Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки российской федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

Специальность 130 503 Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Руководитель проекта

доцент, к.т.н., Бравичева Т. Б.

Студент гр. _РН-09−4

Мустаков Павел Николаевич

Москва 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
  • 1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении
  • 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
  • 1.3 Тектоническое строение
  • 1.4 Нефтеносность продуктивных пластов
  • 1.5 Свойство и состав пластовых флюидов
  • 1.6 Запасы нефти и растворённого газа
  • 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
  • 2.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения
  • 2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения
  • 2.3 Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов
  • 3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
  • 3.1 Гидравлический разрыв пласта
  • 3.2 Технологические основы гидравлического разрыва пласта
  • 3.3 Типы жидкостей разрыва
  • 3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)
  • 3.5 Техника для проведения ГРП
  • 3.6 Эксплуатация скважин УЭЦН
  • 4. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ
  • 4.1 Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта на скважине № 701 Ватинского месторождения
  • Расчёт параметров вертикальной трещины после ГРП нефильтрующейся жидкостью
  • 4.2 Подбор УЭЦН к скважине № 701 Ватинского месторождения
  • 4.3 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину
  • 4.4 Подбор УЭЦН
  • 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
  • 5.1 Технико-экономические показатели работы предприятия
  • 5.3 Расчёт экономической оценки проекта
  • 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
  • 6.1 Введение
  • 6.2 Анализ условий труда на Ватинском месторождении
  • 6.3 Комплекс мер по охране окружающей среды
  • 6.4 Инженерные решения и предложения по обеспечению безопасности, охране труда и охране окружающей среды на производственном объекте
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  • СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений.

Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени — 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, посёлок Покур и посёлок Вата (рис. 1. 1)

Лицензия ХМН № 535 НЭ выдана 26. 05. 1997 г. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» сроком до 31. 12. 2038 г.

Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная — в 1966 г.

Залежи углеводородов приурочены к 33 продуктивным пластам: АВ11+2, АВ13, АВ21, АВ22, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ00, БВ01, БВ02, БВ11, БВ12, БВ2, БВ31, БВ32, БВ41, БВ42, БВ5, БВ6, БВ70, БВ7, БВ81+2, БВ83, БВ19−20, БВ21−22, ЮВ10, ЮВ11, ЮВ12, ЮВ2, ЮВ3 нижнемеловых и юрских отложений.

За весь период разработки на месторождении отобрано 154,8 млн. т нефти, 534 млн. т жидкости. Текущая обводнённость достигла 84,9%, число добывающих скважин, перебывавших в эксплуатации за весь период разработки, составило 1563.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении

Площадь месторождения представляет собой слабо пересечённую, сильно заболоченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и её притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас.

Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина её русла достигает 1000−1300 м, она разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Наиболее крупными из них являются Мега, Мулиа, Пасол, Быстрая и другие. Правый приток Оби — Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и её притоки выходят из берегов, затопляя почти всю промысловую площадь. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных пород.

Климат района резко континентальный. Лето короткое, максимальная температура в июле достигает +30°С. Зимний период продолжается с ноября по апрель. Зима суровая, с метелями и снегопадами. Минимальная температура в декабре-январе достигает минус 50°С, при среднесуточной температуре в январе минус 25°С. Наибольшее количество осадков наблюдается в июле-августе и декабре-январе. Общее количество осадков в год составляет 400 мм. Толщина снегового покрова на открытых участках — до 1,0 м, на залесенных — 1,6 м и более. Ледяной покров на реках и больших озёрах достигает 4080 см, на лесных озёрах всего 10−40 см. Реки вскрываются в конце мая, в конце октября наступает ледостав.

Ближайшими населёнными пунктами являются города Нижневартовск и Мегион, посёлки Покур и Вата.

Основной отраслью в районе является нефтедобывающая промышленность, а также строительство промышленных и бытовых объектов, лесозаготовки, рыболовство, охота.

Необходимые грузы доставляются в период навигации (май-октябрь) водным транспортом и по железной дороге Тюмень-Тобольск-Сургут-Нижневартовск. На месторождении имеются автодороги с бетонным покрытием, которые соединяют его с городами Нижневартовск и Мегион.

Рисунок 2.1.1. Обзорная схема района работ

Сопутствующие полезные ископаемые. В Нижневартовском районе открыт ряд месторождений строительных материалов: керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси. Изучены и оценены запасы пресных вод. Произведен подсчёт запасов подземных вод апт-сеноманского водоносного комплекса, используемых для закачки в продуктивные пласты, и запасы утверждены ГКЗ РФ. Краткое описание этих месторождений приводится ниже.

Месторождение керамзитовых глин находится в 15 км к северо-западу от г. Мегион. Подсчитанные запасы глин составляют по категориям А+В+С1 2963,1 тыс. м3.

Месторождение строительного песка с запасами 4,8 млн. м3 открыто в 2,5 км к юго-востоку от г. Мегион.

Месторождение стекольного песка открыто в 120 км к юго-западу от посёлка Варьеган. Пески кварцевые, мелкие. Модуль крупности от 0,79 до 1,46. Содержание кварца 98%. В русле реки Аган открыто Шенглетовское месторождение стекольного песка на глубине 2,1−9,8 метров. Запасы составляют 25 млн. м3.

Локосовское месторождение глин расположено в 75 км к западу от г. Мегион у пос. Локосово, на второй надпойменной террасе р. Оби. Глины при добавке 1,5% солярного масла можно использовать для получения керамзитового гравия марки 600. Эти глины пригодны для изготовления кирпича марки 100−125 с сушкой в естественных условиях. Запасы глин утверждены в ГКЗ РФ по категориям: А — 1186 тыс. м3, В — 2725 тыс. м3, С1 — 2280 тыс. м3. В настоящее время на этом сырье работает Локосовский кирпичный завод. Лобановское месторождение глин находится в 10 км восточнее пос. Локосово. Площадь месторождения составляет 44 га, запасы 1988 тыс. м3. Глины пригодны для производства кирпича.

В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Условия водоснабжения. Источниками временного водоснабжения служат реки, ручьи, озёра. Однако поверхностные воды в большей степени подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут быть использованы источником питьевого водоснабжения.

Нижневартовский район расположен в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, где в разрезе верхнего гидрогеологического этажа выделяются следующие водоносные горизонты:

1. Водоносный горизонт четвертичных отложений;

2. Атлым — Новомихайловский горизонт;

3. Апт — Альб — Сеноманский горизонт.

На Ватинском месторождении основной объём воды используется для закачки в нефтяные пласты. В системе поддержания пластового давления (ППД) производится закачка вод различных источников. Данные представлены в таблице 2.1. В настоящее время больше половины закачиваемых вод составляют пресные поверхностные воды с водозабора «Курья», не требующие очистки.

Таблица 2.1. Объём закачки различных источников в систему ППД Ватинского месторождения, тыс. м3

Годы

Всего

Пресных

Сточных

Сеноманский

1988

8716

1158

1946

5612

1989

8627

1062

2726

4840

1990

10 300

3900

3458

2941

1991

10 309

3910

3458

2941

1992

15 825

7875

4655

3295

1993

17 630

9310

6492

1898

1994

20 107

12 705

7402

-

1995

23 819

14 092

9727

-

1996

24 010

13 371

10 639

-

1997

20 289

10 004

10 285

-

Вторым агентом закачки являются сточные воды, которые добываются с нефтью и отделяются от нее в пунктах подготовки нефти. Там же происходит очистка сточных вод до проектных параметров. На Ватинском месторождении содержание механических примесей не превышает 28,2 мг/л, нефтепродуктов — 37,5 мг/л. Объём закачки сточных вод постоянно увеличивается.

Третьим агентом закачки является подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса (покурская свита). Её толщина на Ватинском месторождении 649−720 м, кровля залегает в интервале глубин 955−973 м, подошва — от 1649 до 1772 метров. Песчанистость пород достигает 45%, от чего водообильность покурской свиты тоже высокая. Среднесуточные дебиты скважин в 1972 году составляли 2620−3556 м3/сут, а к 1978 снизилась до 1200−2000 м3/сут. На данный момент закачка сеноманских вод на Ватинском месторождении прекращена.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение на месторождении осуществляется за счёт подземных вод Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов, приуроченных к мелкозернистым пескам с прослоями и линзами разнозернистых песков. Кровля отложений Новомихайловского возраста вскрыта на глубине 180−198 метров, Атлымского — на глубине 236−255 метров. Толщина водоносного горизонта невелика, рабочая часть фильтра не превышает 10 метров. По физическим и химическим свойствам воды Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов соответствуют требованиям ГОСТа 2874−82 на питьевую воду (за исключением повышенного содержания железа).

С 1972 по 1975 год на Ватинском месторождении пробурены скважины для водоснабжения ЦТП, ЦДНГ-2, БКНС и ДНС, КНС — 4 и других нефтепромысловых объектов. Дебиты скважин при испытании составляли 20−30 м3/сут, при средних понижениях 40−60 метров. В связи с малой потребностью воды обычно работает одна скважина из 2−3 пробуренных на объекте. Подземные воды пресные, гидрокарбонатно-кальцевые, с минерализацией до 0,5 мг/л и жёсткостью от 0,97 до 2,9 мг-экв/л.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разрезов скважин произведено в соответствии с региональной стратиграфической схемой, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом 09. 04. 2004 г.

Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. В геологическом строении разреза принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В пределах последнего выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Палеозойский фундамент (PZ)

Представлен сильно метаморфизированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами девон-триасового возраста. На сопредельных площадях встречаются известняки и сильно метаморфизованные магматические породы. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента на месторождении 48 м.

Юрская система (J)

Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены преимущественно континентальными осадками, верхний — морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний — тюменской и верхний — васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Котухтинская свита (J1) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые. Глины уплотненные темно-серые, прослоями слабо битуминозные. Встречаются вкрапления пирита, растительного детрита, листовая флора.

Тюменская свита (J2а-J2k) представлена чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников. Нижняя часть сложена переслаиванием песчаников, и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Толщина тюменской свиты составляет 115−225 м.

Васюганская свита (J2k-J3о) подразделяется по литологическому составу пород на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми. Встречаются прослои битуминозных глин. Толщина нижней подсвиты 26−30 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями алевритистых глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые. В этой подсвите выделяется продуктивный горизонт ЮВ1. Толщина васюганской свиты 60−70 м.

Георгиевская свита (J3km) сложена глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдянистыми, слабо битуминозными с тонкими прослоями известняков. Толщина осадков георгиевской свиты от 1 до 5 м.

Баженовская свита (J3tt-K1b) представлена глинами темно-серыми, почти черными с буроватым оттенком. С битуминозными глинами баженовской свиты связан один их основных реперов — отражающий горизонт «Б». Толщина баженовской свиты 613 м.

Меловая система (К)

Представлена всеми отделами и ярусами, сложена морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой системы.

Мегионская свита (K1b-K1v) в нижней части представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда слабо битуминозными или известковистыми толщиной 15−18 м. На них залегает ачимовская толща — переслаивание песчаников, алевролитов и глин, которая не выдержана по толщине (48−70 м) и простиранию. Ачимовская толща на Ватинском месторождении содержит нефтеносные пласты песчаников БВ19−22. Завершается разрез мегионской свиты преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются нефтеносные пласты БВ813. Песчаники светло-серые, буровато-серые, мелко- и среднезернистые, они обычно разделены прослоями глин, алевролитов и известковистых песчаников. В кровле свиты залегает пачка темно-серых самотлорских глин. Ритмичные глины выдержаны по простиранию, служат репером и покрышкой над промышленно нефтеносным пластом БВ8, толщина ее колеблется от 10 до 30 м. Общая толщина мегионской свиты на Ватинском месторождении около 280 м.

Ванденская свита1v-K1br) имеет двучленное строение. Нижняя часть ее сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями, которые представлены мощной (более 200 м) толщей переслаивания сероцветных песчаников, алевролитов и глин. К ней приурочены продуктивные пласты БВ0-БВ7. Верхняя часть ванденской свиты включает продуктивные пласты АВ28, представлена переслаиванием зеленовато-серых песчаников, алевролитов и глин с прослоями буровато-пестроцветных, перемятых, с зеркалами скольжения глин. Породы верхней подсвиты имеют дельтовое происхождение (пласты АВ45 и АВ23). Общая толщина ванденской свиты более 400 м. В верхней части свиты наблюдается размыв барремских образований. Подтверждением этому служит присутствие галек в основании перекрывающей алымской свиты. К поверхности предполагаемого размыва приурочена граница между барремским и аптским ярусами.

Алымская свита1а) состоит из двух частей. Нижняя подсвита представлена пестрым спектром пород — от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт АВ1). Верхняя подсвита сложена битуминозными глинами, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями алевролитов (кошайские глины). Общая толщина алымской свиты 45−75 м. В период накопления кошайских глин произошло углубление и расширение морского бассейна. Кошайские глины в Нижневартовском районе относительно выдержаны, с ними связан региональный сейсморепер — горизонт «М».

Покурская свита1а-К2s). Представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. Пески и песчаники серые, светло-серые, иногда с зеленовым оттенком, мелко- и среднезернистые, с включением углистого детрита и сидерита. Толщина свиты 680−720 м.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы (К2t-К1d) представлена преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250−300 м.

Палеогеновая система (P) состоит в нижней части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), толщина которых составляет 435−475 м, выше залегают континентальные осадки — переслаивание глин, песков, бурых углей, (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты). Толщина осадков 200−230 м.

Четвертичные отложения (Q) — супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков туртасской свиты, толщина их составляет 20 м.

На рисунке 2.2.1. представлен литолого — стратиграфический разрез Ватинского месторождения.

Рисунок 2.2.1. Схематический сводный литолого — стратиграфический разрез Ватинского месторождения.

1.3 Тектоническое строение

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа:

Нижний — формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний — объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парагеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Верхний — мезо-кайнозойский, типично платформенный. Формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

На тектонической карте Западно-Сибирской плиты (1998 г. ред. Шпильман В. И., Подсосова Л. Л., Змановский Н.И.) Ватинское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода — структуры I порядка, образованной относительным поднятием крупного блока фундамента. На западе Нижневартовский свод отделяется от Сургутского свода Ярсомовским прогибом, на юго-западе и юге граничит с Юганской мегавпадиной, на востоке — с Колтогорско-Толькинской шовной зоной (рисунок 2.3. 1).

Рисунок 2.3.1. Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно — Сибирской плиты (под ред. В. И. Шпильмана, Н. И. Змановского, Л. Л. Подсосовой, 1998 г.)

В тектоническом отношении Ватинское месторождение приурочено к Мегионско-Покурской системе валов, а именно к собственно Ватинскому и частично к Маломегионскому локальным поднятиям III порядка, имеющим сложные очертания. Оно сочленяется через седловины различных форм и размеров на юго-востоке в районе скважины 138 — с Мегионским, на севере в районе скважин 809 и 814 — с Южно-Аганским, на западе, район скважины 148 — с Северо-Покурским поднятиями.

По подошве баженовской свиты (рисунок 2.3.2.) Ватинская структура оконтуривается изогипсой _2430 м. По изогипсе _2400 м в ее пределах выделяется четыре поднятия — по два в восточной и западной частях, которые можно объединить, именуя их как Западно-Ватинское и Восточно-Ватинское поднятия. Оба имеют близкое к меридиональному простирание.

На Западно-Ватинской структуре по горизонту БВ8 установлено 8 сводовых участков, на Восточно-Ватинской — 4. Указанные структуры по данному горизонту оконтуриваются изогипсой _2130 м. Амплитуда Восточно-Ватинской структуры составляет 48 м, наиболее ее высокая точка располагается в районе скважины 1180 и имеет отметку _2082,0 м, амплитуда Западно-Ватинской — 63 м, вершина зафиксирована в скважине 310 (отметка _2067 м) в южной части структуры. Это самая высокая отметка горизонта БВ8 на площади месторождения, поэтому эта часть структуры названа Центральной.

Соответственно формируются и более контрастные прогибы между отдельными вершинами структур. Например, на Западно-Ватинской структуре они отмечаются по линиям скважин с севера на юг 160−805, 786−129, 789−122−114, 81−775−777−778−78; на Восточно-Ватинской — 53−49, 754−752−123.

По вышезалегающим горизонтам отмеченная особенность тектонического строения сохраняется, но с выполаживанием структурных планов. По верхнему продуктивному пласту АВ12 изогипса _1680 м оконтуривает обе Ватинские структуры и объединяет Северо-Покурскую

Рисунок 2.3.2. Структурная карта подошвы баженовской свиты

Ватинскую, Мегионскую, Мыхпайскую и Самотлорскую структуры. Амплитуды Ватинских поднятий по указанному пласту следующие: по Западно-Ватинскому — 47 м, вершина располагается в районе скважины 104 (отметка _1637,5 м); по Восточно-Ватинскому — 40 м. (скв. 1180, отметка _1640 м).

Крутизна крыльев уменьшается от 2єч2є30ґ по сейсмическому горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) по БВ8, до 0є3ґч1є - по горизонту АВ13. Таким образом, на Ватинской площади имеется ряд куполовидных поднятий, которые можно объединить в два наиболее крупных — Западно-Ватинское и Восточно-Ватинское, имеющих простирание, близкое к меридиональному.

1.4 Нефтеносность продуктивных пластов

Продуктивные залежи на Ватинском месторождении приурочены к алымской свите (пласты АВ11+2, АВ13), верхней (АВ21, АВ22, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8) и нижней (БВ00, БВ01, БВ02, БВ11, БВ12, БВ2, БВ31, БВ32, БВ41, БВ42, БВ5) подсвитам ванденской свиты, к подошвенной части ванденской и кровельной части мегионской свит (БВ6, БВ70, БВ7, БВ81+2, БВ83), подошвенной части мегионской свиты (БВ1920, БВ2122), к васюганской (ЮВ10, ЮВ11, ЮВ12) и тюменской (ЮВ2, ЮВ3) свитам. В разрезе выделено 33 продуктивных пласта, содержащих 112 залежей нефти.

В таблице 2.4.1 приведены геолого-физические характеристики продуктивных пластов Ватинского месторождения. В таблице 2.4.2 приведена краткая характеристика залежей.

Таблица 2.4. 1

Геолого — физическая характеристика продуктивных пластов Ватинского месторождения

Таблица 2.4.2 Краткая характеристика залежей Ватинского месторождения

Пласт

Залежь

Блок

Абсолютная отметка ВНК, м

Размеры залежи

Диапазон изменения эффективных толщин, м

Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин, м

Тип залежи

длина, км

ширина, км

высота, м

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

АВ11+2

Основная

-

1690

-

-

-

0. 4−13. 9

0. 4−13. 9

ПС ЛЭ

АВ13

Основная

-

1690

25−30

20

60,0

0. 4−12. 2

0. 4−12. 2

ПС ЛЭ

АВ21

Западная 1 (основная)

-

1690

22,1

12,3

55,0

0. 6−19. 0

0. 4−19. 0

ПС ЛЭ

Восточная 2 (основная)

-

1690

21,0

7,0

44,0

0. 4−18. 1

0. 4−18. 1

ПС ЛЭ

Южный участок

-

1690

3,5

1,8

18,0

0. 8−14. 5

0. 5−14. 5

ПС

Восточная 1, р-н скв. 1325р

-

1691

2,3

1,6

16,0

13. 4−21. 0

2. 4−14. 0

ПС

Западная 2, р-н скв. 1337р

-

1695

6,0

2,1

5,0

10,9

2,2

ПС

АВ22

Западная 1, р-н скв. 829р

-

1690

2,7

1,5

9,0

8. 7−17. 4

1. 4−5. 8

ПС

Западная 2, р-н скв. 808р

-

1690

9,0

4,1

19,0

0. 6−19. 9

0. 4−13. 7

ПС ЛЭ

Западная 3

-

1691

8,0

8,5

27,0

1. 9−19. 5

0. 4−19. 5

ПС ЛЭ

Западная 4, р-н скв. 503

-

1690

1,0

1,0

8,4

12. 7−16. 1

1. 3−7. 2

ПС

Западная 5, р-н скв. 551

-

1690

4,0

1,0

13,0

1. 3−11. 5

0. 5−5. 4

ПС

Восточная 7

-

1692

7,0

3,5

12,0

0. 8−15. 5

0. 4−13. 8

ПС

Восточная 8, р-н скв. 410

-

1690

2,0

1,7

13,0

4. 0−12. 3

1. 2−8. 8

ПС

Восточная 9, р-н скв. 419

-

1690

5,0

3,2

20,0

1. 6−15. 0

0. 8−11. 3

ПС

Восточная 10, р-н скв. 4756

-

1692

0,2

0,2

4,0

17,6

4,3

ПС

AB3

Западная 1, р-н скв. 124, 802

-

1701

4,2

2,3

21,0

0. 8−10. 2

0. 8−9. 2

ПС ЛЭ

Западная 2, р-н скв. 823

-

1721

2,3

1,0

7,0

2. 4−5. 6

2. 4−5. 6

ПС ЛЭ

Западная 3, р-н скв. 195

-

1710

1,1

0,3

13,0

2. 8−8. 5

1. 5−8. 5

ПС

АВ4

Западная 1 (основная)

-

1717−1725

5,0

1,8

29,0

0. 6−16. 2

0. 5−10. 6

ПС ЛЭ

Западная 2, р-н скв. 287

-

1708

1,3

0,5

11,0

2. 8−7. 9

1. 2−2. 4

ПС ЛЭ

Западная 3, р-н скв. 563

-

1720−1729

1,0

0,5

8,0

2. 0−7. 0

2. 0−7. 0

ПС

АВ5

Основная

-

1738

4,2

2,1

30,0

1. 6−21. 9

1. 1−20. 4

ПС ЛЭ

АВ6

Основная

-

1763

3,7

2,0

23,0

2. 2−28. 4

0. 7−19. 6

ПС

АВ7

Основная

-

1808−1813

4,8

2,7

42,0

0. 9−19. 0

0. 9−19. 0

ПС

АВ8

Основная

-

1817

4,5

1,5

30,0

2. 2−16. 1

1. 0−14. 6

ПС

БВ00

Западная

1857

0,8

0,3

23,0

0. 6−5. 6

0. 6−5. 6

ПС ЛЭ

БВ01

Западная

1857

5,4

3,5

37,0

0. 4−7. 1

0. 4−7. 1

ПС ЛЭ

БВ02

Западная

1857

4,9

2,5

27,0

0. 4−8. 1

0. 4−8. 1

ПС ЛЭ

БВ11

Западная

1875

6,3

3,2

40,0

0. 5−11. 0

0. 5−11. 0

ПС ЛЭ

БВ12

Западная

1881

5,3

2,4

38,0

2. 3−13. 8

0. 8−13. 8

ПС ЛЭ

БВ2

Западная

1882

3,2

1,2

23,0

10. 6−18. 1

1. 6−12. 5

ПС

БВ31

Западная

1908

3,6

2,0

27,0

1. 6−10. 6

0. 8−10. 6

ПС ЛЭ

БВ32

Западная

1912

3,0

0,9

13,0

8. 8−17. 6

0. 4−11. 2

ПС

БВ41

Западная

1945

3,6

2,9

35,0

0. 8−5. 7

0. 8−5. 6

ПС ЛЭ

БВ42

Западная

1954

4,3

2,2

35,0

9. 1−24. 1

1. 8−20. 2

ПС

БВ5

Западная 1, р-он скв. 301,302

1976

0,8

0,6

4,0

9. 2−13. 6

1. 7−3. 6

ПС

Западная 2, р-он скв. 306,307

1976

0,6

0,4

6,0

6. 4−12. 3

1. 4−4. 1

ПС

Западная 3, р-он скв. 4722

1982

0,25

0,25

6,0

8. 0−8. 3

0. 6−1

ПС

Западная 4, р-он скв. 4011

1973−1975

1,1

0,6

6,0

6. 4−11. 4

0. 8−5. 8

ПС

Западная 5, р-он скв. 4003

1982

0,4

0,3

10,0

9. 4−10. 6

4. 2−6. 5

ПС

Западная 6, р-он скв. 3739

1967−1972

0,4

0,3

10,0

10. 6−11. 1

6. 8−6. 9

ПС

БВ6

Западная 1 (северный 1)

2048

2,3

2,6

29,0

5. 9−12. 2

2. 4−12. 2

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 2)

2035

2,4

2,2

15,0

9. 4−15. 1

6. 8−13. 8

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 3)

2045

6,7

2,3

25,0

2. 7−13. 7

1. 6−13. 7

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 4)

2048

1,5

1,0

3,0

1. 9−11. 8

1. 9−5. 5

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 5)

2059

1,5

1,0

9,0

7. 9−12. 0

2. 1−7. 9

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 6)

2058

1,9

1,3

4,0

1. 1−8. 5

1. 1−4. 4

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 7)

2058

1,5

0,8

6,0

1. 8−6. 4

1. 8−4. 2

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 8)

2066

2,0

0,6

25,0

7. 2−8. 1

7. 2−8. 1

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 9)

2069

2,7

1,4

15,0

8. 9−14. 4

7. 6−14. 4

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 10)

2061−2065

2,5

0,6

8,0

2. 2−9. 6

1. 0−4. 2

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 11)

2071

0,7

0,5

6,0

9,9

5,2

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 12)

2069

1,0

1,0

6,0

8. 8−13. 5

7. 2−8. 6

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 13)

2069

3,5

1,3

13,0

1. 2−16. 4

1. 0−11. 2

ПС ТЭ

Западная 1 (северный 14)

2053

0,6

0,6

9,0

8. 0−10. 2

3. 4−7. 5

ПС ТЭ

Западная 2 (центральная), р-н скв. 190

2041

3,5

1,5

15,0

1. 8−7. 3

0. 4−6. 3

ПС

Западная 3 (южная), р-н скв. 802р

2016−2018

4,5

1,5

32,0

4. 9−13. 1

1. 2−13. 1

ПС

Западная 4, р-н скв. 810р

2071

1,3

1,3

6,0

14,5

4,8

ПС

БВ70

Западная 1, р-н скв. 4716, 124р

2034

1,2

0,7

31,0

0. 8−3. 0

0. 8−3. 0

ПС ЛЭ

Западная 2, р-н скв. 305

2025

1,5

0,4

6,0

0. 8−2. 8

0. 8−2. 8

ПС ЛЭ

Западная 3, р-н скв. 93

2033

0,4

0,2

4,0

3,0

3,0

ПС ЛЭ

БВ7

Западная 1 (северная), р-н скв. 802р

2053

3,4

1,9

32,0

1. 9−7. 4

1. 3−6. 0

ПС

Западная 2 (южная), р-н скв. 763

2053

1,2

1,1

37,0

5. 0−7. 6

2. 8−7. 4

ПС

БВ83

Западная 1 (северная)

2134

2,7

1,1

14,0

12. 4−20. 8

1. 5−11. 5

ПС

Западная 2 (центральная)

2134

2,9

0,7

12,0

4. 5−9. 0

2. 0−6. 7

ПС

Западная 3 (южная)

2134

6,0

4,5

46,0

1. 6−8. 3

1. 3−8. 3

ПС

Восточная 4, р-н скв. 1180, 1182

2134

0,9

0,6

18,0

1. 4−6. 1

1. 4−6. 1

ПС

Восточная 5 (северная)

2134

5,5

3,5

27,0

0. 8−9. 7

0. 7−6. 4

ПС ЛЭ

Восточная 6 (центральная)

2134

2,0

3,0

18,0

1. 0−7. 9

1. 0−7. 4

ПС ЛЭ

Восточная 7 (южная)

2134

3,5

1,2

30,0

0. 6−2. 8

0. 6−2. 8

ПС ЛЭ

БВ19−20

Восточная 1 (основная)

22−42

2308−2395

15,8

5. 5−13

80,0

1. 6−25. 7

1. 6−25. 7

ПС ТЭ ЛЭ

Восточная 2, р-н скв. 5313

43

усл. 2325

2,7

1,0

13,0

5. 0−23. 8

1. 0−6. 2

ПС

Западная 3, р-н скв. 4021

3

усл. 2378

6,0

1. 0−2. 5

40,0

1. 8−3. 0

1. 8−3. 0

ПС ТЭ ЛЭ

БВ21−22

Восточная 1 (основная)

21−42

2368−2436

22,5

6,5

80,0

0. 8−19. 7

0. 8−19. 7

ПС ТЭ ЛЭ

Восточная 2, р-н скв. 5313

43

усл. 2380

3,7

1,2

20,0

2. 1−9. 0

1. 0−6. 8

ПС

Западная 3, р-н скв 823р

1

2420

3,6

1,9

37,0

3. 1−6. 6

3. 1−6. 6

ПС ТЭ ЛЭ

Западная 4, р-н скв. 4021

2, 2а, 3, 6

усл. 2394

6,3

3,0

73,0

1. 6−6. 0

1. 6−6. 0

ПС ТЭ ЛЭ

ЮВ10

Основная

23, 24, 26, 28

-

4,0

2,3

50,0

2. 0−12. 2

2. 0−12. 2

ПС ЛЭ ТЭ

ЮВ11

Западная 1 (основная)

2, 3, 5−10, 13−17

2414−2463

19,2

3,5

100,0

0. 8−19. 4

0. 8−19. 4

ПС ТЭ ЛЭ

Восточная 2 (основная)

21−42

2392−2463

22,0

1. 5−5. 5

100,0

0. 6−20. 6

0. 6−12. 5

ПС ТЭ, ПС ТЭ ЛЭ

Залежь 3, р-н скв. 822р

1

2440

2,5

1,2

20,0

1. 8−2. 0

1. 8−2. 0

ПС ТЭ ЛЭ

Залежь 4, р-н скв. 1303р

4

2463

1,7

1,5

16,0

8. 2−15. 9

1. 0−14. 0

ПС ТЭ

Западная 5, р-н скв. 850р

11

2472

2,5

0,8

7. 0−8. 0

1,2

0,6

ПС

Западная 6, р-н скв. 847р

12

2474

1,2

0,5

4,0

1,8

1,8

ПС

Западная 7, р-н скв. 839р

12а

2486

1,2

0,7

8,0

9,2

7,4

ПС

Западная 8, р-н скв. 1309р

18

2481

1,0

0,8

10,0

9. 6−15. 8

3. 4−9. 0

ПС

Западная 9, р-н скв. 1307р, 1308р

19

2463

2,0

1,2

5,0

11. 4−16. 2

1. 2−4. 4

ПС

Восточная 10, р-н скв. 5254

20

2450

1,3

0,5

8,0

11. 4−19. 2

2. 6−6. 6

ПС ТЭ

Восточная 11, р-н скв. 1462

43

2419

3,7

0,9

25,0

3. 0−13. 6

1. 2−8. 4

ПС

Восточная 12, р-н скв. 1325р

44

2434

3,5

1,6

20,0

4. 2−12. 5

3. 4−5. 2

ПС

Залежь 14, р-н скв. 39р

-

2471

0,7

0,5

2,0

12,2

1,8

ПС

ЮВ12

Западная 1, р-н скв. 367

7

2400

3,8

0. 4−1. 0

12,0

2,4

2,4

ПС ТЭ ЛЭ

Западная 2, р-н скв. 368

2418

1,7

0,7

10,0

2,2

2,2

ПС ТЭ ЛЭ

Западная 3

6

2408

1,6

0,5

10,0

-

-

ПС ТЭ

Западная 4, р-н скв. 1303р

4

2485

1,6

1,0

10,0

4. 4−7. 6

3. 4−4. 4

ПС ТЭ

Западная 5, р-н скв. 565

1

2463

6,1

2,5

22,0

1. 4−7. 6

1. 4−7. 6

ПС ТЭ ЛЭ

Восточная 6, р-н скв. 1301

22, 29

2414

2,9

0,6

6,0

2. 3−4. 6

2. 3−4. 6

ПС ТЭ

Восточная 7, р-н скв. 1229

32

2391

0,6

0,4

8,0

5,8

5,8

ПС ТЭ

ЮВ2

Западная 1, р-н скв. 1316

15

чнз

0,6

0,3

10,0

2,0

2,0

ПС ТЭ ЛЭ

Западная 2, р-н скв. 1107

13

2462

2,1

0,7

16,0

1. 3−3. 6

1. 3−3. 0

ПС ТЭ ЛЭ

ЮВ3

Западная 1, р-н скв. 1107

13

2474

1,9

0,8

15,0

3. 4−3. 6

3. 4−3. 6

ПС ТЭ ЛЭ

Западная 2, р-н скв. 1056

15

2440−2444

1,0

0,6

35,0

1. 0−9. 6

1. 0−9. 6

ПС ТЭ

Типы залежей: ПС — пластовая сводовая

ЛЭ — литологически экранированная

ТЭ — тектонически экранированная

1.5 Свойство и состав пластовых флюидов

Для изучения физико-химических свойств нефти из трёх скважин Ватинского месторождения (850Р, 1337Р, 4757) было отобрано и изучено десять глубинных проб нефти. В скважинах № 1337Р и 4757 глубинные пробы отобраны из пласта АВ2, интервалы отбора проб — 1857. 0−1860.0 и 1818. 5−1826.0 м. В скважине № 850Р пробы отобраны из пласта Ю11, интервал отбора — 2564. 0−2567.0 м.

Комплекс проведённых исследований включает в себя следующие параметры: физические свойства нефти в пластовых условиях, физические параметры нефти и выделяющегося нефтяного газа при однократном разгазировании, при пластовых условиях, физические параметры нефти и нефтяного газа при условии промысловой сепарации, объемный коэффициент (при условии промысловой сепарации), компонентный состав нефти, компонентный состав газа, физические параметры и фракционный состав дегазированной нефти.

Свойства пластовой нефти по пластам АВ2 и Ю1 с учётом новых проб из скважин 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1. Свойства пластовой нефти пластов АВ2 и ЮВ1 Ватинского месторождения

Наименование параметра

Пласты

АВ2

ЮВ1

Пластовое давление, МПа

17,4

24,98

Пластовая температура, єС

74

96

Давление насыщения, МПа

7,48

11,14

Газосодержание, м3/т

41,7

148,9

Плотность в условиях пласта, кг/м3

788,9

631,4

Вязкость в условиях пласта, мПа с

2,31

1,01

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10−4

12,14

18,9

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20єС:

при однократном разгазировании

1,049

1,263

при дифференциальном разгазировании

0,948

1,115

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20єС:

при однократном разгазировании

865,0

838,0

при дифференциальном разгазировании

858,5

816,5

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ2 с учётом двух новых проб из скважин № 1337Р и № 4757 представлены в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ2 Ватинского месторождения

Пласт

АВ2

Наименование параметра

Количество исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

1

2

3

4

5

Плотность при 20 єС, кг/м3

7

8

851−874

863

Вязкость, Мпа*с

при 20єС

7

8

7,67−14,82

12,54

при 50єС

7

8

3,77−6,13

5,37

Молекулярная масса, кг/кмоль

5

6

186−228

213

Температура застывания, минус єС

3

3

6ч18

13

Массовое содержание, %

серы

7

8

0,79−1,24

1,78

смол силикагелевых

7

8

4,69−13,95

8,24

асфальтенов

7

8

1,7−3,67

2,44

парафинов

7

8

2,31−3,8

3,1

воды

7

8

отс-40,8

40,8

Температура плавления парафина, єС

6

7

47−60

55

Температура начала кипения, єС

7

8

45−83

61

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

до 100єС

5

5

4,8−8,0

5,6

до 150єС

7

8

12,0−17,0

14,3

до 200єС

7

8

21,0−26,5

24,0

до 250єС

7

8

28,5−37,0

33,3

до 300єС

7

8

41,0−48,5

44,8

После 2008 г. компонентный состав пластовой нефти пласта АВ2 дополнительно изучен по 4 пробам, отобранных из скважин № 1337Р и № 4757. Ранее компонентный состав пластовой нефти пласта АВ2 исследован по двум пробам скважин № 104 и № 155Р, отобранных из пластов АВ13+АВ2.

Компонентный состав газа по данным однократного разгазирования пласта АВ2 изучен по семи пробам из трех скважин. После 2008 г. компонентный состав газа пласта АВ2 дополнительно исследован по четырем пробам из скважин № 1337Р и № 4757.

По пласту Ю1 после 2005 г. дополнительно изучен компонентный состав пластовой нефти и газа по четырем пробам из скважины № 850Р.

Компонентный состав пластовой нефти и нефтяного газа по пластам АВ2 и Ю1 с учетом новых проб из скважин №№ 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3. Компонентный состав пластовой нефти и газа при однократном разгазировании пластов АВ2 и ЮВ1 Ватинского месторождения

Наименование

Пласт АВ2

Пласт ЮВ1

Газ при однократном разгазировании

Пластовая нефть

Газ при однократном разгазировании

Пластовая нефть

Молярная концентрация компонентов, %

Сероводород

Углекислый газ

0,09

0,03

2,00

1,06

А з о т

0,94

0,25

0,86

0,36

Гелий

0,00

0,00

М е т, а н

75,46

20,86

54,39

28,90

Э т, а н

2,86

0,81

11,99

7,30

Пропан

5,42

1,86

17,52

9,06

Изобутан

3,09

1,30

2,29

1,88

н. Бутан

5,37

3,42

7,43

5,07

Изопентан

2,15

2,14

1,27

1,67

н. Пентан

2,75

3,90

1,63

2,56

Гексаны

1,90

65,46

Гептаны

остаток

0,65

42,14

Молек. масса, г/моль

25,8

168,1

28,48

109,80

Плотность газа, кг/м3

1,071

1,201

Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед.

1,019

Плотность нефти, кг/м3

788,9

631,4

1.6 Запасы нефти и растворённого газа

Последний раз запасы нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1. 01. 2008 г. утверждались в ГКЗ в 2008 г. (протокол № 1128 от 09. 12. 2008 г.). Запасы нефти утверждены по 33 подсчетным объектам в количестве: по категории АВС1 — 550 583/250223 тыс. т, по категории С2 — 143 936/37478 тыс.т.

На балансе РГФ по состоянию на 1. 01. 2010 г. в целом по месторождению числятся запасы нефти в объеме: по категории АВС1 — балансовые — 559 112 тыс. т, извлекаемые — 252 858 тыс. т; по категории С2 — балансовые — 144 817 тыс. т, извлекаемые — 37 620 тыс.т. Подсчетные параметры и запасы нефти и растворенного газа по состоянию на 1. 01. 2010 г. представлены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1. 01. 2010 г.

Пласт

Категория запасов

Площадь нефтеносности, тыс. м2

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м

Объём нефтесодержащих пород, тыс. м3

Коэффициенты, доли ед.

Плотность нефти, г/см3

Начальные геологические запасы нефти, тыс. т

Газосодержание пластовой нефти, м3

Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, млн. м3

пористости

нефтенасыщенности

пересчетный

АВ1/1+2

С1

7299

1,1

7897

0,20

0,47

0,896

0,860

1565

45

26

С2

475 127

2,3

1 106 871

0,20

0,39

0,896

0,860

66 213

45

2994

АВ1/3

В+С1

416 973

3,0

1 258 842

0,22

0,45−0,52

0,896

0,860

109 283

45

4793

С2

25 627

3,4

88 290

0,21−0,22

0,38−0,47

0,896

0,860

9062

45

307

АВ2/1

В+С1

244 012

4,3

1 039 658

0,22−0,24

0,45−0,59

0,896

0,860

103 261

45

4696

С2

25 995

2,1

54 812

0,22−0,25

0,47−0,55

0,896

0,860

6557

45

221

АВ2/2

В+С1

67 424

4,4

299 299

0,21−0,24

0,47−0,64

0,896

0,860

31 332

45

1410

С2

1659

1,9

3202

0,23−0,25

0,51−0,52

0,896

0,860

295

45

13

АВ3

С1

10 740

2,8

30 455

0,23

0,47−0,56

0,896

0,860

2918

45

131

АВ4

С1

6456

3,1

20 020

0,23−0,24

0,52−0,65

0,896

0,860

2155

45

97

С2

711

1,8

1280

0,23

0,52

0,896

0,860

118

45

5

АВ5

С1

6621

6,0

39 989

0,24

0,64−0,67

0,896

0,860

4928

45

222

АВ6

С1

4562

6,7

30 545

0,24

0,62

0,873

0,842

3341

41

137

АВ7

С1

7295

3,9

28 515

0,23

0,55−0,62

0,873

0,842

2915

41

120

АВ8

С1

6194

5,4

33 387

0,24

0,57−0,59

0,839

0,850

3299

44

145

БВ0/0

С1

1180

1,8

2094

0,24

0,45−0,50

0,839

0,850

175

44

8

БВ0/1

В

18 196

2,1

38 139

0,22

0,53−0,58

0,839

0,850

3435

44

151

БВ 0/2

В

9344

3,7

34 366

0,23

0,50−0,67

0,839

0,850

3620

44

159

БВ1/1

В

15 368

2,2

34 003

0. 21−0. 22

0. 48−0. 57

0,839

0,850

2883

44

127

БВ½

В

13 042

6,0

77 966

0. 22−0. 23

0. 56−0. 67

0,839

0,850

7976

44

351

БВ2

В

3458

4,9

16 838

0,23

0,55

0,839

0,850

1519

44

67

БВ3/1

В

5003

4,3

21 642

0,20

0. 55−0. 60

0,839

0,850

1819

44

80

БВ3/2

С1

2316

3,3

7548

0,22

0,57

0,839

0,850

675

44

30

БВ4/1

С1

7456

2,3

16 833

0,20

0. 53−0. 55

0,832

0,842

1288

46

59

БВ4/2

В

7391

9,0

66 363

0,20

0. 53−0. 55

0,832

0,842

5058

46

232

БВ5

С1

928

2,6

2446

0,22

0,54

0,832

0,842

220

43

9

С2

541

2,6

1422

0,22

0,54

0,832

0,842

128

43

6

БВ6

А+В+С1

35 851

6,6

234 828

0. 20−0. 22

0. 60−0. 67

0,895

0,846

23 804

43

1024

С2

15 393

4,6

71 050

0. 21−0. 22

0. 50−0. 65

0,895

0,846

6731

43

289

БВ7/0

С2

1306

1,4

1803

0,20

0. 49−0. 51

0,806

0,840

124

73

9

БВ7

С1

5092

3,8

19 190

0,22

0. 52−0. 56

0,806

0,840

1567

73

114

БВ8/1−2

В+С1

159 250

10,7

1 700 531

0. 20−0. 22

0. 61−0. 69

0,806

0. 833−0. 840

159 497

73

11 643

С2

1267

4,0

5031

0,21

0,64

0,806

0. 833−0. 840

460

73

34

БВ8/3

В+С1

23 987

3,9

94 745

0. 19−0. 22

0. 40−0. 62

0. 806

0,840

7345

73

537

С2

12 198

1,9

23 338

0. 15−0. 18

0. 36−0. 38

0,806

0,840

1056

73

77

БВ19−20

С1

23 949

4,6

109 767

0,18

0,60

0,747

0,831

8932

90

662

С2

52 432

6,3

328 303

0,18

0,60

0,747

0,831

20 437

90

1981

БВ21−22

С1

49 381

4,8

235 942

0,18

0,60

0,747

0,831

16 944

90

1424

С2

84 212

4,9

413 265

0,18

0,60

0,747

0,831

26 580

90

2494

ЮВ1/0

С1

5198

3,5

18 156

0,17

0,50

0,747

0,831

958

90

86

ЮВ1/1

В+С1

135 340

5,6

751 847

0. 14−0. 20

0. 34−0. 65

0,747

0,831

46 289

90

4120

С2

23 769

3,6

85 427

0. 15−0. 20

0. 34−0. 56

0,747

0,831

4814

90

433

ЮВ½

С1

1265

1,7

2134

0. 15−0. 16

0. 53−0. 54

0,747

0,831

111

90

10

С2

12 929

3,0

38 613

0. 15−0. 16

0. 53−0. 54

0,747

0,831

1967

90

177

ЮВ2

С2

1445

1,4

1985

0,14

0,40

0,747

0,831

69

90

6

ЮВ3

С2

1979

2,2

4415

0,15

0,50

0,747

0,831

206

90

18

Всего по месторождению

А+В+С1

559 112

32 670

С2

144 817

9064

Таблица 2.6.2. — Состояние запасов нефти Ватинского месторождения на 1. 01. 2010 г.

Пласты

Начальные запасы нефти, тыс. т

Текущие запасы нефти, тыс. т

Утвержденные ФГУ ГКЗ МПР РФ

На государственном балансе

геологические

извлекаемые

КИН С1/С2

геологические

извлекаемые

КИН С1/С2

геологические

извлекаемые

Текущий КИН

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

АВ1/1+2

572

66 527

136

16 085

0,238

0,242

1565

66 213

373

16 009

0,238

0,242

1557

66 213

365

16 009

0,005

АВ1/3

106 493

6824

31 879

1676

0,299

0,246

109 283

9062

32 692

2289

0,299

0,253

90 246*

9062

13 655*

2289

0,174

АВ2/1

101 732

4901

49 640

1266

0,488

0,258

103 261

6557

50 303

1607

0,487

0,245

71 934

6557

18 976

1607

0,303

АВ2/2

31 332

295

14 679

52

0,468

0,176

31 332

295

14 679

52

0,468

0,176

23 763

295

7110

52

0,242

АВ3

2918

-

970

-

0,332

-

2918

-

970

-

0,332

-

2482

-

534

-

0,149

АВ4

2155

118

730

14

0,339

0,119

2155

118

730

14

0,339

0,119

1525

118

100

14

0,292

АВ5

4928

-

2076

-

0,421

-

4928

-

2076

-

0,421

-

4006

-

1154

-

0,187

АВ6

3341

-

1119

-

0,335

-

3341

-

1119

-

0,335

-

2963

-

741

-

0,113

АВ7

2915

-

1265

-

0,434

-

2915

-

1265

-

0,434

-

1807

-

157

-

0,380

АВ8

3299

-

1323

-

0,401

-

3299

-

1323

-

0,401

-

2675

-

699

-

0,189

БВ0/0

175

-

44

-

0,251

-

175

-

44

-

0,251

-

151

-

20

-

0,137

БВ0/1

3435

-

1463

-

0,426

-

3435

-

1463

-

0,426

-

2697

-

725

-

0,215

БВ0/2

3620

-

2209

-

0,610

-

3620

-

2209

-

0,610

-

1464

-

53

-

0,596

БВ1/1

2883

-

1228

-

0,426

-

2883

-

1228

-

0,426

-

2408

-

753

-

0,165

БВ½

7976

-

4086

-

0,512

-

7976

-

4086

-

0,512

-

4389

-

499

-

0,450

БВ2

1519

-

478

-

0,315

-

1519

-

478

-

0,315

-

1418

-

377

-

0,066

БВ3/1

1819

-

741

-

0,407

-

1819

-

741

-

0,407

-

1095

-

17

-

0,398

БВ3/2

675

-

266

-

0,394

-

675

-

266

-

0,394

-

425

-

16

-

0,370

БВ4/1

1288

-

471

-

0,366

-

1288

-

471

-

0,366

-

1057

-

240

-

0,179

БВ4/2

5058

-

2512

-

0,497

-

5058

-

2512

-

0,497

-

2696

-

150

-

0,467

БВ5

220

128

110

28

0,500

0,219

220

128

110

28

0,500

0,219

213

128

103

28

0,032

БВ6

23 804

6731

12 562

2970

0,528

0,441

23 804

6731

12 562

2970

0,528

0,441

15 665

6731

4423

2970

0,342

БВ7

1567

-

716

-

0,457

-

1567

-

716

-

0,457

-

1353

-

502

-

0,137

БВ7/0

-

124

-

29

-

0,234

-

124

-

29

-

0,234

-

124

-

29

-

БВ8/1−2

159 497

460

93 793

104

0,588

0,226

159 497

460

93 793

104

0,588

0,226

81 081

460

15 377

104

0,492

БВ8/3

7345

1056

2570

291

0,350

0,276

7345

1056

2570

291

0,350

0,276

6576

1056

1801

291

0,105

БВ19−20

7359

22 010

1714

6068

0,233

0,276

8932

20 437

2084

5624

0,233

0,275

8669

20 437

1821

5624

0,029

БВ21−22

15 818

27 706

4076

6968

0,258

0,251

16 944

26 580

4368

6676

0,258

0,251

16 293

26 580

3717

6676

0,038

ЮВ1/0

958

-

177

-

0,185

-

958

-

177

-

0,185

-

896

-

115

-

0,065

ЮВ1/1

45 771

4814

17 172

1437

0,375

0,299

46 289

4814

17 432

1437

0,377

0,299

38 227

4814

9370

1437

0,174

ЮВ½

111

1967

18

438

0,162

0,223

111

1967

18

438

0,162

0,223

108

1967

15

438

0,027

ЮВ2

-

69

-

11

-

0,159

-

69

-

11

-

0,159

-

69

-

11

-

ЮВ3

-

206

-

41

-

0,199

-

206

-

41

-

0,199

-

206

-

41

-

В целом по месторож-дению

550 583

143 936

250 223

37 478

0,454

0,26

559 112

144 817

252 858

37 620

0,452

0,26

389 787

144 817

83 533

37 620

0,303

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения

пласт нефть газ

Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная — в 1966 г.

Разработка месторождения осуществлялась в соответствии со следующими проектными документами:

1. «Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», ВНИИнефть, протокол ЦКР № 119 от 06. 06. 1967 г.

2. «Уточнённая технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 527 от 15. 07. 1977 г.

3. «Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 600 от 17. 05. 1978 г.

4. «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 968 от 21. 04. 1982 г.

5. «Проект разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 1343 от 21. 06. 1989 г.

6. «Анализ разработки и прогноз основных технико-экономических показателей эксплуатации месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СибНИИНП, протокол ЦКР Минтопэнерго № 2383 от 05. 08. 1999 г.

7. «Анализ разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», протокол ЦКР Роснедра № 1343 от 21. 03. 2005 г.

8. «Уточнённый проект разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 3910 от 21. 12. 2006 г.) в качестве «Дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения»

9. «Авторский надзор за реализацией дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 4531 от 05. 03. 2009 г.) с корректировкой технологических показателей, который является в настоящее время действующим проектным документом.

ЦКР Роснедра (нефтяная секция) ОТМЕЧАЕТ:

1. Из 20 эксплуатационных объектов, выделенных в разрезе месторождения, 16 объектов, содержащих около 94% начальных запасов нефти, находятся в разработке с использованием различных систем.

2. По состоянию на 01. 01. 2008 г. из разрабатываемых объектов Ватинского месторождения добыто 169,3 млн. т. нефти, отбор от НИЗ составляет 67%, текущая обводнённость 92%, величина текущего КИН 0,303.

3. Выработка запасов по отдельным эксплуатационным объектам характеризуется значительной неравномерностью. Наилучшие характеристики выработки запасов имеют продуктивные пласты БВ8 (82,2%), БВ4 (87%), БВ3 (96,6%), АВ4 (91,8%), АВ7 (87,6%), низкой степенью вовлечения в разработку и выработки запасов характеризуются залежи сложнопостроенных низкопроницаемых ачимовских пластов и пласта ЮВ1.

4. Проектные объёмы бурения и ввода скважин из неработающего фонда выполнены не полностью, фактическая эффективность отдельных видов ГТМ и МУН оказалась ниже расчётной, что в конечном итоге сказалась на невыполнении проектных уровней добычи нефти.

5. Уточнённой программой ГТМ предлагается увеличение количества наиболее эффективных ГТМ: ГРП, перестрелов (дострелов) продуктивных интервалов, РИР, ввода скважин из неработающего фонда, уменьшение количества переводов скважин на другие объекты и бурения боковых горизонтальных стволов; за счёт бурения горизонтальных скважин уменьшается количество новых добывающих скважин.

6. Реализация рекомендуемого варианта разработки позволит обеспечить утверждённый коэффициент извлечения нефти 0,452.

1) Утверждённые технологические показатели разработки на 2008−2010 гг. :

По месторождению в целом

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Добыча нефти, тыс. т

3472,0

3129,2

2940,9

Добыча жидкости, тыс. т

49 428,6

48 151,1

47 159,0

Закачка воды, тыс. м3

44 863,6

44 269,7

43 595,0

Добыча растворённого газа, млн. м3

189,5

173,9

164,7

Процент использования растворённого газа, %

95

95

95

В переделах Ватинского и Мегионского ЛУ

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Добыча нефти, тыс. т

3409,0

3083,0

2903,5

Добыча жидкости, тыс. т

49 138,5

47 871,1

46 892,2

Закачка воды, тыс. м3

44 498,6

43 922,9

43 262,1

Добыча растворённого газа, млн. м3

186,0

171,4

162,6

Процент использования растворённого газа, %

95

95

95

для категории запасов A+B+C1:

Ш бурение 26 добывающих, в том числе 14 горизонтальных и шести нагнетательных скважин;

Ш ввод в эксплуатацию 97 скважин из неработающего фонда, в том числе 25 скважин переводом на другие объекты;

Ш перевод на другие объекты 22 действующих скважин, выполнивших своё проектное назначение, в том числе четыре действующих скважины с бурением БГС;

Ш бурение 19 боковых горизонтальных стволов;

Ш реализация 89 ГРП, а также проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов.

для категории запасов C1:

Ш бурение трёх добывающих скважин на объекте БВ19−22.

На полное развитие:

Ш максимальные уровни по месторождению:

добыча нефти, тыс. т

6189,8 (2020 г.)

добыча жидкости, тыс. т

49 428,6 (2008 г.)

закачка воды, тыс. м3

44 863,6 (2008 г.)

добыча растворённого газа, млн. м3

366,6 (2020 г.)

Ш Выделение 20 объектов разработки: пласты АВ11−2, АВ1−2 (АВ13+АВ2), АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ8, БВ19−22, ЮВ1, ЮВ2−3.

Общий фонд скважин — 4081; в том числе

Ш добывающих — 2847, из них горизонтальных — 550;

Ш нагнетательных — 1201;

Ш специальных — 33.

Фонд скважин для бурения — 2373, в том числе

Ш добывающих — 1419, из них горизонтальных — 530;

Ш нагнетательных — 954;

Ш бурение 209 боковых горизонтальных стволов.

2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

На 01. 01. 2010 г. накопленная добыча нефти на Ватинском месторождении составила 176,5 млн. т, добыча жидкости — 772,2 млн. т, всего в пласты месторождения закачано 772,1 млн. м3 воды. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,313. В пределах месторождения находились в разработке 18 эксплуатационных объектов: АВ1−2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ8, БВ19−22, ЮВ1. Распределение долей накопленной добычи по объектам представлено на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1. Распределение долей накопленной добычи нефти по объектам Ватинского месторождения

Практически половину отобранной на месторождении нефти (45%) обеспечила разработка объекта БВ8, объекта АВ1−2 — 35%, на объекты БВ6 и ЮВ1 приходится по 5% накопленной добычи нефти, на остальные объекты — 10%.

На рисунке 3.2.2. представлено распределение накопленной добычи нефти по скважинам. Почти половина скважин, перебывавших в эксплуатации (39%) характеризуется накопленной добычей в интервале 10−50 тыс.т., менее 10 тыс.т. — 18% скважин. Для 15% фонда скважин накопленная добыча превысила 200 тыс.т.

Все добывающие скважины отобрали попутную воду (рисунок 3.2. 3). По 25% скважин ВНФ не превысил 0,5, в интервале 5−10 оказалось 12% скважин и для такого же количества скважин значение ВНФ превысило 10.

Рисунок 3.2.2. Распределение накопленной добычи нефти по скважинам Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.3. Распределение ВНФ по скважинам Ватинского месторождения

Максимальный уровень добычи нефти — 9,1 млн. т, достигнут в 1980 г., обводнённость продукции при этом составила 20%. Следующий подъём добычи нефти произошёл в 2005 г. — 5,7 млн. т. В 2006—2008 гг. происходит падение уровня добычи нефти на 14−17% в год, несмотря на небольшое увеличение фонда добывающих скважин (с 994 в 2005 г. до 1015 в 2008 г.). Обводнённость продукции при этом выросла с 86% (в 2005 г.) до 93% (в 2008 г.). В 2009 году фонд добывающих скважин снизился на 3%, при этом уровень добычи нефти снизился на 14%. Обводненность в 2009 г. выросла еще на 1% (абс.) и составила 94%. Динамика основных технологических показателей за весь срок разработки месторождения приведена на рисунке 3.2.4. Закачка воды для поддержания пластового давления начата в 1971 г. Динамика показателей заводнения приведена на рисунке 3.2.5. На 01. 01. 2010 г. на одну действующую нагнетательную скважину приходится 3, 4 добывающих скважин. В течение 2008−2009 гг. в пласты месторождения закачано — соответственно 45 млн. м3 и 41 млн. м3 воды. Средняя приемистость нагнетательной скважины в 2009 г. — 424 м3/сут. Компенсация отборов жидкости закачкой в 2007—2008 гг. составляла 88,5−88,9%, а в 2009 г. снизилась до 84,9%. Накопленная компенсация отборов закачкой на 01. 01. 2010 г. составила 92,4%.

Рисунок 3.2.4. Динамика технологических показателей Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.5. Динамика показателей заводнения Ватинского месторождения

Характеристика фонда скважин по месторождению в целом и по объектам разработки представлена в таблице 3.2.1. Всего на месторождении пробурено 1727 скважин (с учетом залежи Северо-Покурского ЛУ — 1740 скважины). За весь период разработки в добывающем фонде перебывало в эксплуатации 1625 скважин, из них 309 переведено под закачку, всего закачивали воду в 418 скважин. На 01. 01. 2010 г. в действующем добывающем фонде находятся 919 скважин, бездействующих — 83, коэффициент использования добывающих скважин равен 0,92. Фонд действующих нагнетательных скважин составляет 277, в бездействии — 27 скважин, в освоении — 2 скважины, коэффициент использования — 0,90.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой