПЗ).
Серьезное изменение отношения российских нефтяников к интенсификации отмечают и ведущие западные сервисные компании, значительно увеличившие активность на российском рынке.
До недавнего времени методы интенсификации (ГРП, ОПЗ, зарезка боковых стволов, горизонтальное бурение и др.) применялись в основном для восстановления производительности «старых» скважин. Сначала месторождение разрабатывалось обычным способом, а после того как продуктивность скважин снижалась (падало пластовое давление, загрязнялась призабойная зона и т.д.) – прибегали к методам интенсификации. В последнее время эти методы все шире используются в качестве способов заканчивания новых, в том числе высокопроизводительных скважин. Во многом это связано с высокими ценами на нефть и стремлением увеличить скорость отбора запасов, пока сохраняется благоприятная рыночная коньюктура.
Целью учебной практики является закрепление полученных знаний по изученным дисциплинам, ознакомление с характером и особенностями их будущей специальности. В частности, углубление теоретических знаний, приобретение первичных практических навыков самостоятельной работы, в том числе при непосредственном знакомстве с деятельностью функционирующих организаций
1.Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1. Нефтегазоносность
Ватьеганское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сургутском районе, Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, Российской Федерации, приблизительно в 170 км к СВ от г. Нижневартовска и в 30 км к ЮВ от г. Когалым.
Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка многих месторождений ближайшими из которых являются: Повховское (в 20 км к СВ), Дружное (в 8 км северо-западнее), Кустовое, примыкающее к месторождению с запада, Восточно-придорожное с юго-востока.
В 30 км к СЗ от района работ проходит трасса газа и нефтепроводов Уренгой-Холмогорское-Ватьеганское месторождения и ряд трубопроводов местного значения. Через месторождения идут линии трасс ЛЭП-500 «Сургут-Уренгой», ЛЭП-220 «Сургут-Холмогоры».Западнее месторождений через г. Когалым проходит железная дорога Сургут-Уренгой. Город Когалым с месторождением связан бетонной автотрассой местного значения. Транспортировка оборудования и других грузов осуществляется по отмеченной железной и бетонной дорогам.
В орогидрографическом плане территория, где расположено месторождение, относится к центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой слаборасглиненную равнину с пологими отрицательными и положительными формами рельефа (низкими холмами, низинами и т.п.)
В административном отношении Ватьеганское месторождение расположено (рисунок 1) в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до г. Нижневартовск по прямой составляет 150 км, а до г. Когалым 70 км.
Рисунок 1 - Карта месторождения
В орогидрографическом отношении площадь Ватьеганского месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м. до +92,6 м., увеличиваясь постепенно к северу. Гидрографическая сеть представлена реками Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Аган, Котуха, а также множеством озер, мелких речек и ручьев.
Рисунок 2 - Карта месторождения
Нефтеносность – 29 пластов:
АВ01, АВ02, АВ12, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ71, АВ71а, АВ71б, АВ72, АВ73, АВ74, АВ75, АВ76, АВ81, АВ82а, АВ82б, БВ1, БВ2, БВ61, БВ62, БВ71, БВ10, Ач32, Ач33, ЮВ0 ЮВ11, ЮВ12
В промышленной разработке – 12 объектов: АВ1-3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ71, АВ72-6, АВ8, БВ1-2, БВ61, БВ62, БВ71, ЮВ1
Фонд скважин: 4267 ед.
Рисунок 2 – Нефтеносные пласты
Выявлено 155 залежей нефти в 29 продуктивных пластах
1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
Отложения меловой системы разделяются на два отдела: нижний и верхний. Нижний отдел включает в себя породы трех свит: сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты. Верхний отдел состоит из пород верхней части покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Сортымская свита залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. В основании сортымской свиты выделяется ачимовская толща, представленная, в основном, переслаиванием песчаников, алевролитов и глинистых пород.
Верхняя часть сортымской свиты постепенно опесчанивается, причем доля песчано-алевритовых пород увеличивается вверх по разрезу.
Чеускинская глинистая пачка завершает разрез сортымской свиты. Литологически она представлена темно-серыми алевритовыми глинами, с единичными прослоями песчаников и обугленным растительным детритом.
Тангаловская свита представляет собой чередование песчано-алевритовых пород и подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлена неравномерным переслаиванием глинистых пачек и песчано-алевритовых пластов.
В кровле залегает пачка «шоколадных» глин, являющихся надежным литолого-геофизическим маркирующим горизонтом в пределах севера Западной Сибири. Эта пачка тонкоплитчатых аргиллитов, однородных, хрупких, коричневого цвета.
В кровле подсвиты выделяется пимская пачка сероцветных аргиллитоподобных глин с небольшими прослоями песчаников.
В верхней подсвите тангаловской свиты наблюдается более частое переслаивание песчано-алевритовых и глинистых пород.
Песчаники и алевролиты серые, чередующиеся в сложном сочетании с
глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, изредка комковатыми. Также характерен обугленный растительный детрит.
Толщина тангаловской свиты варьируется от 635 до 820 м.
Покурская свита представлена неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных пластов с глинистыми. Глинистые пачки и пласты различной толщины плохо выдержаны по площади.
В нижней части разреза покурской свиты выделяется евояхинская пачка, которая содержит песчаники, известковистые прослои, с редкими прослоями серых алевритистых глин, присутствует растительный детрит. Толщина евояхинской пачки достигает 100 м. Вверх по разрезу, отложения покурской свиты опесчаниваются.
Толщина покурской свиты изменяется от 860 до1088 м.
Кузнецовсая свита начинает цикл морских осадков верхнего мела.
Литологически она представлена серыми и темно-серыми плотными глинами с зеленоватым оттенком, местами опоковидными, с глауконитом, с многочисленным содержанием растительных остатков. В глинах отмечаются тонкие прослои темно-серого, почти черного алевролита. Толщина кузнецовской свиты изменяется от 39 до 80 м.
Березовская свита литологически подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представляет собой серые и темно-серые глины, монтмориллонитового состава. В кровле подсвиты, находится регионально прослеживающийся пласт темно-серых, почти черных кремнистых пород мощностью до 20 м (сейсмический горизонт С). Толщина нижней подсвиты изменяется от 90 до160 м. Верхняя подсвита состоит из серых и зеленовато-серых слабоалевритистых глин, с редкими прослоями опоковидных глин и опок, с редкими зернами глауконита, конкрециями пирита. Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 140 до 265 м.
Ганькинская свита завершает разрез меловых отложений. Она представлен а морскими глинами серыми, иногда с зеленоватым оттенком, известковистыми прослоями, алевритистыми, с пиритизированными водорослями. Толщина ганькинской свиты изменяется от 240 до 396 м.
В пределах лицензионных участков рассматриваемого района работ в палеогеновых отложениях выделяются следующие свиты: тибейсалинская (палеоцен), люлинворская (эоцен), атлымская (олигоцен).
Тибейсалинская свита (палеоцен) состоит из двух подсвит: нижней и верхней. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, верхняя – в основном песчаная с отдельными прослоями глин. Пески и песчаники серые, тонкозернистые, кварцполевошпатовые, сильно слюдистые с многочисленными растительными остатками, с прослоями серых глин и, иногда, бурых углей. Толщина тибейсалинской свиты изменяется от 165 до 300 м.
Люлинворская свита (эоцен) подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита сложена опоками и опоковидными глинами серого и темно-серого цвета. Средняя подсвита представлена глинами светло-серыми, опоковидными. Верхняя подсвита сложена глинами диатомовыми, зеленовато- серыми, вверху алевритистыми. Толщина свиты изменяется от 180 до 195 м.
Верхний эоцен – это нижнеолигоценовые отложения объединяющиеся в юрковскую свиту, представленную светло-серыми разнозернистыми песками, с прослоями и линзами глин и гравия. Толщина свиты достигет 35 м.
В составе олигоценовых отложений выделяется атлымская свита, представленная кварцевыми песчаниками с редкими прослоями глин. Толщина свиты 40 м.
Четвертичные отложения
С размывом на отложениях олигоцена залегают осадки четвертичного возраста, представленные озерно-аллювиальными песками, глинами, супесями, суглинками, с включениями гравийно-галечного материала и остатков древесной растительности. Толщина четвертичных отложений в среднем изменяется от 18 до 100 м.
Породы верхней части разреза на глубине до 350 м находятся в зоне вечной мерзлоты. При таянии мерзлых пород наблюдаются оползневые явления.
В пределах Ватьеганского месторождения глубоким бурением изучены в основном осадочные породы мезозойского и кайнозойского возраста, начиная с верхней части отложений Тюменской свиты. О составе и строении нижезалегающих пород промежуточного комплекса и фундамента можно судить по данным бурения, анализа кернового материала, полученного при бурении скважины 182р, вскрывшей отложения палеозоя, а также по данным бурения на близлежащих площадях.
Наибольшая вскрытость отложений осадочного чехла в пределах Ватьеганского месторождения составляет 3116 м (скв.6).
Пласт А1-2 характеризуется большой площадью распространения на территории Западной Сибири, но в то же время известен как наиболее неоднородный и низко продуктивный. Особенностью пласта А месторождений Западной Сибири является пониженная нефтенасыщенность пластов, которая на Ватьеганском месторождении составляет 0,60 в чисто нефтяной зоне и 0,57 в водонефтяных зонах. Как показала практика разработки пластов группы А, эксплуатация их сопровождалась поступлением с самого начала рыхлосвязанной воды и лишь после обводненности до 15-20% начался прорыв закачиваемых вод по высокопроницаемым пропласткам.
На Ватьеганском месторождении горизонт А1-2 представлен чередованием песчано-алевролитового и глинистого материала и характеризуется сильной литологической изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Разбуривание эксплуатационной сеткой скважин Ватьеганского месторождения показало, что какая-либо закономерность в распространении коллектора в горизонте, в изменении эффективных толщин, коллекторких свойств отсутствует. Поэтому по разведочной сетке скважин, невозможно было объективно спрогнозировать продуктивность пласта на разных участках площади. Суммарно нефтенасыщенные толщины по разведочным скважинам изменяются от 1,6 м до 22,8 м, а средневзвешенная по площади составляет 9,1 м. Залежь горизонта А1-2 осложнена небольшими поднятиями, в связи с чем, толщина пласта в соседних скважинах может отличаться в 2-3 раза. На расстоянии 3-4 км от скважины 25 (чисто нефтяная зона пласта), имеющей нефтенасыщенную толщину 6,2 м в скважинах 34, 15, 26 пласт нефтенасыщен, соответственно, в пределах 3,6, 22,8 и 6,0 м.
Песчанистость горизонта меняется от 23 до 92%, количество проницаемых пропластков колеблется от 2 до 12, средний коэффициент расчлененности равен 6,52, что также подтверждает повышенную неоднородность горизонта.
По подсчету запасов проведенному в 1983 году, пласт А1-2 содержит 78% балансовых запасов, соответственно из них 81% извлекаемых запасов месторождения, и является основным объектом разработки.
Литологические особенности строения позволяют в пределах чисто нефтяной зоны горизонта А1-2 выделить пласты А13 и А2, разделенные на большей части площади глинистыми перемычками от трех до двенадцати метров, составляющими в среднем 4,9 м. По данным эксплуатационного бурения наличие раздела в большей части скважин подтверждается.
По коллекторским свойствам выделенные пласты также различаются. По данным геофизических исследований проницаемость пласта А13 в три раза ниже, чем по А2, по данным керновых исследований – в два раза.
Сопоставление интервалов отбора керна и ГИС показало, что керн отобран из наиболее проницаемых интервалов пласта и не отражает средней величины проницаемости горизонта. Средний дебит по пласту А2 составил 46,2 т/сут, при притоке на метр толщины – 3,4 т/сут (максимальный дебит 110 т/сут, минимальный – 5,6 т/сут ). Опробование пласта А13 проводилось в большинстве скважин при неоднократном снижении уровня до 800-1378 м. Учитывая отношение проницаемости и величины полученных дебитов пласты А13 и А2 выделены в самостоятельные объекты разработки.
Фонтанные притоки получены в пяти скважинах. Средний дебит испытанных скважин составил 10,4 т/сут. при колебаниях от 0,2 до 41,0 т/сут., причем в 50% скважин дебит не превышает 5 т/сут. Средний приток на метр толщины пласта равен 2,7 т/сут., в том числе 22% скважин имею приток мене 1 т/м, 56% скважин – от 1 до 2,5 т/сут, и лишь в 22% скважин приток превышает 2,5 т/сут.
Залежь пласта А3 вскрыта скважинами №5, 14, расположенными в своде поднятия размером 8х14 км. Извлекаемые запасы залежи по категории С1 составляют 6,6 млн. т, т.е. 1,9% всех запасов месторождения.
В разведочных скважинах 5,14 пласт от вышележащего горизонта А1-2 отделен глинистой перемычкой, соответственно, 10,8 и 2,8 м. По данным эксплуатационного бурения глинистый раздел сокращается до 1-2 м. По литологической и коллекторской характеристикам пласт А3 сходен с пластом А2.
Учитывая сходную коллекторскую характеристику пластов А2 и А3, небольшую величину раздела между ними, водоплавающий характер залежи пласта А3, разработку его предлагается проводить скважинами пласта А2, выделенного в самостоятельный объект.
В скважинах объекта А2-3 в первую очередь рекомендуется вскрывать пласт А3 после обводнения которого производить дострел пласта А2.
Залежь нефти пласта А8 приурочена к небольшой по размерам зоне в районе скважины №13, при испытании которой получен приток нефти с водой, равный 22,3 м3/сут (18,8 т/с). Залежь водоплавающая, ее размеры 5х3 км, извлекаемые запасы отнесены к категории С1 и составляют 1,3 млн. т. ВНК отбит на отметке 2195 м, что на 300 м ниже отметок ВНК по горизонту А1-2. С учетом этого пласт А8 выделен в самостоятельный объект разработки.
Таким образом в пластах группы А выделено три самостоятельных объекта разработки: пласт А13 , пласты А2-3 и А8.
Продуктивный горизонт Б1 является вторым по величине извлекаемых запасов объектом разработки (43,3 млн. т по категории С1 или 12,5% от общих по месторождению).
Горизонт Б1 нефтеносен в центральной части месторождения, залежь пластово-сводовая, размерами 31,5х14 км. Нефтенасыщенная часть вскрыта пятнадцатью разведочными скважинами. Горизонт представлен 3-7 прослоями песчаников, разделенных глинистыми пропластками толщиной 2,4-8 м. Коэффициент песчанистости самый низкий по месторождению - 0,43, расчлененности – 5,38.
Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания семи разведочных скважин.
Опробование проводилось снижением уровня до 500-1200 м. Фонтанный приток получен по скважине 41.
Средний дебит нефти получен равным 20 т/сут. Средняя удельная продуктивность пласта равна 0,06 т/сут атм. Пласт Б1 выделен в самостоятельный объект разработки.
Небольшая по размерам залежь пласта Б62 (размером 6,5х2,2 км) расположена в центре залежи пласта Б1, вскрыта одной скважиной №14 (получено 3,5 м3/нефти при депрессии 139,4 кгс/см2). ВНК отбит на отметке 2377 м (по пласту Б1 – 2245 – 2255 м). Залежь содержит 334 тыс.т извлекаемых запасов, средняя нефтенасыщенная толщина – 1,2 м, максимальная – 3,4 м.
Залежь предлагается разрабатывать скважинами пласта Б1, не выделяя в самостоятельный объект разработки до уточнения ее величины и запасов. Скважины пласта Б1 в этом районе бурятся со вскрытием Б62.
В пределах контура нефтеносности пласта Б1 в юго–западной части залежи выделяется залежь пласта Б71 с глубиной залегания 2500 м. Пласт вскрыт двумя скважинами №34, 25. В скважине 25 средний дебит за период притока (12часов) составил 16,3 м3/сут при динамическом уровне 896 м.
Коэффициент продуктивности равен 0,18 м3/сут ат., гидропроводности – 3,3 д.см/сп.
По предварительным данным пласт представлен двумя почти равными по толщине пропластками. Залежь содержит 3,223 млн. т нефти извлекаемых запасов категории С1 и 2,4 млн. т – категории С2.
Учитывая разницу в глубинах объектов Б1 и Б71, залежь пласта Б71 предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, с возможным использованием скважин для повышения степени выработки запасов вышележащего пласта Б1.
На северо-западном окончании основной залежи месторождения, горизонта А1-2, выделяется структурно-литологическая залежь пласта Б10, вскрытая четырьмя скважинами - №42, 17, 7, 4. Пласт залегает на глубинах 2700-2750 м, имеет среднюю нефтенасыщенную толщину 6,7 м, содержит извлекаемых запасов категории С1 – 3,3 млн. т, выделенных в районе скважины 17. При опробовании пласта в скважине 17 получен приток нефти равный 5,45 м3/сут при среднединамическом уровне 1316 м. Исследование пласта производилось методом прослеживания уровня жидкости.
Учитывая возможность использования скважин пласта Б10 для выработки запасов горизонта А1-2, предлагается считать его самостоятельным объектом разработки, в случае подтверждения его промышленной нефтеносности.
На Ватьеганском месторождении в ачимовских отложениях выделены две залежи – северная и южная.
Северная залежь представляет собой структурно-литологическую залежь размером 4х5 км, вскрытую одной скважиной №4, по которой при опробовании получен непереливающий приток безводной нефти дебитом 2,2 м3/сут при среднем динамическом уровне 1112 м. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 4 равна 6,4 м, в среднем по залежи – 2,6 м. Глубина залегания пласта – 2760 - 2790 м.
Южная залежь представляет собой вытянутую в меридиональном направлении структурно-литологическую залежь, шириной 4-11 км, длиной 11 км. Залежь вскрыта пятью скважинами - №29, 18, 14, 41, 16; по трем из них получен приток безводной нефти от 0,9 до 8,2 м3/сут при динамических уровнях 1242 – 1636 м.
Залежь содержит 1,56 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С1 и 5,4 млн. т – категории С2.
Особенностью ачимовских отложений является переслаивание песчаных и алевролито-глинистых пород и низкая продуктивность.
Для обоснования параметров отделом петрофизики СибНИИНИ изучены 2000 образцов, представляющих эффективную часть разрезов 38 скважин 9 месторождений Сургутского свода, и около 1000 образцов по 24 скважинам 7 месторождений Нижневартовского района.
Преобладающие значения пористости пород составляют 10-26 и 16-20%, средняя пористость – 17%. В целом на Нижневартовском своде коллектора менее изменчивы, чем на Сургутском. 70% пород здесь имеют проницаемость от 3 до 30 мд. (на Сургутском их только 27%). Пород с пониженной проницаемостью от 3 до 0,1 мд ( в Сургутском районе - 55%, на Нижневартовском – 28%). Средняя проницаемость по Нижневартовскому своду более высокая (7,9 мд.), чем по Сургутскому – 4 мд (с Быстринским месторождением – 10,3 мд ).
Пласт Ю11а содержит четыре залежи, залегающие на глубинах 2830-2860 м. Пласт представляет собой однородное песчаное тело с редкими тонкими глинистыми прослоями.
Залежь пласта Ю11а выделена в юго-восточной части месторождения в районе скважин 23. Это поднятие размером 3,5х3,5 км вскрыто двумя скважинами №23 и 45 с нефтенасыщенной толщиной 4,4-4,8 м. При освоении пласта были проведены повторная перфорация, трехкратное снижение уровня, в результате чего методом прослеживания уровня определен приток нефти равный 26,6 м3/сут при среднединамическом уровне 1340 м, коэффициент продуктивности – 0,2 м3/сут ат, гидропроводности – 3,9 д.см/сп.
Извлекаемые запасы по залежи определены равными 0,508 млн.т и относятся к категории С1.Залежь пласта Ю11а в районе скважины 23 разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.
Залежь, выделенная по результатам бурения скважины 87, располагается на 5 км южнее скважины 23, относится к пластово-сводовому типу. Залежь представляет собой небольшое поднятие размером 3,5х5,5 км. Пласт Ю11а опробован в скважине 87, имеющей нефтенасыщенную толщину 4,8 м. После двукратного снижения уровня скважина начала фонтанировать (в течение 48 часов), исследована на 3-х режимах (штуцера 4, 6, 8 мм) проведена запись КВД на 8-мимиллиметровом штуцере.
Запасы залежи определены равными по категории С1 извлекаемые 0,607 млн. т, по категории С2 – 0,577 млн. т.
Залежь пласта Ю11а в районе скважины 87 также предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.
Третья залежь пласта Ю11а выделена на северо-западном крыле месторождения, нефтенасыщенная толщина вскрыта тремя скважинами №7, 13, 24. Залежь структурно-литологического типа, имеет максимальную нефтенасыщенную толщину 3,6 м, среднюю – 2,5 м.
Пласт Ю11а опробован в скважинах 7 (с нефтенасыщенной толщиной 2 м) и 24 (с нефтенасыщенной толщиной 3,6 м). Скважина 7 испытана в течение 68 часов на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, в результате дебит безводной нефти через восьмимиллиметровый штуцер оставил 48 м3/сут (40,7 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 0,404 м3/сут ат., гидропроводности – 6,8 д.см/сп.
Скважина 24 после 16-тичасовой отработки была исследована в течение 41 часа на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм. Дебит нефти при работе через восьмимиллиметровый штуцер составил 86,4 м3/сут (72 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 1,25 м3/сут ат. (1,04 т/сут ат.), гидропроводности – 29 д.см/сп. (по КВД – 26,1 д.см/сп.).
Учитывая низкую нефтенасыщенную толщину пласта Ю11а на северной залежи, предельные величины толщин, утвержденные ГКЗ, предлагается на северной залежи пласта Ю11а пробурить две девяти точечные ячейки в районе скважин 7 и 24. Вопрос о целесообразности ввода в разработку остальной части залежи решить после ее доразведки, в ходе которой должны быть уточнены коллекторские свойства и толщины пласта на этой залежи.
Наибольшая по толщине залежь в юрских отложениях выделена на юго-западе месторождения. Залежь структурно-литологического типа, размеры 12х13 км со средней нефтенасыщенной толщиной в пределах запасов категории С1 – 3,9 м (извлекаемые запасы составляют 3,745 млн. т), С2 – 6,1 м (извлекаемые запасы составляют 5,718 млн. т).
В отличие от остальной южной залежи характеризуется более низкими дебитами. Опробовано шесть скважин, по которым дебит составил от 5 до 16 м3/сут, в среднем 7,9 м3/сут или 6,6 т/сут. Притоки получены при неоднократном компрессировании.
Анализ имеющейся информации по ачимовским и юрским отложениям указывает на то, что пласты обладают очень низкой прдуктивностью. Вызов притока жидкости из пластов сопряжен с большими трудностями, не исключено, что возможны участки залежей с непромышленной нефтеносностью, обладающие нерентабельными дебитами скважин.
1.3. Свойства и состав пластовых флюидов
Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.
Охарактеризованность поверхностными и глубинными пробами продуктивных пластов неравномерная. Более полно охарактеризованы пласты АВ1-2, Ю1. Пласты БВ1, БВ62, БВ71, БВ10 и ачимовская толща (пачка II) глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.
Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах по своим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже пластового в 2,46 раза для платсов АВ1-2 и в 2,3 раза для Ю1. Газосодержание нефтей с глубиной повышаеттся от 43,6 м3/сут до 69,3 м3/сут. Вязкость и плотность с глубиной уменьшаются соответственно с 2,8сп и 0,815 г/см3 для АВ1-2 до 0,75сп и 0,742г/см3 для Ю1.
Дегазируемые нефти свех пластов маловязкие, малопарафинистые (1,6-2,9%), среднесернистые (от 0,5 до 0,94%). По углеводородному составу нефть Ватьеганского месторождения относится к смешанному типу.
На Ватьеганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 24 скважинах. Изучались, в основном, подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами АВ1-2, БВ1 и Ю1, в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Всего по Ватьеганскому месторождению проанализированы 24 пробы пластовой воды, в том числе 8 проб из пластов АВ1-2.
Химический состав вод пластов группы АВ изучался по 9 скважинам, по данным наиболее представительных проб минерализация соответствует 20,5-23,4 г/л, плотность 1,014 –1,017 г/см3. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5-16,8 г/л) и плотность (1,011-1,010 г/см3).
Химический состав воды юрского комплекса изучался по данным 5 анализов. Минерализация по исследованным пробам достигает 25,1 г/л, а плотность увеличивается до 1,018 г/см3.
Ватьеганское месторождение нефти находится на третьей стадии разработки - стадии снижающейся добычи нефти.
Пласт БС10 является основным объектом разработки, определяющим добычу нефти на месторождении. Он содержит 88% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку. Фонд скважин по состоянию на 1.01.17г. составляет 2637, в том числе добывающих 1351 и нагнетательных 573. С начала разработки из пласта отобрано 386.9 млн.т нефти или 85% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти - 0.397 при текущей обводненности продукции 91.3%. Утвержденный коэффициент извлечения нефти - 0.467.
Максимальная добыча нефти 34.3 млн.т была получена в 1983 г. при темпе отбора 7.5% от начальных и 11.5% от текущих извлекаемых запасов нефти.
1.4. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Таблица 1 – Характеристика пластов
| Объект |
Пласт |
Количество залежей |
| АВ0 |
АВ01 |
2 |
| АВ02 |
1 |
|
| АВ1-3 |
АВ12 |
1 |
| АВ3 |
3 |
|
| АВ4 |
АВ4 |
5 |
| АВ5 |
АВ5 |
2 |
| АВ6 |
АВ6 |
3 |
| АВ71 |
АВ71 |
5 |
| АВ71а |
22 |
|
| АВ71б |
8 |
|
| АВ72-6 |
АВ72 |
6 |
| АВ73 |
5 |
|
| АВ74 |
9 |
|
| АВ75 |
1 |
|
| АВ76 |
1 |
|
| АВ8 |
АВ81 |
4 |
| АВ82а |
3 |
|
| АВ82б |
19 |
|
| БВ1-2 |
БВ1 |
10 |
| БВ2 |
4 |
|
| БВ61 |
БВ61 |
3 |
| БВ62 |
БВ62 |
4 |
| БВ71 |
БВ71 |
3 |
| БВ10+Ач |
БВ10 |
1 |
| Ач32 |
3 |
|
| Ач33 |
1 |
|
| ЮВ0 |
ЮВ0 |
1 |
| ЮВ1 |
ЮВ11 |
9 |
| ЮВ12 |
16 |
| Размер 20,7×7,5 км 3 залежи нефти |
Рисунок 3 – Залежь пласта АВ6
Рисунок 4 – Геологический разрез залежи пласта АВ6
1.5. Запасы углеводородов
Геологические запасы нефти месторождения, числящиеся на балансе на 1.01.2012 г., в долевом отношении распределены следующим образом:
Таблица 2 - Распределение геологических запасов нефти на 1.01.2015 г. по горизонтам месторождения
| Горизонт, месторождение в целом |
Запасы ВС1+С2, тыс. т |
Доля запасов, % |
| АВ0 |
4240 |
0,4 |
| АВ1-3 |
629064 |
63,6 |
| АВ4-5 |
1660 |
0,2 |
| АВ6-7 |
39333 |
4,0 |
| АВ8 |
99843 |
10,1 |
| БВ1-2 |
97224 |
9,8 |
| БВ6-7 |
28533 |
2,9 |
| БВ10-Ач |
9273 |
0,9 |
| ЮВ1 |
80194 |
8,1 |
| Всего |
989364 |
100 |
Основная часть запасов по сумме категорий сосредоточена в пластах горизонта АВ1-3 (63,6%), АВ8 (10,1%), БВ1-2 (9,8%) и ЮВ1 (8,1%). Аналогичное распределение имеют запасы нефти промышленной категории ВС1 месторождения, большая их часть сосредоточена в горизонтах АВ1-3 (65,6%), АВ8 (9,7%), БВ1-2 (10,1%) и ЮВ1 (8,2%).
Большая часть запасов нефти категории С2 сосредоточена в горизонтах АВ1-3 (33,2%), АВ8 (16,7%). В 2015 году были проведены дополнительные работы по 3Д сейсмическому анализу, которые выявили значительные остаточные целики нефти. По результату исследований было выделено более 40 объектов, необходимых для разбуривания. Было принято решение об увеличении бурения горизонтальных боковых стволов для вовлечения в разработку данных областей.
Заключение
По состоянию на два 01.01. по 2017 г. под общий фонд ли пробуренных и на принятых на под баланс добывающими при предприятиями скважин от составлял 3364 раз единиц, в со том числе он стволов и ну 46 разведочных за скважин. В пределах из лицензионных участков под Ватьеганской площади пробурены кто 122 разведочные сам скважины.
Интенсивное разбуривание кто месторождения было во начато в бы 1985 г. бы Объемы проходки вплоть где до 1991 вы г. составляли он 800-1100 он тыс. м из в год, это что позволило бы ежегодно вводить он в среднем это по 400 как новых скважин. ты В 1992-1995 так г.г. же объемы бурения что сократились до но 150 тыс. чем м, а как в последующие раз три года за - до 60 он -80 тыс. при м в сам год. Соответственно замедлились для и темпы вот ввода новых чем скважин: вначале кто до 120 мы -140, а это в 1995 раз -1999 г. без г. до без 40 скважин два в год. кто С 2000г. темпы так разбуривания месторождения во вновь возросли, мы ввод новых но скважин в вы 2000 г. вы составил 73 кто единицы, а раз в 2011 по г. -108. ни
Сначала освоения месторождения как в его сам разработке участвовали кто 3364 скважины он (98 % пробуренных), кто в том ты числе добыча при нефти осуществлялась как из 3321 из скважины, под на закачку воды ли использовали 613 во скважин, из для которых 569 ли первоначально отрабатывалась они на нефть. это
Список используемых источников
postmaster@kursovik1.ru
RUB
UAH
USD