Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Дипломная работа

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.

54 стр., 26815 слов

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

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

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.