Материал: Ватьеганское месторождение

В границах горизонта А_1-2 выделяются следующие типы разрезов.

Первый тип характеризуется наличием обоих пластов А₁³ и А₂, представленных песчаниками различной толщины и разделенных глинистыми породами толщиной 0,8-12,2 м. Такое строение отмечается по данным разведочных скважин на большей части чисто нефтяной зоны горизонта А_1-2.

Второй тип - горизонт представлен монолитным песчаником толщиной 15-23 м, пласты А₁³ и А₂ сливаются, отмечается в районе скважин 23, 45 на юго-западном, в районе скважин 41, 15 на юго-восточном крыле залежи и в районе скважины 13, на северном окончании залежи.

Третий тип характеризуется присутствием в разрезе только верхнего пласта А₁³. Пласт А₂ представлен либо маломощными пропластками (скв. 42, 26, 16), либо отсутствует. Такое строение характерно для большей части водонефтяной зоны.

По коллекторским свойствам выделенные пласты также различаются_. По данным геофизических исследований проницаемость пласта А₁³ в три раза ниже, чем по А₂, по данным керновых исследований - в два раза.

Сопоставление интервалов отбора керна и ГИС показало, что керн отобран из наиболее проницаемых интервалов пласта и не отражает средней величины проницаемости горизонта. Средний дебит по пласту А₂ составил 46,2 т/сут, при притоке на метр толщины - 3,4 т/сут (максимальный дебит 110 т/сут, минимальный - 5,6 т/сут ). Опробование пласта А₁³ проводилось в большинстве скважин при неоднократном снижении уровня до 800-1378 м. Учитывая отношение проницаемости и величины полученных дебитов пласты А₁³ и А₂ выделены в самостоятельные объекты разработки.

Фонтанные притоки получены в пяти скважинах. Средний дебит испытанных скважин составил 10,4 т/сут. при колебаниях от 0,2 до 41,0 т/сут., причем в 50% скважин дебит не превышает 5 т/сут. Средний приток на метр толщины пласта равен 2,7 т/сут., в том числе 22% скважин имею приток мене 1 т/м, 56% скважин - от 1 до 2,5 т/сут, и лишь в 22% скважин приток превышает 2,5 т/сут.

Пласт А₃

Залежь пласта А₃ вскрыта скважинами №5, 14, расположенными в своде поднятия размером 8х14 км. Извлекаемые запасы залежи по категории С₁ составляют 6,6 млн. т, т.е. 1,9% всех запасов месторождения.

В разведочных скважинах 5,14 пласт от вышележащего горизонта А_1-2 отделен глинистой перемычкой, соответственно, 10,8 и 2,8 м. По данным эксплуатационного бурения глинистый раздел сокращается до 1-2 м. По литологической и коллекторской характеристикам пласт А₃ сходен с пластом А₂.

Учитывая сходную коллекторскую характеристику пластов А₂ и А₃, небольшую величину раздела между ними, водоплавающий характер залежи пласта А₃, разработку его предлагается проводить скважинами пласта А₂, выделенного в самостоятельный объект.

В скважинах объекта А_2-3 в первую очередь рекомендуется вскрывать пласт А₃ после обводнения которого производить дострел пласта А₂.

Пласт А₈

Залежь нефти пласта А₈ приурочена к небольшой по размерам зоне в районе скважины №13, при испытании которой получен приток нефти с водой, равный 22,3 м³/сут (18,8 т/с). Залежь водоплавающая, ее размеры 5х3 км, извлекаемые запасы отнесены к категории С₁ и составляют 1,3 млн. т. ВНК отбит на отметке 2195 м, что на 300 м ниже отметок ВНК по горизонту А_1-2. С учетом этого пласт А₈ выделен в самостоятельный объект разработки.

Таким образом в пластах группы А выделено три самостоятельных объекта разработки: пласт А₁³ , пласты А_2-3 и А₈.

Пласт Б₁

Продуктивный горизонт Б₁ является вторым по величине извлекаемых запасов объектом разработки (43,3 млн. т по категории С₁ или 12,5% от общих по месторождению).

Горизонт Б₁ нефтеносен в центральной части месторождения, залежь пластово-сводовая, размерами 31,5х14 км. Нефтенасыщенная часть вскрыта пятнадцатью разведочными скважинами. Горизонт представлен 3-7 прослоями песчаников, разделенных глинистыми пропластками толщиной 2,4-8 м. Коэффициент песчанистости самый низкий по месторождению - 0,43, расчлененности - 5,38.

Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания семи разведочных скважин.

Опробование проводилось снижением уровня до 500-1200 м. Фонтанный приток получен по скважине 41.

Средний дебит нефти получен равным 20 т/сут. Средняя удельная продуктивность пласта равна 0,06 т/сут атм. Пласт Б₁ выделен в самостоятельный объект разработки.

Пласт Б₆²

Небольшая по размерам залежь пласта Б₆² (размером 6,5х2,2 км) расположена в центре залежи пласта Б₁, вскрыта одной скважиной №14 (получено 3,5 м³/нефти при депрессии 139,4 кгс/см²). ВНК отбит на отметке 2377 м (по пласту Б₁ - 2245 - 2255 м). Залежь содержит 334 тыс.т извлекаемых запасов, средняя нефтенасыщенная толщина - 1,2 м, максимальная - 3,4 м.

Залежь предлагается разрабатывать скважинами пласта Б₁, не выделяя в самостоятельный объект разработки до уточнения ее величины и запасов. Скважины пласта Б₁ в этом районе бурятся со вскрытием Б₆².

Пласт Б₇¹

В пределах контура нефтеносности пласта Б₁ в юго-западной части залежи выделяется залежь пласта Б₇¹ с глубиной залегания 2500 м. Пласт вскрыт двумя скважинами №34, 25. В скважине 25 средний дебит за период притока (12часов) составил 16,3 м³/сут при динамическом уровне 896 м.

Коэффициент продуктивности равен 0,18 м³/сут ат., гидропроводности - 3,3 д.см/сп.

По предварительным данным пласт представлен двумя почти равными по толщине пропластками. Залежь содержит 3,223 млн. т нефти извлекаемых запасов категории С₁ и 2,4 млн. т - категории С₂.

Учитывая разницу в глубинах объектов Б₁ и Б₇¹, залежь пласта Б₇¹ предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, с возможным использованием скважин для повышения степени выработки запасов вышележащего пласта Б₁.

Пласт Б₁₀

На северо-западном окончании основной залежи месторождения, горизонта А_1-2, выделяется структурно-литологическая залежь пласта Б₁₀, вскрытая четырьмя скважинами - №42, 17, 7, 4. Пласт залегает на глубинах 2700-2750 м, имеет среднюю нефтенасыщенную толщину 6,7 м, содержит извлекаемых запасов категории С₁ - 3,3 млн. т, выделенных в районе скважины 17. При опробовании пласта в скважине 17 получен приток нефти равный 5,45 м³/сут при среднединамическом уровне 1316 м. Исследование пласта производилось методом прослеживания уровня жидкости.

Учитывая возможность использования скважин пласта Б₁₀ для выработки запасов горизонта А_1-2, предлагается считать его самостоятельным объектом разработки, в случае подтверждения его промышленной нефтеносности.

Ачимовская толща, пачка II

На Ватьеганском месторождении в ачимовских отложениях выделены две залежи - северная и южная.

Северная залежь представляет собой структурно-литологическую залежь размером 4х5 км, вскрытую одной скважиной №4, по которой при опробовании получен непереливающий приток безводной нефти дебитом 2,2 м³/сут при среднем динамическом уровне 1112 м. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 4 равна 6,4 м, в среднем по залежи - 2,6 м. Глубина залегания пласта - 2760 - 2790 м.

Южная залежь представляет собой вытянутую в меридиональном направлении структурно-литологическую залежь, шириной 4-11 км, длиной 11 км. Залежь вскрыта пятью скважинами - №29, 18, 14, 41, 16; по трем из них получен приток безводной нефти от 0,9 до 8,2 м³/сут при динамических уровнях 1242 - 1636 м.

Залежь содержит 1,56 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С₁ и 5,4 млн. т - категории С₂.

Особенностью ачимовских отложений является переслаивание песчаных и алевролито-глинистых пород и низкая продуктивность.

Для обоснования параметров отделом петрофизики СибНИИНИ изучены 2000 образцов, представляющих эффективную часть разрезов 38 скважин 9 месторождений Сургутского свода, и около 1000 образцов по 24 скважинам 7 месторождений Нижневартовского района.

В промышленной эксплуатации ачимовские отложения находятся на Аганском месторождении Нижневартовского района и на Бистринском месторождении Сургутского района.

На Аганском месторождении ввод в разработку ачимовских отложений начат в 1983 году, было введено 14 скважин. Средний дебит скважин составил 5,1 т/сут, причем по двум скважинам дебиты составили 7,9 и 17 т/сут, по остальным восьми - 3,3 т/сут. Начальные дебиты скважин составляли 10-3 т/сут. В 1984 году введено 25 скважин. Средний дебит скважин за 1984 год составил 8,7 т/сут. Все скважины оборудованы ШГН.

Таким образом, результаты эксплуатации также подтверждают очень низкие фильтрационные свойства пластов ачимовских отложений.

Изучение результатов опробования и освоения показывает, что пласты окончательно не осваиваются компрессированием при пусковых муфтах на глубинах 708-980 м. В большинстве скважин сохраняется столб воды. Поэтому для окончательного решения вопроса о целесообразности ввода пластов Б_18-21 в промышленную разработку необходимо усовершенствовать методы освоения и приобщения пластов, глино-кислотных обработок, ГРП и т.д.

Для решения вопроса о целесообразности ввода в разработку и повышения отдающей способности ачимовских отложений на Ватьеганском месторождении в настоящее время ведутся исследования в «КогалымНИПИнефть».

Пласт Ю₁^1а

Пласт Ю₁^1а содержит четыре залежи, залегающие на глубинах 2830-2860 м. Пласт представляет собой однородное песчаное тело с редкими тонкими глинистыми прослоями.

Залежь пласта Ю₁^1а выделена в юго-восточной части месторождения в районе скважин 23. Это поднятие размером 3,5х3,5 км вскрыто двумя скважинами №23 и 45 с нефтенасыщенной толщиной 4,4-4,8 м. При освоении пласта были проведены повторная перфорация, трехкратное снижение уровня, в результате чего методом прослеживания уровня определен приток нефти равный 26,6 м³/сут при среднединамическом уровне 1340 м, коэффициент продуктивности - 0,2 м³/сут ат, гидропроводности - 3,9 д.см/сп.

Извлекаемые запасы по залежи определены равными 0,508 млн.т и относятся к категории С₁.

Залежь пласта Ю₁^1а в районе скважины 23 разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.

Залежь, выделенная по результатам бурения скважины 87, располагается на 5 км южнее скважины 23, относится к пластово-сводовому типу. Залежь представляет собой небольшое поднятие размером 3,5х5,5 км. Пласт Ю₁^1а опробован в скважине 87, имеющей нефтенасыщенную толщину 4,8 м. После двукратного снижения уровня скважина начала фонтанировать (в течение 48 часов), исследована на 3-х режимах (штуцера 4, 6, 8 мм) проведена запись КВД на 8-мимиллиметровом штуцере.

В результате испытания получен дебит безводной нефти, при работе скважины через 8-миллиметровый штуцер, равный 61,8 м³/сут. Коэффициент продуктивности определен равным 0,465 м³/сут. ат., коэффициент гидропроводности - 9,3 д см/сп, по данным КВД коэффициент гидропроводности - 9,9 д см/сп.

Запасы залежи определены равными по категории С₁ извлекаемые 0,607 млн. т, по категории С₂ - 0,577 млн. т.

Залежь пласта Ю₁^1а в районе скважины 87 также предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Третья залежь пласта Ю₁^1а выделена на северо-западном крыле месторождения, нефтенасыщенная толщина вскрыта тремя скважинами №7, 13, 24. Залежь структурно-литологического типа, имеет максимальную нефтенасыщенную толщину 3,6 м, среднюю - 2,5 м.

Пласт Ю₁^1а опробован в скважинах 7 (с нефтенасыщенной толщиной 2 м) и 24 (с нефтенасыщенной толщиной 3,6 м). Скважина 7 испытана в течение 68 часов на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, в результате дебит безводной нефти через восьмимиллиметровый штуцер оставил 48 м³/сут (40,7 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 0,404 м³/сут ат., гидропроводности - 6,8 д.см/сп.

Скважина 24 после 16-тичасовой отработки была исследована в течение 41 часа на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм. Дебит нефти при работе через восьмимиллиметровый штуцер составил 86,4 м³/сут (72 т/сут), коэффициент продуктивности определен 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 нефтенасыщенную толщину пласта Ю₁^1а на северной залежи, предельные величины толщин, утвержденные ГКЗ, предлагается на северной залежи пласта Ю₁^1а пробурить две девяти точечные ячейки в районе скважин 7 и 24. Вопрос о целесообразности ввода в разработку остальной части залежи решить после ее доразведки, в ходе которой должны быть уточнены коллекторские свойства и толщины пласта на этой залежи.

Наибольшая по толщине залежь в юрских отложениях выделена на юго-западе месторождения. Залежь структурно-литологического типа, размеры 12х13 км со средней нефтенасыщенной толщиной в пределах запасов категории С₁ - 3,9 м (извлекаемые запасы составляют 3,745 млн. т), С₂ - 6,1 м (извлекаемые запасы составляют 5,718 млн. т).

В отличие от остальных южная залежь характеризуется более низкими дебитами. Опробовано шесть скважин, по которым дебит составил от 5 до 16 м³/сут, в среднем 7,9 м³/сут или 6,6 т/сут. Притоки получены при неоднократном компрессировании.

Анализ имеющейся информации по ачимовским и юрским отложениям указывает на то, что пласты обладают очень низкой прдуктивностью. Вызов притока жидкости из пластов сопряжен с большими трудностями, не исключено, что возможны участки залежей с непромышленной нефтеносностью, обладающие нерентабельными дебитами скважин.

Поэтому на южной залежи пласта Ю₁^1а необходимо оценить целесообразность ввода в разработку.

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3.8 охарактеризованность поверхностными и глубинными пробами продуктивных пластов неравномерная. Более полно охарактеризованы пласты АВ_1-2, Ю₁. Пласты БВ₁, БВ₆², БВ₇¹, БВ₁₀ и ачимовская толща (пачка II) глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.

Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах по своим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже пластового в 2,46 раза для платсов АВ_1-2 и в 2,3 раза для Ю₁. Газосодержание нефтей с глубиной повышаеттся от 43,6 м³/сут до 69,3 м³/сут. Вязкость и плотность с глубиной уменьшаются соответственно с 2,8сп и 0,815 г/см³ для АВ_1-2 до 0,75сп и 0,742г/см³ для Ю₁.

Дегазируемые нефти свех пластов маловязкие, малопарафинистые (1,6-2,9%), среднесернистые (от 0,5 до 0,94%). По углеводородному составу нефть Ватьеганского месторождения относится к смешанному типу.

2.4 Физико-химические свойства воды

На Ватьеганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 24 скважинах. Изучались, в основном, подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами АВ_1-2, БВ₁ и Ю₁, в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Всего по Ватьеганскому месторождению проанализированы 24 пробы пластовой воды, в том числе 8 проб из пластов АВ_1-2.