В «Варьеганском месторождении»

метки: Месторождение, Варьеганский, Залежь, Пласт, Среднее, Равный, Коэффициент, Значение

АДМИНИСТРАТИВНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 140 км северо-восточнее г. Нижневартовск, в непосредственной близости от г. Радужный.

Лицензия на право пользования недрами за № 01548, серия ХМН, вид НЭ от 17 мая 2001 г. выдана ОАО «Варьеганнефть».

Юридическое название предприятия — Открытое акционерное общество «Варьеганнефть»

Место нахождения: Российская Федерация, Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, Тюменская обл., г. Радужный.

Юридический адрес: а/я 754, г. Радужный, Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, Тюменская обл. 628463.

2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту “Б” Варьеганское месторождение расположено в северо-восточной части Вартовского свода в пределах Варьеганскогоо куполовидного поднятия.

На рассматриваемой территории нефтегазоносность выявлена в интервале разреза высотой порядка 2000 м и включает в себя меловые и юрские осадочные образования, а также подстилающие их породы палеозойского возраста. В границах указанного этажа при движении снизу вверх выделяются нефтегазоносные комплексы (НГК):, нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

В юрско-меловой части разреза выявлен 21 продуктивный пласт от ЮВ ₂ (средняя юра) до сеномана;

• четыре залежи пластов ЮВ ₂ , БВ₂₂ , БВ₈ ⁰ и БВ₄ ⁰ , относятся к числу нефтяных;

• восемь залежей в пластах ЮВ ₁ ² (ЮВ₁ ^2а и ЮВ₁ ^2б ), БВ₆₊₁₀ являются нефтегазоконденсатными, то есть с преобладанием в их объемах нефти;

• три залежи в пластах ЮВ ₁ ¹ , БВ₄ и БВ₅ являются газоконденсатнонефтяными, так как большую часть их объемов занимают газовые шапки;

• две залежи в пластах БВ ₁ и АВ₇₊₈ относится к числу нефтегазовых, то есть с преобладанием в их объемах нефти;

• четыре залежи в пластах АВ ₅₊₆ , АВ₄ , ПК и отложениях сеномана являются чисто газовыми.

3 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Жизнь и развитие Ханты-Мансийского автономного округа

... от общего улова. Ханты-Мансийский автономный округ занимает лидирующее положение среди северных автономных округов России по клеточному звероводству. В ... выписки полезные для содержания реферата. При написании и подготовке реферата, трудно было совместить всю ... Сургутского района. Картофель выращивают АО" Крестьянский двор", совхоз "Реполовский" Ханты-Мансийского района. Преобладает на селе ...

Нефтесодержащие пласты БВ ₄ , БВ_5, БВ_6, БВ_7, БВ₈ ⁰ _, БВ₈ ¹ _, БВ₈ ² , БВ_9, БВ_10, ЮВ₁ ¹ _, ЮВ₁ ² _, -являются основными. Ниже по данным залежам приведены краткие геолого-промысловые характеристики.

Залежь пласта БВ ₄

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 16,1*6 км, высота залежи – 72 м; в том числе нефтяной части 18 м. и газовой части 54 м. ГНК принят на отметке – 1907 м.,

ВНК на отметке 1925 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4,9 м., газонасыщенная толщина 8,4 м.. Большая часть геологических запасов нефти (68,7 %) сосредоточена в ГСК (гидродинамическисвязанный коллектор), 31,3 % запасов нефти находятся в ПК (прерывистый коллектор).

Открытая пористость по керну изменяется от 16,9 до 30,8 %, среднее значение — 24,6 %. В пласте преобладают породы III и IV классов. Проницаемость по образцам изменяется в очень большом диапазоне: от 0,6 до 3372×10 ^-3 мкм² , в среднем по пласту 365×10^-3 мкм² .

По ГИС в среднем коэффициент пористости равен 24,0 %, коэффициент проницаемости – 262,3×10 ^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₅

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 13,7*4,6 км, высота – 50 м.; в том числе нефтяной части 18 м. и газовой части 32 м.. ГНК принят на отметке – 1907 м., ВНК принят на отметке 1925 м.. В скважинах выделяется от 1 до 7 проницаемых прослоев с эффективной толщиной от 0,6 до 16 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 21,8 м., эффективная нефтенасыщенная – 11,1 м., эффективная газонасыщенная — 8,3 м. К ГСК приурочены 88,9 % объема геологических запасов нефти, соответственно 11,1 % запасов приходится на ПК.

Средние значения открытой пористости составляет 24,1 %, проницаемости 303×10 ^-3 мкм² , К_вс – 34,4 %. Сравнительный анализ фильтрационно-емкостных свойств пород показал, что по водоносной части, они выше, чем по нефтеносной и газоносной. Так К_по соответственно равен 24,4; 24,2 и 23,1 % соответственно, К_пр – 447, 0×10^-3 мкм² . По ГИС в среднем по пласту БВ₅ коэффициент пористости равен 23,4 %, коэффициент проницаемости – 294,4×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₆

Залежь пласта БВ ₆ обладает максимальной на месторождении площадью в 160,9 км² , ее размеры 20,8*7,7 км, высота оценивается в 107 м. При этом высота нефтяной части залежи составляет 67 м, а газовой — в полтора раза меньше (40 м).

Тип залежи пластово-сводовый. ГНК принят на отметке – 1957 м., ВНК на отметке 2024 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 10,8 м., газонасыщенная толщина 8,4 м. Основная часть геологических запасов нефти 92,2 % сосредоточена в ГСК

АРМ специалиста – составляющая эффективного менеджмента

... обеспечения для организации АРМ менеджеров. Результаты исследования. АРМ менеджера - это его рабочее место, оснащенное персональным компьютером, который ... которые обеспечивают обмен информацией на всех уровнях автоматизированной системы управления; унификация и структуризация форм обмена ... эффект от внедрения АРМ состоит из двух составляющих. Во-первых, это повышение качества управленческих решений, ...

Открытая пористость пласта по керну изменяется от 16,0 до 28,5 %. Среднее значение пористости равно 22,9 %. Проницаемость изменяется в широком диапазоне: от 0,2 до 1713×10 ^-3 мкм² , среднее значение 220,8×10^-3 мкм² . Фильтрационно-емкостные свойства газо- и нефтенасыщенной части пласта близки между собой: К_по равен 23,2 и 22,9 %, К_пр – 202,7 и 210×10^-3 мкм² .По ГИС в среднем по пласту БВ₆ коэффициент пористости равен 23,8 %, коэффициент проницаемости – 258,7×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₇

Тип залежи пластово-сводовый. Залежь имеет размер 16,9*6,6 км., высота залежи – 79 м; в том числе нефтяной части 67 м. и газовой части 12 м. Абсолютные отметки ГНК и ВНК соответственно — 1957 м и 2024 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 11 м., эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,2 м. Преимущественно пласт сложен гидродинамически связанными коллекторами, в которых сосредоточено 81,6 % геологических запасов нефти.

Среднее значение пористости по керну составляет 23,1 %, проницаемость 166.7×10 ^-3 мкм² . Нефтенасыщенная часть пласта характеризуется лучшими коллекторскими свойствами, так К_по равен 23,2 %, К_пр – 175.6×10^-3 мкм² , по водоносной части К_по – 22,7 %, К_пр — 94×10^-3 мкм² . По ГИС К_по равен 23,9; К_пр – 258,1×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₈ ⁰

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 20*7,5 км, высота залежи – 109 м. Залежь нефтяная. ВНК принят на отметке 2079 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4,6 м.. Большая часть геологических запасов нефти 56,3 % сосредоточена в ПК, 43,7 % запасов нефти приходятся на ГСК.

На различных участках пласта имеет место наличие локальных зон отсутствия коллекторов пласта, которые осложняют ловушку литологическими барьерами. Проницаемость изучена на 1069 образцах керна, в среднем составляет 15,3×10 ^-3 мкм² .По ГИС в среднем по пласту БВ₈ ⁰ К_по равен 22,5; К_пр – 33,5×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₈ ¹

Тип залежи пластово-сводовый. Пласт вмещает практически чисто нефтяную залежь площадью 21*6,9 км и высотой 104 м. В наиболее приподнятой части структуры эксплуатационными скважинами выявлена незначительная по объему газовая шапка (площадь 0,8 км ² , высота 5 м).

ГНК залежи определен на а.о. – 1990, ВНК на отметке 2089 м..

Средняя эффективная толщина пласта составляет 4,2 м., эффективная нефтенасыщенная – 4,1 м., эффективная газонасыщенная – 0,8 м. К ГСК приурочены 68,9 % объема геологических запасов нефти, соответственно 31,1 % запасов приходится на ПК.

Методы подсчета запасов газа

... Методы подсчета запасов газа Природные газы в земной коре встречаются в виде свободных газовых скоплений, а также растворенные в нефти, растворенные в воде и окклюдированные каменноугольными пластами. ... строение газового месторождения и получить нужную характеристику газовой залежи для подсчета запасов газа. К подсчету запасов газа, на базе которого проектируется сооружение газовых предприятий или ...

Открытая пористость пород-коллекторов по керну изменяется от 9,8 до 28,3 %, в среднем составляет 22,6 %, проницаемость 77,7×10 ^-3 мкм² . По ГИС в среднем К_по равен 23,1; К_пр – 74,3×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₈ ²

Тип залежи пластово-сводовый. Залежь нижнего пласта БВ ₈ ² являясь нефтегазоконденсатной, имеет размер 17,9*7,1 км при высоте 95 м. Высота

нефтяной залежи 61 м, высота газовой шапки 34 м. Уровни ГНК и ВНК в пласте приняты горизонтальными на а.о. — 2032 м и — 2093 м, соответственно. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 16,7 м., газонасыщенная толщина 6,6 м. По объему запасов нефти пласт является самым крупным на месторождении, причем 90 % запасов находятся в ГСК.

Среднее значение пористости по керну по пласту составляет 22,6 %, проницаемость 231.7×10 ^-3 мкм² . По ГИС в среднем пористость равна 23,7; проницаемость – 244,4×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₉

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 13,4*4,6 км, высота залежи – 59 м; в том числе нефтяной части 43 м. и газовой части 16 м. ГНК принят на абсолютной отметке – 2066 м., ВНК на отметке 2109 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 15,3 м., эффективная нефтенасыщенная – 12,8 м., эффективная газонасыщенная – 3,8 м. К ГСК приурочены 76,9 % объема геологических запасов нефти, соответственно 23,1 % запасов приходиться на ПК.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 28,4 %, чаще от 20 до 24 %. Среднее значение равно 22,2 %.

В пласте преобладают породы IV класса – 44,5 %, реже развит III класс – 36,2 %, коллекторов II и V классов – 10,5 и 7,2 % соответственно. Проницаемость по образцам изменяется в большом диапазоне: от 0,3 до 2840×10 ^-3 мкм² , наиболее часто встречаются породы с проницаемостью от 10 до 300×10^-3 мкм² , при среднем значении 204×10^-3 мкм² .

По ГИС в среднем по пласту БВ ₉ коэффициент пористости равен 23,7 %, коэффициент проницаемости – 264,7×10^-3 мкм² .

Залежь пласта БВ ₁₀

Тип залежи пластово-сводовый. Залежь имеет площадь 109,5 км ² при размере 16,1*6,8 км., высота залежи – 93 м; в том числе нефтяной части 61 м. и газовой части 32 м. ГНК и ВНК, как субгоризонтальные разделы, находятся на уровне а.о. — 2147 м и — 2208 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 5 м., эффективная газонасыщенная толщина составляет 4,7 м.

В основном пласт сложен прерывистыми коллекторами, в ПК сосредоточено 58,9 % от геологических запасов нефти. В северной и юго-западной частях структуры отмечаются зоны глинизации пласта.

Пористость коллекторов по керну изменяется от 14 до 25,6 % , среднее значение составляет 21,8 %. Проницаемость изменяется от 0,1 до 350×10 ^-3 мкм² , среднее значение 27×10^-3 мкм² . Средневзвешенные значения по скважинам изменяются в небольшом диапазоне, от 17 до 69×10^-3 мкм² . По ГИС в среднем по пласту БВ₁₀ К_по = 22,4 %, К_пр = 129,6×10^-3 мкм² .

Типы залежей нефти и газа

... -щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой. Основные типы залежей Выделяются следующие основные типы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. ...

Залежь пласта ЮВ ₁ ¹

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 15,5*5,7 км, высота залежи – 93 м.; в том числе 53 м. высота нефтяной части залежи и 40 м. – газовой. Газонефтяной контакт залегает практически горизонтально на

а.о. -2450 м, т.е. на 28 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 5,1 м., эффективная нефтенасыщенная – 4,4 м., эффективная газонасыщенная – 4,3 м. К ГСК приурочены 76,3 % объема геологических запасов нефти, соответственно 23,7 % запасов приходиться на ПК.

Открытая пористость пород пласта ЮВ ₁ ¹ изменяется от 10 до 21,5 %, чаще от 14 до 16 % и средняя по пласту равна 17,1 %, проницаемость – 66,4×10^-3 мкм² . По ГИС в среднем К_по = 16,8 %, К_пр = 50,3×10^-3 мкм² .

Залежь пласта ЮВ ₁ ²

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи в 14,7*3,86 км, высота – 70 м.; в том числе нефтяной части 49 м. и газовой части 21 м. ГНК и ВНК являются едиными с пластом ЮВ ₁ ¹ . ГНК отбивается на уровне а.о. — 2395-2397 м. ВНК понижается с севера на юг с а.о. -2422 м до а.о. -2450 м.. Эффективная мощность колеблется от 6,6 м до 24,0 м.. Зона распространения максимальных эффективных мощностей отмечается на востоке месторождения, к северу происходит глинизация коллекторов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 6,8 м., газонасыщенная толщина в среднем составляет 3,9 м. Основная часть геологических запасов нефти (89,3 %) находится в гидродинамически связанных коллекторах.

В пласте ЮВ ₁ ² преобладают породы V и IV классов (классификация по А.А. Ханину).

Среднее значение пористости по керну равно 16,3 %, проницаемости — 11×10^-3 мкм² . По ГИС в среднем по пласту К_по = 17,0 %, К_пр = 46,1×10^-3 мкм² .

4 СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ИЗВЛЕКАЕМЫХ И ТЕКУЩИХ ЗАПАСАХ

Последний подсчет запасов проводился ООО «Гео Дейта Консалтинг» 2002 году.

• Геологические запасы нефти Варьеганского месторождения по категории B+C₁ составили 720255 тыс.т., по категории С₂ 12469 тыс.т.
• Запасы «сухого» газа по месторождению оцениваются 80,6 млрд. м³ , в том числе 68,8 млрд. м³ по категории С₁ (85,3 %).

• В чисто газовых объектах сосредоточено 36,1 млрд. м³ газа, в т. ч. 24,7 млрд. м³ по категории С₁ . Это составляет 44,8 % от общих ресурсов месторождения.
• Запасы газа газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей оценены в 44,5 млрд. м³ , из них 44,1 млрд. м³ (99,1 %) по категории С₁ .
• Начальные балансовые запасы конденсата составили по месторождению 10, 4 млн. т. Практически все они отнесены к категории С₁ .