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 , АВ1 3 , АВ2 1 , АВ2 2 , АВ3 , АВ4 , АВ5 , АВ6 , АВ7 , АВ8 , БВ0 0 , БВ0 1 , БВ0 2 , БВ1 1 , БВ1 2 , БВ2 , БВ3 1 , БВ3 2 , БВ4 1 , БВ4 2 , БВ5 , БВ6 , БВ7 0 , БВ7 , БВ8 1+2 , БВ8 3 , БВ19-20 , БВ21-22 , ЮВ1 0 , ЮВ1 1 , ЮВ1 2 , ЮВ2 , ЮВ3 нижнемеловых и юрских отложений.
За весь период разработки на месторождении отобрано 154,8 млн.т нефти, 534 млн.т жидкости. Текущая обводнённость достигла 84,9 %, число добывающих скважин, перебывавших в эксплуатации за весь период разработки, составило 1563.
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.
Приобское нефтяное месторождение
... о месторождении. 1. Общие сведения о месторождении месторождение флюид скважина Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Район работ удал ... мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной ...
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.
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. м3 .
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. м3 , С1 — 2280 тыс. м3 . В настоящее время на этом сырье работает Локосовский кирпичный завод. Лобановское месторождение глин находится в 10 км восточнее пос. Локосово. Площадь месторождения составляет 44 га, запасы 1988 тыс. м3 . Глины пригодны для производства кирпича.
В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.
Условия водоснабжения.
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
|
Годы |
Всего |
Пресных |
Сточных |
Сеноманский |
|
|
1988 |
8716 |
1158 |
1946 |
5612 |
|
|
1989 |
8627 |
1062 |
2726 |
4840 |
|
|
1990 |
10300 |
3900 |
3458 |
2941 |
|
|
1991 |
10309 |
3910 |
3458 |
2941 |
|
|
1992 |
15825 |
7875 |
4655 |
3295 |
|
|
1993 |
17630 |
9310 |
6492 |
1898 |
|
|
1994 |
20107 |
12705 |
7402 |
— |
|
|
1995 |
23819 |
14092 |
9727 |
— |
|
|
1996 |
24010 |
13371 |
10639 |
— |
|
|
1997 |
20289 |
10004 |
10285 |
— |
|
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.
Палеозойский фундамент (PZ)
Представлен сильно метаморфизированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами девон-триасового возраста. На сопредельных площадях встречаются известняки и сильно метаморфизованные магматические породы. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента на месторождении 48 м.
Юрская система (J)
Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены преимущественно континентальными осадками, верхний — морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний — тюменской и верхний — васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Котухтинская свита, Тюменская свита, Васюганская свита, Георгиевская свита, Баженовская свита, Меловая система (К)
Представлена всеми отделами и ярусами, сложена морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой системы.
Мегионская свита, Ванденская свита, Алымская свита, Покурская свита
кузнецовской, березовской и ганькинской свит
Палеогеновая система, Четвертичные отложения
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 БВ8 на площади месторождения, поэтому эта часть структуры названа Центральной.
Соответственно формируются и более контрастные прогибы между отдельными вершинами структур. Например, на Западно-Ватинской структуре они отмечаются по линиям скважин с севера на юг 160-805, 786-129, 789-122-114, 81-775-777-778-78; на Восточно-Ватинской — 53-49, 754-752-123.
По вышезалегающим горизонтам отмеченная особенность тектонического строения сохраняется, но с выполаживанием структурных планов. По верхнему продуктивному пласту 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 АВ1 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 , АВ1 3 ), верхней (АВ2 1 , АВ2 2 , АВ3 , АВ4 , АВ5 , АВ6 , АВ7 , АВ8 ) и нижней (БВ0 0 , БВ0 1 , БВ0 2 , БВ1 1 , БВ1 2 , БВ2 , БВ3 1 , БВ3 2 , БВ4 1 , БВ4 2 , БВ5 ) подсвитам ванденской свиты, к подошвенной части ванденской и кровельной части мегионской свит (БВ6 , БВ7 0 , БВ7 , БВ8 1+2 , БВ8 3 ), подошвенной части мегионской свиты (БВ19_20 , БВ21_22 ), к васюганской (ЮВ1 0 , ЮВ1 1 , ЮВ1 2 ) и тюменской (ЮВ2 , ЮВ3 ) свитам. В разрезе выделено 33 продуктивных пласта, содержащих 112 залежей нефти.
В таблице 2.4.1 приведены геолого-физические характеристики продуктивных пластов Ватинского месторождения. В таблице 2.4.2 приведена краткая характеристика залежей.
Таблица 2.4.1
Геолого — физическая характеристика продуктивных пластов Ватинского месторождения
Таблица 2.4.2 Краткая характеристика залежей Ватинского месторождения
|
Пласт |
Залежь |
Блок |
Абсолютная отметка ВНК, м |
Размеры залежи |
Диапазон изменения эффективных толщин, м |
Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин, м |
Тип залежи |
|||
|
длина, км |
ширина, км |
высота, м |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
АВ11+2 |
Основная |
— |
1690 |
— |
— |
— |
0.4-13.9 |
0.4-13.9 |
ПС ЛЭ |
|
|
АВ13 |
Основная |
— |
1690 |
25-30 |
20 |
60,0 |
0.4-12.2 |
0.4-12.2 |
ПС ЛЭ |
|
|
АВ21 |
Западная 1 (основная) |
— |
1690 |
22,1 |
12,3 |
55,0 |
0.6-19.0 |
0.4-19.0 |
ПС ЛЭ |
|
|
Восточная 2 (основная) |
— |
1690 |
21,0 |
7,0 |
44,0 |
0.4-18.1 |
0.4-18.1 |
ПС ЛЭ |
||
|
Южный участок |
— |
1690 |
3,5 |
1,8 |
18,0 |
0.8-14.5 |
0.5-14.5 |
ПС |
||
|
Восточная 1, р-н скв.1325р |
— |
1691 |
2,3 |
1,6 |
16,0 |
13.4-21.0 |
2.4-14.0 |
ПС |
||
|
Западная 2, р-н скв. 1337р |
— |
1695 |
6,0 |
2,1 |
5,0 |
10,9 |
2,2 |
ПС |
||
|
АВ22 |
Западная 1, р-н скв. 829р |
— |
1690 |
2,7 |
1,5 |
9,0 |
8.7-17.4 |
1.4-5.8 |
ПС |
|
|
Западная 2, р-н скв. 808р |
— |
1690 |
9,0 |
4,1 |
19,0 |
0.6-19.9 |
0.4-13.7 |
ПС ЛЭ |
||
|
Западная 3 |
— |
1691 |
8,0 |
8,5 |
27,0 |
1.9-19.5 |
0.4-19.5 |
ПС ЛЭ |
||
|
Западная 4, р-н скв. 503 |
— |
1690 |
1,0 |
1,0 |
8,4 |
12.7-16.1 |
1.3-7.2 |
ПС |
||
|
Западная 5, р-н скв. 551 |
— |
1690 |
4,0 |
1,0 |
13,0 |
1.3-11.5 |
0.5-5.4 |
ПС |
||
|
Восточная 7 |
— |
1692 |
7,0 |
3,5 |
12,0 |
0.8-15.5 |
0.4-13.8 |
ПС |
||
|
Восточная 8, р-н скв. 410 |
— |
1690 |
2,0 |
1,7 |
13,0 |
4.0-12.3 |
1.2-8.8 |
ПС |
||
|
Восточная 9, р-н скв. 419 |
— |
1690 |
5,0 |
3,2 |
20,0 |
1.6-15.0 |
0.8-11.3 |
ПС |
||
|
Восточная 10, р-н скв. 4756 |
— |
1692 |
0,2 |
0,2 |
4,0 |
17,6 |
4,3 |
ПС |
||
|
AB3 |
Западная 1, р-н скв. 124, 802 |
— |
1701 |
4,2 |
2,3 |
21,0 |
0.8-10.2 |
0.8-9.2 |
ПС ЛЭ |
|
|
Западная 2, р-н скв. 823 |
— |
1721 |
2,3 |
1,0 |
7,0 |
2.4-5.6 |
2.4-5.6 |
ПС ЛЭ |
||
|
Западная 3, р-н скв. 195 |
— |
1710 |
1,1 |
0,3 |
13,0 |
2.8-8.5 |
1.5-8.5 |
ПС |
||
|
АВ4 |
Западная 1 (основная) |
— |
1717-1725 |
5,0 |
1,8 |
29,0 |
0.6-16.2 |
0.5-10.6 |
ПС ЛЭ |
|
|
Западная 2, р-н скв. 287 |
— |
1708 |
1,3 |
0,5 |
11,0 |
2.8-7.9 |
1.2-2.4 |
ПС ЛЭ |
||
|
Западная 3, р-н скв. 563 |
— |
1720-1729 |
1,0 |
0,5 |
8,0 |
2.0-7.0 |
2.0-7.0 |
ПС |
||
|
АВ5 |
Основная |
— |
1738 |
4,2 |
2,1 |
30,0 |
1.6-21.9 |
1.1-20.4 |
ПС ЛЭ |
|
|
АВ6 |
Основная |
— |
1763 |
3,7 |
2,0 |
23,0 |
2.2-28.4 |
0.7-19.6 |
ПС |
|
|
АВ7 |
Основная |
— |
1808-1813 |
4,8 |
2,7 |
42,0 |
0.9-19.0 |
0.9-19.0 |
ПС |
|
|
АВ8 |
Основная |
— |
1817 |
4,5 |
1,5 |
30,0 |
2.2-16.1 |
1.0-14.6 |
ПС |
|
|
БВ00 |
Западная |
1857 |
0,8 |
0,3 |
23,0 |
0.6-5.6 |
0.6-5.6 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ01 |
Западная |
1857 |
5,4 |
3,5 |
37,0 |
0.4-7.1 |
0.4-7.1 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ02 |
Западная |
1857 |
4,9 |
2,5 |
27,0 |
0.4-8.1 |
0.4-8.1 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ11 |
Западная |
1875 |
6,3 |
3,2 |
40,0 |
0.5-11.0 |
0.5-11.0 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ12 |
Западная |
1881 |
5,3 |
2,4 |
38,0 |
2.3-13.8 |
0.8-13.8 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ2 |
Западная |
1882 |
3,2 |
1,2 |
23,0 |
10.6-18.1 |
1.6-12.5 |
ПС |
||
|
БВ31 |
Западная |
1908 |
3,6 |
2,0 |
27,0 |
1.6-10.6 |
0.8-10.6 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ32 |
Западная |
1912 |
3,0 |
0,9 |
13,0 |
8.8-17.6 |
0.4-11.2 |
ПС |
||
|
БВ41 |
Западная |
1945 |
3,6 |
2,9 |
35,0 |
0.8-5.7 |
0.8-5.6 |
ПС ЛЭ |
||
|
БВ42 |
Западная |
1954 |
4,3 |
2,2 |
35,0 |
9.1-24.1 |
1.8-20.2 |
ПС |
||
|
БВ5 |
Западная 1, р-он скв. 301,302 |
1976 |
0,8 |
0,6 |
4,0 |
9.2-13.6 |
1.7-3.6 |
ПС |
||
|
Западная 2, р-он скв. 306,307 |
1976 |
0,6 |
0,4 |
6,0 |
6.4-12.3 |
1.4-4.1 |
ПС |
|||
|
Западная 3, р-он скв. 4722 |
1982 |
0,25 |
0,25 |
6,0 |
8.0-8.3 |
0.6-1 |
ПС |
|||
|
Западная 4, р-он скв. 4011 |
1973-1975 |
1,1 |
0,6 |
6,0 |
6.4-11.4 |
0.8-5.8 |
ПС |
|||
|
Западная 5, р-он скв. 4003 |
1982 |
0,4 |
0,3 |
10,0 |
9.4-10.6 |
4.2-6.5 |
ПС |
|||
|
Западная 6, р-он скв. 3739 |
1967-1972 |
0,4 |
0,3 |
10,0 |
10.6-11.1 |
6.8-6.9 |
ПС |
|||
|
БВ6 |
Западная 1 (северный 1) |
2048 |
2,3 |
2,6 |
29,0 |
5.9-12.2 |
2.4-12.2 |
ПС ТЭ |
||
|
Западная 1 (северный 2) |
2035 |
2,4 |
2,2 |
15,0 |
9.4-15.1 |
6.8-13.8 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 3) |
2045 |
6,7 |
2,3 |
25,0 |
2.7-13.7 |
1.6-13.7 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 4) |
2048 |
1,5 |
1,0 |
3,0 |
1.9-11.8 |
1.9-5.5 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 5) |
2059 |
1,5 |
1,0 |
9,0 |
7.9-12.0 |
2.1-7.9 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 6) |
2058 |
1,9 |
1,3 |
4,0 |
1.1-8.5 |
1.1-4.4 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 7) |
2058 |
1,5 |
0,8 |
6,0 |
1.8-6.4 |
1.8-4.2 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 8) |
2066 |
2,0 |
0,6 |
25,0 |
7.2-8.1 |
7.2-8.1 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 9) |
2069 |
2,7 |
1,4 |
15,0 |
8.9-14.4 |
7.6-14.4 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 10) |
2061-2065 |
2,5 |
0,6 |
8,0 |
2.2-9.6 |
1.0-4.2 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 11) |
2071 |
0,7 |
0,5 |
6,0 |
9,9 |
5,2 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 12) |
2069 |
1,0 |
1,0 |
6,0 |
8.8-13.5 |
7.2-8.6 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 13) |
2069 |
3,5 |
1,3 |
13,0 |
1.2-16.4 |
1.0-11.2 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 1 (северный 14) |
2053 |
0,6 |
0,6 |
9,0 |
8.0-10.2 |
3.4-7.5 |
ПС ТЭ |
|||
|
Западная 2 (центральная), р-н скв. 190 |
2041 |
3,5 |
1,5 |
15,0 |
1.8-7.3 |
0.4-6.3 |
ПС |
|||
|
Западная 3 (южная), р-н скв. 802р |
2016-2018 |
4,5 |
1,5 |
32,0 |
4.9-13.1 |
1.2-13.1 |
ПС |
|||
|
Западная 4, р-н скв. 810р |
2071 |
1,3 |
1,3 |
6,0 |
14,5 |
4,8 |
ПС |
|||
|
БВ70 |
Западная 1, р-н скв. 4716, 124р |
2034 |
1,2 |
0,7 |
31,0 |
0.8-3.0 |
0.8-3.0 |
ПС ЛЭ |
||
|
Западная 2, р-н скв. 305 |
2025 |
1,5 |
0,4 |
6,0 |
0.8-2.8 |
0.8-2.8 |
ПС ЛЭ |
|||
|
Западная 3, р-н скв. 93 |
2033 |
0,4 |
0,2 |
4,0 |
3,0 |
3,0 |
ПС ЛЭ |
|||
|
БВ7 |
Западная 1 (северная), р-н скв. 802р |
2053 |
3,4 |
1,9 |
32,0 |
1.9-7.4 |
1.3-6.0 |
ПС |
||
|
Западная 2 (южная), р-н скв. 763 |
2053 |
1,2 |
1,1 |
37,0 |
5.0-7.6 |
2.8-7.4 |
ПС |
|||
|
БВ83 |
Западная 1 (северная) |
2134 |
2,7 |
1,1 |
14,0 |
12.4-20.8 |
1.5-11.5 |
ПС |
||
|
Западная 2 (центральная) |
2134 |
2,9 |
0,7 |
12,0 |
4.5-9.0 |
2.0-6.7 |
ПС |
|||
|
Западная 3 (южная) |
2134 |
6,0 |
4,5 |
46,0 |
1.6-8.3 |
1.3-8.3 |
ПС |
|||
|
Восточная 4, р-н скв. 1180, 1182 |
2134 |
0,9 |
0,6 |
18,0 |
1.4-6.1 |
1.4-6.1 |
ПС |
|||
|
Восточная 5 (северная) |
2134 |
5,5 |
3,5 |
27,0 |
0.8-9.7 |
0.7-6.4 |
ПС ЛЭ |
|||
|
Восточная 6 (центральная) |
2134 |
2,0 |
3,0 |
18,0 |
1.0-7.9 |
1.0-7.4 |
ПС ЛЭ |
|||
|
Восточная 7 (южная) |
2134 |
3,5 |
1,2 |
30,0 |
0.6-2.8 |
0.6-2.8 |
ПС ЛЭ |
|||
|
БВ19-20 |
Восточная 1 (основная) |
22-42 |
2308-2395 |
15,8 |
5.5-13 |
80,0 |
1.6-25.7 |
1.6-25.7 |
ПС ТЭ ЛЭ |
|
|
Восточная 2, р-н скв. 5313 |
43 |
усл. 2325 |
2,7 |
1,0 |
13,0 |
5.0-23.8 |
1.0-6.2 |
ПС |
||
|
Западная 3, р-н скв. 4021 |
3 |
усл. 2378 |
6,0 |
1.0-2.5 |
40,0 |
1.8-3.0 |
1.8-3.0 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
БВ21-22 |
Восточная 1 (основная) |
21-42 |
2368-2436 |
22,5 |
6,5 |
80,0 |
0.8-19.7 |
0.8-19.7 |
ПС ТЭ ЛЭ |
|
|
Восточная 2, р-н скв. 5313 |
43 |
усл. 2380 |
3,7 |
1,2 |
20,0 |
2.1-9.0 |
1.0-6.8 |
ПС |
||
|
Западная 3, р-н скв 823р |
1 |
2420 |
3,6 |
1,9 |
37,0 |
3.1-6.6 |
3.1-6.6 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
Западная 4, р-н скв. 4021 |
2, 2а, 3, 6 |
усл. 2394 |
6,3 |
3,0 |
73,0 |
1.6-6.0 |
1.6-6.0 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
ЮВ10 |
Основная |
23, 24, 26, 28 |
— |
4,0 |
2,3 |
50,0 |
2.0-12.2 |
2.0-12.2 |
ПС ЛЭ ТЭ |
|
|
ЮВ11 |
Западная 1 (основная) |
2, 3, 5-10, 13-17 |
2414-2463 |
19,2 |
3,5 |
100,0 |
0.8-19.4 |
0.8-19.4 |
ПС ТЭ ЛЭ |
|
|
Восточная 2 (основная) |
21-42 |
2392-2463 |
22,0 |
1.5-5.5 |
100,0 |
0.6-20.6 |
0.6-12.5 |
ПС ТЭ, ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
Залежь 3, р-н скв. 822р |
1 |
2440 |
2,5 |
1,2 |
20,0 |
1.8-2.0 |
1.8-2.0 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
Залежь 4, р-н скв. 1303р |
4 |
2463 |
1,7 |
1,5 |
16,0 |
8.2-15.9 |
1.0-14.0 |
ПС ТЭ |
||
|
Западная 5 , р-н скв. 850р |
11 |
2472 |
2,5 |
0,8 |
7.0-8.0 |
1,2 |
0,6 |
ПС |
||
|
Западная 6, р-н скв. 847р |
12 |
2474 |
1,2 |
0,5 |
4,0 |
1,8 |
1,8 |
ПС |
||
|
Западная 7, р-н скв. 839р |
12а |
2486 |
1,2 |
0,7 |
8,0 |
9,2 |
7,4 |
ПС |
||
|
Западная 8, р-н скв. 1309р |
18 |
2481 |
1,0 |
0,8 |
10,0 |
9.6-15.8 |
3.4-9.0 |
ПС |
||
|
Западная 9, р-н скв. 1307р, 1308р |
19 |
2463 |
2,0 |
1,2 |
5,0 |
11.4-16.2 |
1.2-4.4 |
ПС |
||
|
Восточная 10, р-н скв. 5254 |
20 |
2450 |
1,3 |
0,5 |
8,0 |
11.4-19.2 |
2.6-6.6 |
ПС ТЭ |
||
|
Восточная 11, р-н скв. 1462 |
43 |
2419 |
3,7 |
0,9 |
25,0 |
3.0-13.6 |
1.2-8.4 |
ПС |
||
|
Восточная 12, р-н скв. 1325р |
44 |
2434 |
3,5 |
1,6 |
20,0 |
4.2-12.5 |
3.4-5.2 |
ПС |
||
|
Залежь 14, р-н скв. 39р |
— |
2471 |
0,7 |
0,5 |
2,0 |
12,2 |
1,8 |
ПС |
||
|
ЮВ12 |
Западная 1, р-н скв. 367 |
7 |
2400 |
3,8 |
0.4-1.0 |
12,0 |
2,4 |
2,4 |
ПС ТЭ ЛЭ |
|
|
Западная 2, р-н скв. 368 |
7а |
2418 |
1,7 |
0,7 |
10,0 |
2,2 |
2,2 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
Западная 3 |
6 |
2408 |
1,6 |
0,5 |
10,0 |
— |
— |
ПС ТЭ |
||
|
Западная 4, р-н скв. 1303р |
4 |
2485 |
1,6 |
1,0 |
10,0 |
4.4-7.6 |
3.4-4.4 |
ПС ТЭ |
||
|
Западная 5, р-н скв. 565 |
1 |
2463 |
6,1 |
2,5 |
22,0 |
1.4-7.6 |
1.4-7.6 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
Восточная 6, р-н скв. 1301 |
22, 29 |
2414 |
2,9 |
0,6 |
6,0 |
2.3-4.6 |
2.3-4.6 |
ПС ТЭ |
||
|
Восточная 7, р-н скв. 1229 |
32 |
2391 |
0,6 |
0,4 |
8,0 |
5,8 |
5,8 |
ПС ТЭ |
||
|
ЮВ2 |
Западная 1, р-н скв. 1316 |
15 |
чнз |
0,6 |
0,3 |
10,0 |
2,0 |
2,0 |
ПС ТЭ ЛЭ |
|
|
Западная 2, р-н скв. 1107 |
13 |
2462 |
2,1 |
0,7 |
16,0 |
1.3-3.6 |
1.3-3.0 |
ПС ТЭ ЛЭ |
||
|
ЮВ3 |
Западная 1, р-н скв. 1107 |
13 |
2474 |
1,9 |
0,8 |
15,0 |
3.4-3.6 |
3.4-3.6 |
ПС ТЭ ЛЭ |
|
|
Западная 2, р-н скв. 1056 |
15 |
2440-2444 |
1,0 |
0,6 |
35,0 |
1.0-9.6 |
1.0-9.6 |
ПС ТЭ |
||
Типы залежей: ПС — пластовая сводовая
ЛЭ — литологически экранированная
ТЭ — тектонически экранированная
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 Ю1 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 Ю1 с учётом новых проб из скважин 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.1.
Таблица 2.5.1.Свойства пластовой нефти пластов АВ 2 и ЮВ1 Ватинского месторождения
|
Наименование параметра |
Пласты |
||
|
АВ2 |
ЮВ1 |
||
|
Пластовое давление, МПа |
17,4 |
24,98 |
|
|
Пластовая температура, єС |
74 |
96 |
|
|
Давление насыщения, МПа |
7,48 |
11,14 |
|
|
Газосодержание, м3/т |
41,7 |
148,9 |
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
788,9 |
631,4 |
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
2,31 |
1,01 |
|
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4 |
12,14 |
18,9 |
|
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20єС: |
|||
|
при однократном разгазировании |
1,049 |
1,263 |
|
|
при дифференциальном разгазировании |
0,948 |
1,115 |
|
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20єС: |
|||
|
при однократном разгазировании |
865,0 |
838,0 |
|
|
при дифференциальном разгазировании |
858,5 |
816,5 |
|
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта 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
|
Пласт |
АВ2 |
||||
|
Наименование параметра |
Количество исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
||
|
скважин |
проб |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Плотность при 20 єС, кг/м3 |
7 |
8 |
851-874 |
863 |
|
|
Вязкость, Мпа*с |
|||||
|
при 20єС |
7 |
8 |
7,67-14,82 |
12,54 |
|
|
при 50єС |
7 |
8 |
3,77-6,13 |
5,37 |
|
|
Молекулярная масса, кг/кмоль |
5 |
6 |
186-228 |
213 |
|
|
Температура застывания, минус єС |
3 |
3 |
6ч18 |
13 |
|
|
Массовое содержание, % |
|||||
|
серы |
7 |
8 |
0,79-1,24 |
1,78 |
|
|
смол силикагелевых |
7 |
8 |
4,69-13,95 |
8,24 |
|
|
асфальтенов |
7 |
8 |
1,7-3,67 |
2,44 |
|
|
парафинов |
7 |
8 |
2,31-3,8 |
3,1 |
|
|
воды |
7 |
8 |
отс-40,8 |
40,8 |
|
|
Температура плавления парафина, єС |
6 |
7 |
47-60 |
55 |
|
|
Температура начала кипения, єС |
7 |
8 |
45-83 |
61 |
|
|
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % |
|||||
|
до 100єС |
5 |
5 |
4,8-8,0 |
5,6 |
|
|
до 150єС |
7 |
8 |
12,0-17,0 |
14,3 |
|
|
до 200єС |
7 |
8 |
21,0-26,5 |
24,0 |
|
|
до 250єС |
7 |
8 |
28,5-37,0 |
33,3 |
|
|
до 300єС |
7 |
8 |
41,0-48,5 |
44,8 |
|
После 2008 г. компонентный состав пластовой нефти пласта АВ 2 дополнительно изучен по 4 пробам, отобранных из скважин №1337Р и №4757. Ранее компонентный состав пластовой нефти пласта АВ2 исследован по двум пробам скважин №104 и №155Р, отобранных из пластов АВ1 3 +АВ2 .
Компонентный состав газа по данным однократного разгазирования пласта АВ 2 изучен по семи пробам из трех скважин. После 2008 г. компонентный состав газа пласта АВ2 дополнительно исследован по четырем пробам из скважин №1337Р и №4757.
По пласту 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 Ю1 с учетом новых проб из скважин №№850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.3.
Таблица 2.5.3. Компонентный состав пластовой нефти и газа при однократном разгазировании пластов АВ 2 и ЮВ1 Ватинского месторождения
|
Наименование |
Пласт АВ2 |
Пласт ЮВ1 |
|||
|
Газ при однократном разгазировании |
Пластовая нефть |
Газ при однократном разгазировании |
Пластовая нефть |
||
|
Молярная концентрация компонентов, % |
|||||
|
Сероводород |
|||||
|
Углекислый газ |
0,09 |
0,03 |
2,00 |
1,06 |
|
|
А з о т |
0,94 |
0,25 |
0,86 |
0,36 |
|
|
Гелий |
0,00 |
0,00 |
|||
|
М е т а н |
75,46 |
20,86 |
54,39 |
28,90 |
|
|
Э т а н |
2,86 |
0,81 |
11,99 |
7,30 |
|
|
Пропан |
5,42 |
1,86 |
17,52 |
9,06 |
|
|
Изобутан |
3,09 |
1,30 |
2,29 |
1,88 |
|
|
н.Бутан |
5,37 |
3,42 |
7,43 |
5,07 |
|
|
Изопентан |
2,15 |
2,14 |
1,27 |
1,67 |
|
|
н.Пентан |
2,75 |
3,90 |
1,63 |
2,56 |
|
|
Гексаны |
1,90 |
65,46 |
|||
|
Гептаны |
|||||
|
остаток |
0,65 |
42,14 |
|||
|
Молек.масса, г/моль |
25,8 |
168,1 |
28,48 |
109,80 |
|
|
Плотность газа, кг/м3 |
1,071 |
1,201 |
|||
|
Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед. |
1,019 |
||||
|
Плотность нефти, кг/м3 |
788,9 |
631,4 |
|||
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 С2 — 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 С2 — 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.
|
Пласт |
Категория запасов |
Площадь нефтеносности, тыс.м2 |
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
Объём нефтесодержащих пород, тыс. м3 |
Коэффициенты, доли ед. |
Плотность нефти, г/см3 |
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т |
Газосодержание пластовой нефти, м 3 /т |
Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, млн.м 3 |
|||
|
пористости |
нефтенасыщенности |
пересчетный |
||||||||||
|
АВ1/1+2 |
С1 |
7299 |
1,1 |
7897 |
0,20 |
0,47 |
0,896 |
0,860 |
1565 |
45 |
26 |
|
|
С2 |
475127 |
2,3 |
1106871 |
0,20 |
0,39 |
0,896 |
0,860 |
66213 |
45 |
2994 |
||
|
АВ1/3 |
В+С1 |
416973 |
3,0 |
1258842 |
0,22 |
0,45-0,52 |
0,896 |
0,860 |
109283 |
45 |
4793 |
|
|
С2 |
25627 |
3,4 |
88290 |
0,21-0,22 |
0,38-0,47 |
0,896 |
0,860 |
9062 |
45 |
307 |
||
|
АВ2/1 |
В+С1 |
244012 |
4,3 |
1039658 |
0,22-0,24 |
0,45-0,59 |
0,896 |
0,860 |
103261 |
45 |
4696 |
|
|
С2 |
25995 |
2,1 |
54812 |
0,22-0,25 |
0,47-0,55 |
0,896 |
0,860 |
6557 |
45 |
221 |
||
|
АВ2/2 |
В+С1 |
67424 |
4,4 |
299299 |
0,21-0,24 |
0,47-0,64 |
0,896 |
0,860 |
31332 |
45 |
1410 |
|
|
С2 |
1659 |
1,9 |
3202 |
0,23-0,25 |
0,51-0,52 |
0,896 |
0,860 |
295 |
45 |
13 |
||
|
АВ3 |
С1 |
10740 |
2,8 |
30455 |
0,23 |
0,47-0,56 |
0,896 |
0,860 |
2918 |
45 |
131 |
|
|
АВ4 |
С1 |
6456 |
3,1 |
20020 |
0,23-0,24 |
0,52-0,65 |
0,896 |
0,860 |
2155 |
45 |
97 |
|
|
С2 |
711 |
1,8 |
1280 |
0,23 |
0,52 |
0,896 |
0,860 |
118 |
45 |
5 |
||
|
АВ5 |
С1 |
6621 |
6,0 |
39989 |
0,24 |
0,64-0,67 |
0,896 |
0,860 |
4928 |
45 |
222 |
|
|
АВ6 |
С1 |
4562 |
6,7 |
30545 |
0,24 |
0,62 |
0,873 |
0,842 |
3341 |
41 |
137 |
|
|
АВ7 |
С1 |
7295 |
3,9 |
28515 |
0,23 |
0,55-0,62 |
0,873 |
0,842 |
2915 |
41 |
120 |
|
|
АВ8 |
С1 |
6194 |
5,4 |
33387 |
0,24 |
0,57-0,59 |
0,839 |
0,850 |
3299 |
44 |
145 |
|
|
БВ0/0 |
С1 |
1180 |
1,8 |
2094 |
0,24 |
0,45-0,50 |
0,839 |
0,850 |
175 |
44 |
8 |
|
|
БВ0/1 |
В |
18196 |
2,1 |
38139 |
0,22 |
0,53-0,58 |
0,839 |
0,850 |
3435 |
44 |
151 |
|
|
БВ 0/2 |
В |
9344 |
3,7 |
34366 |
0,23 |
0,50-0,67 |
0,839 |
0,850 |
3620 |
44 |
159 |
|
|
БВ1/1 |
В |
15368 |
2,2 |
34003 |
0.21-0.22 |
0.48-0.57 |
0,839 |
0,850 |
2883 |
44 |
127 |
|
|
БВ1/2 |
В |
13042 |
6,0 |
77966 |
0.22-0.23 |
0.56-0.67 |
0,839 |
0,850 |
7976 |
44 |
351 |
|
|
БВ2 |
В |
3458 |
4,9 |
16838 |
0,23 |
0,55 |
0,839 |
0,850 |
1519 |
44 |
67 |
|
|
БВ3/1 |
В |
5003 |
4,3 |
21642 |
0,20 |
0.55-0.60 |
0,839 |
0,850 |
1819 |
44 |
80 |
|
|
БВ3/2 |
С1 |
2316 |
3,3 |
7548 |
0,22 |
0,57 |
0,839 |
0,850 |
675 |
44 |
30 |
|
|
БВ4/1 |
С1 |
7456 |
2,3 |
16833 |
0,20 |
0.53-0.55 |
0,832 |
0,842 |
1288 |
46 |
59 |
|
|
БВ4/2 |
В |
7391 |
9,0 |
66363 |
0,20 |
0.53-0.55 |
0,832 |
0,842 |
5058 |
46 |
232 |
|
|
БВ5 |
С1 |
928 |
2,6 |
2446 |
0,22 |
0,54 |
0,832 |
0,842 |
220 |
43 |
9 |
|
|
С2 |
541 |
2,6 |
1422 |
0,22 |
0,54 |
0,832 |
0,842 |
128 |
43 |
6 |
||
|
БВ6 |
А+В+С1 |
35851 |
6,6 |
234828 |
0.20-0.22 |
0.60-0.67 |
0,895 |
0,846 |
23804 |
43 |
1024 |
|
|
С2 |
15393 |
4,6 |
71050 |
0.21-0.22 |
0.50-0.65 |
0,895 |
0,846 |
6731 |
43 |
289 |
||
|
БВ7/0 |
С2 |
1306 |
1,4 |
1803 |
0,20 |
0.49-0.51 |
0,806 |
0,840 |
124 |
73 |
9 |
|
|
БВ7 |
С1 |
5092 |
3,8 |
19190 |
0,22 |
0.52-0.56 |
0,806 |
0,840 |
1567 |
73 |
114 |
|
|
БВ8/1-2 |
В+С1 |
159250 |
10,7 |
1700531 |
0.20-0.22 |
0.61-0.69 |
0,806 |
0.833-0.840 |
159497 |
73 |
11643 |
|
|
С2 |
1267 |
4,0 |
5031 |
0,21 |
0,64 |
0,806 |
0.833-0.840 |
460 |
73 |
34 |
||
|
БВ8/3 |
В+С1 |
23987 |
3,9 |
94745 |
0.19-0.22 |
0.40-0.62 |
0.806 |
0,840 |
7345 |
73 |
537 |
|
|
С2 |
12198 |
1,9 |
23338 |
0.15-0.18 |
0.36-0.38 |
0,806 |
0,840 |
1056 |
73 |
77 |
||
|
БВ19-20 |
С1 |
23949 |
4,6 |
109767 |
0,18 |
0,60 |
0,747 |
0,831 |
8932 |
90 |
662 |
|
|
С2 |
52432 |
6,3 |
328303 |
0,18 |
0,60 |
0,747 |
0,831 |
20437 |
90 |
1981 |
||
|
БВ21-22 |
С1 |
49381 |
4,8 |
235942 |
0,18 |
0,60 |
0,747 |
0,831 |
16944 |
90 |
1424 |
|
|
С2 |
84212 |
4,9 |
413265 |
0,18 |
0,60 |
0,747 |
0,831 |
26580 |
90 |
2494 |
||
|
ЮВ1/0 |
С1 |
5198 |
3,5 |
18156 |
0,17 |
0,50 |
0,747 |
0,831 |
958 |
90 |
86 |
|
|
ЮВ1/1 |
В+С1 |
135340 |
5,6 |
751847 |
0.14-0.20 |
0.34-0.65 |
0,747 |
0,831 |
46289 |
90 |
4120 |
|
|
С2 |
23769 |
3,6 |
85427 |
0.15-0.20 |
0.34-0.56 |
0,747 |
0,831 |
4814 |
90 |
433 |
||
|
ЮВ1/2 |
С1 |
1265 |
1,7 |
2134 |
0.15-0.16 |
0.53-0.54 |
0,747 |
0,831 |
111 |
90 |
10 |
|
|
С2 |
12929 |
3,0 |
38613 |
0.15-0.16 |
0.53-0.54 |
0,747 |
0,831 |
1967 |
90 |
177 |
||
|
ЮВ2 |
С2 |
1445 |
1,4 |
1985 |
0,14 |
0,40 |
0,747 |
0,831 |
69 |
90 |
6 |
|
|
ЮВ3 |
С2 |
1979 |
2,2 |
4415 |
0,15 |
0,50 |
0,747 |
0,831 |
206 |
90 |
18 |
|
|
Всего по месторождению |
А+В+С1 |
559112 |
32670 |
|||||||||
|
С2 |
144817 |
9064 |
||||||||||
Таблица 2.6.2. — Состояние запасов нефти Ватинского месторождения на 1.01.2010 г.
|
Пласты |
Начальные запасы нефти, тыс.т |
Текущие запасы нефти, тыс.т |
||||||||||||||||
|
Утвержденные ФГУ ГКЗ МПР РФ |
На государственном балансе |
|||||||||||||||||
|
геологические |
извлекаемые |
КИН С1/С2 |
геологические |
извлекаемые |
КИН С1/С2 |
геологические |
извлекаемые |
Текущий КИН |
||||||||||
|
А+В+С1 |
С2 |
А+В+С1 |
С2 |
А+В+С1 |
С2 |
А+В+С1 |
С2 |
А+В+С1 |
С2 |
А+В+С1 |
С2 |
|||||||
|
АВ1/1+2 |
572 |
66527 |
136 |
16085 |
0,238 |
0,242 |
1565 |
66213 |
373 |
16009 |
0,238 |
0,242 |
1557 |
66213 |
365 |
16009 |
0,005 |
|
|
АВ1/3 |
106493 |
6824 |
31879 |
1676 |
0,299 |
0,246 |
109283 |
9062 |
32692 |
2289 |
0,299 |
0,253 |
90246* |
9062 |
13655* |
2289 |
0,174 |
|
|
АВ2/1 |
101732 |
4901 |
49640 |
1266 |
0,488 |
0,258 |
103261 |
6557 |
50303 |
1607 |
0,487 |
0,245 |
71934 |
6557 |
18976 |
1607 |
0,303 |
|
|
АВ2/2 |
31332 |
295 |
14679 |
52 |
0,468 |
0,176 |
31332 |
295 |
14679 |
52 |
0,468 |
0,176 |
23763 |
295 |
7110 |
52 |
0,242 |
|
|
АВ3 |
2918 |
— |
970 |
— |
0,332 |
— |
2918 |
— |
970 |
— |
0,332 |
— |
2482 |
— |
534 |
— |
0,149 |
|
|
АВ4 |
2155 |
118 |
730 |
14 |
0,339 |
0,119 |
2155 |
118 |
730 |
14 |
0,339 |
0,119 |
1525 |
118 |
100 |
14 |
0,292 |
|
|
АВ5 |
4928 |
— |
2076 |
— |
0,421 |
— |
4928 |
— |
2076 |
— |
0,421 |
— |
4006 |
— |
1154 |
— |
0,187 |
|
|
АВ6 |
3341 |
— |
1119 |
— |
0,335 |
— |
3341 |
— |
1119 |
— |
0,335 |
— |
2963 |
— |
741 |
— |
0,113 |
|
|
АВ7 |
2915 |
— |
1265 |
— |
0,434 |
— |
2915 |
— |
1265 |
— |
0,434 |
— |
1807 |
— |
157 |
— |
0,380 |
|
|
АВ8 |
3299 |
— |
1323 |
— |
0,401 |
— |
3299 |
— |
1323 |
— |
0,401 |
— |
2675 |
— |
699 |
— |
0,189 |
|
|
БВ0/0 |
175 |
— |
44 |
— |
0,251 |
— |
175 |
— |
44 |
— |
0,251 |
— |
151 |
— |
20 |
— |
0,137 |
|
|
БВ0/1 |
3435 |
— |
1463 |
— |
0,426 |
— |
3435 |
— |
1463 |
— |
0,426 |
— |
2697 |
— |
725 |
— |
0,215 |
|
|
БВ0/2 |
3620 |
— |
2209 |
— |
0,610 |
— |
3620 |
— |
2209 |
— |
0,610 |
— |
1464 |
— |
53 |
— |
0,596 |
|
|
БВ1/1 |
2883 |
— |
1228 |
— |
0,426 |
— |
2883 |
— |
1228 |
— |
0,426 |
— |
2408 |
— |
753 |
— |
0,165 |
|
|
БВ1/2 |
7976 |
— |
4086 |
— |
0,512 |
— |
7976 |
— |
4086 |
— |
0,512 |
— |
4389 |
— |
499 |
— |
0,450 |
|
|
БВ2 |
1519 |
— |
478 |
— |
0,315 |
— |
1519 |
— |
478 |
— |
0,315 |
— |
1418 |
— |
377 |
— |
0,066 |
|
|
БВ3/1 |
1819 |
— |
741 |
— |
0,407 |
— |
1819 |
— |
741 |
— |
0,407 |
— |
1095 |
— |
17 |
— |
0,398 |
|
|
БВ3/2 |
675 |
— |
266 |
— |
0,394 |
— |
675 |
— |
266 |
— |
0,394 |
— |
425 |
— |
16 |
— |
0,370 |
|
|
БВ4/1 |
1288 |
— |
471 |
— |
0,366 |
— |
1288 |
— |
471 |
— |
0,366 |
— |
1057 |
— |
240 |
— |
0,179 |
|
|
БВ4/2 |
5058 |
— |
2512 |
— |
0,497 |
— |
5058 |
— |
2512 |
— |
0,497 |
— |
2696 |
— |
150 |
— |
0,467 |
|
|
БВ5 |
220 |
128 |
110 |
28 |
0,500 |
0,219 |
220 |
128 |
110 |
28 |
0,500 |
0,219 |
213 |
128 |
103 |
28 |
0,032 |
|
|
БВ6 |
23804 |
6731 |
12562 |
2970 |
0,528 |
0,441 |
23804 |
6731 |
12562 |
2970 |
0,528 |
0,441 |
15665 |
6731 |
4423 |
2970 |
0,342 |
|
|
БВ7 |
1567 |
— |
716 |
— |
0,457 |
— |
1567 |
— |
716 |
— |
0,457 |
— |
1353 |
— |
502 |
— |
0,137 |
|
|
БВ7/0 |
— |
124 |
— |
29 |
— |
0,234 |
— |
124 |
— |
29 |
— |
0,234 |
— |
124 |
— |
29 |
— |
|
|
БВ8/1-2 |
159497 |
460 |
93793 |
104 |
0,588 |
0,226 |
159497 |
460 |
93793 |
104 |
0,588 |
0,226 |
81081 |
460 |
15377 |
104 |
0,492 |
|
|
БВ8/3 |
7345 |
1056 |
2570 |
291 |
0,350 |
0,276 |
7345 |
1056 |
2570 |
291 |
0,350 |
0,276 |
6576 |
1056 |
1801 |
291 |
0,105 |
|
|
БВ19-20 |
7359 |
22010 |
1714 |
6068 |
0,233 |
0,276 |
8932 |
20437 |
2084 |
5624 |
0,233 |
0,275 |
8669 |
20437 |
1821 |
5624 |
0,029 |
|
|
БВ21-22 |
15818 |
27706 |
4076 |
6968 |
0,258 |
0,251 |
16944 |
26580 |
4368 |
6676 |
0,258 |
0,251 |
16293 |
26580 |
3717 |
6676 |
0,038 |
|
|
ЮВ1/0 |
958 |
— |
177 |
— |
0,185 |
— |
958 |
— |
177 |
— |
0,185 |
— |
896 |
— |
115 |
— |
0,065 |
|
|
ЮВ1/1 |
45771 |
4814 |
17172 |
1437 |
0,375 |
0,299 |
46289 |
4814 |
17432 |
1437 |
0,377 |
0,299 |
38227 |
4814 |
9370 |
1437 |
0,174 |
|
|
ЮВ1/2 |
111 |
1967 |
18 |
438 |
0,162 |
0,223 |
111 |
1967 |
18 |
438 |
0,162 |
0,223 |
108 |
1967 |
15 |
438 |
0,027 |
|
|
ЮВ2 |
— |
69 |
— |
11 |
— |
0,159 |
— |
69 |
— |
11 |
— |
0,159 |
— |
69 |
— |
11 |
— |
|
|
ЮВ3 |
— |
206 |
— |
41 |
— |
0,199 |
— |
206 |
— |
41 |
— |
0,199 |
— |
206 |
— |
41 |
— |
|
|
В целом по месторож-дению |
550583 |
143936 |
250223 |
37478 |
0,454 |
0,26 |
559112 |
144817 |
252858 |
37620 |
0,452 |
0,26 |
389787 |
144817 |
83533 |
37620 |
0,303 |
|
пласт нефть газ
Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная — в 1966 г.
Разработка месторождения осуществлялась в соответствии со следующими проектными документами:
1.«Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», ВНИИнефть, протокол ЦКР №119 от 06.06.1967 г.
2.«Уточнённая технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 527 от 15.07.1977 г.
3. «Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 600 от 17.05.1978 г.
4.«Дополнительная записка к технологической схеме разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 968 от 21.04.1982 г.
5.«Проект разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 1343 от 21.06.1989 г.
6.«Анализ разработки и прогноз основных технико-экономических показателей эксплуатации месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СибНИИНП, протокол ЦКР Минтопэнерго №2383 от 05.08.1999 г.
7.«Анализ разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», протокол ЦКР Роснедра № 1343 от 21.03.2005 г.
8.«Уточнённый проект разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 3910 от 21.12.2006 г.) в качестве «Дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения»
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%), БВ4 (87%), БВ3 (96,6%), АВ4 (91,8%), АВ7 (87,6%), низкой степенью вовлечения в разработку и выработки запасов характеризуются залежи сложнопостроенных низкопроницаемых ачимовских пластов и пласта ЮВ1 .
4. Проектные объёмы бурения и ввода скважин из неработающего фонда выполнены не полностью, фактическая эффективность отдельных видов ГТМ и МУН оказалась ниже расчётной, что в конечном итоге сказалась на невыполнении проектных уровней добычи нефти.
5. Уточнённой программой ГТМ предлагается увеличение количества наиболее эффективных ГТМ: ГРП, перестрелов (дострелов) продуктивных интервалов, РИР, ввода скважин из неработающего фонда, уменьшение количества переводов скважин на другие объекты и бурения боковых горизонтальных стволов; за счёт бурения горизонтальных скважин уменьшается количество новых добывающих скважин.
6. Реализация рекомендуемого варианта разработки позволит обеспечить утверждённый коэффициент извлечения нефти 0,452.
1) Утверждённые технологические показатели разработки на 2008-2010 гг.:
|
По месторождению в целом |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
|
Добыча нефти, тыс. т |
3472,0 |
3129,2 |
2940,9 |
|
|
Добыча жидкости, тыс. т |
49428,6 |
48151,1 |
47159,0 |
|
|
Закачка воды, тыс. м3 |
44863,6 |
44269,7 |
43595,0 |
|
|
Добыча растворённого газа, млн. м3 |
189,5 |
173,9 |
164,7 |
|
|
Процент использования растворённого газа, % |
95 |
95 |
95 |
|
|
В переделах Ватинского и Мегионского ЛУ |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
|
Добыча нефти, тыс. т |
3409,0 |
3083,0 |
2903,5 |
|
|
Добыча жидкости, тыс. т |
49138,5 |
47871,1 |
46892,2 |
|
|
Закачка воды, тыс. м3 |
44498,6 |
43922,9 |
43262,1 |
|
|
Добыча растворённого газа, млн. м3 |
186,0 |
171,4 |
162,6 |
|
|
Процент использования растворённого газа, % |
95 |
95 |
95 |
|
для категории запасов A+B+C
Ш бурение 26 добывающих, в том числе 14 горизонтальных и шести нагнетательных скважин;
- Ш ввод в эксплуатацию 97 скважин из неработающего фонда, в том числе 25 скважин переводом на другие объекты;
- Ш перевод на другие объекты 22 действующих скважин, выполнивших своё проектное назначение, в том числе четыре действующих скважины с бурением БГС;
- Ш бурение 19 боковых горизонтальных стволов;
- Ш реализация 89 ГРП, а также проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов.
для категории запасов C
Ш бурение трёх добывающих скважин на объекте БВ 19-22 .
На полное развитие:
Ш максимальные уровни по месторождению:
|
добыча нефти, тыс. т |
6189,8 (2020 г.) |
|
|
добыча жидкости, тыс. т |
49428,6 (2008 г.) |
|
|
закачка воды, тыс. м3 |
44863,6 (2008 г.) |
|
|
добыча растворённого газа, млн.м3 |
366,6 (2020 г.) |
|
Ш Выделение 20 объектов разработки: пласты АВ 1 1-2 , АВ1-2 (АВ1 3 +АВ2 ), АВ3 , АВ4 , АВ5 , АВ6 , АВ7 , АВ8 , БВ0 , БВ1 , БВ2 , БВ3 , БВ4 , БВ5 , БВ6 , БВ7 , БВ8 , БВ19-22 , ЮВ1 , ЮВ2-3 .
Общий фонд скважин — 4081; в том числе
Ш добывающих — 2847, из них горизонтальных — 550;
- Ш нагнетательных — 1201;
- Ш специальных — 33.
Фонд скважин для бурения — 2373, в том числе
Ш добывающих — 1419, из них горизонтальных — 530;
- Ш нагнетательных — 954;
- Ш бурение 209 боковых горизонтальных стволов.
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: АВ1-2 , АВ3 , АВ4 , АВ5 , АВ6 , АВ7 , АВ8 , БВ0 , БВ1 , БВ2 , БВ3 , БВ4 , БВ5 , БВ6 , БВ7 , БВ8 , БВ19-22 , ЮВ1 . Распределение долей накопленной добычи по объектам представлено на рисунке 3.2.1.
Рисунок 3.2.1. Распределение долей накопленной добычи нефти по объектам Ватинского месторождения
Практически половину отобранной на месторождении нефти (45%) обеспечила разработка объекта БВ 8 , объекта АВ1-2 — 35%, на объекты БВ6 и ЮВ1 приходится по 5% накопленной добычи нефти, на остальные объекты — 10%.
На рисунке 3.2.2. представлено распределение накопленной добычи нефти по скважинам. Почти половина скважин, перебывавших в эксплуатации (39%) характеризуется накопленной добычей в интервале 10-50 тыс.т., менее 10 тыс.т. — 18% скважин. Для 15% фонда скважин накопленная добыча превысила 200 тыс.т.
Все добывающие скважины отобрали попутную воду (рисунок 3.2.3).
По 25% скважин ВНФ не превысил 0,5, в интервале 5-10 оказалось 12% скважин и для такого же количества скважин значение ВНФ превысило 10.
Рисунок 3.2.2. Распределение накопленной добычи нефти по скважинам Ватинского месторождения
Рисунок 3.2.3. Распределение ВНФ по скважинам Ватинского месторождения
Максимальный уровень добычи нефти — 9,1 млн.т, достигнут в 1980 г., обводнённость продукции при этом составила 20%. Следующий подъём добычи нефти произошёл в 2005 г. — 5,7 млн. т. В 2006-2008 гг. происходит падение уровня добычи нефти на 14-17% в год, несмотря на небольшое увеличение фонда добывающих скважин (с 994 в 2005 г. до 1015 в 2008 г.).
Обводнённость продукции при этом выросла с 86% (в 2005 г.) до 93% (в 2008 г.).
В 2009 году фонд добывающих скважин снизился на 3%, при этом уровень добычи нефти снизился на 14%. Обводненность в 2009 г. выросла еще на 1% (абс.) и составила 94%. Динамика основных технологических показателей за весь срок разработки месторождения приведена на рисунке 3.2.4. Закачка воды для поддержания пластового давления начата в 1971 г. Динамика показателей заводнения приведена на рисунке 3.2.5. На 01.01.2010 г. на одну действующую нагнетательную скважину приходится 3, 4 добывающих скважин. В течение 2008-2009 гг. в пласты месторождения закачано — соответственно 45 млн.м 3 и 41 млн.м3 воды. Средняя приемистость нагнетательной скважины в 2009 г. — 424 м3 /сут. Компенсация отборов жидкости закачкой в 2007-2008 гг. составляла 88,5-88,9%, а в 2009 г. снизилась до 84,9%. Накопленная компенсация отборов закачкой на 01.01.2010 г. составила 92,4%.
Рисунок 3.2.4. Динамика технологических показателей Ватинского месторождения
Рисунок 3.2.5. Динамика показателей заводнения Ватинского месторождения
Характеристика фонда скважин по месторождению в целом и по объектам разработки представлена в таблице 3.2.1. Всего на месторождении пробурено 1727 скважин (с учетом залежи Северо-Покурского ЛУ — 1740 скважины).
За весь период разработки в добывающем фонде перебывало в эксплуатации 1625 скважин, из них 309 переведено под закачку, всего закачивали воду в 418 скважин. На 01.01.2010 г. в действующем добывающем фонде находятся 919 скважин, бездействующих — 83, коэффициент использования добывающих скважин равен 0,92. Фонд действующих нагнетательных скважин составляет 277, в бездействии — 27 скважин, в освоении — 2 скважины, коэффициент использования — 0,90.
