Ватинское месторождение в физико-географическом отношении приурочено к пойме и надпойменным террасам р. Оби и её притоков. Рельеф местности равнинный, абсолютные отметки поверхности земли колеблются от плюс 40 в пойменных частях рек до плюс 60 в пределах надпойменных частей. Площадь месторождения сильно заболочена с многочисленными мелкими озерами. Климат района резко континентальный, с холодной продолжительной зимой и теплым коротким летом. Снеговой покров появляется в октябре, сходит в конце апреля, среднегодовое количество осадков составляет около 400 м, снеговой покров достигает 1,5 м и более.
Коренное население района работ — ханты, манси, кроме них здесь проживают русские, украинцы, татары и др. Необходимо отметить, что в связи с разведкой, разработкой и обустройством месторождения, в малонаселенном прежде районе в последнее время быстро увеличилась численность и изменился национальный состав населения.
Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство, охота.
Непосредственно через площадь месторождения проходят нефтепровод и железная дорога, связывающие Аганское, Южно-Аганское и Мегионские месторождения с г. Нижнева ртовском и Мегионом.
В Нижневартовске имеются аэропорт, порт речного судоходства и станция железной дороги Нижневартовск-Сургут-Тюмень.
Перевозка оборудования и необходимых материалов осуществляется в основном, ж
1.2 Орогидрография района
Ватинское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Тюменской области, в 250 км от г. Нижневартовска, вблизи разрабатываемых Варьеганского, Тагринского, Ваньегансского месторождений. Географический район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах являющейся судоходной, и Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км2 ), Камыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.
Растительность представлена смешанными лесами
Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет минус 30 градусов. Наиболее холодным месяцем года является февраль (минус 25 градусов).
Исследование нагнетательных скважин на месторождении
... скважин. В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, ... плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь ... (с юга) месторождения. Географически район месторождения приурочен к ... озер. Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной ...
Самым теплым — июль (плюс 23 градуса).
Абсолютный минимум температур минус 5О градусов, абсолютный максимум плюс 47 градусов.
Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие — расположены на берегу р. Оби в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района — русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.
Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.
В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 450 тысяч человек.
Ватинское месторождение находится в районе с суровыми климатическими условиями. Это обстоятельство сказывается на сложности проведения ремонтных работ в скважинах (особенно в зимний период).
С экономической точки зрения Нижневартовский район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района.
В области геологической изученности район считается зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам.
Открытию Ватинского месторождения, как и всем месторождениям в Западной Сибири, предшествовали длительные геолого-геофизические исследования этой территории. Особенно интенсивные работы по поискам нефтяных и газовых месторождений в Западно-Сибирской низменности начались в 1948 году. Для изучения стратиграфического разреза Западной Сибири в 1949-1951 годах были пробурены опорные скважины в различных частях низменности. Вблизи Ватинского месторождения была пробурена Покурская опорная скважина, которая вскрыла четвертичные, палеогеновые и меловые отложения.
В 1947-1954 гг. Западно-Сибирским геологическим управлением была пр
В период с 1948 по 1958 год ведутся геолого-геофизические исследования регионального характера, включающие такие виды работ, как маршрутное сейсмическое профилирование, геологическая, гравиметрическая и аэромагнитная съемка, магниторазведка, гравиразведка, электроразведка ВЭЗ, профильное колонковое и опорное бурение и другие виды исследований.
В 1957-1958 годах проводились площадные сейсморазведочные работы Среднеобской комплексной экспедиции, партиями номер 44/57-58, 45/57-58, 46/57-58, по результатам которых выявлены положительные структуры второго порядка, отмечена южная переклинальная часть Ватинского поднятия и уточнены глубины залегания отражающего горизонта «В» и полностью оконтурены Ватинская и Мегионские структуры.
Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения
... 1 Географическое расположение В административном отношении Ван-Еганское месторождение входит в состав Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В орогидрографическом ... подстилается толщей пород многолетней мерзлоты или песчано-глинистыми осадками атлымской свиты. Атлымский В санитарно-бактериологическом отношении воды здоровые. Отмечается повышенное содержание ...
Поисковые работы на Ватинской площади начаты в феврале 1964 года. Первооткрывательницей месторождения является скважина номер 120, пробуренная в присводовой части Ватинской структуры. По материалам ГИС и керну в разрезе этой скважины выделены нефтеносные продуктивные горизонты АВ 1 , АВ2 и БВ8 .
При испытании горизонта БВ
В июле 1964 года в двух километрах к западу от скважины номер 120 была пробурена скважина номер 125, в которой из горизонта БВ 8 в интервале 2176-2178 м был получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 242 м3 /сутки через 8мм штуцер. Из пласта АВ1 была получена нефть дебитом 140 м3 /сутки на 8 мм штуцере. Из пласта АВ2 — водо-нефтянная эмульсия дебитом 86,4 м3 /сутки с содержанием воды до 30 процентов.
Полученные данные окончательно доказали наличие нефти в гор
1.3 Стратиграфия
В геологическом строении Нижневартовского свода, в пределах которого расположено Ватинское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента и мезокайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Юрские отложения развиты повсеместно и представлены континентальными осадками тюменской свиты нижней и средней юры, а так же прибрежно-морскими и глубоководными осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит верхней юры. Нижняя и средняя юра подразделяются на две литологические толщи. Нижняя толща сложена темно-серыми, почти черными аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов, реже мелкозернистыми песчаниками. Верхняя часть является более песчаной и представлена мелкозернистыми, местами известковыми песчаниками с прослоями темно-серых аргиллитов.
Для пород тюменской свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, часто образующего прослои толщиной до 2 см. в нижней части встречаются маломощные прослои и линзы бурых углей. На электрокаротажных диаграммах тюменская свита характеризуется резко дифференцированной кривой КС со значениями от 3 до 300 Ом Ч м. Кривая ПС дифференцирована слабее. Толщина тюменской свиты в пределах месторождения составляет 105 м. Верхний отдел юрской системы сложен прибрежно-морскими мелководными осадками васюганской свиты, глубоководными аргиллитами георгиевской и битуминозными аргиллитами баженовской свит.
Васюганская свита (келловей
Верхняя подсвита представлена преимущественно песчаниками светло-серыми, мелко-, среднезернистыми, с пологоволнистой, реже косой слоистостью. Песчаники глинистые, местами известковистые. Аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевритистые, преобладают в нижней части разреза свиты. С коллекторами васюганской свиты связана промышленная нефтеносность района и месторождений (региональный горизонт ЮВ 1 ).
Толщина васюганской свиты 55 м.
Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми с глауконитом. Толщина 15 м.
Специфика формирования технологической части дипломного проекта
... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...
Баженовская свита в рассматриваемом районе распространена повсеместно. Представлена она черными и буровато-черными уплотненными аргиллитами сильно битуминозными, массивными, листоватыми, изредка известковистыми с включениями пирита. Характерны остатки скелетов рыб, моллюсков, радиолярий часто пиритизированных, отпечатки палеципод и аммонитов. Отложения баженовской свиты хорошо выделяются как по керну, так и по промыслово-геофизическим данным и характеризуются высокими значениями кажущихся сопротивлений. Они являются маркирующим горизонтом для всего Широтного Приобья. Почти всюду к кровле этих отложений приурочен основной отражающий горизонт «Б», наиболее прослеживающийся сейсморазведочными работами МОВ. Толщина свиты колеблется от 15 до 20 м.
Отложения меловой системы развиты повсеместно и представлены осадками всех ярусов обоих отделов. Нижний мел включает осадочные образования мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свиты.
Мегионская свита (берриас плюс валанжин) залегает на отложениях баженовской свиты и сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, прослоями известковистыми, в основном, слабо битуминозными. В нижней части разреза выделяется ачимовская толща песчаников (БВ 18-22 ).
В верхней части сложена преимущественно песчаной толщей, в которой на Ватинском месторождении мегионская свита наблюдается увеличение глинистого материала в направлении Сургутского свода. Разрез представлен песчаниками, алевролитами, и аргиллитами плотными, тонкослоистыми. В верхней части мегионской свиты выделяется пласт БВ 8 , являющийся промышленно нефтеносным на Локосовской площади. Литологически пласт сложен песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, разнозернистыми, массивными, слабослюдистыми, слоистыми с включениями растительных остатков. По всему разрезу свиты отмечается наличие растительных остатков и фауны.
Возраст мегионской свиты определен на основании находок фауны аммонитов пелиципод, фораминифер, а также спорово-пыльцевого анализа и принят в объеме берриаса и валанжина. Толщина свиты 270 м.
Нижняя часть вартовской свиты сложена прибрежно-морскими и мелководными сероцветными образованиями, представленными переслаиванием сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. В разрезе нижней подсвиты выделяются пласты БВ 0-7 , которые на Ватинском месторождении водоносны. В аргиллитах нижней подсвиты встречаются пелециподы и фораминиферы, характерные для валанжинского и готеривского ярусов.
Отложения вартовской свиты на нижнюю и верхнюю подсвиты разделяется пимской пачкой, которая в пределах площади опесчанивается и выделяется с определенной долей условности.
Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласты группы АВ, выделяемые в этой подсвите, на площади месторождения практически сливаются между собой и образуют единую гидродинамическую систему коллекторов.
В разрезе подсвиты изредка встречаются фораминиферы и пресноводные остракоды. Общая толщина вартовской свиты 330 метров.
Алымская свита без следов видимого перерыва залегает на породах вартовской свиты. В разрезе свиты выделяются две подсвиты.
По спорово-пыльцевым комплексам и положению в разрезе возраст осадков алымской свиты принимается нижне-алымской.
Общая толщина алымской с
Нижняя подсвита покурской свиты представлена переслаиванием песчано-глинистых разностей, причем более плотные из них приурочены, в основном, к низам свиты (аптский ярус), где выделяется регионально прослеживаемая кошайская пачка глин. Толщина нижней подсвиты около 520 м.
Верхний отдел меловой системы включает в себя отложения верхней части покурской свиты, а также кузнецовской, березовской, ганькинской свит.
Верхняя часть покурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащим апт-альбским отложениям. Она сложена преимущественно песками и песчаниками серыми, зеленовато-серыми с прослоями серых алевролитов и темно-серых глин. Общая толщина сеномана 250 м. Общая толщина апт-альб-сеноманских отложений достигает 720 м.
В геологическом строении Нижневартовского свода, в пределах которого расположено Ватинское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента и мезокайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ватинскому и Мегионскому локальным поднятиям, расположенным в центральной части Мегионского вала Нижневарто вского свода. Оно сочленяется через седловины различных размеров и форм на юго-востоке с Мегионским, на севере с Южно-Аганским, на западе с Северо-Покурским поднятием. Южная часть Западного поднятия названа Центральным. Амплитуда Восточно-Ватинской структуры составляет 48 м, Западно-Ватинской — 63 м.
В целом весь Нижне-Вартовский свод представляет собой систему разноориентированных локальных поднятий, расположенных на общем приподнятом выступе складчатого фундамента. Гребень свода, разделяющий Северный и Южный его склоны, проходит через Локосовскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую и Нижне-Вартовскую структуры.
По длинной оси Ватинское
По кровле продуктивного горизонта Б 8 Ватинское поднятие представляет собой антиклинальную складку причудливой формы, прростирание которой меняется с почти меридиального на северном окончании поднятия на почти широтное в центральной части и снова на почти меридиальное на Северо-Мегионском поднятии.
Ватинское поднятие характеризуется асимметричным строением крыльев. Западное и Северное крылья поднятия осложнены глубоким флексурообразным прогибом, который отделяет Ватинское поднятие от антиклинального поднятия, сводовая часть которой располагается на 100 м ниже сводовой части Центрального купола Ватинского поднятия. Крутизна крыльев в пределах 2- 2,5 градуса.
1.4 Характеристика нефтегазоносных пластов
Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Порядок изложения результатов исследований и перечень проводимых параметров выполнен по «Инструкции его содержания, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов» (ГКЗ СССР, Москва 1984 год).
В целом по месторождению пластовые нефти являются типичными для рассматриваемого нефтегазоносного района. При погружении залежей пластовое давление и температура повышаются. В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяются по пластам. Значения содержания и объемного содержания коэффициента b определены по результатам однократного разгазирования нефти при температуре пласта в «бомбе» при определенной температуре Т, объеме V, давлении Р. В Мегионском нефтяном районе, в пределах которого расположено Ватинское месторождение, промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрских отложениях, отложениях мегионской (БВ 8 , БВ4-5 , БВ2-3 ) и вартовской (АВ10 ,АВ4-5 ,АВ1-2 ) толщ сургутской свиты.
1.5 Характеристика пластовых флюидов
Основные продуктивные пласты (
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, коэффициент жирности изменяется от 28 (АВ 1 ) до 80 (ЮВ1 ).
В разгазированных нефтях содержание легких углеводородов СН4 -С5 Н12 составляет в среднем 12,5 процентов.
Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Поверхностные нефти всех пластов сернистые, с выходом фракций до 350 градусов больше 45 процентов, парафинистые, маловязкие. Нефти пластов А 1 , А2 смолистые, остальных пластов — малосмолистые.
По пласту БВ 8 плотность нефти в поверхностных условиях колеблется от 837 до 856 кг/м3 , при среднем значении 844 кг/м3 ; вязкость при 20 градусах 4,87-7,33 сст, в среднем 5,86 сст. Нефть содержит: серы — 0,85 процентов, парафина — 3,31 процентов, асфальтенов — 1,17 процентов. Коэффициент Z, характеризующий степень неоднородности внутриконтурной и законтурной зон месторождения, изменяется в пределах 0,85 — 1,25 и в среднем равен одному. Температура плавления парафина 50 — 54 градуса.
Растворенный газ содержит
Плотность пластовой нефти 700-758 кг/м 3 , в среднем 734 кг/м3 , газосодержание 80-106 м3 /т, в среднем 94.
В таблице 1
Таблица 1.1 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта БВ8 Ватинского месторождения.
|
Наименование |
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
|||
|
газ |
нефть |
газ |
нефть |
|||
|
Углекислый газ Азот+редкие+He Метан Этан Пропан i-бутан n- бутан i-пентан n- пентан Гексаны Гептаны Молекулярная масса Плотность газа, кг/м3 нефти, кг/м 3 |
0,2 1, 46 60, 82 7, 51 14, 4 2, 95 7, 32 1, 81 2, 11 1, 42 28, 87 1, 2 |
— 0, 12 0, 2 1, 82 0, 95 3, 8 2, 34 4 86, 77 — — 187 847 |
-0,26 1, 56 67, 19 8, 52 13, 5 1, 99 4, 53 0, 83 0, 97 0, 65 25, 5 1, 06 |
— 0, 08 0, 41 3, 9 1, 72 5, 75 2, 82 4, 34 80, 98 — — 184 837 |
0,09 0, 57 24, 49 3, 36 7, 39 1, 81 5, 31 2, 1 3, 12 51, 76 — 127 730 |
|
1.6 Свойства нефти
месторождение геологический нефтегазоносный
Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами., Поверхностные нефти всех пластов сернистые, с выходом фракций до 350, По пласту БВ
Плотность пластовой нефти 700-758 кг/м 3 , в среднем 734 кг/м3 , газосодержание 80-106 м3 /т, в среднем 94.
|
Наименование |
АВ1-2 |
БВ6 |
БВ8 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
Давление насыщения РНАС, МПа |
8,4 |
8,7 |
9,7 |
|
|
Газосодержание , м 3 /м3 |
5,3 |
5,8 |
9,0 |
|
|
Рабочий газовый фактор Д, м 3 /м3 |
40 |
44 |
78 |
|
|
Пластовый объемный коэффициент |
1,16 |
1,18 |
1,30 |
|
|
Вязкость нефти при Т=20 о С, МПа х с |
17,0 |
16,9 |
9,7 |
|
|
Плотность нефти кг/м 3 |
790 |
780 |
730 |
|
|
Молекулярный вес |
199 |
193 |
182 |
|
|
Серы, % |
1,12 |
1,12 |
0,96 |
|
|
Асфальтенов, % |
3,67 |
1,87 |
1,50 |
|
|
Парафинов |
3,07 |
2,14 |
3,60 |
|
|
Смол селикагелевых |
5,78 |
4,79 |
4,12 |
|
|
Углекислый газ |
— |
— |
— |
|
|
Азот |
— |
— |
Следы |
|
|
Метан |
0,25 |
0,09 |
0,07 |
|
|
Пропан |
1,56 |
2,89 |
3,40 |
|
|
Изобутан |
1,47 |
1,66 |
1,63 |
|
|
Изопентан |
2,36 |
2,86 |
2,92 |
|
|
Этан |
0,22 |
0,43 |
0,29 |
|
|
Остаток (гексан плюс высшие) |
86,76 |
82,51 |
81,46 |
|
1.7 Свойства газа
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, коэффициент жирности изменяется от 28 (АВ 1 ) до 80 (ЮВ1 ).
В разгазированных нефтях содержание легких углеводородов СН4 -С5 Н12 составляет в среднем 12,5 процентов.
Растворенный газ содержит
Таблица 1.3 — Физико-химические свойства газа в пластовых условиях
|
Наименования |
АВ 1-2 |
БВ6 |
БВ8 |
|
|
Плотность, г/л |
1,019 |
1,259 |
1,222 |
|
|
Метан, % |
76,17 |
58,28 |
59,83 |
|
|
Пропан |
6,06 |
14,81 |
14,99 |
|
|
Изобутан |
2,85 |
3,78 |
2,76 |
|
|
Н.бутан |
5,05 |
3,76 |
7,21 |
|
|
Этан |
2,90 |
7,01 |
7,75 |
|
|
Изопентан |
1,61 |
2,18 |
2,01 |
|
|
Н.пентан |
1,68 |
2,29 |
2,31 |
|
|
Гексан |
1,18 |
1,6 |
1,16 |
|
|
Азот |
2,08 |
1,06 |
1,16 |
|
|
Гелий |
— |
— |
0,006 |
|
|
Водород |
— |
— |
0,0045 |
|
1.8 Свойства пластовой воды
В районе Нижне-Вартовского свода притоки подземных вод получены из целого ряда скважин из песчаных горизонтов группы «А» Вартовской свиты готерив-барремского яруса и горизонта БВ 8 валанжинского яруса.
|
Пласт |
Плотность |
Содержание ионов |
||||||
|
Cl |
SO4 |
HCO3 |
Ca |
Mg |
Na+K |
|||
|
АВ1-2 |
1,013 |
11572,6 |
— |
207,4 |
995,99 |
39,76 |
6365,9 |
|
Таблица 1.5 — Коллекторские свойства продуктивных пластов
|
Параметры |
Пористость, доля единицы |
Проницаемость, мкм 2 |
Нефтенасыщенность, доля единицы |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
А 1 |
0,020 |
7 |
0,51 |
|
|
А 2 |
0,024 |
33,9 |
0,52 |
|
|
А 3 |
— |
2 |
0,54 |
|
|
А 4-5 |
— |
4,9 |
0,50 |
|
|
А 6 |
0,024 |
1,8 |
0,58 |
|
|
А 7 |
0,026 |
1 |
0,61 |
|
|
Б 1 |
0,023 |
5,8 |
0,60 |
|
|
Б 2 |
0,023 |
4 |
0,55 |
|
|
Б 3 |
0,022 |
1,2 |
0,61 |
|
|
Б 4 |
0,022 |
7 |
0,61 |
|
|
Б 6 |
0,021 |
9 |
0,62 |
|
|
Б 8 |
0,021 |
50 |
0,69 |
|
|
Ю 1 |
0,016 |
4,5 |
0,53 |
|
Средние значение открытой пористости является наиболее стабильным параметром по исследованиям керна, начиная от горизонта Б 8 до А1 включительно, пористость изменяется от 0,020 до 0,026 доли единиц. Наименьшее значение пористости получены по пластам Ю1 0,016 доли единиц, что согласуется результатами изучения пласта и на других месторождениях Нижневартовского свода. По основным пластам значения открытой пористости по сравнению с 1966 годом практически не изменилось. Наиболее сложным является определение коэффициента проницаемости по объекту А1-2 , которые резко отличаются по характеру строения коллекторов. Пласты характеризуются высокой неоднородностью, литологической изменчивостью. В данном случае средняя величина проницаемости полностью зависит от того, из какого типа размера поднят керн. В этом объекте наряду с мощными монолитными песчаниками развиты зоны почти полной глинизации коллекторов.
1.9 Состояние разработки месторождения
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 1999 году разрабатывает 11 нефтяных месторождений.
Начальные, Извлекаемые
С начала разработки добыча нефти составила 486,4 млн. т или 59,9 процентов от извлекаемых запасов.
Годовой темп отбора от начальных запасов 1,45 процента, от текущих запасов 3,48 процента.
Текущие извлекаемые запасы по состоянию на 1.01.99г. составляют: АВС 1 — 325,7 млн. тонн.
Достигнутый коэфф
В целом по пред
В эксплуатационном фонде находятся 3583 нефтяные скважины. В том числе: в действующем фонде -2794 скважины; в бездействии — 781, в освоении — 8.
Из действующего фонда: 65 процентов или 1820 скважин обеспечивают 27 процентов суточной добычи нефти; 33 процента или 922 скважины обеспечивают 57 процентов суточной добычи нефти; два процента или 52 скважины обеспечивают 16 процентов суточной добычи нефти.
За 1998 год из разрабатываемых месторождений извлечено: нефти — 11755.84 тысячи тонн; жидкости — 83401 тысячи тонн; средний дебит по нефти — 12,5 т/сут, по жидкости — 88,6 т/сут, обводненность продукции — 8,9 процентов.
Из 62 нефтяных залежей — 50 процентов эксплуатируются с поддержанием пластового давления.
Под закачкой воды находятся 509 нагнетательных скважин, 13 в простое. Среднесуточная закачка воды составляет 196 тыс. м 3 , что позволяет поддерживать текущую и накопленную компенсацию отборов жидкости соответственно на 81,7 процентов и 97,3 процента. Оставшиеся залежи имеют небольшие размеры, эксплуатируются малым количеством скважин на естественном режиме.
Контроль за энергетическим состоянием объектов и выработки запасов производиться по 258 пьезометрическим и 15 наблюдательным скважинам.
Количество законсервированных скважин — 302.
Анализ эксплуатируемых месторождений показывает, что по соотношению
Первая — шесть месторождений (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мыхпайское, Мегионское, Южно-Аганское), имеют добычу нефти выше проектного значения, что связано:
- а) с более высокими значениями продуктивности по сравнению с проектными данными;
б) превышением пробуренного фонда скважин, вызванного приращением извлекаемых запасов;
в) с применением мероприятий по интенсификации отборов из сложно-построенных залежей, основанных на внедрении ГРП, в результате которых отмечается значительное увеличение дебитов скважин и снижение обводненности продукции;
г) с успешным проведением работ по повышению нефтеотдачи на высокообводненных участках.
В торая — пять месторождений (Кетовское, Покамасовское, Ново-Покурское, Северо-Островное, Южно-Покамасовское), имеющие уровни добычи нефти ниже проектного значения.
Ватинское, Залежь горизонта
Балансовые запасы нефти объекта (148375 тыс. тонн) составляют 31,6 процентов запасов промышленной категории АВС 1 числящихся на балансе ГПП Росгеолфонда, по месторождению. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в объеме 76756 тыс. тонн.
Данный объект находится на четвёртой стадии разработки. Максимальный уровень добычи нефти — 6363 тыс. тонн достигнут в 1980 году при отборе 52,6 процента от НИЗ. Накопленный отбор нефти на 1.01.1999 года — 70465 тыс. тонн нефти, что составляет 91,8 процентов от извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи — 0,475 (при проектном — 0,484).
За 1997 добыто 439,
Фонд добывающих скважин на 1.01.1998 год составил 103 скважины, из них 85 скважин являются действующими. В числе нагнетательных находятся 43 скважины, из них 39 скважин — действующие. Контрольно-пьезометрический фонд составляет 12 скважин; 33 скважины ликвидированы.
Геолого-физическая характеристика пласта БВ 8 и насыщающих его флюидов приведена в таблице 1.6
Таблица 1.6
|
Параметры |
Значение |
|
|
Средняя глубина залегания, м Тип залежи Тип коллектора Площадь нефтеносности, тыс. м 2 Средняя толщина общая, м Средняя толщина нефтенасыщенная ЧНЗ, м Средняя толщина нефтенасыщенная ВНЗ, м Пористость, % Проницаемость, мД Средняя насыщенность нефтью, доли ед. Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности Пластовое давление, МПа Пластовая температура,°С Давление насыщения, МПа Газосодержание, м 3 /т Объемный коэффициент Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 Вязкос ть нефти в пластовых условиях, мПа х с Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Вязкость воды в пластовых условиях, мПа х с Плотность воды в пластовых условиях, кг/м 3 Сре дняя продуктивность, 10 м3 /(сут х МПа) Абсолютная отметка ВНК, м |
2160 структурная литологическая терригенный 128812 33, 9 0,55-0, 70 0, 64 22 214 0, 714 2, 1 21, 9 79 9, 8 92, 3 1, 22 730 833 1, 04 0, 90 3, 09 0, 40 993 13, 5 2015-2062 |
|
2. Конструкция скважины
На Ватинанском месторождении конструкция скважин выбирается с учётом геологического строения вскрываемых скважиной пластов. Каждая колонна опускается до определённой глубины и цементируется до запроектированного уровня. Типовая скважина Ватинского месторождения имеет следующую конструкцию.
Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 100 м
Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 500 метров для добывающих и 700 метров для нагнетательных. Служит для перекрытия верхних неустойчивых пород и установки на нем противовыбросового оборудования при бурении.
Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением «Б». Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см 3 . Применяемая марка цемента ПЦТ-ДО-50 ГОСТ 1581-85.
Кондуктор оборудуют башмаками типа БК-426, БК-324 и БК-245, тремя пружинными центраторами ЦЦ-426/508-1 и ЦЦ-245/295-1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10 метров.
Хвостовик диаметром 168 мм опускается в интервале 390-1800 метров. Хвостовик изготавливается из обсадных труб с треугольной резьбой. Цементируется на всю длину тем же тампонажным раствором, как и кондуктор.
Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 139,7 или 146 мм спускается на глубину на 50 метров ниже проектного горизонта. Цементируется на 100 метров выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см 3 приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85.
Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-139,7, БК-146 и обратным клапаном типа ЦКОД-139,7-1 и ЦКОД-146-1.
Схематичное изображение типовой конструкции скважины Ватинского месторождения представлено на рисунке 1. 1.
Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засыпан осадком, засорен аварийным оборудованием, посторонними предметами. В этом случае глубина верха аварийного оборудования или осадка является текущем забоем скважины. Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования — для различных способов эксплуатации скважин.
Рисунок 1.1 — Конструкция скважины
