Будем благодарны если Вы поддержите проект

скачать

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 3

1.Геолого-физическая характеристика месторождения 4

1.1. Нефтегазоносность 4

1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 12

1.3. Свойства и состав пластовых флюидов 24

1.4. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 28

1.5. Запасы углеводородов 30

Заключение 31

Список используемых источников 33

Введение

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.

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-Федоровское 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.

1.Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1. Нефтегазоносность

Ватьеганское месторождение открыто в 1971 году, в эксплуатацию введено в 1983 году. По Ватьеганскому месторождению имеется 8 проектных документов (таблица 1). Текущим проектным документом «Дополнение к технологической схеме разработки Ватьеганского месторождения» выделено 14 эксплуатационных объектов, добыча нефти ведется по 12 объектам: основные - АВ_1-3, АВ₈, БВ_1-2 и ЮВ₁, второй очереди освоения - АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ7¹, АВ₇^2-6, БВб¹, БВ₆², БВ7¹.

На основе текущего состояния разработки и с учетом геологических условий залега­ния залежей было проведено разукрупнение объектов и выделено 27 элементов индивиду­ального анализа, 19 из которых находятся в эксплуатации.

Принципиальные положения принятого проектного документа в части формирования эксплуатационных объектов и систем заводнения:

• -применение по объекту АВ_1-3 блоковой трехрядной системы (сетка 500х500 м) с переходом в дальнейшем на очаговое заводнение;
• -применение по объекту АВ₈ площадной девятиточечной системы заводнения пласта по сетке 500х500 м;
• -применение по объекту БВ₁ площадной девятиточечной системы (сетка 500х500 м).

Поисковое бурение на Ватьеганской площади было начато в 1967 году, когда в сезон 1967-1968 гг. с/п 14/67-68 (ГТПГУ и ХМТГ) были проведены исследования МОВ масштаба 1:100 000. На их основе в 1968 году был составлен план поисково-разведочного бурения.

Исходя из большой площади и размера структуры и возможной литологической невыдержанности нефтенасыщенных коллекторов в рассматриваемом районе, проектом поисково-разведочного бурения предусматривалось бурение одиннадцати поисковых скважин, распложенных на двух профилях, ориентированных с севера на юг (скв.7, 4, 1, 5, 9, 10) и с запада на восток (скв. 8, 3, 1, 2, 13). Девять из них предполагалось заложить в контуре сейсмоизогипсы 2800м – по кровле баженовской свиты, оконтуривающей Ватьеганскую структуру, и одну (скв.10) – за ее контуром, с целью уточнения амплитуды прогиба между Ватьеганской и Покачевской структурами.

Бурение скважин началось 1 августа 1970 года, проектировалось пробурить сначала три скважины – 1, 2, 3, а бурение остальных проводить в зависимости от полученных результатов, однако, по не прогнозируемым причинам и из-за аварийности работ, первооткрывательницей месторождения стала скважина №5, третья по счету, пробуренная в 1971 году.

В 1972 году на месторождении было пробурено всего пять скважин (6, 2, 5, 4, 3). Результатом работ было открытие залежи нефти в группе пластов АВ_1-3, установление нефтеносности ачимовской толщи и пласта БВ₆. Плохое качество и неполный объем работ по исследованию скважин негативно повлиял на оценку перспектив Ватьеганской площади, и с 1972 года поисковое бурение здесь было преостановлено.

После проведения в 1974-1975 годах с/п, 4/74-75 детализированных исследований МОВ ОГТ масштаба 1:50 000 бурение на Ватьеганском месторождении в 1978 году было возобновлено. До 1981 года работы шли медленными темпами: было пробурено всего пятнадцать скважин. Однако, несмотря на это, за период с 1976 г. по 1980 г. были получены следующие результаты:

1. В 1976-1977 гг. в южной части площади скв.87 и 85 были открыты небольшие самостоятельные залежи в пластах Ю₁^1а и АВ_1-2.
2. Открыты две залежи в пласте Ю₁^1а на севере – в районе скв. 7, и в юго-восточной части – в районе скв.8, 9, 15, 18. В сводной скв.14 из пласта Ю₁^1а получена вода, что говорит о сложности объекта.
3. В скв.14 получен приток нефти из ачимовской толщи. Коллектора ачимовской толщи вскрыты также скв.11 и 18.
4. Скв. 17 открыта залежь нефти в пласте БВ₁₀.
5. Скв. 14 открыта залежь нефти в пласте БВ6.
6. Скв. 15 открыта залежь нефти в пласте БВ₁.

Вышеперечисленные скважины (кроме скв.19) вскрыли нефтяную залежь в пластах АВ_1-2 – самую одаренную на месторождении по запасам.

На основании полученных данных поискового бурения и проведенных в 1978-1979 годах силами с/п. 6/78-79 и 8/78-79 детальных работ МОГТ масштаба 1:50 000 в 1981 голу был составлен план разведки Ватьеганского месторождения.

С 1981 года резко возросла интенсивность и объемы геологоразведочных работ. Их задачей являлось уточнение ВНК по всем открытым залежам, детальное изучение литологии и коллекторских свойств продуктивных горизонтов, их гидродинамики, физико-химических свойств нефти.

До начала пробной эксплуатации добывающих скважин месторождения в 1983 году было пробурено 46 скважин и получены следующие результаты:

Скв. 25 и 13 – выявлены новые залежи нефти в пластах БВ₇¹ и АВ₈, которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.

Уточнено положение основного нефтяной залежи АВ_1-2. Выявлено_, что пластово-сводовая залежь имеет крайне сложное геологическое строение, породы-коллекторы обладают значительной литологической изменчивостью как по разрезу, так и по простиранию.

Более детально изучено строение нефтеносного горизонта Ю₁^1а, залежи нефти в котором приурочены к верхнему зональному интервалу Ю₁^1а. Две основные залежи отнесены к залежам литологического экранированного типа.

С момента начала пробной эксплуатации на месторождении продолжалась детализированная сейсмическая съемка МОВ ОГТ масштаба 1:50 000. Эти работы проводились в разные годы силами с/п. 15/83, 6/84, 80/86, 14/87 и 15/87.

Однако, проведение всех дополнительных мероприятий не привело к построению детальной геологической модели месторождения из-за чрезвычайной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторских свойств основных продуктивных горизонтов. Поэтому, начиная с 1994 года, на Ватьеганском месторождении проводилась трехмерная сейсморазведка – 3Д.

Таблица 1 - История проектирования Ватьеганского месторождения

Год	Документ	Утверждающая организация	Утвержденные положения
1976	Тех. схема разработки Ватьеганского месторождения (пласт АВ1-2) БашНИПИнефть	протокол ЦКР №436 от 18.02.1976 г.	В связи с тем, что в работе не учтены основные особенности строения залежей нефти пластов А1 и А2, Бюро Центральной комиссии постановило воздержаться от утверждения технологической схемы.
1980	Тех. схема разработки Ватьеганского месторождения (пласт АВ1-2, БВ1 и АВ3) СибНИИНП	протокол ЦКР МНП №879 от 01.10.1980 г.	В связи с тем, что запасы нефти не утверждены ГКЗ СССР, месторождения недоразведано, исходных данных для проектирования недостаточно, ЦКР рекомендовала считать работу предварительной и использовать для проектирования внешних коммуникаций
1983	Подсчет запасов Главтюменьгеология	ГКЗ СССР протоколы №9388, 9389 от 21.12.1983 г.	НБЗ: С1 - 58,1 млн. т, С2 - 159,4 млн. т; НИЗ: С1 - 234,3 млн. т, С2 - 49,9 млн. т.

Продолжение таблицы 1.1

Год	Документ	Утверждающая организация	Утвержденные положения
1985	Технологическая схема разработки Ватьеганского месторождения СибНИИНП	протокол ЦКР МНП №1173 от 25.12.1985 г.	Выделение 3-х первоочередных экспл. Объектов А1-2, Б1 и А3, с организацией раздельной закачки воды в пласты А1 и А2 (на участках с глинистым разделом более 4 м); применение по объекту А1-2 блоковой 3-рядной системы (сетка 500х500 м) с переходом в дальнейшем на очаговое заводнение, по объекту Б1-площадной девятиточечной системы; разработка А3 на естественном режиме; по категории С1 проектные уровни: добычи нефти - 9,5 млн .т/год; добычи жидкости - 19,4 млн. т/год; закачки воды -26,5 млн. м3/год.
1988	Дополнительная записка к технологической схеме (объект АВ8) БашНИПИнефть	протокол упр. раз МНП №14 от 19.02.1988 г.	Выделение пластов АВ81 и АВ82 в самостоятельный объект разработки; применение по объекту АВ8 площадной девятиточечной системы заводнения; бурение 31 доб. и 13 нагн. скважин.

Продолжение таблицы 1.1

Год	Документ	Утверждающая организация	Утвержденные положения
1990	Авторский надзор за разр. Ватьеганского месторождения СибНИИНП	протокол ЦКР Главтюменнефтегаза №169 от 26.06.1990 г.	В качестве опытных работ для организации системы ППД на пласт АВ3 производить в нагнетательных скважинах на пласт АВ1-2 доперфорацию пласта АВ3, в скважинах, работающих совместно на пласт АВ1-2, при обводнении продукции более 70%, вскрывать всю толщину пласта АВ3
2001	Пересчет запасов Главтюменьгеология	ГКЗ МПР России протокол №669-дсп от 01.08.2001 г.	НБЗ: С1 - 917,5 млн. т, С2 - 85,7 млн. т; НИЗ: С1 - 299,3 млн. т, С2 - 20,3 млн. т.
2002	Проект разработки Ватьеганского месторождения СК "ПетроАльянс"	протокол ЦКР №2960 от 23.01.2006 г.	По АВ1-3 - блоковая 3-рядная сис-ма с переходом в дальнейшем на очаговое заводнение; по АВ8 и БВ1 - площадная 9-точечная сис-ма; дополнительно к 4 основным объектам АВ1-3, АВ8, БВ1-2 и ЮВ1 выделяются 5 экспл. объектов второй очереди освоения: АВ6-7, БВ6-7, АВ0, АВ4-5 и БВ10+Ач.

Продолжение таблицы 1.1

2006	Авторский надзор за реализацией проекта разработки СК "ПетроАльянс"	протокол ЦКР №3890 от 13.12.2006 г.	Принципиальные положения действующего проектного документа не изменены. Добыча нефти: в 2006 г. - 8327 тыс .т, в 2007 г. - 8284 тыс. т, в 2008 г. 8128 тыс. т. Проектный фонд скважин для бурения - 176 (150 добывающих и 26 нагнетательных).
2007	Авторский надзор за реализацией проекта разработки ТФ ООО "КогалымНИПИнефть"	протокол ЦКР Роснедра №4205 от 26.12.2007 г.	Принципиальные положения действующего проектного документа не изменены. Добыча нефти: в 2007 г. - 8099 тыс. т, в 2008 г. - 7617 тыс. т, в 2009 г. 7270 тыс. т. Проектный фонд скважин для бурения - 1225 (886 добывающих и 336 нагнетательных).

Всего в 28 продуктивных пластах разведано 149 залежей нефти.

На Ватьеганском месторождении основными продуктивными отложениями являются пласты АВ_1-2, АВ₈, БВ₁, (меловые отложения) и пласт ЮВ₁¹.

Совмещенные контура нефтеносности пластов группы АВ₀-АВ₅, АВ₆-АВ₇, АВ₈, БВ₁-Ач₃, ЮВ₁

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 А_1-2 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 А_1-2 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 А_1-2 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 А_1-2 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 А_1-2 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 А_1-2 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 А_2-3 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 А_1-2. С учетом этого пласт А₈ выделен в самостоятельный объект разработки.

Таким образом в пластах группы А выделено три самостоятельных объекта разработки: пласт А₁³ , пласты А_2-3 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 А_1-2, 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 А_1-2, 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 Ю₁^1а содержит четыре залежи, залегающие на глубинах 2830-2860 м. Пласт представляет собой однородное песчаное тело с редкими тонкими глинистыми прослоями.

Залежь пласта Ю₁^1а 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 Ю₁^1а 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 Ю₁^1а 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 Ю₁^1а в районе скважины 87 также предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Третья залежь пласта Ю₁^1а 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 Ю₁^1а 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 Ю₁^1а на северной залежи, предельные величины толщин, утвержденные ГКЗ, предлагается на северной залежи пласта Ю₁^1а 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 пластовых флюидов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Свойства пластовых флюидов

Параметры	Ед. изм.	Значение
Вязкость нефти в пластовых условиях	МПа*с	2,8
Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0,808
Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0,86
Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,095
Содержание серы в нефти	%	0,65
Содержание парафина в нефти	%	2,77
Давление насыщения нефти газом	МПа	6,3
Газовый фактор	м3/т	36,3
Плотность воды в поверхностных условиях	т/м3	1,014

Свойства пластовых жидкостей и газов.

Таблице 3 Физико-химические свойства, состав флюидов пласта БС_4-5

Наименование	Пласт БС4-5
Пластовая	нефть
Пластовое давление, Мпа	25,3
Пластовая температура, 0С	96
Давление насыщения, Мпа	10,8
Газосодержание, м3\т	81
Газовый фактор при усл. сепарации, м3\т	68
Объёмный коэффициент	1,231
Плотность нефти, кг\м3	773
Объёмный коэффициент при усл. сепарации	1,192
Вязкость нефти, Мпа с	1,33
Плотность нефти при усл. сепарации, кг\м3	857
Разгазированная	нефть
Плотность нефти, при 20 Скг\м 3	867,5
Кинематическая вязкость, мм2\сек при 20 С0	20,62
при 50 С0	7,42
Температура застывания, С0	8
Молекулярная масса, кг\ккал	234
Температура начала кипения С0	90
Содержание светлых фракций, % при температуре С0
100	3,6
150	10,6
200	19,3

Продолжение таблицы 3

250	29,2
300	40,9
350	53,1
Массовое содержание, %
асфальтенов	2,07
смол	5,8
парафина	3,32
серы	0,84
Температура плавления парафина, 0С	56

Таблице 4 Компонентный состав, %-смольный

Наименование	Пластовой нефти	Разгазированной нефти	Нефтяного газа
Углекислый газ	0,37-2,32	0,01-0,04	1,00-4,97
Азот	0,10-0,57	—	0,23-1,40
Метан	18,45-27,80	0,03-0,07	53,40-71,20
Этан	3,60-6,00	0,41-0,68	8,94-15,30
Пропан	7,30-9,00	3,43-3,91	10,80-18,10
Изобутан	0,90-1,90	0,85-1,66	1,00-2,60
Норм. Бутан	2,90-5,70	2,80-5,80	2,30-5,90

Продолжение таблицы 4

Изопентан	0,90-1,90	0,95-2,60	0,30-0,90
Норм. Пентан	1,20-3,30	1,54-4,60	0,40-1,20
Гексаны+гептаны	48,50-63,70	82,00-89,6	0,50-0,85
Мольный вес	131-154	187-228	—
Плотность, кг\м3	773	857	1,00-1,21 (по воздуху)

Из приведённых данных видно, что нефть малосернистая, парафинистая, находится в повышенных термобарических условиях, недонасыщена газом — давление насыщения в 2 раза ниже пластового, хотя среднее газосодержание достаточно высокое, что обуславливает пониженную плотность и вязкость нефти в пластовых условиях.

По физико-гидродинамическим характеристикам, коэффициент вытеснения нефти водой отражает придельную нефтеотдачу однородного пласта при разработке залежей с заводнениями.

1.4. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Таблица 5 – 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 1 – Залежь пласта АВ₆

Рисунок 42 – 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 6 - 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 АВ_1-3 (63,6%), АВ₈ (10,1%), БВ_1-2 (9,8%) и ЮВ₁ (8,1%). Аналогичное распределение имеют запасы нефти промышленной категории ВС₁ месторождения, большая их часть сосредоточена в горизонтах АВ_1-3 (65,6%), АВ₈ (9,7%), БВ_1-2 (10,1%) и ЮВ₁ (8,2%).

Большая часть запасов нефти категории С₂ сосредоточена в горизонтах АВ_1-3 (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

На 01.01.2016 г. в действующем добывающем фонде числились 2182 скважины, в том числе в 23 скважинах совместно эксплуатировались два и более объекта. Закачка воды велась в 517 скважин, 563 нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. В бездействии и консервации находились 580 добывающих и нагнетательных скважин (501 добывающая и 79 нагнетательная). За весь период разработки на месторождении ликвидированы 54 скважины, в контрольный и пьезометрический фонд переведены 85 скважин. Легко видеть, что как по предприятиям, так и по месторождению в целом 89% фонда обслуживают два наиболее крупных и освоенных объекта, которые в основном и определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения.

Практически вся накопленная на дату анализа добыча нефти (порядка 95%) получена из 60 % перебывавших в эксплуатации скважин. Остальные 40% (более 1300 единиц) отобрали примерно 3,5 млн. т нефти или около 3 тыс. т на скважину, Доля высокопроизводительных скважин (суммарная добыча более 50 тыс. т) составляет 18%, в их число входят 315 скважин, отобравших 100 и более тыс. т нефти каждая. В среднем, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится по 33,8 тыс. т нефти.

Дифференциация скважин нагнетательного фонда по объемам накопленной закачки выражена слабее. Около 30 % скважин характеризуются средней величиной объема закачки до 200 тыс. м³, или в 5-10 раз ниже, чем по наиболее "приемистым" скважинам. Доля последних в нагнетательном фонде составляет всего 7 %. В среднем в каждую скважину закачано 463 тыс. м³ воды.

Средние дебиты нефти и жидкости составили 10.1 и 40 т/сут при диапазоне изменения 0.03-179 и 0.3-399 т/сут соответственно. Более половины добывающих скважин работали с дебитом нефти менее 5 т/сут. Практически все скважины добывали обводненную продукцию (безводный фонд составлял 0.7 %). С обводненностью до 20 % работали 343 скважины (16% действующих), с обводненностью 80-99% - 789 скважин (36%).

Приемистость нагнетательных скважин варьировала от единиц до 1447 м³/сут при средней величине 180 м³/сут. Половина скважин нагнетательного фонда работала со средней приемистостью порядка 60 м /сут.

Основными способами эксплуатации скважин на месторождении на дату анализа являлись установки ЭЦН и ШГН, причем доля ШГН составляла более 47% (1052 скважин) доля ЭЦН – 80% (1158 скважин). Основная часть добычи нефти получена за счет ЭЦН и чуть более 20% - установки ШГН.

Список используемых источников