Ватьеганское месторождение - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Ватьеганское месторождение

Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Ватьеганского месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов. Приборы, применяемые при исследовании скважин. Требования к технологиям и производству буровых работ.


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.
2. Геологическое строение месторождения .
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения.
2.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения.
2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов.
2.4 Физико-химические свойства воды.
2.5 Физико-гидродинамические характеристики
3. Приборы, применяемые при исследовании скважин.
4. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки.
4.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
5. Технология и техника добычи нефти и газа
5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования
5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
5.3 Требования и рекомендации к системе ППД
6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин
6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ.
6.2.1 Требования к конструкциям скважин
6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ
6.2.2.1 Требования к схеме кустования скважин
6.2.2.2 Требования к технологиям буровых работ
6.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин
6.3.1 Требования к технологиям первичного вскрытия пласта
6.3.2 Требования к технологиям освоения скважин
6.4 Требования к оборудованию для бурения и заканчивания скважин
7. Система контроля и регулирования разработки Ватьеганского месторождения
7.1 Характеристика сложившейся системы контроля разработки
7.2 Учет добываемой продукции и закачиваемой воды
7.3 Контроль энергетической характеристики залежей
7.4 Контроль состава добываемой продукции
7.5 Контроль продуктивности скважин
7.6 Контроль отработки пластов и выработки запасов нефти
7.7 Контроль технического состояния скважин
7.8 Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта
7.8.1 Мероприятия по увеличению дебита скважин по нефти
7.9 Рекомендации по регулированию разработки
8. Техника безопасности и охрана труда
8.1 Анализ и оценка опасности и вредности при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН
8.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда
9.1Охрана систем и водоемов при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
9.2 Основные мероприятия по охране природной среды
Ватьеганское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сургутском районе, Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, Российской Федерации, приблизительно в 170 км к СВ от г. Нижневартовска и в 30 км к ЮВ от г. Когалым.
Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка многих месторождений ближайшими из которых являются: Повховское (в 20 км к СВ), Дружное (в 8 км северо-западнее), Кустовое, примыкающее к месторождению с запада, Восточно-придорожное с юго-востока.
В 30 км к СЗ от района работ проходит трасса газа и нефтепроводов Уренгой-Холмогорское-Федоровское месторождения и ряд трубопроводов местного значения. Через месторождения идут линии трасс ЛЭП-500 «Сургут-Уренгой», ЛЭП-220 «Сургут-Холмогоры».Западнее месторождений через г. Когалым проходит железная дорога Сургут-Уренгой. Город Когалым с месторождением связан бетонной автотрассой местного значения. Транспортировка оборудования и других грузов осуществляется по отмеченной железной и бетонной дорогам.
В орогидрографическом плане территория, где расположено месторождение, относится к центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой слаборасглиненную равнину с пологими отрицательными и положительными формами рельефа (низкими холмами, низинами и т.п.)
Речная сеть данного района принадлежит бассейну реки Аган - правого притока р. Обь. Непосредственно на рассматриваемой территории протекают реки Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также несколько мелких речек и ручьев. Наблюдается множество озер.
Климат рассматриваемого района резко континентальный и характеризуется суровой продолжительной зимой с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом и относительно жарким, но коротким летом. В июле средняя температура составляет +16,9 С, максимальная достигает +38 С, в январе средняя температура составляет - 22,4 С, минимальная - 55 С. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже - 15 С) в среднем составляет 120 дней. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Среднегодовое количество осадков составляет около 450-500 мм, зимой толщина снежного покрова достигает 70-80 см на открытых участках на до 1,5 м в лесу. Максимальная глубина промерзания грунта на площади достигает на отдельных участках 3 м, на открытых озерах и болотах сезонно промерзающие породы. Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ. Среднегодовая скорость ветра составляет 30 м\сек.
1. Общие сведения о месторождении
В административном отношении Ватьеганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до г. Нижневартовск по прямой составляет 150 км, а до г. Когалым 70 км.
В орогидрографическом отношении площадь Ватьеганского месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м. до +92,6 м., увеличиваясь постепенно к северу. Гидрографическая сеть представлена реками Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Аган, Котуха, а также множеством озер, мелких речек и ручьев.
Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5 м. В течении года паводки наблюдаются дважды: весной в связи с таянием снегов и осенью в период частых дождей. Река Аган судоходна в первой половине лета до с. Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. пластовой нефть буровой скважина
Наиболее крупными из озер являются Кильеэн-Ягун-Лор, Когу-Нерым-Лор, Ай-Нарма, Энтль-Нарма.
Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и относительно коротким летом, Среднегодовая температура - 3 С. Самый холодный месяц - январь (до - 55С), самый теплый - июль (до +34 С).
Среднегодовое количество осадков достигает 500мм., большая их часть выпадает в начале и в конце лета. Зимой выпадает 30-40% от общего количества осадков устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Толщина снежного покрова достигает 1м. (в лесу 1-5 м.), на озерах изменяется от 40 до 90 см. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3 м. Месторождение расположено в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Верхний современный слой ММП залегает на глубине 10-15 м. Нижний (реликтовый ) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Толщина ММП изменяется от 70 до 1500 м.
Зимой скорость ветра достигает 10-15 м/сек. Весенняя распутица начинается в апреле. Ледостав начинается в октябре, ледоход в мае.
Растительный мир района представлен сосной, кедром, на заболоченных участках развиты угнетенные формы сосны мохово-кустарниковые растительность. В долинах и поймах рек встречается березы и тальник. Коренное население - русские, ханты, манси.
Поисковые работы на Ватьеганской площади были начаты в 1967 году, когда в сезон 1967-1968 гг. с/п 14/67-68 (ГТПГУ и ХМТГ) были проведены
исследования МОВ масштаба 1:100 000. На их основе в 1968 году был составлен план поисково-разведочного бурения.
Исходя из значительных размеров структуры и возможной литологической невыдержанности нефтенасыщенных коллекторов в рассматриваемом районе, проектом поисково-разведочного бурения предусматривалось бурение одиннадцати скважин, распложенных на двух профилях, ориентированных севера на юг (скв.7, 4, 1, 5, 9, 10) и с запада на восток (скв. 8, 3, 1, 2, 13,). Из них девять скважин предполагалось заложить в контуре сейсмоизогипсы 2800м - по кровле баженовской свиты, оконтуривающей Ватьеганскую структуру, и одну (скв.10) - за ее контуром, с целью уточнения амплитуды прогиба между Ватьеганской и Покачевской структурами.
Бурение поисковых скважин на площади началось 1 августа 1970 года, проектировалось пробурить сначала три скважины - 1, 2, 3, а бурение остальных проводить в зависимости от полученных результатов, однако, по объективным причинам и из-за аварийности работ, первооткрывательницей месторождения стала скважина №5, третья по счету, пробуренная в 1974 году.
В 1972 году на месторождении было пробурено всего пять скважин (6, 2, 5, 4, 3). Результатом работ было открытие залежи нефти в группе пластов АВ 1-3 , установление нефтеносности ачимовской толщи и пласта БВ 6 . Плохое качество и неполный объем работ по исследованию скважин негативно повлиял на оценки перспектив Ватьеганской площади и с 1972 года поисковое бурение здесь было приостановлено.
После проведения в 1974-1975 годах с/п, 4/74-75 детализированных исследований МОВ ОГТ масштаба 1:50000 бурение на Ватьеганском месторождении в 1978 году было возобновлено. До 1981 года работы шли медленными темпами - было пробурено всего пятнадцать скважин. Однако, несмотря на это, за период с 1976 г. по 1980 г. были получены следующие результаты:
1 В 1976-1977 гг. в южной части площади скв.87 и 85 были открыты небольшие самостоятельные залежи в пластах Ю 1 1а и АВ 1-2 .
2 Открыты две залежи в пласте Ю 1 1а на севере - в районе скв. 7, и в юго-восточной части - в районе скв.8, 9, 15, 18. В сводной скв.14 из пласта Ю 1 1а получена вода, что говорит о сложности объекта.
3 В скв.14 получен приток нефти из ачимовской толщи. Коллектора ачимовской толщи вскрыты также скв.11 и 18.
4 Скв. 17 открыта залежь нефти в пласте БВ 10 .
5 Скв. 14 открыта залежь нефти в пласте БВ6.
6 Скв. 15 открыта залежь нефти в пласте БВ 1 .
Все скважины (кроме скв.19) вскрыли нефтяную залежь в пластах АВ 1-2 - основную на месторождении по запасам.
На основании данных поискового бурения и проведенных в 1978-1979 годах силами с/п. 6/78-79 и 8/78-79 детальных работ МОГТ масштаба 1:50 000 в 1981 голу был составлен план промышленной разведки Ватьеганского месторождения.
С 1981 года резко возросла интенсивность геолого-разведочных работ. Их задачей являлось уточнение ВНК по всем открытым залежам, детальное изучение литологии и коллекторских свойств продуктивных горизонтов, их гидродинамики, физико-химических свойств нефти.
До начала пробной эксплуатации месторождения в 1983 году было пробурено 46 скважин и получены следующие результаты:
1 Скв. 25 и 13 - выявлены новые залежи нефти в пластах БВ 7 1 и АВ 8 , которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.
2 Более детально изучено строение горизонта Ю 1 1а , залежи нефти в котором приурочены к верхнему зональному интервалу Ю 1 1а . Две основные залежи отнесены к залежам литологически экранированного типа.
3 Уточнено положение залежи нефти АВ 1-2. Выявлено , что пластово-сводовая залежь имеет сложное геологическое строение, породы-коллекторы обладают значительной литологической изменчивостью как по разрезу, так и по строению.
После начала пробной эксплуатации на месторождении продолжалась детализированная сейсмическая съемка МОВ ОГТ масштаба 1:50 000. Эти работы проводились в разные годы силами с/п. 15/83, 6/84, 80/86, 14/87 и 15/87.
Однако, все эти работы оказались недостаточными для построения детальной геологической модели месторождения из-за чрезвычайной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторских свойств основных продуктивных горизонтов. Поэтому, начиная с 1994 года на Ватьеганском месторождении проводится трехмерная сейсморазведка - 3Д.
2. Геологическое строение месторождения
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза мест о рождения
В пределах Ватьеганского месторождения глубоким бурением изучены в основном осадочные породы мезозойского и кайнозойского возраста, начиная с верхней части отложений Тюменской свиты. О составе и строении нижезалегающих пород промежуточного комплекса и фундамента можно судить по данным бурения, анализа кернового материала, полученного при бурении скважины 182р, вскрывшей отложения палеозоя, а также по данным бурения на близлежащих площадях.
Наибольшая вскрытость отложений осадочного чехла в пределах Ватьеганского месторождения составляет 3116 м (скв.6).
2.2 Характеристика про дуктивных пластов месторождения
Пласт А 1-2 характеризуется большой площадью распространения на территории Западной Сибири, но в то же время известен как наиболее неоднородный и низко продуктивный. Особенностью пласта А месторождений Западной Сибири является пониженная нефтенасыщенность пластов, которая на Ватьеганском месторождении составляет 0,60 в чисто нефтяной зоне и 0,57 в водонефтяных зонах. Как показала практика разработки пластов группы А, эксплуатация их сопровождалась поступлением с самого начала рыхлосвязанной воды и лишь после обводненности до 15-20% начался прорыв закачиваемых вод по высокопроницаемым пропласткам.
На Ватьеганском месторождении горизонт А 1-2 представлен чередованием песчано-алевролитового и глинистого материала и характеризуется сильной литологической изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Разбуривание эксплуатационной сеткой скважин Ватьеганского месторождения показало, что какая-либо закономерность в распространении коллектора в горизонте, в изменении эффективных толщин, коллекторких свойств отсутствует. Поэтому по разведочной сетке скважин, невозможно было объективно спрогнозировать продуктивность пласта на разных участках площади. Суммарно нефтенасыщенные толщины по разведочным скважинам изменяются от 1,6 м до 22,8 м, а средневзвешенная по площади составляет 9,1 м. Залежь горизонта А 1-2 осложнена небольшими поднятиями, в связи с чем, толщина пласта в соседних скважинах может отличаться в 2-3 раза. На расстоянии 3-4 км от скважины 25 (чисто нефтяная зона пласта), имеющей нефтенасыщенную толщину 6,2 м в скважинах 34, 15, 26 пласт нефтенасыщен, соответственно, в пределах 3,6, 22,8 и 6,0 м.
Песчанистость горизонта меняется от 23 до 92%, количество проницаемых пропластков колеблется от 2 до 12, средний коэффициент расчлененности равен 6,52, что также подтверждает повышенную неоднородность горизонта.
По подсчету запасов проведенному в 1983 году, пласт А 1-2 содержит 78% балансовых запасов, соответственно из них 81% извлекаемых запасов месторождения, и является основным объектом разработки.
Литологические особенности строения позволяют в пределах чисто нефтяной зоны горизонта А 1-2 выделить пласты А 1 3 и А 2 , разделенные на большей части площади глинистыми перемычками от трех до двенадцати метров, составляющими в среднем 4,9 м. По данным эксплуатационного бурения наличие раздела в большей части скважин подтверждается.
Пласт А 1 3 характеризуется , как правило, малой нефтенасыщенной толщиной от 1,4 до 4 м. Лишь в единичных скважинах толщина превышает пять метров, составляя в среднем 3,5 м. Пласт представлен одним-двумя пропластками, коэффициент песчанистости равен 71%.
Пласт А 2 характеризуется не повсеместным распространением, повышенной прерывистостью, нефтенасыщенная толщина меняется от 20,8 до 1,8 м на расстоянии 3-4 км, средняя нефтенасыщенная толщина равна 7,5 м, коэффициент песчанистости составляет 0,55, коэффициент расчлененности - 4,2. Водонефтяная зона горизонта А 1-2 , в основном, представлена пластом А 1 3 .
В границах горизонта А 1-2 выделяются следующие типы разрезов.
Первый тип характеризуется наличием обоих пластов А 1 3 и А 2 , представленных песчаниками различной толщины и разделенных глинистыми породами толщиной 0,8-12,2 м. Такое строение отмечается по данным разведочных скважин на большей части чисто нефтяной зоны горизонта А 1-2 .
Второй тип - горизонт представлен монолитным песчаником толщиной 15-23 м, пласты А 1 3 и А 2 сливаются, отмечается в районе скважин 23, 45 на юго-западном, в районе скважин 41, 15 на юго-восточном крыле залежи и в районе скважины 13, на северном окончании залежи.
Третий тип характеризуется присутствием в разрезе только верхнего пласта А 1 3 . Пласт А 2 представлен либо маломощными пропластками (скв. 42, 26, 16), либо отсутствует. Такое строение характерно для большей части водонефтяной зоны.
По коллекторским свойствам выделенные пласты также различаются . По данным геофизических исследований проницаемость пласта А 1 3 в три раза ниже, чем по А 2 , по данным керновых исследований - в два раза.
Сопоставление интервалов отбора керна и ГИС показало, что керн отобран из наиболее проницаемых интервалов пласта и не отражает средней величины проницаемости горизонта. Средний дебит по пласту А 2 составил 46,2 т/сут, при притоке на метр толщины - 3,4 т/сут (максимальный дебит 110 т/сут, минимальный - 5,6 т/сут ). Опробование пласта А 1 3 проводилось в большинстве скважин при неоднократном снижении уровня до 800-1378 м. Учитывая отношение проницаемости и величины полученных дебитов пласты А 1 3 и А 2 выделены в самостоятельные объекты разработки.
Фонтанные притоки получены в пяти скважинах. Средний дебит испытанных скважин составил 10,4 т/сут. при колебаниях от 0,2 до 41,0 т/сут., причем в 50% скважин дебит не превышает 5 т/сут. Средний приток на метр толщины пласта равен 2,7 т/сут., в том числе 22% скважин имею приток мене 1 т/м, 56% скважин - от 1 до 2,5 т/сут, и лишь в 22% скважин приток превышает 2,5 т/сут.
Залежь пласта А 3 вскрыта скважинами №5, 14, расположенными в своде поднятия размером 8х14 км. Извлекаемые запасы залежи по категории С 1 составляют 6,6 млн. т, т.е. 1,9% всех запасов месторождения.
В разведочных скважинах 5,14 пласт от вышележащего горизонта А 1-2 отделен глинистой перемычкой, соответственно, 10,8 и 2,8 м. По данным эксплуатационного бурения глинистый раздел сокращается до 1-2 м. По литологической и коллекторской характеристикам пласт А 3 сходен с пластом А 2 .
Учитывая сходную коллекторскую характеристику пластов А 2 и А 3 , небольшую величину раздела между ними, водоплавающий характер залежи пласта А 3 , разработку его предлагается проводить скважинами пласта А 2 , выделенного в самостоятельный объект.
В скважинах объекта А 2-3 в первую очередь рекомендуется вскрывать пласт А 3 после обводнения которого производить дострел пласта А 2 .
Залежь нефти пласта А 8 приурочена к небольшой по размерам зоне в районе скважины №13, при испытании которой получен приток нефти с водой, равный 22,3 м 3 /сут (18,8 т/с). Залежь водоплавающая, ее размеры 5х3 км, извлекаемые запасы отнесены к категории С 1 и составляют 1,3 млн. т. ВНК отбит на отметке 2195 м, что на 300 м ниже отметок ВНК по горизонту А 1-2 . С учетом этого пласт А 8 выделен в самостоятельный объект разработки.
Таким образом в пластах группы А выделено три самостоятельных объекта разработки: пласт А 1 3 , пласты А 2-3 и А 8 .
Продуктивный горизонт Б 1 является вторым по величине извлекаемых запасов объектом разработки (43,3 млн. т по категории С 1 или 12,5% от общих по месторождению).
Горизонт Б 1 нефтеносен в центральной части месторождения, залежь пластово-сводовая, размерами 31,5х14 км. Нефтенасыщенная часть вскрыта пятнадцатью разведочными скважинами. Горизонт представлен 3-7 прослоями песчаников, разделенных глинистыми пропластками толщиной 2,4-8 м. Коэффициент песчанистости самый низкий по месторождению - 0,43, расчлененности - 5,38.
Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания семи разведочных скважин.
Опробование проводилось снижением уровня до 500-1200 м. Фонтанный приток получен по скважине 41.
Средний дебит нефти получен равным 20 т/сут. Средняя удельная продуктивность пласта равна 0,06 т/сут атм. Пласт Б 1 выделен в самостоятельный объект разработки.
Небольшая по размерам залежь пласта Б 6 2 (размером 6,5х2,2 км) расположена в центре залежи пласта Б 1 , вскрыта одной скважиной №14 (получено 3,5 м 3 /нефти при депрессии 139,4 кгс/см 2 ). ВНК отбит на отметке 2377 м (по пласту Б 1 - 2245 - 2255 м). Залежь содержит 334 тыс.т извлекаемых запасов, средняя нефтенасыщенная толщина - 1,2 м, максимальная - 3,4 м.
Залежь предлагается разрабатывать скважинами пласта Б 1 , не выделяя в самостоятельный объект разработки до уточнения ее величины и запасов. Скважины пласта Б 1 в этом районе бурятся со вскрытием Б 6 2 .
В пределах контура нефтеносности пласта Б 1 в юго-западной части залежи выделяется залежь пласта Б 7 1 с глубиной залегания 2500 м. Пласт вскрыт двумя скважинами №34, 25. В скважине 25 средний дебит за период притока (12часов) составил 16,3 м 3 /сут при динамическом уровне 896 м.
Коэффициент продуктивности равен 0,18 м 3 /сут ат., гидропроводности - 3,3 д.см/сп.
По предварительным данным пласт представлен двумя почти равными по толщине пропластками. Залежь содержит 3,223 млн. т нефти извлекаемых запасов категории С 1 и 2,4 млн. т - категории С 2 .
Учитывая разницу в глубинах объектов Б 1 и Б 7 1 , залежь пласта Б 7 1 предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, с возможным использованием скважин для повышения степени выработки запасов вышележащего пласта Б 1 .
На северо-западном окончании основной залежи месторождения, горизонта А 1-2 , выделяется структурно-литологическая залежь пласта Б 10 , вскрытая четырьмя скважинами - №42, 17, 7, 4. Пласт залегает на глубинах 2700-2750 м, имеет среднюю нефтенасыщенную толщину 6,7 м, содержит извлекаемых запасов категории С 1 - 3,3 млн. т, выделенных в районе скважины 17. При опробовании пласта в скважине 17 получен приток нефти равный 5,45 м 3 /сут при среднединамическом уровне 1316 м. Исследование пласта производилось методом прослеживания уровня жидкости.
Учитывая возможность использования скважин пласта Б 10 для выработки запасов горизонта А 1-2 , предлагается считать его самостоятельным объектом разработки, в случае подтверждения его промышленной нефтеносности.
На Ватьеганском месторождении в ачимовских отложениях выделены две залежи - северная и южная.
Северная залежь представляет собой структурно-литологическую залежь размером 4х5 км, вскрытую одной скважиной №4, по которой при опробовании получен непереливающий приток безводной нефти дебитом 2,2 м 3 /сут при среднем динамическом уровне 1112 м. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 4 равна 6,4 м, в среднем по залежи - 2,6 м. Глубина залегания пласта - 2760 - 2790 м.
Южная залежь представляет собой вытянутую в меридиональном направлении структурно-литологическую залежь, шириной 4-11 км, длиной 11 км. Залежь вскрыта пятью скважинами - №29, 18, 14, 41, 16; по трем из них получен приток безводной нефти от 0,9 до 8,2 м 3 /сут при динамических уровнях 1242 - 1636 м.
Залежь содержит 1,56 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С 1 и 5,4 млн. т - категории С 2 .
Особенностью ачимовских отложений является переслаивание песчаных и алевролито-глинистых пород и низкая продуктивность.
Для обоснования параметров отделом петрофизики СибНИИНИ изучены 2000 образцов, представляющих эффективную часть разрезов 38 скважин 9 месторождений Сургутского свода, и около 1000 образцов по 24 скважинам 7 месторождений Нижневартовского района.
Преобладающие значения пористости пород составляют 10-26 и 16-20%, средняя пористость - 17%. В целом на Нижневартовском своде коллектора менее изменчивы, чем на Сургутском. 70% пород здесь имеют проницаемость от 3 до 30 мд. (на Сургутском их только 27%). Пород с пониженной проницаемостью от 3 до 0,1 мд ( в Сургутском районе - 55%, на Нижневартовском - 28%). Средняя проницаемость по Нижневартовскому своду более высокая (7,9 мд.), чем по Сургутскому - 4 мд (с Быстринским месторождением - 10,3 мд ).
В промышленной эксплуатации ачимовские отложения находятся на Аганском месторождении Нижневартовского района и на Бистринском месторождении Сургутского района.
На Аганском месторождении ввод в разработку ачимовских отложений начат в 1983 году, было введено 14 скважин. Средний дебит скважин составил 5,1 т/сут, причем по двум скважинам дебиты составили 7,9 и 17 т/сут, по остальным восьми - 3,3 т/сут. Начальные дебиты скважин составляли 10-3 т/сут. В 1984 году введено 25 скважин. Средний дебит скважин за 1984 год составил 8,7 т/сут. Все скважины оборудованы ШГН.
Таким образом, результаты эксплуатации также подтверждают очень низкие фильтрационные свойства пластов ачимовских отложений.
Изучение результатов опробования и освоения показывает, что пласты окончательно не осваиваются компрессированием при пусковых муфтах на глубинах 708-980 м. В большинстве скважин сохраняется столб воды. Поэтому для окончательного решения вопроса о целесообразности ввода пластов Б 18-21 в промышленную разработку необходимо усовершенствовать методы освоения и приобщения пластов, глино-кислотных обработок, ГРП и т.д.
Для решения вопроса о целесообразности ввода в разработку и повышения отдающей способности ачимовских отложений на Ватьеганском месторождении в настоящее время ведутся исследования в «КогалымНИПИнефть».
Пласт Ю 1 1а содержит четыре залежи, залегающие на глубинах 2830-2860 м. Пласт представляет собой однородное песчаное тело с редкими тонкими глинистыми прослоями.
Залежь пласта Ю 1 1а выделена в юго-восточной части месторождения в районе скважин 23. Это поднятие размером 3,5х3,5 км вскрыто двумя скважинами №23 и 45 с нефтенасыщенной толщиной 4,4-4,8 м. При освоении пласта были проведены повторная перфорация, трехкратное снижение уровня, в результате чего методом прослеживания уровня определен приток нефти равный 26,6 м 3 /сут при среднединамическом уровне 1340 м, коэффициент продуктивности - 0,2 м 3 /сут ат, гидропроводности - 3,9 д.см/сп.
Извлекаемые запасы по залежи определены равными 0,508 млн.т и относятся к категории С 1 .
Залежь пласта Ю 1 1а в районе скважины 23 разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.
Залежь, выделенная по результатам бурения скважины 87, располагается на 5 км южнее скважины 23, относится к пластово-сводовому типу. Залежь представляет собой небольшое поднятие размером 3,5х5,5 км. Пласт Ю 1 1а опробован в скважине 87, имеющей нефтенасыщенную толщину 4,8 м. После двукратного снижения уровня скважина начала фонтанировать (в течение 48 часов), исследована на 3-х режимах (штуцера 4, 6, 8 мм) проведена запись КВД на 8-мимиллиметровом штуцере.
В результате испытания получен дебит безводной нефти, при работе скважины через 8-миллиметровый штуцер, равный 61,8 м 3 /сут. Коэффициент продуктивности определен равным 0,465 м 3 /сут. ат., коэффициент гидропроводности - 9,3 д см/сп, по данным КВД коэффициент гидропроводности - 9,9 д см/сп.
Запасы залежи определены равными по категории С 1 извлекаемые 0,607 млн. т, по категории С 2 - 0,577 млн. т.
Залежь пласта Ю 1 1а в районе скважины 87 также предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.
Третья залежь пласта Ю 1 1а выделена на северо-западном крыле месторождения, нефтенасыщенная толщина вскрыта тремя скважинами №7, 13, 24. Залежь структурно-литологического типа, имеет максимальную нефтенасыщенную толщину 3,6 м, среднюю - 2,5 м.
Пласт Ю 1 1а опробован в скважинах 7 (с нефтенасыщенной толщиной 2 м) и 24 (с нефтенасыщенной толщиной 3,6 м). Скважина 7 испытана в течение 68 часов на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, в результате дебит безводной нефти через восьмимиллиметровый штуцер оставил 48 м 3 /сут (40,7 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 0,404 м 3 /сут ат., гидропроводности - 6,8 д.см/сп.
Скважина 24 после 16-тичасовой отработки была исследована в течение 41 часа на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм. Дебит нефти при работе через восьмимиллиметровый штуцер составил 86,4 м 3 /сут (72 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 1,25 м 3 /сут ат. (1,04 т/сут ат.), гидропроводности - 29 д.см/сп. (по КВД - 26,1 д.см/сп.).
Учитывая низкую нефтенасыщенную толщину пласта Ю 1 1а на северной залежи, предельные величины толщин, утвержденные ГКЗ, предлагается на северной залежи пласта Ю 1 1а пробурить две девяти точечные ячейки в районе скважин 7 и 24. Вопрос о целесообразности ввода в разработку остальной части залежи решить после ее доразведки, в ходе которой должны быть уточнены коллекторские свойства и толщины пласта на этой залежи.
Наибольшая по толщине залежь в юрских отложениях выделена на юго-западе месторождения. Залежь структурно-литологического типа, размеры 12х13 км со средней нефтенасыщенной толщиной в пределах запасов категории С 1 - 3,9 м (извлекаемые запасы составляют 3,745 млн. т), С 2 - 6,1 м (извлекаемые запасы составляют 5,718 млн. т).
В отличие от остальных южная залежь характеризуется более низкими дебитами. Опробовано шесть скважин, по которым дебит составил от 5 до 16 м 3 /сут, в среднем 7,9 м 3 /сут или 6,6 т/сут. Притоки получены при неоднократном компрессировании.
Анализ имеющейся информации по ачимовским и юрским отложениям указывает на то, что пласты обладают очень низкой прдуктивностью. Вызов притока жидкости из пластов сопряжен с большими трудностями, не исключено, что возможны участки залежей с непромышленной нефтеносностью, обладающие нерентабельными дебитами скважин.
Поэтому на южной залежи пласта Ю 1 1а необходимо оценить целесообразность ввода в разработку.
2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов
Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3.8 охарактеризованность поверхностными и глубинными пробами продуктивных пластов неравномерная. Более полно охарактеризованы пласты АВ 1-2 , Ю 1 . Пласты БВ 1 , БВ 6 2 , БВ 7 1 , БВ 10 и ачимовская толща (пачка II) глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.
Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах по своим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже п
Ватьеганское месторождение дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Нотариальный Реестр И Правила Его Ведения Реферат
Реферат На Тему Специальные Таможенные Режимы
Звуковые Единицы Языка Курсовая Работа
Практика Виды Практики Реферат
Реферат: Othello Essay Essay Research Paper Othello Essay
Гдз По Английскому Контрольные Работы 3 Класс
Дипломная Работа 1996 Смотреть Онлайн
Эссе На Тему 2022 Год Российской Науки
Курсовая Работа На Тему Производство Узла Деления Чисел С Плавающей Запятой, Используемого В Самолетах
Сочинение Существует Точное Человеческое
Реферат: Сравнительная оценка засухоустойчивости мутантных и гибридных форм яблони
Курсовая работа: Инвестиции в инновационном процессе
Контрольная работа по теме Организация международных закупок предприятия
Реферат: От экзистенциальной аналитики совести-вины к коммуникативно-рациональному этическому дискурсу. Скачать бесплатно и без регистрации
Доклад по теме Философия Просвещения и отечественная культура
Дипломная работа по теме Освещение кальвинизма в отечественной учебной литературе
Реферат: Scenes From A Provincial Life Essay Research
Сочинение: Булгаков м. а. - Что в мире и человеке открыл мне роман м. а. булгакова мастер и маргарита
Физика Лабораторная Работа 1
Контрольная Работа По Алгебре Линейное Уравнение
Красный цвет - Биология и естествознание презентация
Условия и особенности проведения аудиторской проверки инвестиционных фондов - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Организация бухгалтерского учета на предприятии ЗАО "Псковэлектросвар" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике