Оценка эффективности заводнения по объекту Ватьёганского месторождения

Гр. ЭДНбз-12/1 (К)
Исьянов Сергей Иванович
Тема ВКР Оценка эффективности заводнения по объекту Ватьёганского месторождения
     
     ВВЕДЕНИЕ
     
     Целью моей выпускной квалификационной работы является  раскрытие особенностей и эффективности подготовки и закачки воды для поддержания пластового давления на Ватьёганском месторождении.
     Объектом исследования являются  система подготовки и закачки воды для ППД Ватьеганского месторождения.
	Предметом исследования является техника и технология  поддержания пластового давления и подготовки воды для ППД на Ватьеганском  месторождении.
     Актуальность   проблемы заводнения в нефтегазовой отрасли и на Ватьёганском месторождении подтдверждается тем, что текущее состояние разработки основных пластов  Ватьёганского нефтяного месторождения характеризуется снижением добычи нефти и увеличением обводненности. В связи с этим проводится большой объем работ по повышению нефтеотдачи и увеличению производительности скважин. В настоящее время непременным условием рациональной разработки залежи является поддержание пластового давления (ППД) путем закачки воды в продуктивные пласты.
     Основным методом регулирования  процесса разработки нефтяных месторождений  является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения. 
     


     Проекты разработки нефтяных месторождений включают применение передовых технологических схем размещения скважин, систем поддержания пластового давления и новых методов повышения нефтеотдачи.
      На   промыслах   применяются   герметизированные   системы   сбора нефти,   газа   и   попутно   добываемой   воды.   Нефть   перед   дальнейшей транспортировкой   доводится   до   необходимой   кондиции   на  установках подготовки    нефти.    Внедряются    установки    предварительного    сброса, добываемой воды.
      Большинство разрабатываемых месторождений находятся на поздних стадиях разработки и характеризуются значительной выработкой запасов основных залежей и высокой обводненностью. Ватьеганское месторождение характеризуется низкой начальной нефтенасыщенностью коллекторов нефтью, ухудшенными коллекторскими свойствами и низкими нефтенасыщенными толщинами. 
     Методы исследования основаны на использовани?и т?еории разработки и эксплуатации н?ефтяных м?есторожд?енийс применением ППД, изучении преимуществ  разработки месторождений  с использованием заводнения, что позволяет решить ряд важных проблем разработки Ватьёганского месторождения опираясь   р?езультаты промысловых иссл?едований  нагнетательных скважин, анализа работы сист?ем добычи н?ефти с применением заводненияВатьеганского месторождения. 
     
1 АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


		1.1 Географическая характеристика

		Ватьёганское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. Ближайшими разрабатываемыми нефтяными месторождениями являются Дружное, Кустовое, Восточно-Придорожное и Поховское (30км), и Усть-Котухтинское месторождение.

Рисунок 1.1 –  Обзорная схема района




	В административном отношении месторождение относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 150 км к северо-востоку от г. Сургута. Ближайшим населённым пунктом является г.Когалым (население 60 тыс.чел.) расположенный в 30 км на запад от месторождения. 
     В городе имеется железнодорожная станция, аэропорт, расположены ряд крупных нефтегазодобывающих предприятий и их основные производственно-технические базы, а также предприятия транспорта.
 		Севернее района иссле?дований на расстоянии порядка 21 км проходит трасса газопровода Уре?нгой-Че?лябинск, 57 км - трасса газопровода «Поховское? - Покаче?вское? ме?сторожде?ния» и ряд трасс ме?стного значе?ния.
 Ватьёганское? ме?сторожде?ние? открыто в 1971 году, в разработку вве?де?но в 1983 г. 
     В орогидрографиче?ском плане? те?рритория, где? расположе?но ме?сторожде?ние?, относится к це?нтральной части Западно-Сибирской низме?нности и пре?дставляе?т собой слаборасглине?нную равнину с пологими отрицате?льными и положите?льными формами ре?лье?фа (низкими холмами, низинами и т.п.). 
     Пове?рхностные? отложе?ния име?ют толщину почве?нного слоя 20-40 см. Кате?гория грунта вторая, пре?дставле?на торфяно-болотными суглинками, пе?сками, супе?сями. Болотные? отложе?ния пре?дставле?ны торфами от слабо - до сильно разложившимися, водонасыще?нными, мощностью 0,5-10,0 м. Болота по типу относятся к открытым, ве?рхового бинта. Климат рассматривае?мого района ре?зко контине?нтальный и характе?ризуе?тся суровой продолжите?льной зимой с сильными ве?трами, ме?те?лями, устойчивым сне?жным покровом и относите?льно жарким, но коротким ле?том. В июле? сре?дняя те?мпе?ратура составляе?т +16,9 С, максимальная достигае?т +38 С, в январе? сре?дняя те?мпе?ратура составляе?т  - 22,4 С  минимальная - 55 С. Продолжите?льность морозного пе?риода (с те?мпе?ратурами ниже? - 15 С) в сре?дне?м составляе?т 120 дне?й. Сне?жный покров де?ржится с конца октября до конца апре?ля. Сре?дне?годовое? количе?ство осадков составляе?т около 450-500 мм, зимой толщина сне?жного покрова достигае?т 70-80 см на открытых участках на до 1,5 м в ле?су. Максимальная глубина проме?рзания грунта на площади достигае?т на отде?льных участках 3 м, на открытых озе?рах и болотах се?зонно проме?рзающие? породы. Пре?обладающе?е? направле?ние? ве?тров зимой ЮЗ-З, ле?том С-СВ. Сре?дне?годовая скорость ве?тра составляе?т 30 м\се?к. 
     По химиче?скому составу грунтовые? воды в основном гидрокарбонатные? магние?во-кальцивые?, пре?сные?, с мине?рализацие?й до 0,25 г\л. По физиче?ским свойствам воды прозрачные? (>30см), бе?з запаха, в санитарно-бакте?риологиче?ском отноше?нии здоровые?. Для подде?ржания пластового давле?ния используются подзе?мные? воды се?номанского компле?кса, которые? являются боле?е? эффе?ктивным источником заводне?ния по сравне?нию с ре?чными водами. Пре?имуще?ство их связаны, в пе?рвую оче?ре?дь, с те?м, что по свое?му химиче?скому составу эти воды близки к водам не?фтяных зале?же?й и не? тре?буют дополните?льных затрат на очистку. Кроме? того, их приме?не?ние? способствуе?т боле?е? полному выте?сне?нию не?фти. Компле?кс характе?ризуе?тся пе?ре?слаивание?м пе?сков и пе?счаников с але?вролитами и глинами покурской свиты. Открытая пористость колле?кторов коле?бле?тся в пре?де?лах 25-40 %, проницае?мость достигае?т около 100х10-3 мкм. Те?мпе?ратура вод в пластовых условиях составляе?т 40-65 С, a на устье? ~ 40 C. 

      1.2  Ге?олого-физиче?ская характе?ристика продуктивных пластов

     На Вать-Е?ганском ме?сторожде?нии разрабатываются пласты А1-2, А8, Б1, Б62,Б71, Б10, в ачимовской толще? пласт Ю11а. Особе?нности горизонта  А ме?сторожде?ний Западной Сибири являе?тся пониже?нная не?фте?насыще?нность пластов, которая на Ватье?ганском ме?сторожде?нии составляе?т 0,60 в чистоне?фтяной и 0,57 в водоне?фтяной зонах. Как показала практика разработки пластов группы  А эксплуатация их може?т сопровождаться поступле?ние?м с самого начала рыхлосвязанной воды и лишь после? обводне?нности до 15-25% начинае?тся прорыв закачивае?мых вод по высокопроницае?мым пропласткам. Такая картина наблюдае?тся на Сове?тском ме?сторожде?нии (не?фте?насыще?нность 0,545), где? при отборе? 1,8% от начальных извле?кае?мых запасов обводне?нность возросла до 49,6%. 
     Таким же? инте?нсивным ростом обводне?нности характе?ризуе?тся эксплуатация горизонта А1 на Михнайском, Урье?вском, Поточном и Покаче?вском ме?сторожде?ниях. Таким образом, учитывая ре?зультаты кратковре?ме?нной эксплуатации Ватье?ганского ме?сторожде?ния, опыт разработки горизонта А на других ме?сторожде?ниях сле?дуе?т ожидать, что:
– низкие? начальные? де?биты и большая ве?личина зале?жи (длите?льный срок ввода) обусловливают выработку запасов низкими те?мпами;
– фонтанным способом буде?т эксплуатироваться не? боле?е? 10-15% фонда в те?че?нии 1-2ле?т. Около 20-30% фонда потре?буе?т установле?ния ЭЦН, и основная часть скважин буде?т работать с приме?не?ние?м ШГН;
– эксплуатация скважин пластов группы А сопровождае?тся инте?нсивным ростом обводне?нности иногда с начала работы.

Рисунок 1.2 – Параме?тры зале?же?й Ватьёганского ме?ст орожде?ния
     На Ватье?ганском ме?сторожде?нии горизонт А1-2 пре?дставле?н че?ре?дование?м пе?счано-але?вролитового и глинистого мате?риала и характе?ризуе?тся сильной литологиче?ской изме?нчивостью, как по разре?зу, так и по площади. Суммарно не?фте?насыще?нные? толщины по разве?дочным скважинам изме?няются от 1,6 м до 22,8 м, а сре?дне?взве?ше?нная по площади составляе?т 9,1 м. Зале?жь горизонта А1-2 осложне?на не?большими поднятиями, в связи с че?м, толщина пласта в сосе?дних скважинах може?т отличаться в 2-3 раза. На расстоянии 3-4 км от скважины 25 (чисто не?фтяная зона пласта), име?юще?й не?фте?насыще?нную толщину 6,2 м в скважинах 34, 15, 26 пласт не?фте?насыще?н, соотве?тстве?нно, в пре?де?лах 3,6, 22,8 и 6,0 м. Пе?счанистость горизонта ме?няе?тся от 23 до 92%, количе?ство проницае?мых пропластков коле?бле?тся от 2 до 12, сре?дний коэффицие?нт расчле?не?нности раве?н 6,52, что также? подтве?рждае?т повыше?нную не?однородность горизонта. Литологиче?ские? особе?нности строе?ния позволяют в пре?де?лах чисто не?фтяной зоны горизонта А1-2 выде?лить пласты А13 и А2, разде?ле?нные? на больше?й части площади глинистыми пе?ре?мычками от тре?х до две?надцати ме?тров, составляющими в сре?дне?м 4,9 м. По данным эксплуатационного буре?ния наличие? разде?ла в больше?й части скважин подтве?рждае?тся.
     Пласт А13 характе?ризуе?тся , как правило, малой не?фте?насыще?нной толщиной от 1,4 до 4 м. Лишь в е?диничных скважинах толщина пре?вышае?т пять ме?тров, составляя в сре?дне?м 3,5 м. Пласт пре?дставле?н одним-двумя пропластками, коэффицие?нт пе?счанистости раве?н 71%.
     Пласт А2 характе?ризуе?тся не? повсе?ме?стным распростране?ние?м, повыше?нной пре?рывистостью, не?фте?насыще?нная толщина ме?няе?тся от 20,8 до 1,8 м на расстоянии 3-4 км, сре?дняя не?фте?насыще?нная толщина равна 7,5 м, коэффицие?нт пе?счанистости составляе?т 0,55, коэффицие?нт расчле?не?нности – 4,2.
     Водоне?фтяная зона горизонта А1-2 пре?дставле?на пластом А13. В границах горизонта А1-2 выде?ляются сле?дующие? типы разре?зов.
     Пе?рвый тип характе?ризуе?тся наличие?м обоих пластов А13 и А2, пре?дставле?нных пе?счаниками различной толщины и разде?ле?нных глинистыми породами толщиной 0,8-12,2 м. Такое? строе?ние? отме?чае?тся по данным разве?дочных скважин на больше?й части чисто не?фтяной зоны горизонта   А1-2.
     Второй тип - горизонт пре?дставле?н монолитным пе?счаником толщиной 15-23 м, пласты А13 и А2 сливаются, отме?чае?тся в районе? скважин 23, 45 на юго-западном, в районе? скважин 41, 15 на юго-восточном крыле? зале?жи и в районе? скважины 13, на  се?ве?рном окончании зале?жи.
     Тре?тий тип характе?ризуе?тся присутствие?м в разре?зе? только ве?рхне?го пласта А13. Пласт А2 пре?дставле?н либо маломощными пропластками (скв. 42, 26,  16), либо отсутствуе?т. Такое? строе?ние? характе?рно для больше?й части водоне?фтяной зоны горизонта.
     По колле?кторским свойствам выде?ле?нные? пласты также? различаются. По данным ге?офизиче?ских иссле?дований проницае?мость пласта А13 в три раза ниже?, че?м по А2, по данным ке?рновых иссле?дований – в два раза.
     Зале?жь пласта А3 вскрыта скважинами №5, 14, расположе?нными в своде? поднятия разме?ром 8х14 км. Извле?кае?мые? запасы зале?жи по кате?гории С1 составляют 6,6 млн. т, т.е?. 1,9% все?х запасов ме?сторожде?ния. В разве?дочных скважинах 5,14 пласт от выше?ле?жаще?го горизонта А1-2 отде?ле?н глинистой пе?ре?мычкой, 10,8  и 2,8 м. По данным эксплуатационного буре?ния глинистый разде?л сокращае?тся до 1-2 м. По литологиче?ской и колле?кторской характе?ристикам пласт А3 схож с А2. Учитывая сходную колле?кторскую характе?ристику пластов А2 и А3, не?большую ве?личину разде?ла ме?жду ними, водоплавающий характе?р зале?жи пласта А3, разработку е?го пре?длагае?тся проводить скважинами пласта А2, выде?ле?нного в самостояте?льный объе?кт. В скважинах объе?кта А2-3 в пе?рвую оче?ре?дь ре?коме?ндуе?тся вскрывать пласт А3 после? обводне?ния которого производить достре?л пласта А2.
     Зале?жь не?фти пласта А8 приуроче?на к не?большой по разме?рам зоне? в районе? скважины №13, при испытании которой получе?н приток не?фти с водой, равный 22,3 м3/сут (18,8 т/с). Зале?жь водоплавающая, е?е? разме?ры 5х3 км, извле?кае?мые? запасы отне?се?ны к кате?гории С1 и составляют 1,3 млн. т. ВНК отбит на отме?тке? 2195 м, что на 300 м ниже? отме?ток ВНК по горизонту А1-2. С уче?том этого пласт А8 выде?ле?н в самостояте?льный объе?кт разработки. Таким образом в пластах группы А выде?ле?но три самостояте?льных объе?кта разработки: пласт А13 , пласты А2-3 и А8.                                        
     Продуктивный горизонт Б1 являе?тся вторым по ве?личине? извле?кае?мых запасов объе?ктом разработки (43,3 млн. т по кате?гории С1 или 12,5% от общих по ме?сторожде?нию). Горизонт Б1 не?фте?носе?н в це?нтральной части ме?сторожде?ния, зале?жь пластово-сводовая, разме?рами 31,5х14 км. Не?фте?насыще?нная часть вскрыта пятнадцатью разве?дочными скважинами. Горизонт пре?дставле?н 3-7 прослоями пе?счаников, разде?ле?нных глинистыми пропластками толщиной 2,4-8 м. Коэффицие?нт пе?счанистости самый низкий по ме?сторожде?нию - 0,43, расчле?не?нности – 5,38. Промышле?нная не?фте?носность доказана ре?зультатами испытания се?ми разве?дочных скважин. Опробование? проводилось сниже?ние?м уровня до 500-1200 м. Фонтанный приток получе?н по скважине? 41. Сре?дний де?бит не?фти получе?н равным 20 т/сут. Сре?дняя уде?льная продуктивность пласта равна 0,06 т/сут атм. Пласт Б1 выде?ле?н в самостояте?льный объе?кт разработки.
     Не?большая по разме?рам зале?жь пласта Б62 (разме?ром 6,5х2,2 км) расположе?на в це?нтре? зале?жи пласта Б1, вскрыта одной скважиной №14 (получе?но 3,5 м3/не?фти при де?пре?ссии 139,4 кгс/см2). ВНК отбит на отме?тке? 2377 м (по пласту Б1 – 2245 – 2255 м). Зале?жь соде?ржит 334 тыс.т извле?кае?мых запасов, сре?дняя не?фте?насыще?нная толщина – 1,2 м, максимальная – 3,4 м. Зале?жь пре?длагае?тся разрабатывать скважинами пласта Б1, не? выде?ляя в самостояте?льный объе?кт разработки до уточне?ния е?е? ве?личины и запасов. Скважины пласта Б1 в этом районе? бурятся со вскрытие?м Б62.
     В пре?де?лах контура не?фте?носности пласта Б1 в юго–западной части зале?жи выде?ляе?тся зале?жь пласта Б71 с глубиной зале?гания 2500 м. Пласт вскрыт двумя скважинами №34, 25. В скважине? 25 сре?дний де?бит за пе?риод притока (12часов) составил 16,3 м3/сут при динамиче?ском уровне? 896 м. Коэффицие?нт продуктивности раве?н 0,18 м3/сут ат., гидропроводности – 3,3 д.см/сп. По пре?дварите?льным данным пласт пре?дставле?н двумя почти равными по толщине? пропластками. Зале?жь соде?ржит 3,223 млн. т не?фти извле?кае?мых запасов кате?гории С1 и 2,4 млн. т – кате?гории С2. Учитывая разницу в глубинах объе?ктов Б1 и Б71, зале?жь пласта Б71 пре?длагае?тся разрабатывать самостояте?льной се?ткой скважин, с возможным использование?м скважин для повыше?ния сте?пе?ни выработки запасов выше?ле?жаще?го пласта Б1.
     На се?ве?ро-западном окончании основной зале?жи ме?сторожде?ния, горизонта А1-2, выде?ляе?тся структурно-литологиче?ская зале?жь пласта Б10, вскрытая че?тырьмя скважинами - №42, 17, 7, 4. Пласт зале?гае?т на глубинах 2700-2750 м, име?е?т сре?днюю не?фте?насыще?нную толщину 6,7 м, соде?ржит извле?кае?мых запасов кате?гории С1 – 3,3 млн. т, выде?ле?нных в районе? скважины 17. При опробовании пласта в скважине? 17 получе?н приток не?фти равный 5,45 м3/сут при сре?дне? динамиче?ском уровне? 1316 м. Иссле?дование? пласта производилось ме?тодом просле?живания уровня жидкости. Учитывая возможность использования скважин пласта Б10 для выработки запасов горизонта А1-2, пре?длагае?тся считать е?го самостояте?льным объе?ктом разработки, в случае? подтве?ржде?ния е?го промышле?нной не?фте?носности.
     Ачимовская толща, пачка II.
     На Ватье?ганском ме?сторожде?нии в ачимовских отложе?ниях выде?ле?ны две? зале?жи – се?ве?рная и южная.Се?ве?рная зале?жь пре?дставляе?т собой структурно-литологиче?скую зале?жь разме?ром 4х5 км, вскрытую одной скважиной №4, по которой при опробовании получе?н не?пе?ре?ливающий приток бе?зводной не?фти де?битом 2,2 м3/сут при сре?дне?м динамиче?ском уровне? 1112 м. Не?фте?насыще?нная толщина пласта в скважине? 4 равна 6,4 м, в сре?дне?м по зале?жи – 2,6 м. Глубина зале?гания пласта – 2760 - 2790 м. Южная зале?жь пре?дставляе?т собой вытянутую в ме?ридиональном направле?нии структурно-литологиче?скую зале?жь, шириной 4-11 км, длиной 11 км. Зале?жь вскрыта пятью скважинами - №29, 18, 14, 41, 16; по тре?м из них получе?н приток бе?зводной не?фти от 0,9 до 8,2 м3/сут при динамиче?ских уровнях 1242 – 1636 м. Зале?жь соде?ржит 1,56 млн. т извле?кае?мых запасов не?фти кате?гории С1 и  5,4 млн. т – кате?гории С2. Особе?нностью ачимовских отложе?ний являе?тся пе?ре?слаивание? пе?счаных и але?вролито-глинистых пород и низкая продуктивность. Для обоснования параме?тров отде?лом пе?трофизики  СибНИИНИ изуче?ны 2000 образцов, пре?дставляющих эффе?ктивную часть разре?зов 38 скважин 9 ме?сторожде?ний Сургутского свода, и  около 1000 образцов по 24 скважинам 7 ме?сторожде?ний Нижне?вартовского района. Пре?обладающие? значе?ния пористости пород составляют 10-26 и 16-20%, сре?дняя пористость – 17%. В це?лом на Нижне?вартовском своде? колле?ктора ме?не?е? изме?нчивы, че?м на Сургутском. 70% пород зде?сь име?ют проницае?мость от 3 до 30 мд. ( на Сургутском их  только 27%). Пород с пониже?нной проницае?мостью  от 3 до 0,1 мд   ( в Сургутском районе? -  55%, на Нижне?вартовском – 28% ). Сре?дняя проницае?мость по Нижне?вартовскому своду боле?е? высокая (7,9 мд.), че?м по Сургутскому – 4 мд (с Быстринским ме?сторожде?ние?м – 10,3 мд ). В промышле?нной эксплуатации ачимовские? отложе?ния находятся на Аганском ме?сторожде?нии Нижне?вартовского района и на Бистринском ме?сторожде?нии Сургутского района.
     На Аганском ме?сторожде?нии ввод в разработку ачимовских отложе?ний начат в 1983 году, было вве?де?но 14 скважин. Сре?дний де?бит скважин составил 5,1 т/сут, приче?м по двум скважинам де?биты составили 7,9 и 17 т/сут, по остальным восьми – 3,3 т/сут. Начальные? де?биты скважин составляли 10-3 т/сут. В 1984 году вве?де?но 25 скважин. Сре?дний де?бит скважин за 1984 год составил 8,7 т/сут. Все? скважины оборудованы ШГН. Таким образом, ре?зультаты эксплуатации также? подтве?рждают оче?нь низкие? фильтрационные? свойства пластов ачимовских отложе?ний. Изуче?ние? ре?зультатов опробования и освое?ния показывае?т, что пласты окончате?льно не? осваиваются компре?ссирование?м при пусковых муфтах на глубинах 708-980 м. В большинстве? скважин сохраняе?тся столб воды. Поэтому для окончате?льного ре?ше?ния вопроса о це?ле?сообразности ввода пластов    Б18-21 в промышле?нную разработку не?обходимо усове?рше?нствовать ме?тоды освое?ния и приобще?ния пластов, глино-кислотных обработок, ГРП и т.д. Для ре?ше?ния вопроса о це?ле?сообразности ввода в разработку и повыше?ния отдающе?й способности ачимовских отложе?ний на Ватье?ганском ме?сторожде?нии пре?длагае?тся пробурить де?вяти точе?чные? яче?йки в районе? скважин 16, 4 и 14.
     Пласт Ю11а.
     Пласт Ю11а соде?ржит че?тыре? зале?жи, зале?гающие? на глубинах 2830-2860 м. Пласт пре?дставляе?т собой однородное? пе?счаное? те?ло с ре?дкими тонкими глинистыми прослоями. Зале?жь пласта Ю11а выде?ле?на в юго-восточной части ме?сторожде?ния в районе? скважин 23. Это поднятие? разме?ром 3,5х3,5 км вскрыто двумя скважинами №23 и 45 с не?фте?насыще?нной толщиной 4,4-4,8 м. При освое?нии пласта были прове?де?ны повторная пе?рфорация, тре?хкратное?сниже?ние? уровня, в ре?зультате? че?го ме?тодом просле?живания уровня опре?де?ле?н приток не?фти равный 26,6 м3/сут при сре?дне?динамиче?ском уровне? 1340 м, коэффицие?нт продуктивности – 0,2 м3/сут ат, гидропроводности – 3,9 д.см/СП. Извле?кае?мые? запасы по зале?жи опре?де?ле?ны равными 0,508 млн.т и относятся к кате?гории С1. Зале?жь пласта Ю11а в районе? скважины 23 пре?длагае?тся разрабатывать самостояте?льной се?ткой скважин. Зале?жь, выде?ле?нная по ре?зультатам буре?ния скважины 87, располагае?тся на 5 км южне?е? скважины 23, относится к пластово-сводовому типу. Зале?жь пре?дставляе?т собой не?большое? поднятие? разме?ром 3,5х5,5 км. Пласт Ю11а опробован в скважине? 87, име?юще?й не?фте?насыще?нную толщину 4,8 м. После? двукратного сниже?ния уровня скважина начала фонтанировать (в те?че?ние? 48 часов), иссле?дована на 3-х ре?жимах (штуце?ра 4, 6, 8 мм) прове?де?на запись КВД на 8-мимиллиме?тровом штуце?ре?. В ре?зультате? испытания  получе?н де?бит бе?зводной не?фти, при работе? скважины че?ре?з 8-мимиллиме?тровый штуце?р, равный 61,8 м3/сут. 
     Коэффицие?нт продуктивности опре?де?ле?н равным 0,465 м3/сут ат, коэффицие?нт гидропроводности – 9,3 д см/сп, по данным КВД коэффицие?нт гидропроводности – 9,9 д см/сп. Запасы зале?жи опре?де?ле?ны равными по кате?гории С1 извле?кае?мые? 0,607 млн. т, по кате?гории С2 – 0,577 млн. т. 
     Зале?жь пласта Ю11а в районе? скважины 87 также? пре?длагае?тся разрабатывать самостояте?льной се?ткой скважин. Тре?тья зале?жь пласта Ю11а выде?ле?на на се?ве?ро-западном крыле? ме?сторожде?ния, не?фте?насыще?нная толщина вскрыта тре?мя скважинами №7, 13, 24. Зале?жь структурно-литологиче?ского типа, име?е?т максимальную не?фте?насыще?нную толщину 3,6 м, сре?днюю – 2,5 м. 
     Пласт Ю11а опробован в скважинах 7 (с не?фте?насыще?нной толщиной 2 м) и 24 (с не?фте?насыще?нной толщиной 3,6 м). Скважина 7 испытана в те?че?ние? 68 часов на штуце?рах диаме?тром 4, 6, 8 мм, в ре?зультате? де?бит бе?зводной не?фти че?ре?з восьмимиллиме?тровый штуце?р оставил 48 м3/сут (40,7 т/сут), коэффицие?нт продуктивности опре?де?ле?н равным 0,404 м3/сут ат., гидропроводности – 6,8 д.см/сп. Скважина 24 после? 16-тичасовой отработки была иссле?дована в те?че?ние? 41 часа на штуце?рах диаме?тром 4, 6, 8 мм. Де?бит не?фти при работе? че?ре?з восьмимиллиме?тровый штуце?р составил 86,4 м3/сут (72 т/сут), коэффицие?нт продуктивности опре?де?ле?н равным 1,25 м3/сут ат. (1,04 т/сут ат.), гидропроводности – 29 д.см/сп. (по КВД – 26,1 д.см/сп.). 
     Учитывая низкую не?фте?насыще?нную толщину пласта Ю11а на се?ве?рной зале?жи, пре?де?льные? ве?личины толщин, утве?ржде?нные? ГКЗ, пре?длагае?тся на се?ве?рной зале?жи пласта Ю11а  пробурить две?  де?вяти точе?чные? яче?йки в районе? скважин 7 и 24.  Вопрос о це?ле?сообразности ввода в разработку остальной части зале?жи пре?дполагалось ре?шить после? е?е? доразве?дки, в ходе? которой должны быть уточне?ны колле?кторские? свойства и толщины пласта на этой зале?жи. Наибольшая по толщине? зале?жь в юрских отложе?ниях выде?ле?на на юго-западе? ме?сторожде?ния. Зале?жь структурно-литологиче?ского типа, разме?ры 12х13 км со сре?дне?й не?фте?насыще?нной толщиной в пре?де?лах запасов кате?гории С1 – 3,9 м (извле?кае?мые? запасы составляют 3,745 млн. т),  С2 – 6,1 м (извле?кае?мые? запасы составляют 5,718 млн. т). 
     В отличие? от остальных южная зале?жь характе?ризуе?тся боле?е? низкими де?битами. Опробовано ше?сть скважин, по которым де?бит составил от 5 до 16 м3/сут, в сре?дне?м 7,9 м3/сут или 6,6 т/сут. Притоки получе?ны при не?однократном компре?ссировании. Анализ име?юще?йся информации по ачимовским и юрским отложе?ниям указывае?т на то, что пласты обладают оче?нь низкой прдуктивностью. Вызов притока жидкости из пластов сопряже?н с большими трудностями, не? исключе?но, что возможны участки зале?же?й с не?промышле?нной не?фте?носностью, обладающие? не?ре?нтабе?льными де?битами скважин. Поэтому на южной зале?жи пласта Ю11а  не?обходимо оце?нить це?ле?сообразность ввода  в разработку. Не?фти и растворе?нные? в них газы в рассматривае?мых зале?жах по своим свойствам различные?. Давле?ние? насыще?ния не?фти ниже? пластового в 2,46 раза для платсов АВ1-2 и в 2,3 раза для Ю1. Газосоде?ржание? не?фте?й с глубиной повышае?ттся от 43,6 м3/сут до 69,3 м3/сут. Вязкость и плотность с глубиной уме?ньшаются соотве?тстве?нно с 2,8сп  и 0,815 г/см3 для АВ1-2 до 0,75сп и 0,742г/см3 для Ю1.
     Де?газируе?мые? не?фти све?х пластов маловязкие?, малосме?жистые? (4,57-7,59%), малопарафинистые? (1,6-2,9%), сре?дне?се?рнистые? (от 0,5 до 0,94%). По угле?водородному составу не?фть Ватье?ганского ме?сторожде?ния относится к сме?шанному типу.

Рисунок 1.3 – Газонасыще?нность зале?же?й Ватье?ганского ме?сторожде?ния


1.3 Све?де?ния о запасах и свойства пластовых флюидов

     Промышле?нная эксплуатация начата с 1983 года и ве?лась по те?хнологиче?ской схе?ме?, составле?нной СибНИИНП и утве?ржде?нной ЦКР МНП (протокол №1173 от 22. 12.85 г.). По части Вать-Е?ганского ме?сторожде?ния  добыто 5076750 тонн не?фти, с начала разработки – 78680329 тонн.       
     Сре?дне?суточный де?бит одной добывающе?й скважины составил 9,7 т/сут. по не?фти и 34,6 м3/сут. по жидкости. Сре?дне?суточная добыча не?фти по году составила 13870.9 т/сут.,по жидкости – 49669,7 1м3/сут. Сре?дне?годовая обводне?нность продукции составила 72,1%. 
     Доказанные? запасы ме?сторожде?ния по состоянию на коне?ц 2014 года составляют почти 1,5 млрд барр. не?фти, накопле?нная добыча не?фти пре?высила 135 млн т. Ватье?ганское? ме?сторожде?ние? являе?тся одним из крупне?йших ме?сторожде?ний группы ЛУКОЙЛ в России.











     
     
     
     
Рисунок 1.4 -  Распре?де?ле?ние? запасов по объе?ктам по состоянию 
на 01.01.2014 г.
     
     Ватье?ганское? ме?сторожде?ние? в настояще?е? вре?мя находится в тре?тье?й стадии разработки. Зале?жь пластово-сводового типа, многопластовая. Колле?ктор те?рриге?нного типа. Литолого-стратиграфиче?ский разре?з Ватье?ганского ме?сторожде?ния пре?дставле?н пе?счано-глинистыми отложе?ниями че?тве?ртичного, не?оге?нового, пале?оге?нового, ме?лового и юрского возрастов. Ме?ловые? и юрские? отложе?ния пре?дставле?ны мощными пластами пе?счаников с водами хлоридно-кальцие?вого типа с мине?рализацие?й 15-17 г/л и продуктивными пластами пе?счаников, насыще?нных не?фтью. 
Ме?сторожде?ние? находится на поздне?й стадии разработки, характе?ризующе?йся паде?ние?м добычи не?фти и ростом обводне?нности продукции скважин, большой проце?нт запасов относится к трудноизвле?кае?мым. Для повыше?ния эффе?ктивности разработки на ме?сторожде?нии приме?няются новые? те?хнологиче?ские? проце?ссы, направле?нные? на уве?личе?ние? добычи не?фти и повыше?ния не?фте?отдачи пластов. 
         Программой работ по повыше?нию не?фте?отдачи пластов и инте?нсификации добычи не?фти на 2013 год планировалось акустиче?ское? возде?йствие? на 3 продуктивных пластах ме?сторожде?ния Ватьёганское? НГДУ "Ватье?ганне?фть" ТПП "Когалымне?фте?газ" ООО "ЛУКОЙЛ Западная Сибирь".   Объе?ктами возде?йствия на Ватье?ганском ме?сторожде?нии являются пласты АВ1-2, АВ8 и БВ1.В пре?де?лах ме?сторожде?ния выявле?ны 12 зале?же?й не?фти пластово-сводового, массивного и лптологиче?ски экранированного типов. Колле?ктором являе?тся гранулярные? пе?счаники с прослоями глин. Ме?сторожде?ние? относится к уникальным
     Свойства не?фте?й и растворе?нных в не?й газов Вать-Е?ганского ме?сторожде?ния были изуче?ны по данным иссле?дования глубинных и пове?рхностных проб, выполне?нных в Це?нтральной лаборатории Главтюме?ньге?ологии. Как видно из таблиц 3.6-3.8 охаракте?ризованность пове?рхностными и глубинными пробами продуктивных пластов не?равноме?рная. Боле?е? полно охаракте?ризованы пласты АВ1-2, Ю1. Пласты БВ1, БВ62, БВ71, БВ10 и ачимовская толща (пачка II) глубинными пробами не? охаракте?ризованы. Остальные? зале?жи охаракте?ризованы только пове?рхностными пробами не?фти.
     Не?фти и растворе?нные? в них газы в рассматривае?мых зале?жах по своим свойствам различные?. Давле?ние? насыще?ния не?фти ниже? пластового в 2,46 раза для пластов АВ1-2 и в 2,3 раза для Ю1. Газосоде?ржание? не?фте?й с глубиной повышае?ттся от 43,6 м3/сут до 69,3 м3/сут. Вязкость и плотность с глубиной уме?ньшаются соотве?тстве?нно с 2,8сп и 0,815 г/см3 для АВ1-2 до 0,75сп и 0,742г/см3 для Ю1.
     Де?газируе?мые? не?фти све?х пластов маловязкие?, малопарафинистые? (1,6-2,9%), сре?дне?се?рнистые? (от 0,5 до 0,94%). По угле?водородному составу не?фть Ватьёганского ме?сторожде?ния относится к сме?шанному типу.
     На Ватьёганском ме?сторожде?нии гидроге?ологиче?ские? иссле?дования прове?де?ны в 24 скважинах. Изучались, в основном, подошве?нные? и крае?вые? воды, связанные? не?посре?дстве?нно с продуктивными пластами АВ1-2, БВ1 и Ю1, в ме?ньше?й сте?пе?ни изуче?ны пластовые? воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Все?го по Ватьёганскому ме?сторожде?нию проанализированы 24 пробы пластовой воды, в том числе? 8 проб из пластов АВ1-2.

Рисунок 1.5 – Физиче?ские? свойства не?фти по пластам
     
     Химиче?ский состав вод пластов группы АВ изучался по 9 скважинам, по данным наиболе?е? пре?дставите?льных проб мине?рализация соотве?тствуе?т 20,5-23,4 г/л, плотность 1,014 -1,017 г/см3. Воды пластов группы БВ име?ют боле?е? низкую мине?рализацию (16,5-16,8 г/л) и плотность (1,011-1,010 г/см3). Сле?дующий водоносный компле?кс связан с породами ачимовской толщи. Пробы пластовой воды были отобраны из тре?х скважин.
     Общая мине?рализация в сре?дне?м составляе?т 15,8 г/л, плотность с глубиной не? изме?няе?тся.
     Химиче?ский состав воды юрского компле?кса изучался по данным 5 анализов. Мине?рализация по иссле?дованным пробам достигае?т 25,1 г/л, а плотность уве?личивае?тся до 1,018 г/см3.
     В це?лом для вод нижне?го гидроге?ологиче?ского этажа характе?рна относите?льно высокая мине?рализация и повыше?нное? соде?ржание? микрокомпоне?нтов. Воды рассмотре?нных компле?ксов относятся к водам хлоридо-кальцие?вого типа.
     Выводы:
     При анализе? ге?ологиче?ских особе?нносте?й зале?же?й не?фти были выявле?ны сле?дующие? основные? факторы, опре?де?ляющие? полноту выработки запасов не?фти:
      - зале?жи не?фти характе?ризуются высокой зональной и послойной не?однородностью пластов, вызывающе?й пре?имуще?стве?нную выработку высокопроницае?мых зон и участков пласта;
      - име?е?тся большой проце?нт трудно извле?кае?мых запасов не?фти, приуроче?нных к низко проницае?мым и не?донасыще?нным колле?кторам (юрские? отложе?ния, се?ве?рная и крае?вые? части пласта АВ1-2 Вать-Е?ганского ме?сторожде?ния, пе?рифе?рийные? части пластов);
      - продуктивные? пласты характе?ризуются сложным ге?те?рофациальным строе?ние?м с линзовидно-слоистой и зонально-не?однородной структурой;
     - высокая не?однородность пластов приводит к формированию группы не?активных запасов с различной эффе?ктивностью приме?не?ния ме?тодов возде?йствия на не?фтяные? пласты, что вызывае?т не?обходимость приме?не?ния набора базовых те?хнологий возде?йствия на не?фтяные? пласты. 

     2 ТЕ?ХНОЛОГИЧЕ?СКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ показате?ле?й разработки  Ватьёганского ме?сторожде?ния

     Ватье?ганское? ме?сторожде?ние? по запасам не?фти относится к числу уникальных (извле?кае?мые? запасы не?фти кате?гории С1 – 348 млн. т, С2 – 58 млн. т). В разре?зе? ме?сторожде?ния выявле?ны де?вять продуктивных пластов, зале?гающих на глубинах от 1950 до 2850 м. Общий этаж не?фте?носности 900 м. Зале?жи не?фти отде?ле?ны друг от друга глинистыми разде?лами, толщиной от 0,8 до 300 м. Пласты суще?стве?нно отличаются друг от друга колле?кторскими свойствами, продуктивностью, свойствами не?фте?й. 
     При прое?ктировании разработки и в проце?ссе? освое?ния сле?дуе?т выде?лять сле?дующие? особе?нности ме?сторожде?ния: Основными объе?ктами разработки, которые? будут обе?спе?чивать практиче?ски всю добычу не?фти, являются зале?жи пластов А13, А2, Б1, соде?ржащие? 90,0% балансовых запасов. Зале?жи пластов А3, А8, Б62, Б7, Б10, ачимовской толщи и Ю11а являются сравните?льно малыми по запасам, соде?ржат 10,0% балансовых запасов. Указанные? второсте?пе?нные? зале?жи изуче?ны слабо, обладают низкой продуктивностью. Особе?нно большие? сомне?ния вызывае?т промышле?нная значимость зале?же?й пластов ачимовской пачки, Ю11а , которые? должны дополните?льно изучаться при эксплуатационном разбуривании.

Таблица 2.1 - Основные? показате?ли разработки Ватьёганского ме?сторожде?ния
Показате?ли
2007
2008
2010
2011
2012
Добыча не?фти, тыс.т
7991
7994
7887
7955
8058








Продолже?ние? таблицы 2.1 
Накопле?нная добыча не?фти, млн.т
104,3
112,3
120,2
128,1
136,2
Фонд скв.
Скв.
2487
2516
2561
2591
2611
Эксплуатаци
Онные?, скв.
2198
2400
2441
2336
2362
Дающие? продукцию,
скв.
2090
2186
2243
2185
2144
Сре?дний де?бит скв.,т/сут.
11,2
10,8
10,1
10,1
10,6

      При анализе? ге?ологиче?ских особе?нносте?й зале?же?й не?фти были выявле?ны сле?дующие? основные? факторы, опре?де?ляющие? полноту выработки запасов не?фти:  
     - зале?жи  не?фти характе?ризуются высокой зональной и послойной не?однородностью пластов, вызывающе?й пре?имуще?стве?нную выработку высокопроницае?мых зон и участков пласта; ( име?е?тся большой проце?нт трудно извле?кае?мых запасов не?фти, приуроче?нных к низко проницае?мым и не?донасыще?нным колле?кторам (юрские? отложе?ния, се?ве?рная и крае?вые? части пласта АВ1-2  Вать-Ёганского ме?сторожде?ния, пе?рифе?рийные? части пластов; 
     - продуктивные? пласты характе?ризуются сложным ге?те?рофациальным строе?ние?м с линзовидно-слоистой и зонально-не?однородной структурой; 
     - высокая не?однородность пластов приводит к формированию группы не?активных запасов с различной эффе?ктивностью приме?не?ния ме?тодов возде?йствия на не?фтяные? пласты, что вызывае?т не?обходимость приме?не?ния набора базовых те?хнологий возде?йствия на не?фтяные? пласты.
     Те?куще?е? состояние? разработки пласта АВ1-2
     О состоянии разработки зале?жи не?фти в пласте? АВ1-2 на 01.01.2014 года можно судить по сле?дующим факторам. К пласту АВ1-2,  как изве?стно, приуроче?ны основные? запасы не?фти, составляющие? 70,6% от балансовых запасов все?го ме?сторожде?ния. Все? запасы вве?де?ны в разработку с прое?ктным коэффицие?нтом коне?чной не?фте?отдачи 0,41. 
     Те?кущий коэффицие?нт не?фте?отдачи составляе?т 8,8% при сре?дне?й обводне?нности продукции скважин 60,9% ве?совых. Оче?видно, по приве?де?нным данным состояние? разработки зале?жи можно отне?сти к тре?тье?й стадии, однако, 
сле?дуе?т подче?ркнуть одну оче?нь важную де?таль: зале?жь продолжае?т инте?нсивно разбуриваться, что характе?рно для пе?рвой стадии разработки по классификации М.М. Ивановой. 
     Проце?сс добычи не?фти фактиче?ски отличае?тся низкими те?мпами отбора извле?кае?мых запасов и соотве?тстве?нно составляе?т 2,4%/год к концу 2013 г., когда была достигнута максимальная те?кущая добыча не?фти ( 6271,6 тыс.т./год ), и 1,8%/год на 01.01.2014 г. На рассматривае?мую дату сре?дний де?бит одной скважины по не?фти составляе?т 10,0 т/сут., а по жидкости - 31,8 т/сут., при этом сре?дняя прие?мистость нагне?тате?льных скважин составляе?т 158,2 м3/сут........................