Ватьеганское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении.

1.1 История освоения месторождения

2. Геологическое строение месторождения.

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения.

2.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения.

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов.

2.4 Физико-химические свойства воды.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики

3. Приборы, применяемые при исследовании скважин.

4. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки.

4.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

5. Технология и техника добычи нефти и газа

5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

5.1.1 Фонтанная эксплуатация

5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ.

6.2.1 Требования к конструкциям скважин

6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

6.2.2.1 Требования к схеме кустования скважин

6.2.2.2 Требования к технологиям буровых работ

6.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

6.3.1 Требования к технологиям первичного вскрытия пласта

6.3.2 Требования к технологиям освоения скважин

6.4 Требования к оборудованию для бурения и заканчивания скважин

7. Система контроля и регулирования разработки Ватьеганского месторождения

7.1 Характеристика сложившейся системы контроля разработки

7.2 Учет добываемой продукции и закачиваемой воды

7.3 Контроль энергетической характеристики залежей

7.4 Контроль состава добываемой продукции

7.5 Контроль продуктивности скважин

7.6 Контроль отработки пластов и выработки запасов нефти

7.7 Контроль технического состояния скважин

7.8 Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта

7.8.1 Мероприятия по увеличению дебита скважин по нефти

7.9 Рекомендации по регулированию разработки

8. Техника безопасности и охрана труда

8.1 Анализ и оценка опасности и вредности при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН

8.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

9. Охрана окружающей среды.

9.1Охрана систем и водоемов при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

9.2 Основные мероприятия по охране природной среды

Заключение

Список литературы

Введение

Ватьеганское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сургутском районе, Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, Российской Федерации, приблизительно в 170 км к СВ от г. Нижневартовска и в 30 км к ЮВ от г. Когалым.

Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка многих месторождений ближайшими из которых являются: Повховское (в 20 км к СВ), Дружное (в 8 км северо-западнее), Кустовое, примыкающее к месторождению с запада, Восточно-придорожное с юго-востока.

В 30 км к СЗ от района работ проходит трасса газа и нефтепроводов Уренгой-Холмогорское-Федоровское месторождения и ряд трубопроводов местного значения. Через месторождения идут линии трасс ЛЭП-500 «Сургут-Уренгой», ЛЭП-220 «Сургут-Холмогоры».Западнее месторождений через г. Когалым проходит железная дорога Сургут-Уренгой. Город Когалым с месторождением связан бетонной автотрассой местного значения. Транспортировка оборудования и других грузов осуществляется по отмеченной железной и бетонной дорогам.

В орогидрографическом плане территория, где расположено месторождение, относится к центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой слаборасглиненную равнину с пологими отрицательными и положительными формами рельефа (низкими холмами, низинами и т.п.)

Речная сеть данного района принадлежит бассейну реки Аган - правого притока р. Обь. Непосредственно на рассматриваемой территории протекают реки Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также несколько мелких речек и ручьев. Наблюдается множество озер.

Климат рассматриваемого района резко континентальный и характеризуется суровой продолжительной зимой с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом и относительно жарким, но коротким летом. В июле средняя температура составляет +16,9 С, максимальная достигает +38 С, в январе средняя температура составляет - 22,4 С, минимальная - 55 С. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже - 15 С) в среднем составляет 120 дней. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Среднегодовое количество осадков составляет около 450-500 мм, зимой толщина снежного покрова достигает 70-80 см на открытых участках на до 1,5 м в лесу. Максимальная глубина промерзания грунта на площади достигает на отдельных участках 3 м, на открытых озерах и болотах сезонно промерзающие породы. Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ. Среднегодовая скорость ветра составляет 30 м\сек.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ватьеганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до г. Нижневартовск по прямой составляет 150 км, а до г. Когалым 70 км.

В орогидрографическом отношении площадь Ватьеганского месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м. до +92,6 м., увеличиваясь постепенно к северу. Гидрографическая сеть представлена реками Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Аган, Котуха, а также множеством озер, мелких речек и ручьев.

Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5 м. В течении года паводки наблюдаются дважды: весной в связи с таянием снегов и осенью в период частых дождей. Река Аган судоходна в первой половине лета до с. Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. пластовой нефть буровой скважина

Наиболее крупными из озер являются Кильеэн-Ягун-Лор, Когу-Нерым-Лор, Ай-Нарма, Энтль-Нарма.

Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и относительно коротким летом, Среднегодовая температура - 3 С. Самый холодный месяц - январь (до - 55С), самый теплый - июль (до +34 С).

Среднегодовое количество осадков достигает 500мм., большая их часть выпадает в начале и в конце лета. Зимой выпадает 30-40% от общего количества осадков устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Толщина снежного покрова достигает 1м. (в лесу 1-5 м.), на озерах изменяется от 40 до 90 см. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3 м. Месторождение расположено в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Верхний современный слой ММП залегает на глубине 10-15 м. Нижний (реликтовый ) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Толщина ММП изменяется от 70 до 1500 м.

Зимой скорость ветра достигает 10-15 м/сек. Весенняя распутица начинается в апреле. Ледостав начинается в октябре, ледоход в мае.

Растительный мир района представлен сосной, кедром, на заболоченных участках развиты угнетенные формы сосны мохово-кустарниковые растительность. В долинах и поймах рек встречается березы и тальник. Коренное население - русские, ханты, манси.

1.1 История освоения месторождения

Поисковые работы на Ватьеганской площади были начаты в 1967 году, когда в сезон 1967-1968 гг. с/п 14/67-68 (ГТПГУ и ХМТГ) были проведены

исследования МОВ масштаба 1:100 000. На их основе в 1968 году был составлен план поисково-разведочного бурения.

Исходя из значительных размеров структуры и возможной литологической невыдержанности нефтенасыщенных коллекторов в рассматриваемом районе, проектом поисково-разведочного бурения предусматривалось бурение одиннадцати скважин, распложенных на двух профилях, ориентированных севера на юг (скв.7, 4, 1, 5, 9, 10) и с запада на восток (скв. 8, 3, 1, 2, 13,). Из них девять скважин предполагалось заложить в контуре сейсмоизогипсы 2800м - по кровле баженовской свиты, оконтуривающей Ватьеганскую структуру, и одну (скв.10) - за ее контуром, с целью уточнения амплитуды прогиба между Ватьеганской и Покачевской структурами.

Бурение поисковых скважин на площади началось 1 августа 1970 года, проектировалось пробурить сначала три скважины - 1, 2, 3, а бурение остальных проводить в зависимости от полученных результатов, однако, по объективным причинам и из-за аварийности работ, первооткрывательницей месторождения стала скважина №5, третья по счету, пробуренная в 1974 году.

В 1972 году на месторождении было пробурено всего пять скважин (6, 2, 5, 4, 3). Результатом работ было открытие залежи нефти в группе пластов АВ_1-3, установление нефтеносности ачимовской толщи и пласта БВ₆. Плохое качество и неполный объем работ по исследованию скважин негативно повлиял на оценки перспектив Ватьеганской площади и с 1972 года поисковое бурение здесь было приостановлено.

После проведения в 1974-1975 годах с/п, 4/74-75 детализированных исследований МОВ ОГТ масштаба 1:50000 бурение на Ватьеганском месторождении в 1978 году было возобновлено. До 1981 года работы шли медленными темпами - было пробурено всего пятнадцать скважин. Однако, несмотря на это, за период с 1976 г. по 1980 г. были получены следующие результаты:

1 В 1976-1977 гг. в южной части площади скв.87 и 85 были открыты небольшие самостоятельные залежи в пластах Ю₁^1а и АВ_1-2.

2 Открыты две залежи в пласте Ю₁^1а на севере - в районе скв. 7, и в юго-восточной части - в районе скв.8, 9, 15, 18. В сводной скв.14 из пласта Ю₁^1а получена вода, что говорит о сложности объекта.

3 В скв.14 получен приток нефти из ачимовской толщи. Коллектора ачимовской толщи вскрыты также скв.11 и 18.

4 Скв. 17 открыта залежь нефти в пласте БВ₁₀.

5 Скв. 14 открыта залежь нефти в пласте БВ6.

6 Скв. 15 открыта залежь нефти в пласте БВ₁.

Все скважины (кроме скв.19) вскрыли нефтяную залежь в пластах АВ_1-2 - основную на месторождении по запасам.

На основании данных поискового бурения и проведенных в 1978-1979 годах силами с/п. 6/78-79 и 8/78-79 детальных работ МОГТ масштаба 1:50 000 в 1981 голу был составлен план промышленной разведки Ватьеганского месторождения.

С 1981 года резко возросла интенсивность геолого-разведочных работ. Их задачей являлось уточнение ВНК по всем открытым залежам, детальное изучение литологии и коллекторских свойств продуктивных горизонтов, их гидродинамики, физико-химических свойств нефти.

До начала пробной эксплуатации месторождения в 1983 году было пробурено 46 скважин и получены следующие результаты:

1 Скв. 25 и 13 - выявлены новые залежи нефти в пластах БВ₇¹ и АВ₈, которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.

2 Более детально изучено строение горизонта Ю₁^1а, залежи нефти в котором приурочены к верхнему зональному интервалу Ю₁^1а. Две основные залежи отнесены к залежам литологически экранированного типа.

3 Уточнено положение залежи нефти АВ_1-2. Выявлено_, что пластово-сводовая залежь имеет сложное геологическое строение, породы-коллекторы обладают значительной литологической изменчивостью как по разрезу, так и по строению.

После начала пробной эксплуатации на месторождении продолжалась детализированная сейсмическая съемка МОВ ОГТ масштаба 1:50 000. Эти работы проводились в разные годы силами с/п. 15/83, 6/84, 80/86, 14/87 и 15/87.

Однако, все эти работы оказались недостаточными для построения детальной геологической модели месторождения из-за чрезвычайной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторских свойств основных продуктивных горизонтов. Поэтому, начиная с 1994 года на Ватьеганском месторождении проводится трехмерная сейсморазведка - 3Д.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения

В пределах Ватьеганского месторождения глубоким бурением изучены в основном осадочные породы мезозойского и кайнозойского возраста, начиная с верхней части отложений Тюменской свиты. О составе и строении нижезалегающих пород промежуточного комплекса и фундамента можно судить по данным бурения, анализа кернового материала, полученного при бурении скважины 182р, вскрывшей отложения палеозоя, а также по данным бурения на близлежащих площадях.

Наибольшая вскрытость отложений осадочного чехла в пределах Ватьеганского месторождения составляет 3116 м (скв.6).

2.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения

Пласт А_1-2.

Пласт А_1-2 характеризуется большой площадью распространения на территории Западной Сибири, но в то же время известен как наиболее неоднородный и низко продуктивный. Особенностью пласта А месторождений Западной Сибири является пониженная нефтенасыщенность пластов, которая на Ватьеганском месторождении составляет 0,60 в чисто нефтяной зоне и 0,57 в водонефтяных зонах. Как показала практика разработки пластов группы А, эксплуатация их сопровождалась поступлением с самого начала рыхлосвязанной воды и лишь после обводненности до 15-20% начался прорыв закачиваемых вод по высокопроницаемым пропласткам.

На Ватьеганском месторождении горизонт А_1-2 представлен чередованием песчано-алевролитового и глинистого материала и характеризуется сильной литологической изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Разбуривание эксплуатационной сеткой скважин Ватьеганского месторождения показало, что какая-либо закономерность в распространении коллектора в горизонте, в изменении эффективных толщин, коллекторких свойств отсутствует. Поэтому по разведочной сетке скважин, невозможно было объективно спрогнозировать продуктивность пласта на разных участках площади. Суммарно нефтенасыщенные толщины по разведочным скважинам изменяются от 1,6 м до 22,8 м, а средневзвешенная по площади составляет 9,1 м. Залежь горизонта А_1-2 осложнена небольшими поднятиями, в связи с чем, толщина пласта в соседних скважинах может отличаться в 2-3 раза. На расстоянии 3-4 км от скважины 25 (чисто нефтяная зона пласта), имеющей нефтенасыщенную толщину 6,2 м в скважинах 34, 15, 26 пласт нефтенасыщен, соответственно, в пределах 3,6, 22,8 и 6,0 м.

Песчанистость горизонта меняется от 23 до 92%, количество проницаемых пропластков колеблется от 2 до 12, средний коэффициент расчлененности равен 6,52, что также подтверждает повышенную неоднородность горизонта.

По подсчету запасов проведенному в 1983 году, пласт А_1-2 содержит 78% балансовых запасов, соответственно из них 81% извлекаемых запасов месторождения, и является основным объектом разработки.

Литологические особенности строения позволяют в пределах чисто нефтяной зоны горизонта А_1-2 выделить пласты А₁³ и А₂, разделенные на большей части площади глинистыми перемычками от трех до двенадцати метров, составляющими в среднем 4,9 м. По данным эксплуатационного бурения наличие раздела в большей части скважин подтверждается.

Пласт А₁³ характеризуется , как правило, малой нефтенасыщенной толщиной от 1,4 до 4 м. Лишь в единичных скважинах толщина превышает пять метров, составляя в среднем 3,5 м. Пласт представлен одним-двумя пропластками, коэффициент песчанистости равен 71%.

Пласт А₂ характеризуется не повсеместным распространением, повышенной прерывистостью, нефтенасыщенная толщина меняется от 20,8 до 1,8 м на расстоянии 3-4 км, средняя нефтенасыщенная толщина равна 7,5 м, коэффициент песчанистости составляет 0,55, коэффициент расчлененности - 4,2. Водонефтяная зона горизонта А_1-2, в основном, представлена пластом А₁³.

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.

Преобладающие значения пористости пород составляют 10-26 и 16-20%, средняя пористость - 17%. В целом на Нижневартовском своде коллектора менее изменчивы, чем на Сургутском. 70% пород здесь имеют проницаемость от 3 до 30 мд. (на Сургутском их только 27%). Пород с пониженной проницаемостью от 3 до 0,1 мд ( в Сургутском районе - 55%, на Нижневартовском - 28%). Средняя проницаемость по Нижневартовскому своду более высокая (7,9 мд.), чем по Сургутскому - 4 мд (с Быстринским месторождением - 10,3 мд ).

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.

Химический состав вод пластов группы АВ изучался по 9 скважинам, по данным наиболее представительных проб минерализация соответствует 20,5-23,4 г/л, плотность 1,014 -1,017 г/см³. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5-16,8 г/л) и плотность (1,011-1,010 г/см³).

Следующий водоносный комплекс связан с породами ачимовской толщи. Пробы пластовой воды были отобраны из трех скважин. Общая минерализация в среднем составляет 15,8 г/л, плотность с глубиной не изменяется.

Химический состав воды юрского комплекса изучался по данным 5 анализов. Минерализация по исследованным пробам достигает 25,1 г/л, а плотность увеличивается до 1,018 г/см³.

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерна относительно высокая минерализация и повышенное содержание микрокомпонентов. Воды рассмотренных комплексов относятся к водам хлоридо-кальциевого типа.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики

По методике СибНИИНП /7/ в лаборатории физики пласта под руководством Паникаровского В.В. были праведены опыты на моделях пласта из естественного керна и нефтях продуктивных горизонтов АВ_1-2, БС₁ и Ю₁ Ватьеганского месторождения. Всего выполнено 10 опытов

Полученных данных недостаточно для построения графиков зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости образцов керна. Результаты лабораторных исследований-используются для привязки к соответствующей статистической зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости образцов для отдельных групп пластов месторождения Сургутского и Нижневартовского районов. Данные опытов по пластам АВ, БВ и Ю₁ на Ватьеганском месторождении хорошо согласуются с результатами по определнию этого параметра соответственно плстов АВ₁³-АВ_2-5 месторождений Нижневартовксого района, БС_10-11 на северном погружении Сургутского свода и Ю₁ месторождений Среднего Приобья:

=-0,01610(lg K)² + 0,1610lg K + 0.3704;

=-0,0273(lg K)² + 0,1867lg K + 0,4053;

=-0,0300(lg K)² + 0,1942lg K + 0,4290,

где К - проницаемость образцов керна, мД.

Между изучаемыми параметрами имеется тесная корреляционная связь: корреляционные соотношения равны соответственно 0,92, 0,9 и 0,89, поэтому указанные зависимости могут быть использованы при расчете среднего коэффициента вытеснения нефти водой продуктивных пластов.

Наиболее точные результаты при обосновании среднего коэффициента вытеснения нефти водой получаются при расчете по графикам зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости образцов керна с учетом массовых анализов керна и толщины пропластков, из которых отобран керн.

По Ватьеганскому месторождению керн в достаточном количестве исследовался только по пластам АВ_1-2 и Ю₁^1а, а по остальным продуктивным пластам керн изучен в небольшом объеме с близкими значениями проницаемости образцов или совсем не исследовался. В связи с этим при геологическом и экономическом обосновании коэффициента нефтеизвлечения Ватьеганского месторождения /2, 3/ для учета неоднородности пластов по проницаемости средний коэффициент вытеснения нефти водой от средней проницаемости продуктивных пластов А месторождений Среднего Приобья (для пластов АВ₃ и АВ₈) и БС северной части месторождений Сургутского свода (для пластов БВ₁, БВ₆², БВ₇¹, БВ₁₀ и ачимовской толщи). Указание зависимости получены по данным обоснования средних коэффициентов вытеснения нефти водой соответственно 42 м 12 продуктивных пластов и имеют следующий вид:

=-0,01980(lg K)² + 0,2021kgK + 0,2721;

=0,0945lg K + 0,4691,

где К - средняя проницаемость пластов, мД.

На основе анализа имеющихся геолого-промысловых данных были приняты следующие средние значения проницаемости для пластов АВ₃ - 170мД, АВ - 120мД, БВ₁ - 80мД, БВ₆² - 30мД, БВ₇¹ - 47мД, БВ₁₀ - 49мД и ачимовской пачки - 18мД.

При обосновании среднего коэффициента вытеснения нефти водой указанными способами получены следующие величины:

АВ_1-2 - 0,64; АВ₃ - 0,62; АВ₈ - 0,61; БВ₁ - 0,65; , БВ₆² - 0,61; БВ₇¹ - 0,63; БВ₁₀ - 0,63; ачимовская пачка - 0,59; Ю₁^1а - 0,62.

В лабораторных условиях с образцами керна и пластовыми жидкостями продуктивных пластов Ватьеганкого месторождения опыты по определению фазовых проницаемостей и кривых капиллярного давления в зависимости от водонасыщенности модели пласта не проводились.

3. Приборы, применяемые при исследовании скважин

Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на автономные (с местной регистрацией) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм с помощью лебедки ЛС - 16 , ЛСГ - 1, установки для исследования скважин типов Азинмаш -8 А, Азинмаш-8 В, 3УИС, дистанционные приборы - на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройство (УЛА -1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.

Прямые измерения давления скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН -5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД -36) дифманометрами (прямого действия ДГМ -4М и компенсационными «Онега -1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25-36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 Мпа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 Мпа, область рабочих температур от- 10 до + 400 С. Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД -2М, «Кобра-36Р», ДГД -6Б, ДГД -8)и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26-42 мм, пределы измерения 5 -200 м3/сут, 50 Мпа, 120 С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек -3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 - 36 мм, чувствительность 0,5 м3/сдут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 С.

В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры-влагометры ВРГД-36, «Кобра-36РВ», дистанционный прибор ДРМТ -3 (для измерения до 60 Мпа и температуры до 180 С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток 5» (для измерения давления до 25 Мпа, температуры до 100 С, расхода 6-60 или 15 -150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм, имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

4. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки

4.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

По состоянию на 01.01.2002 г. общий фонд пробуренных и принятых на баланс добывающими предприятиями скважин составлял 3364 единиц, в том числе стволов и 46 разведочных скважин. Распределение фонда по предприятиям показано в таблице 3.4. В пределах лицензионных участков Ватьеганской площади пробурены 122 разведочные скважины.

Интенсивное разбуривание месторождения было начато в 1985 г. Объемы проходки вплоть до 1991 г. составляли 800-1100 тыс. м в год, что позволило ежегодно вводить в среднем по 400 новых скважин. В 1992-1995 г.г. объемы бурения сократились до 150 тыс. м, а в последующие три года - до 60-80 тыс. м в год. Соответственно замедлились и темпы ввода новых скважин: вначале до 120-140, а в 1995-1999 г.г. до 40 скважин в год (табл. 4.1, рис. 4.1). С 2000г. темпы разбуривания месторождения вновь возросли, ввод новых скважин в 2000 г. составил 73 единицы, а в 2001 г. -108.

Сначала освоения месторождения в его разработке участвовали 3364 скважины (98 % пробуренных), в том числе добыча нефти осуществлялась из 3321 скважины, под закачку воды использовали 613 скважин, из которых 569 первоначально отрабатывалась на нефть (см табл. 4.1).

Наблюдаемое количественное несоответствие между фактической принадлежностью части скважин и их проектным назначением обусловлено двумя основными причинами. Во-первых, большинство проектных скважин пласта АВЗ были сразу освоены на объект АВ1-2 (причины излагаются ниже), и, во-вторых, 117 скважин либо поочередно, либо одновременно, эксплуатировали 2 и более объектов.



Рисунок 4.1 а) Динамика ввода скважин в эксплуатацию б) Динамика пробуренного и действующего фонда скважин

На 01.01.2002 г. в действующем добывающем фонде числились 2182 скважины, в том числе в 23 скважинах совместно эксплуатировались два и более объекта. Закачка воды велась в 517 скважин, 563 нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. В бездействии и консервации находились 580 добывающих и нагнетательных скважин (501 добывающая и 79 нагнетательная). За весь период разработки на месторождении ликвидированы 54 скважины, в контрольный и пьезометрический фонд переведены 85 скважин. Легко видеть, что как по предприятиям, так и по месторождению в целом 89% фонда обслуживают два наиболее крупных и освоенных объекта, которые в основном и определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения. Распределение скважин, участвовавших в добыче нефти по ее накопленной величине, показано на рис. 4.2а.

Рисунок 4.2 Распределение скважин Ватьеганского месторождения по величине: а) накопленной добычи нефти; б) накопленной добычи жидкости; в) накопленной закачки воды.

Практически вся накопленная на дату анализа добыча нефти (порядка 95%) получена из 60 % перебывавших в эксплуатации скважин. Остальные 40% (более 1300 единиц) отобрали примерно 3,5 млн. т нефти или около 3 тыс. т на скважину, Доля высокопроизводительных скважин (суммарная добыча более 50 тыс. т) составляет 18%, в их число входят 315 скважин, отобравших 100 и более тыс. т нефти каждая. В среднем, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится по 33,8 тыс. т нефти.

Дифференциация скважин нагнетательного фонда по объемам накопленной закачки выражена слабее (рис. 4.2в). Около 30 % скважин характеризуются средней величиной объема закачки до 200 тыс. м³, или в 5-10 раз ниже, чем по наиболее "приемистым" скважинам. Доля последних в нагнетательном фонде составляет всего 7 %. В среднем в каждую скважину закачано 463 тыс. м³ воды.

Основные показатели эксплуатации скважин действующего добывающего и нагнетательного фонда за декабрь 2001 г. приведены на рис. 4.3. Средние дебиты нефти и жидкости составили 10.1 и 40 т/сут при диапазоне изменения 0.03-179 и 0.3-399 т/сут соответственно. Более половины добывающих скважин работали с дебитом нефти менее 5 т/сут. Практически все скважины добывали обводненную продукцию (безводный фонд составлял 0.7 %). С обводненностью до 20 % работали 343 скважины (16% действующих), с обводненностью 80-99% - 789 скважин (36%).

Приемистость нагнетательных скважин варьировала от единиц до 1447 м³/сут при средней величине 180 м³/сут. Половина скважин нагнетательного фонда работала со средней приемистостью порядка 60 м /сут.

В 2001 г. было введено из бурения в добычу 107 новых скважин (44 - в ООО «ЛЗС» и 63 - в СП "Ватойл"). На рис.4.4 представлены начальные показатели работы данного фонда.

Основными способами эксплуатации скважин на месторождении на дату анализа являлись установки ЭЦН и ШГН, причем доля ШГН составляла более 47% (1052 скважин) доля ЭЦН - 80% (1158 скважин). Основная часть добычи нефти получена за счет ЭЦН и чуть более 20% - установки ШГН.

Рисунок 4.3 Распределение скважин Ватьеганского месторождения по величине: а) дебита нефти; б) дебита жидкости; в) обводненности; г) приемистости.

Рисунок 4.4 Показатели работы новых скважин, введенных в 2001 г.

Основную часть фонда составляют скважины оборудованные ШГН - 51,8%, ЭЦН - 48,1% и две скважины объекта АВ1-3 фонтанируют.

Объект АВ1-3

Бурение эксплуатационных скважин на горизонты АВ1-2 и АВЗ было начато в 1983г. и проводилось высокими темпами вплоть до 1991г. Максимальное количество - 327 новых скважин - было введено в добычу в 1989г. В последующие годы объемы бурения и ввод новых скважин снизились, в 1999 г. было введено всего 36 новых добывающих скважин. В 2000 - 2001 г.г. введено соответственно 50 и 72 новых скважин. Наибольшее количество нагнетательных скважин было введено также в 1989 г. - 61. Целевое бурение проектного нефтяного фонда специально на пласт АВЗ было завершено в 1989 году.

По состоянию на 01.01.2002г. по объекту АВ1-3 числилось 2096 добывающих и 470 нагнетательных скважин. На объект было переведено с нижележащих горизонтов 85 добывающих и 3 нагнетательные скважины. В целом по объекту АВ1-3 в бездействии находились 143 добывающих и 37 нагнетательных скважин. По ООО «ЛЗС» эти показатели составляют, соответственно, 112 и 37, по СП «Ватойл» -.29 добывающих скважин. На участке ЗАО «Еганойл» в бездействии числялись 2 скважины. В консервации по АВ1-3 находилась всего 191 скважина (186 добывающих и 5 нагнетательных). По ООО «ЛЗС» в консервации были 185 добывающих и 5 нагнетательных, по СП «Ватойл» одна скважина в консервации.

На участке, разрабатываемом ООО «ЛЗС», расположена основная доля скважин горизонта: 81% добывающих и 82% нагнетательных. За СП «Ватойл» числятся примерно 18% добывающих и 18% нагнетательных скважин, за ЗАО «Еганойл» - менее 1% добывающих. Значительное количество скважин в нагнетательных рядах на дату анализа находилось в отработке на нефть (486 скважин или около 50 % от имеющегося нагнетательного фонда в целом по объекту). По участкам ООО «ЛЗС», СП «Ватойл» эти показатели составляют, соответственно, 416 скв., 70 скв.

В среднем по объекту на 01.01.02 дебиты одной скважины по нефти составляли 10.5 т/сут, по жидкости 46,5 т/сут. Средние дебиты были несколько меньше по ООО «ЛЗС» - 9,1 т/сут и 38,3 т/сут и примерно вдвое выше по СП «Ватойл» - 16 т/сут и 79,5 т/сут и ЗАО «Еганойл» -17,8 т/сут и 60,4 т/сут, соответственно.

По пласту в целом, так же как и по ООО «ЛЗС» (ЗАО «Еганойл» включен в ООО «ЛЗС»), более половины скважин были низкопродуктивными (менее 5 тонн нефти в сутки) - 58% от действующего фонда, причем дебиты нефти ниже 1 т/сут имели 17% от действующего фонда скважин. С дебитами нефти от 5 до 20 т/сут работало по объекту в целом 20,3% скважин и по ООО «ЛЗС» 23,6 %, с дебитами от 20 до 100 т/сут - 14,2 % (от добывающего фонда) и 13,2% (от действующего фонда). Дебиты нефти более 100 т/сут имели всего 8 скважин (0,5 %). Таким образом, основной добывающий фонд горизонта АВ1-3 низкопродуктивный и дает менее 5-10 т/сут нефти на скважину. Число скважин в группах при переходе к более высоким значениям дебита резко уменьшается.

По ЗАО «Еганойл» более половины действующих скважин компании (10 скважин) имели дебиты от 5 до 30 т/сут и 3 скважины (21%) давали от 30 до 60 т/сут нефти. В фонде ЗАО «Еганойл» нет ни одной скважины с дебитом нефти выше 60 т/сут.

В СП «Ватойл» ситуация несколько более благоприятна. Дебиты нефти менее 5 т/сут имели 43,2 % скважин, в том числе менее 1 т/сут - 12,3%. От 5 до 20 т/сут давали 32,3 % скважин, от 20 до 100 - 22,7 %, более 100 т/сут - 1,8%.

Дебиты скважин объекта АВ1-3 по жидкости изменялись в пределах от нескольких т/сут до более 398 т/сут. На 01.01.02 г. к наиболее высокодебитным относились 13 скважин СП «Ватойл», которые отбирали по 300 - 398 т/сут жидкости, в том числе скважины 2082 (398 т/сут), 2289 (380,6 т/сут), 2351 (374,8 т/сут), и скважины 2206 (302 т/сут), 5294 (355,9 т/сут) на участке ООО «ЛЗС».

В отличие от дебитов скважин по нефти, распределение скважин по дебитам жидкости характеризуется зависимостью с двумя максимумами, расположенными в области как минимальных (5 т/сут и ниже), так и средних (в диапазоне от 20 до 100 т/сут) значений. Относительный минимум приходится на группу скважин с дебитом по жидкости от 10 до 20 т/сут. Такая закономерность характерна для всех участков, разрабатываемых компаниями. Почти 40 % от общего количества скважин являются низкодебитными (до 10 т/сут). В ООО «ЛЗС» доля таких скважин несколько выше -43,2%. По объекту в целом и ООО «ЛЗС» количество скважин в группах резко снижается в области значений выше 200 т/сут.