Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
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 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
на тему: Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении
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 № 00535 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: АВ 1 1+2 , АВ 1 3 , АВ 2 1 , АВ 2 2 , АВ 3 , АВ 4 , АВ 5 , АВ 6 , АВ 7 , АВ 8 , БВ 0 0 , БВ 0 1 , БВ 0 2 , БВ 1 1 , БВ 1 2 , БВ 2 , БВ 3 1 , БВ 3 2 , БВ 4 1 , БВ 4 2 , БВ 5 , БВ 6 , БВ 7 0 , БВ 7 , БВ 8 1+2 , БВ 8 3 , БВ 19-20 , БВ 21-22 , ЮВ 1 0 , ЮВ 1 1 , ЮВ 1 2 , ЮВ 2 , ЮВ 3 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.
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 40_80 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+С 1 2963,1 тыс. м 3 .
Месторождение строительного песка с запасами 4,8 млн. м 3 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. м 3 .
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. м 3 , В - 2725 тыс. м 3 , С 1 - 2280 тыс. м 3 . 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. м 3 . 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. м 3
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 м 3 /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.
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.
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.
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 (J 1 ) 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 (J 2 а-J 2 k) 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 (J 2 k-J 3 о) 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 ЮВ 1 . Толщина васюганской свиты 60-70 м.
Георгиевская свита (J 3 km) 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 (J 3 tt-K 1 b) 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 6_13 м.
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 (K 1 b-K 1 v) 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 БВ 19-22 . Завершается разрез мегионской свиты преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются нефтеносные пласты БВ 8 1_3 . 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 БВ 8 , толщина ее колеблется от 10 до 30 м. Общая толщина мегионской свиты на Ватинском месторождении около 280 м.
Ванденская свита (К 1 v-K 1 br) 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 БВ 0 -БВ 7 . Верхняя часть ванденской свиты включает продуктивные пласты АВ 2_8 , представлена переслаиванием зеленовато-серых песчаников, алевролитов и глин с прослоями буровато-пестроцветных, перемятых, с зеркалами скольжения глин. Породы верхней подсвиты имеют дельтовое происхождение (пласты АВ 4_5 и АВ 2_3 ). 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 свита (К 1 а) состоит из двух частей. Нижняя подсвита представлена пестрым спектром пород - от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт АВ 1 ). 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 свита (К 1 а-К 2 s). 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 (К 2 t-К 1 d) 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.
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 БВ 8 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 БВ 8 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 АВ 1 2 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 БВ 8 , до 0є3ґч1є - по горизонту АВ 1 3 . 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.
Продуктивные залежи на Ватинском месторождении приурочены к алымской свите (пласты АВ 1 1+2 , АВ 1 3 ), верхней (АВ 2 1 , АВ 2 2 , АВ 3 , АВ 4 , АВ 5 , АВ 6 , АВ 7 , АВ 8 ) и нижней (БВ 0 0 , БВ 0 1 , БВ 0 2 , БВ 1 1 , БВ 1 2 , БВ 2 , БВ 3 1 , БВ 3 2 , БВ 4 1 , БВ 4 2 , БВ 5 ) подсвитам ванденской свиты, к подошвенной части ванденской и кровельной части мегионской свит (БВ 6 , БВ 7 0 , БВ 7 , БВ 8 1+2 , БВ 8 3 ), подошвенной части мегионской свиты (БВ 19_20 , БВ 21_22 ), к васюганской (ЮВ 1 0 , ЮВ 1 1 , ЮВ 1 2 ) и тюменской (ЮВ 2 , ЮВ 3 ) 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.
Геолого - физическая характеристика продуктивных пластов Ватинского месторождения
Таблица 2.4.2 Краткая характеристика залежей Ватинского месторождения
Диапазон изменения эффективных толщин, м
Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин, м
Западная 2 (центральная), р-н скв. 190
Западная 1 (северная), р-н скв. 802р
Типы залежей: ПС - пластовая сводовая
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 АВ 2 , интервалы отбора проб - 1857.0-1860.0 и 1818.5-1826.0 м. В скважине №850Р пробы отобраны из пласта Ю 1 1 , 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 АВ 2 и Ю 1 с учётом новых проб из скважин 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.1.
Таблица 2.5.1.Свойства пластовой нефти пластов АВ 2 и ЮВ 1 Ватинского месторождения
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20єС:
при дифференциальном разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20єС:
при дифференциальном разгазировании
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ 2 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 АВ 2 Ватинского месторождения
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
После 2008 г. компонентный состав пластовой нефти пласта АВ 2 дополнительно изучен по 4 пробам, отобранных из скважин №1337Р и №4757. Ранее компонентный состав пластовой нефти пласта АВ 2 исследован по двум пробам скважин №104 и №155Р, отобранных из пластов АВ 1 3 +АВ 2 .
Компонентный состав газа по данным однократного разгазирования пласта АВ 2 изучен по семи пробам из трех скважин. После 2008 г. компонентный состав газа пласта АВ 2 дополнительно исследован по четырем пробам из скважин №1337Р и №4757.
По пласту Ю 1 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 АВ 2 и Ю 1 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 АВ 2 и ЮВ 1 Ватинского месторождения
Молярная концентрация компонентов, %
Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед.
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 АВС 1 - 550583/250223 тыс.т, по категории С 2 - 143936/37478 тыс.т.
На балансе РГФ по состоянию на 1.01.2010 г. в целом по месторождению числятся запасы нефти в объеме: по категории АВС 1 - балансовые - 559112 тыс.т, извлекаемые - 252858 тыс.т; по категории С 2 - балансовые - 144817 тыс.т, извлекаемые - 37620 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.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м
Объём нефтесодержащих пород, тыс. м3
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т
Газосодержание пластовой нефти, м 3 /т
Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, млн.м 3
Таблица 2.6.2. - Состояние запасов нефти Ватинского месторождения на 1.01.2010 г.
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 БВ 8 (82,2%), БВ 4 (87%), БВ 3 (96,6%), АВ 4 (91,8%), АВ 7 (87,6%), низкой степенью вовлечения в разработку и выработки запасов характеризуются залежи сложнопостроенных низкопроницаемых ачимовских пластов и пласта ЮВ 1 .
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.:
Процент использования растворённого газа, %
В переделах Ватинского и Мегионского ЛУ
Процент использования растворённого газа, %
для категории запасов A + B + C 1 :
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.
Ш бурение трёх добывающих скважин на объекте БВ 19-22 .
Ш максимальные уровни по месторождению:
Ш Выделение 20 объектов разработки: пласты АВ 1 1-2 , АВ 1-2 (АВ 1 3 +АВ 2 ), АВ 3 , АВ 4 , АВ 5 , АВ 6 , АВ 7 , АВ 8 , БВ 0 , БВ 1 , БВ 2 , БВ 3 , БВ 4 , БВ 5 , БВ 6 , БВ 7 , БВ 8 , БВ 19-22 , ЮВ 1 , ЮВ 2-3 .
Общий фонд скважин - 4081; в том числе
Ш добывающих - 2847, из них горизонтальных - 550;
Фонд скважин для бурения - 2373, в том числе
Ш добывающих - 1419, из них горизонтальных - 530;
Ш бурение 209 боковых горизонтальных стволов.
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.м 3 воды. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,313. В пределах месторождения находились в разработке 18 эксплуатационных объектов: АВ 1-2 , АВ 3 , АВ 4 , АВ 5 , АВ 6 , АВ 7 , АВ 8 , БВ 0 , БВ 1 , БВ 2 , БВ 3 , БВ 4 , БВ 5 , БВ 6 , БВ 7 , БВ 8 , БВ 19-22 , ЮВ 1 . 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 БВ 8 , объекта АВ 1-2 - 35%, на объекты БВ 6 и ЮВ 1 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, дости
Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Парламент Канады
Контрольная работа: по Экологии 9
Дипломные работы: Физкультура и спорт
Курсовая работа: Визначення метеорологічних і кліматичних факторів міста Миколаїва
Реферат: The Tortured Life Of Hart Crane Essay
Реферат: Московский Кремль – символ становления и развития Российского государства
Дипломная работа по теме Система приемов и методов активизации речевой коммуникации детей с общим недоразвитием речи на логопедических занятиях
Реферат: Hardships Of Southern Sharecropping Essay Research Paper
Реферат На Тему Химически Опасные Объекты
Жизнь В Общежитии Сочинение
Реферат по теме Определение темперамента с помощью методик тестирования. Методика тестирования на выявление темперам...
Охрана И Рациональное Использование Земельных Ресурсов Эссе
Реферат На Тему Індивідуальний І Диференційований Підхід До Учнів У Навчанні Математики
Реферат На Тему Борошняні Кондитерські Вироби
Реферат На Тему Системный Блок
Реферат: Издержки фирмы
Реферат Введение Футбол
Курсовая работа по теме "Великая депрессия" и ее роль в развитии теории и практики регулирования рыночной экономики
Курсовая работа по теме Эконометрическое моделирование социально-экономических процессов
Диссертация По Развитию Самостоятельности У Дошкольников
Бухгалтерский учет безнадежной дебиторской задолженности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Государство Тайланд - География и экономическая география презентация
Економічна модель Італії - География и экономическая география презентация