Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки российской федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

Специальность 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Руководитель проекта

доцент, к.т.н., Бравичева Т.Б.

Студент гр._РН-09-4

Мустаков Павел Николаевич

Москва 2014



ОГЛАВЛЕНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении
• 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
• 1.3 Тектоническое строение
• 1.4 Нефтеносность продуктивных пластов
• 1.5 Свойство и состав пластовых флюидов
• 1.6 Запасы нефти и растворённого газа
• 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 2.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения
• 2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения
• 2.3 Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов
• 3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 3.1 Гидравлический разрыв пласта
• 3.2 Технологические основы гидравлического разрыва пласта
• 3.3 Типы жидкостей разрыва
• 3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)
• 3.5 Техника для проведения ГРП
• 3.6 Эксплуатация скважин УЭЦН
• 4. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ
• 4.1 Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта на скважине № 701 Ватинского месторождения
• Расчёт параметров вертикальной трещины после ГРП нефильтрующейся жидкостью
• 4.2 Подбор УЭЦН к скважине №701 Ватинского месторождения
• 4.3 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину
• 4.4 Подбор УЭЦН
• 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
• 5.1 Технико-экономические показатели работы предприятия
• 5.3 Расчёт экономической оценки проекта
• 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 6.1 Введение
• 6.2 Анализ условий труда на Ватинском месторождении
• 6.3 Комплекс мер по охране окружающей среды
• 6.4 Инженерные решения и предложения по обеспечению безопасности, охране труда и охране окружающей среды на производственном объекте
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений.

Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени - 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, посёлок Покур и посёлок Вата (рис.1.1)



Лицензия ХМН № 00535 НЭ выдана 26.05.1997 г. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» сроком до 31.12.2038 г.

Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная - в 1966 г.

Залежи углеводородов приурочены к 33 продуктивным пластам: АВ₁¹⁺², АВ₁³, АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀⁰, БВ₀¹, БВ₀², БВ₁¹, БВ₁², БВ₂, БВ₃¹, БВ₃², БВ₄¹, БВ₄², БВ₅, БВ₆, БВ₇⁰, БВ₇, БВ₈¹⁺², БВ₈³, БВ_19-20, БВ_21-22, ЮВ₁⁰, ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₂, ЮВ₃ нижнемеловых и юрских отложений.

За весь период разработки на месторождении отобрано 154,8 млн.т нефти, 534 млн.т жидкости. Текущая обводнённость достигла 84,9 %, число добывающих скважин, перебывавших в эксплуатации за весь период разработки, составило 1563.



1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении

Площадь месторождения представляет собой слабо пересечённую, сильно заболоченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и её притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас.

Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина её русла достигает 1000-1300 м, она разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Наиболее крупными из них являются Мега, Мулиа, Пасол, Быстрая и другие. Правый приток Оби - Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и её притоки выходят из берегов, затопляя почти всю промысловую площадь. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных пород.

Климат района резко континентальный. Лето короткое, максимальная температура в июле достигает +30^°С. Зимний период продолжается с ноября по апрель. Зима суровая, с метелями и снегопадами. Минимальная температура в декабре-январе достигает минус 50^°С, при среднесуточной температуре в январе минус 25^°С. Наибольшее количество осадков наблюдается в июле-августе и декабре-январе. Общее количество осадков в год составляет 400 мм. Толщина снегового покрова на открытых участках - до 1,0 м, на залесенных - 1,6 м и более. Ледяной покров на реках и больших озёрах достигает 40_80 см, на лесных озёрах всего 10-40 см. Реки вскрываются в конце мая, в конце октября наступает ледостав.

Ближайшими населёнными пунктами являются города Нижневартовск и Мегион, посёлки Покур и Вата.

Основной отраслью в районе является нефтедобывающая промышленность, а также строительство промышленных и бытовых объектов, лесозаготовки, рыболовство, охота.

Необходимые грузы доставляются в период навигации (май-октябрь) водным транспортом и по железной дороге Тюмень-Тобольск-Сургут-Нижневартовск. На месторождении имеются автодороги с бетонным покрытием, которые соединяют его с городами Нижневартовск и Мегион.

Рисунок 2.1.1. Обзорная схема района работ

Сопутствующие полезные ископаемые. В Нижневартовском районе открыт ряд месторождений строительных материалов: керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси. Изучены и оценены запасы пресных вод. Произведен подсчёт запасов подземных вод апт-сеноманского водоносного комплекса, используемых для закачки в продуктивные пласты, и запасы утверждены ГКЗ РФ. Краткое описание этих месторождений приводится ниже.

Месторождение керамзитовых глин находится в 15 км к северо-западу от г. Мегион. Подсчитанные запасы глин составляют по категориям А+В+С₁ 2963,1 тыс. м³.

Месторождение строительного песка с запасами 4,8 млн. м³ открыто в 2,5 км к юго-востоку от г. Мегион.

Месторождение стекольного песка открыто в 120 км к юго-западу от посёлка Варьеган. Пески кварцевые, мелкие. Модуль крупности от 0,79 до 1,46. Содержание кварца 98%. В русле реки Аган открыто Шенглетовское месторождение стекольного песка на глубине 2,1-9,8 метров. Запасы составляют 25 млн. м³.

Локосовское месторождение глин расположено в 75 км к западу от г. Мегион у пос. Локосово, на второй надпойменной террасе р. Оби. Глины при добавке 1,5% солярного масла можно использовать для получения керамзитового гравия марки 600. Эти глины пригодны для изготовления кирпича марки 100-125 с сушкой в естественных условиях. Запасы глин утверждены в ГКЗ РФ по категориям: А - 1186 тыс. м³, В - 2725 тыс. м³, С₁ - 2280 тыс. м³. В настоящее время на этом сырье работает Локосовский кирпичный завод. Лобановское месторождение глин находится в 10 км восточнее пос. Локосово. Площадь месторождения составляет 44 га, запасы 1988 тыс. м³. Глины пригодны для производства кирпича.

В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Условия водоснабжения. Источниками временного водоснабжения служат реки, ручьи, озёра. Однако поверхностные воды в большей степени подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут быть использованы источником питьевого водоснабжения.

Нижневартовский район расположен в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, где в разрезе верхнего гидрогеологического этажа выделяются следующие водоносные горизонты:

1. Водоносный горизонт четвертичных отложений;

2. Атлым - Новомихайловский горизонт;

3. Апт - Альб - Сеноманский горизонт.

На Ватинском месторождении основной объём воды используется для закачки в нефтяные пласты. В системе поддержания пластового давления (ППД) производится закачка вод различных источников. Данные представлены в таблице 2.1. В настоящее время больше половины закачиваемых вод составляют пресные поверхностные воды с водозабора “Курья”, не требующие очистки.

Таблица 2.1. Объём закачки различных источников в систему ППД Ватинского месторождения, тыс. м³

Годы	Всего	Пресных	Сточных	Сеноманский
1988	8716	1158	1946	5612
1989	8627	1062	2726	4840
1990	10300	3900	3458	2941
1991	10309	3910	3458	2941
1992	15825	7875	4655	3295
1993	17630	9310	6492	1898
1994	20107	12705	7402	-
1995	23819	14092	9727	-
1996	24010	13371	10639	-
1997	20289	10004	10285	-

Вторым агентом закачки являются сточные воды, которые добываются с нефтью и отделяются от нее в пунктах подготовки нефти. Там же происходит очистка сточных вод до проектных параметров. На Ватинском месторождении содержание механических примесей не превышает 28,2 мг/л, нефтепродуктов - 37,5 мг/л. Объём закачки сточных вод постоянно увеличивается.

Третьим агентом закачки является подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса (покурская свита). Её толщина на Ватинском месторождении 649-720 м, кровля залегает в интервале глубин 955-973 м, подошва - от 1649 до 1772 метров. Песчанистость пород достигает 45 %, от чего водообильность покурской свиты тоже высокая. Среднесуточные дебиты скважин в 1972 году составляли 2620-3556 м³/сут, а к 1978 снизилась до 1200-2000 м3/сут. На данный момент закачка сеноманских вод на Ватинском месторождении прекращена.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение на месторождении осуществляется за счёт подземных вод Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов, приуроченных к мелкозернистым пескам с прослоями и линзами разнозернистых песков. Кровля отложений Новомихайловского возраста вскрыта на глубине 180-198 метров, Атлымского - на глубине 236-255 метров. Толщина водоносного горизонта невелика, рабочая часть фильтра не превышает 10 метров. По физическим и химическим свойствам воды Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов соответствуют требованиям ГОСТа 2874-82 на питьевую воду (за исключением повышенного содержания железа).

С 1972 по 1975 год на Ватинском месторождении пробурены скважины для водоснабжения ЦТП, ЦДНГ-2, БКНС и ДНС, КНС - 4 и других нефтепромысловых объектов. Дебиты скважин при испытании составляли 20-30 м3/сут, при средних понижениях 40-60 метров. В связи с малой потребностью воды обычно работает одна скважина из 2-3 пробуренных на объекте. Подземные воды пресные, гидрокарбонатно-кальцевые, с минерализацией до 0,5 мг/л и жёсткостью от 0,97 до 2,9 мг-экв/л.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разрезов скважин произведено в соответствии с региональной стратиграфической схемой, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом 09.04.2004 г.

Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. В геологическом строении разреза принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В пределах последнего выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Палеозойский фундамент (PZ)

Представлен сильно метаморфизированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами девон-триасового возраста. На сопредельных площадях встречаются известняки и сильно метаморфизованные магматические породы. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента на месторождении 48 м.

Юрская система (J)

Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены преимущественно континентальными осадками, верхний - морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний - тюменской и верхний - васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Котухтинская свита (J₁) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые. Глины уплотненные темно-серые, прослоями слабо битуминозные. Встречаются вкрапления пирита, растительного детрита, листовая флора.

Тюменская свита (J₂а-J₂k) представлена чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников. Нижняя часть сложена переслаиванием песчаников, и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Толщина тюменской свиты составляет 115-225 м.

Васюганская свита (J₂k-J₃о) подразделяется по литологическому составу пород на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми. Встречаются прослои битуминозных глин. Толщина нижней подсвиты 26-30 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями алевритистых глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые. В этой подсвите выделяется продуктивный горизонт ЮВ₁. Толщина васюганской свиты 60-70 м.

Георгиевская свита (J₃km) сложена глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдянистыми, слабо битуминозными с тонкими прослоями известняков. Толщина осадков георгиевской свиты от 1 до 5 м.

Баженовская свита (J₃tt-K₁b) представлена глинами темно-серыми, почти черными с буроватым оттенком. С битуминозными глинами баженовской свиты связан один их основных реперов - отражающий горизонт «Б». Толщина баженовской свиты 6_13 м.

Меловая система (К)

Представлена всеми отделами и ярусами, сложена морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой системы.

Мегионская свита (K₁b-K₁v) в нижней части представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда слабо битуминозными или известковистыми толщиной 15-18 м. На них залегает ачимовская толща - переслаивание песчаников, алевролитов и глин, которая не выдержана по толщине (48-70 м) и простиранию. Ачимовская толща на Ватинском месторождении содержит нефтеносные пласты песчаников БВ_19-22. Завершается разрез мегионской свиты преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются нефтеносные пласты БВ₈^1_3. Песчаники светло-серые, буровато-серые, мелко- и среднезернистые, они обычно разделены прослоями глин, алевролитов и известковистых песчаников. В кровле свиты залегает пачка темно-серых самотлорских глин. Ритмичные глины выдержаны по простиранию, служат репером и покрышкой над промышленно нефтеносным пластом БВ₈, толщина ее колеблется от 10 до 30 м. Общая толщина мегионской свиты на Ватинском месторождении около 280 м.

Ванденская свита (К₁v-K₁br) имеет двучленное строение. Нижняя часть ее сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями, которые представлены мощной (более 200 м) толщей переслаивания сероцветных песчаников, алевролитов и глин. К ней приурочены продуктивные пласты БВ₀-БВ₇. Верхняя часть ванденской свиты включает продуктивные пласты АВ_{2_8}, представлена переслаиванием зеленовато-серых песчаников, алевролитов и глин с прослоями буровато-пестроцветных, перемятых, с зеркалами скольжения глин. Породы верхней подсвиты имеют дельтовое происхождение (пласты АВ_{4_5} и АВ_{2_3}). Общая толщина ванденской свиты более 400 м. В верхней части свиты наблюдается размыв барремских образований. Подтверждением этому служит присутствие галек в основании перекрывающей алымской свиты. К поверхности предполагаемого размыва приурочена граница между барремским и аптским ярусами.

Алымская свита (К₁а) состоит из двух частей. Нижняя подсвита представлена пестрым спектром пород - от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт АВ₁). Верхняя подсвита сложена битуминозными глинами, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями алевролитов (кошайские глины). Общая толщина алымской свиты 45-75 м. В период накопления кошайских глин произошло углубление и расширение морского бассейна. Кошайские глины в Нижневартовском районе относительно выдержаны, с ними связан региональный сейсморепер - горизонт «М».

Покурская свита (К₁а-К₂s). Представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. Пески и песчаники серые, светло-серые, иногда с зеленовым оттенком, мелко- и среднезернистые, с включением углистого детрита и сидерита. Толщина свиты 680-720 м.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы (К₂t-К₁d) представлена преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250-300 м.

Палеогеновая система (P) состоит в нижней части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), толщина которых составляет 435-475 м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей, (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты). Толщина осадков 200-230 м.

Четвертичные отложения (Q) - супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков туртасской свиты, толщина их составляет 20 м.

На рисунке 2.2.1. представлен литолого - стратиграфический разрез Ватинского месторождения.

Рисунок 2.2.1. Схематический сводный литолого - стратиграфический разрез Ватинского месторождения.

1.3 Тектоническое строение

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа:

Нижний - формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний - объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парагеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Верхний - мезо-кайнозойский, типично платформенный. Формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

На тектонической карте Западно-Сибирской плиты (1998 г. ред. Шпильман В.И., Подсосова Л.Л., Змановский Н.И.) Ватинское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода - структуры I порядка, образованной относительным поднятием крупного блока фундамента. На западе Нижневартовский свод отделяется от Сургутского свода Ярсомовским прогибом, на юго-западе и юге граничит с Юганской мегавпадиной, на востоке - с Колтогорско-Толькинской шовной зоной (рисунок 2.3.1).

Рисунок 2.3.1. Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно - Сибирской плиты (под ред. В.И. Шпильмана, Н.И. Змановского, Л.Л. Подсосовой, 1998 г.)

В тектоническом отношении Ватинское месторождение приурочено к Мегионско-Покурской системе валов, а именно к собственно Ватинскому и частично к Маломегионскому локальным поднятиям III порядка, имеющим сложные очертания. Оно сочленяется через седловины различных форм и размеров на юго-востоке в районе скважины 138 - с Мегионским, на севере в районе скважин 809 и 814 - с Южно-Аганским, на западе, район скважины 148 - с Северо-Покурским поднятиями.

По подошве баженовской свиты (рисунок 2.3.2.) Ватинская структура оконтуривается изогипсой _2430 м. По изогипсе _2400 м в ее пределах выделяется четыре поднятия - по два в восточной и западной частях, которые можно объединить, именуя их как Западно-Ватинское и Восточно-Ватинское поднятия. Оба имеют близкое к меридиональному простирание.

На Западно-Ватинской структуре по горизонту БВ₈ установлено 8 сводовых участков, на Восточно-Ватинской - 4. Указанные структуры по данному горизонту оконтуриваются изогипсой _2130 м. Амплитуда Восточно-Ватинской структуры составляет 48 м, наиболее ее высокая точка располагается в районе скважины 1180 и имеет отметку _2082,0 м, амплитуда Западно-Ватинской - 63 м, вершина зафиксирована в скважине 310 (отметка _2067 м) в южной части структуры. Это самая высокая отметка горизонта БВ₈ на площади месторождения, поэтому эта часть структуры названа Центральной.

Соответственно формируются и более контрастные прогибы между отдельными вершинами структур. Например, на Западно-Ватинской структуре они отмечаются по линиям скважин с севера на юг 160-805, 786-129, 789-122-114, 81-775-777-778-78; на Восточно-Ватинской - 53-49, 754-752-123.

По вышезалегающим горизонтам отмеченная особенность тектонического строения сохраняется, но с выполаживанием структурных планов. По верхнему продуктивному пласту АВ₁² изогипса _1680 м оконтуривает обе Ватинские структуры и объединяет Северо-Покурскую



Рисунок 2.3.2. Структурная карта подошвы баженовской свиты

Ватинскую, Мегионскую, Мыхпайскую и Самотлорскую структуры. Амплитуды Ватинских поднятий по указанному пласту следующие: по Западно-Ватинскому - 47 м, вершина располагается в районе скважины 104 (отметка _1637,5 м); по Восточно-Ватинскому - 40 м. (скв. 1180, отметка _1640 м).

Крутизна крыльев уменьшается от 2єч2є30ґ по сейсмическому горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) по БВ₈, до 0є3ґч1є - по горизонту АВ₁³. Таким образом, на Ватинской площади имеется ряд куполовидных поднятий, которые можно объединить в два наиболее крупных - Западно-Ватинское и Восточно-Ватинское, имеющих простирание, близкое к меридиональному.

1.4 Нефтеносность продуктивных пластов

Продуктивные залежи на Ватинском месторождении приурочены к алымской свите (пласты АВ₁¹⁺², АВ₁³), верхней (АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈) и нижней (БВ₀⁰, БВ₀¹, БВ₀², БВ₁¹, БВ₁², БВ₂, БВ₃¹, БВ₃², БВ₄¹, БВ₄², БВ₅) подсвитам ванденской свиты, к подошвенной части ванденской и кровельной части мегионской свит (БВ₆, БВ₇⁰, БВ₇, БВ₈¹⁺², БВ₈³), подошвенной части мегионской свиты (БВ_{19_20}, БВ_{21_22}), к васюганской (ЮВ₁⁰, ЮВ₁¹, ЮВ₁²) и тюменской (ЮВ₂, ЮВ₃) свитам. В разрезе выделено 33 продуктивных пласта, содержащих 112 залежей нефти.

В таблице 2.4.1 приведены геолого-физические характеристики продуктивных пластов Ватинского месторождения. В таблице 2.4.2 приведена краткая характеристика залежей.

Таблица 2.4.1

Геолого - физическая характеристика продуктивных пластов Ватинского месторождения

Таблица 2.4.2 Краткая характеристика залежей Ватинского месторождения

Пласт	Залежь	Блок	Абсолютная отметка ВНК, м	Размеры залежи	Диапазон изменения эффективных толщин, м	Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин, м	Тип залежи
				длина, км	ширина, км	высота, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
АВ11+2	Основная	-	1690	-	-	-	0.4-13.9	0.4-13.9	ПС ЛЭ
АВ13	Основная	-	1690	25-30	20	60,0	0.4-12.2	0.4-12.2	ПС ЛЭ
АВ21	Западная 1 (основная)	-	1690	22,1	12,3	55,0	0.6-19.0	0.4-19.0	ПС ЛЭ
	Восточная 2 (основная)	-	1690	21,0	7,0	44,0	0.4-18.1	0.4-18.1	ПС ЛЭ
	Южный участок	-	1690	3,5	1,8	18,0	0.8-14.5	0.5-14.5	ПС
	Восточная 1, р-н скв.1325р	-	1691	2,3	1,6	16,0	13.4-21.0	2.4-14.0	ПС
	Западная 2, р-н скв. 1337р	-	1695	6,0	2,1	5,0	10,9	2,2	ПС
АВ22	Западная 1, р-н скв. 829р	-	1690	2,7	1,5	9,0	8.7-17.4	1.4-5.8	ПС
	Западная 2, р-н скв. 808р	-	1690	9,0	4,1	19,0	0.6-19.9	0.4-13.7	ПС ЛЭ
	Западная 3	-	1691	8,0	8,5	27,0	1.9-19.5	0.4-19.5	ПС ЛЭ
	Западная 4, р-н скв. 503	-	1690	1,0	1,0	8,4	12.7-16.1	1.3-7.2	ПС
	Западная 5, р-н скв. 551	-	1690	4,0	1,0	13,0	1.3-11.5	0.5-5.4	ПС
	Восточная 7	-	1692	7,0	3,5	12,0	0.8-15.5	0.4-13.8	ПС
	Восточная 8, р-н скв. 410	-	1690	2,0	1,7	13,0	4.0-12.3	1.2-8.8	ПС
	Восточная 9, р-н скв. 419	-	1690	5,0	3,2	20,0	1.6-15.0	0.8-11.3	ПС
	Восточная 10, р-н скв. 4756	-	1692	0,2	0,2	4,0	17,6	4,3	ПС
AB3	Западная 1, р-н скв. 124, 802	-	1701	4,2	2,3	21,0	0.8-10.2	0.8-9.2	ПС ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 823	-	1721	2,3	1,0	7,0	2.4-5.6	2.4-5.6	ПС ЛЭ
	Западная 3, р-н скв. 195	-	1710	1,1	0,3	13,0	2.8-8.5	1.5-8.5	ПС
АВ4	Западная 1 (основная)	-	1717-1725	5,0	1,8	29,0	0.6-16.2	0.5-10.6	ПС ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 287	-	1708	1,3	0,5	11,0	2.8-7.9	1.2-2.4	ПС ЛЭ
	Западная 3, р-н скв. 563	-	1720-1729	1,0	0,5	8,0	2.0-7.0	2.0-7.0	ПС
АВ5	Основная	-	1738	4,2	2,1	30,0	1.6-21.9	1.1-20.4	ПС ЛЭ
АВ6	Основная	-	1763	3,7	2,0	23,0	2.2-28.4	0.7-19.6	ПС
АВ7	Основная	-	1808-1813	4,8	2,7	42,0	0.9-19.0	0.9-19.0	ПС
АВ8	Основная	-	1817	4,5	1,5	30,0	2.2-16.1	1.0-14.6	ПС
БВ00	Западная		1857	0,8	0,3	23,0	0.6-5.6	0.6-5.6	ПС ЛЭ
БВ01	Западная		1857	5,4	3,5	37,0	0.4-7.1	0.4-7.1	ПС ЛЭ
БВ02	Западная		1857	4,9	2,5	27,0	0.4-8.1	0.4-8.1	ПС ЛЭ
БВ11	Западная		1875	6,3	3,2	40,0	0.5-11.0	0.5-11.0	ПС ЛЭ
БВ12	Западная		1881	5,3	2,4	38,0	2.3-13.8	0.8-13.8	ПС ЛЭ
БВ2	Западная		1882	3,2	1,2	23,0	10.6-18.1	1.6-12.5	ПС
БВ31	Западная		1908	3,6	2,0	27,0	1.6-10.6	0.8-10.6	ПС ЛЭ
БВ32	Западная		1912	3,0	0,9	13,0	8.8-17.6	0.4-11.2	ПС
БВ41	Западная		1945	3,6	2,9	35,0	0.8-5.7	0.8-5.6	ПС ЛЭ
БВ42	Западная		1954	4,3	2,2	35,0	9.1-24.1	1.8-20.2	ПС
БВ5	Западная 1, р-он скв. 301,302		1976	0,8	0,6	4,0	9.2-13.6	1.7-3.6	ПС
	Западная 2, р-он скв. 306,307		1976	0,6	0,4	6,0	6.4-12.3	1.4-4.1	ПС
	Западная 3, р-он скв. 4722		1982	0,25	0,25	6,0	8.0-8.3	0.6-1	ПС
	Западная 4, р-он скв. 4011		1973-1975	1,1	0,6	6,0	6.4-11.4	0.8-5.8	ПС
	Западная 5, р-он скв. 4003		1982	0,4	0,3	10,0	9.4-10.6	4.2-6.5	ПС
	Западная 6, р-он скв. 3739		1967-1972	0,4	0,3	10,0	10.6-11.1	6.8-6.9	ПС
БВ6	Западная 1 (северный 1)		2048	2,3	2,6	29,0	5.9-12.2	2.4-12.2	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 2)		2035	2,4	2,2	15,0	9.4-15.1	6.8-13.8	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 3)		2045	6,7	2,3	25,0	2.7-13.7	1.6-13.7	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 4)		2048	1,5	1,0	3,0	1.9-11.8	1.9-5.5	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 5)		2059	1,5	1,0	9,0	7.9-12.0	2.1-7.9	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 6)		2058	1,9	1,3	4,0	1.1-8.5	1.1-4.4	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 7)		2058	1,5	0,8	6,0	1.8-6.4	1.8-4.2	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 8)		2066	2,0	0,6	25,0	7.2-8.1	7.2-8.1	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 9)		2069	2,7	1,4	15,0	8.9-14.4	7.6-14.4	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 10)		2061-2065	2,5	0,6	8,0	2.2-9.6	1.0-4.2	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 11)		2071	0,7	0,5	6,0	9,9	5,2	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 12)		2069	1,0	1,0	6,0	8.8-13.5	7.2-8.6	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 13)		2069	3,5	1,3	13,0	1.2-16.4	1.0-11.2	ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 14)		2053	0,6	0,6	9,0	8.0-10.2	3.4-7.5	ПС ТЭ
	Западная 2 (центральная), р-н скв. 190		2041	3,5	1,5	15,0	1.8-7.3	0.4-6.3	ПС
	Западная 3 (южная), р-н скв. 802р		2016-2018	4,5	1,5	32,0	4.9-13.1	1.2-13.1	ПС
	Западная 4, р-н скв. 810р		2071	1,3	1,3	6,0	14,5	4,8	ПС
БВ70	Западная 1, р-н скв. 4716, 124р		2034	1,2	0,7	31,0	0.8-3.0	0.8-3.0	ПС ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 305		2025	1,5	0,4	6,0	0.8-2.8	0.8-2.8	ПС ЛЭ
	Западная 3, р-н скв. 93		2033	0,4	0,2	4,0	3,0	3,0	ПС ЛЭ
БВ7	Западная 1 (северная), р-н скв. 802р		2053	3,4	1,9	32,0	1.9-7.4	1.3-6.0	ПС
	Западная 2 (южная), р-н скв. 763		2053	1,2	1,1	37,0	5.0-7.6	2.8-7.4	ПС
БВ83	Западная 1 (северная)		2134	2,7	1,1	14,0	12.4-20.8	1.5-11.5	ПС
	Западная 2 (центральная)		2134	2,9	0,7	12,0	4.5-9.0	2.0-6.7	ПС
	Западная 3 (южная)		2134	6,0	4,5	46,0	1.6-8.3	1.3-8.3	ПС
	Восточная 4, р-н скв. 1180, 1182		2134	0,9	0,6	18,0	1.4-6.1	1.4-6.1	ПС
	Восточная 5 (северная)		2134	5,5	3,5	27,0	0.8-9.7	0.7-6.4	ПС ЛЭ
	Восточная 6 (центральная)		2134	2,0	3,0	18,0	1.0-7.9	1.0-7.4	ПС ЛЭ
	Восточная 7 (южная)		2134	3,5	1,2	30,0	0.6-2.8	0.6-2.8	ПС ЛЭ
БВ19-20	Восточная 1 (основная)	22-42	2308-2395	15,8	5.5-13	80,0	1.6-25.7	1.6-25.7	ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 2, р-н скв. 5313	43	усл. 2325	2,7	1,0	13,0	5.0-23.8	1.0-6.2	ПС
	Западная 3, р-н скв. 4021	3	усл. 2378	6,0	1.0-2.5	40,0	1.8-3.0	1.8-3.0	ПС ТЭ ЛЭ
БВ21-22	Восточная 1 (основная)	21-42	2368-2436	22,5	6,5	80,0	0.8-19.7	0.8-19.7	ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 2, р-н скв. 5313	43	усл. 2380	3,7	1,2	20,0	2.1-9.0	1.0-6.8	ПС
	Западная 3, р-н скв 823р	1	2420	3,6	1,9	37,0	3.1-6.6	3.1-6.6	ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 4, р-н скв. 4021	2, 2а, 3, 6	усл. 2394	6,3	3,0	73,0	1.6-6.0	1.6-6.0	ПС ТЭ ЛЭ
ЮВ10	Основная	23, 24, 26, 28	-	4,0	2,3	50,0	2.0-12.2	2.0-12.2	ПС ЛЭ ТЭ
ЮВ11	Западная 1 (основная)	2, 3, 5-10, 13-17	2414-2463	19,2	3,5	100,0	0.8-19.4	0.8-19.4	ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 2 (основная)	21-42	2392-2463	22,0	1.5-5.5	100,0	0.6-20.6	0.6-12.5	ПС ТЭ, ПС ТЭ ЛЭ
	Залежь 3, р-н скв. 822р	1	2440	2,5	1,2	20,0	1.8-2.0	1.8-2.0	ПС ТЭ ЛЭ
	Залежь 4, р-н скв. 1303р	4	2463	1,7	1,5	16,0	8.2-15.9	1.0-14.0	ПС ТЭ
	Западная 5 , р-н скв. 850р	11	2472	2,5	0,8	7.0-8.0	1,2	0,6	ПС
	Западная 6, р-н скв. 847р	12	2474	1,2	0,5	4,0	1,8	1,8	ПС
	Западная 7, р-н скв. 839р	12а	2486	1,2	0,7	8,0	9,2	7,4	ПС
	Западная 8, р-н скв. 1309р	18	2481	1,0	0,8	10,0	9.6-15.8	3.4-9.0	ПС
	Западная 9, р-н скв. 1307р, 1308р	19	2463	2,0	1,2	5,0	11.4-16.2	1.2-4.4	ПС
	Восточная 10, р-н скв. 5254	20	2450	1,3	0,5	8,0	11.4-19.2	2.6-6.6	ПС ТЭ
	Восточная 11, р-н скв. 1462	43	2419	3,7	0,9	25,0	3.0-13.6	1.2-8.4	ПС
	Восточная 12, р-н скв. 1325р	44	2434	3,5	1,6	20,0	4.2-12.5	3.4-5.2	ПС
	Залежь 14, р-н скв. 39р	-	2471	0,7	0,5	2,0	12,2	1,8	ПС
ЮВ12	Западная 1, р-н скв. 367	7	2400	3,8	0.4-1.0	12,0	2,4	2,4	ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 368	7а	2418	1,7	0,7	10,0	2,2	2,2	ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 3	6	2408	1,6	0,5	10,0	-	-	ПС ТЭ
	Западная 4, р-н скв. 1303р	4	2485	1,6	1,0	10,0	4.4-7.6	3.4-4.4	ПС ТЭ
	Западная 5, р-н скв. 565	1	2463	6,1	2,5	22,0	1.4-7.6	1.4-7.6	ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 6, р-н скв. 1301	22, 29	2414	2,9	0,6	6,0	2.3-4.6	2.3-4.6	ПС ТЭ
	Восточная 7, р-н скв. 1229	32	2391	0,6	0,4	8,0	5,8	5,8	ПС ТЭ
ЮВ2	Западная 1, р-н скв. 1316	15	чнз	0,6	0,3	10,0	2,0	2,0	ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 1107	13	2462	2,1	0,7	16,0	1.3-3.6	1.3-3.0	ПС ТЭ ЛЭ
ЮВ3	Западная 1, р-н скв. 1107	13	2474	1,9	0,8	15,0	3.4-3.6	3.4-3.6	ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 1056	15	2440-2444	1,0	0,6	35,0	1.0-9.6	1.0-9.6	ПС ТЭ

Типы залежей: ПС - пластовая сводовая

ЛЭ - литологически экранированная

ТЭ - тектонически экранированная

1.5 Свойство и состав пластовых флюидов

Для изучения физико-химических свойств нефти из трёх скважин Ватинского месторождения (850Р, 1337Р, 4757) было отобрано и изучено десять глубинных проб нефти. В скважинах №1337Р и 4757 глубинные пробы отобраны из пласта АВ₂, интервалы отбора проб - 1857.0-1860.0 и 1818.5-1826.0 м. В скважине №850Р пробы отобраны из пласта Ю₁¹, интервал отбора - 2564.0-2567.0 м.

Комплекс проведённых исследований включает в себя следующие параметры: физические свойства нефти в пластовых условиях, физические параметры нефти и выделяющегося нефтяного газа при однократном разгазировании, при пластовых условиях, физические параметры нефти и нефтяного газа при условии промысловой сепарации, объемный коэффициент (при условии промысловой сепарации), компонентный состав нефти, компонентный состав газа, физические параметры и фракционный состав дегазированной нефти.

Свойства пластовой нефти по пластам АВ₂ и Ю₁ с учётом новых проб из скважин 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1.Свойства пластовой нефти пластов АВ₂ и ЮВ₁ Ватинского месторождения

Наименование параметра	Пласты
	АВ2	ЮВ1
Пластовое давление, МПа	17,4	24,98
Пластовая температура, єС	74	96
Давление насыщения, МПа	7,48	11,14
Газосодержание, м3/т	41,7	148,9
Плотность в условиях пласта, кг/м3	788,9	631,4
Вязкость в условиях пласта, мПа с	2,31	1,01
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	12,14	18,9
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20єС:
при однократном разгазировании	1,049	1,263
при дифференциальном разгазировании	0,948	1,115
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20єС:
при однократном разгазировании	865,0	838,0
при дифференциальном разгазировании	858,5	816,5

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ₂ с учётом двух новых проб из скважин №1337Р и №4757 представлены в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ₂ Ватинского месторождения

Пласт	АВ2
Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 20 єС, кг/м3	7	8	851-874	863
Вязкость, Мпа*с
при 20єС	7	8	7,67-14,82	12,54
при 50єС	7	8	3,77-6,13	5,37
Молекулярная масса, кг/кмоль	5	6	186-228	213
Температура застывания, минус єС	3	3	6ч18	13
Массовое содержание, %
серы	7	8	0,79-1,24	1,78
смол силикагелевых	7	8	4,69-13,95	8,24
асфальтенов	7	8	1,7-3,67	2,44
парафинов	7	8	2,31-3,8	3,1
воды	7	8	отс-40,8	40,8
Температура плавления парафина, єС	6	7	47-60	55
Температура начала кипения, єС	7	8	45-83	61
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100єС	5	5	4,8-8,0	5,6
до 150єС	7	8	12,0-17,0	14,3
до 200єС	7	8	21,0-26,5	24,0
до 250єС	7	8	28,5-37,0	33,3
до 300єС	7	8	41,0-48,5	44,8

После 2008 г. компонентный состав пластовой нефти пласта АВ₂ дополнительно изучен по 4 пробам, отобранных из скважин №1337Р и №4757. Ранее компонентный состав пластовой нефти пласта АВ₂ исследован по двум пробам скважин №104 и №155Р, отобранных из пластов АВ₁³+АВ₂.

Компонентный состав газа по данным однократного разгазирования пласта АВ₂ изучен по семи пробам из трех скважин. После 2008 г. компонентный состав газа пласта АВ₂ дополнительно исследован по четырем пробам из скважин №1337Р и №4757.

По пласту Ю₁ после 2005 г. дополнительно изучен компонентный состав пластовой нефти и газа по четырем пробам из скважины №850Р.

Компонентный состав пластовой нефти и нефтяного газа по пластам АВ₂ и Ю₁ с учетом новых проб из скважин №№850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3. Компонентный состав пластовой нефти и газа при однократном разгазировании пластов АВ₂ и ЮВ₁ Ватинского месторождения

Наименование	Пласт АВ2	Пласт ЮВ1
	Газ при однократном разгазировании	Пластовая нефть	Газ при однократном разгазировании	Пластовая нефть
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород
Углекислый газ	0,09	0,03	2,00	1,06
А з о т	0,94	0,25	0,86	0,36
Гелий	0,00	0,00
М е т а н	75,46	20,86	54,39	28,90
Э т а н	2,86	0,81	11,99	7,30
Пропан	5,42	1,86	17,52	9,06
Изобутан	3,09	1,30	2,29	1,88
н.Бутан	5,37	3,42	7,43	5,07
Изопентан	2,15	2,14	1,27	1,67
н.Пентан	2,75	3,90	1,63	2,56
Гексаны	1,90	65,46
Гептаны
остаток			0,65	42,14
Молек.масса, г/моль	25,8	168,1	28,48	109,80
Плотность газа, кг/м3	1,071		1,201
Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед.			1,019
Плотность нефти, кг/м3		788,9		631,4

1.6 Запасы нефти и растворённого газа

Последний раз запасы нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1.01.2008 г. утверждались в ГКЗ в 2008 г. (протокол №1128 от 09.12.2008 г.). Запасы нефти утверждены по 33 подсчетным объектам в количестве: по категории АВС₁ - 550583/250223 тыс.т, по категории С₂ - 143936/37478 тыс.т.

На балансе РГФ по состоянию на 1.01.2010 г. в целом по месторождению числятся запасы нефти в объеме: по категории АВС₁ - балансовые - 559112 тыс.т, извлекаемые - 252858 тыс.т; по категории С₂ - балансовые - 144817 тыс.т, извлекаемые - 37620 тыс.т. Подсчетные параметры и запасы нефти и растворенного газа по состоянию на 1.01.2010 г. представлены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1.01.2010 г.

Пласт	Категория запасов	Площадь нефтеносности, тыс.м2	Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	Объём нефтесодержащих пород, тыс. м3	Коэффициенты, доли ед.	Плотность нефти, г/см3	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Газосодержание пластовой нефти, м3/т	Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, млн.м3
					пористости	нефтенасыщенности	пересчетный
АВ1/1+2	С1	7299	1,1	7897	0,20	0,47	0,896	0,860	1565	45	26
	С2	475127	2,3	1106871	0,20	0,39	0,896	0,860	66213	45	2994
АВ1/3	В+С1	416973	3,0	1258842	0,22	0,45-0,52	0,896	0,860	109283	45	4793
	С2	25627	3,4	88290	0,21-0,22	0,38-0,47	0,896	0,860	9062	45	307
АВ2/1	В+С1	244012	4,3	1039658	0,22-0,24	0,45-0,59	0,896	0,860	103261	45	4696
	С2	25995	2,1	54812	0,22-0,25	0,47-0,55	0,896	0,860	6557	45	221
АВ2/2	В+С1	67424	4,4	299299	0,21-0,24	0,47-0,64	0,896	0,860	31332	45	1410
	С2	1659	1,9	3202	0,23-0,25	0,51-0,52	0,896	0,860	295	45	13
АВ3	С1	10740	2,8	30455	0,23	0,47-0,56	0,896	0,860	2918	45	131
АВ4	С1	6456	3,1	20020	0,23-0,24	0,52-0,65	0,896	0,860	2155	45	97
	С2	711	1,8	1280	0,23	0,52	0,896	0,860	118	45	5
АВ5	С1	6621	6,0	39989	0,24	0,64-0,67	0,896	0,860	4928	45	222
АВ6	С1	4562	6,7	30545	0,24	0,62	0,873	0,842	3341	41	137
АВ7	С1	7295	3,9	28515	0,23	0,55-0,62	0,873	0,842	2915	41	120
АВ8	С1	6194	5,4	33387	0,24	0,57-0,59	0,839	0,850	3299	44	145
БВ0/0	С1	1180	1,8	2094	0,24	0,45-0,50	0,839	0,850	175	44	8
БВ0/1	В	18196	2,1	38139	0,22	0,53-0,58	0,839	0,850	3435	44	151
БВ 0/2	В	9344	3,7	34366	0,23	0,50-0,67	0,839	0,850	3620	44	159
БВ1/1	В	15368	2,2	34003	0.21-0.22	0.48-0.57	0,839	0,850	2883	44	127
БВ1/2	В	13042	6,0	77966	0.22-0.23	0.56-0.67	0,839	0,850	7976	44	351
БВ2	В	3458	4,9	16838	0,23	0,55	0,839	0,850	1519	44	67
БВ3/1	В	5003	4,3	21642	0,20	0.55-0.60	0,839	0,850	1819	44	80
БВ3/2	С1	2316	3,3	7548	0,22	0,57	0,839	0,850	675	44	30
БВ4/1	С1	7456	2,3	16833	0,20	0.53-0.55	0,832	0,842	1288	46	59
БВ4/2	В	7391	9,0	66363	0,20	0.53-0.55	0,832	0,842	5058	46	232
БВ5	С1	928	2,6	2446	0,22	0,54	0,832	0,842	220	43	9
	С2	541	2,6	1422	0,22	0,54	0,832	0,842	128	43	6
БВ6	А+В+С1	35851	6,6	234828	0.20-0.22	0.60-0.67	0,895	0,846	23804	43	1024
	С2	15393	4,6	71050	0.21-0.22	0.50-0.65	0,895	0,846	6731	43	289
БВ7/0	С2	1306	1,4	1803	0,20	0.49-0.51	0,806	0,840	124	73	9
БВ7	С1	5092	3,8	19190	0,22	0.52-0.56	0,806	0,840	1567	73	114
БВ8/1-2	В+С1	159250	10,7	1700531	0.20-0.22	0.61-0.69	0,806	0.833-0.840	159497	73	11643
	С2	1267	4,0	5031	0,21	0,64	0,806	0.833-0.840	460	73	34
БВ8/3	В+С1	23987	3,9	94745	0.19-0.22	0.40-0.62	0.806	0,840	7345	73	537
	С2	12198	1,9	23338	0.15-0.18	0.36-0.38	0,806	0,840	1056	73	77
БВ19-20	С1	23949	4,6	109767	0,18	0,60	0,747	0,831	8932	90	662
	С2	52432	6,3	328303	0,18	0,60	0,747	0,831	20437	90	1981
БВ21-22	С1	49381	4,8	235942	0,18	0,60	0,747	0,831	16944	90	1424
	С2	84212	4,9	413265	0,18	0,60	0,747	0,831	26580	90	2494
ЮВ1/0	С1	5198	3,5	18156	0,17	0,50	0,747	0,831	958	90	86
ЮВ1/1	В+С1	135340	5,6	751847	0.14-0.20	0.34-0.65	0,747	0,831	46289	90	4120
	С2	23769	3,6	85427	0.15-0.20	0.34-0.56	0,747	0,831	4814	90	433
ЮВ1/2	С1	1265	1,7	2134	0.15-0.16	0.53-0.54	0,747	0,831	111	90	10
	С2	12929	3,0	38613	0.15-0.16	0.53-0.54	0,747	0,831	1967	90	177
ЮВ2	С2	1445	1,4	1985	0,14	0,40	0,747	0,831	69	90	6
ЮВ3	С2	1979	2,2	4415	0,15	0,50	0,747	0,831	206	90	18
Всего по месторождению	А+В+С1		559112		32670
	С2		144817		9064

Таблица 2.6.2. - Состояние запасов нефти Ватинского месторождения на 1.01.2010 г.

Пласты	Начальные запасы нефти, тыс.т	Текущие запасы нефти, тыс.т
	Утвержденные ФГУ ГКЗ МПР РФ	На государственном балансе
	геологические	извлекаемые	КИН С1/С2	геологические	извлекаемые	КИН С1/С2	геологические	извлекаемые	Текущий КИН
	А+В+С1	С2	А+В+С1	С2		А+В+С1	С2	А+В+С1	С2		А+В+С1	С2	А+В+С1	С2
АВ1/1+2	572	66527	136	16085	0,238	0,242	1565	66213	373	16009	0,238	0,242	1557	66213	365	16009	0,005
АВ1/3	106493	6824	31879	1676	0,299	0,246	109283	9062	32692	2289	0,299	0,253	90246*	9062	13655*	2289	0,174
АВ2/1	101732	4901	49640	1266	0,488	0,258	103261	6557	50303	1607	0,487	0,245	71934	6557	18976	1607	0,303
АВ2/2	31332	295	14679	52	0,468	0,176	31332	295	14679	52	0,468	0,176	23763	295	7110	52	0,242
АВ3	2918	-	970	-	0,332	-	2918	-	970	-	0,332	-	2482	-	534	-	0,149
АВ4	2155	118	730	14	0,339	0,119	2155	118	730	14	0,339	0,119	1525	118	100	14	0,292
АВ5	4928	-	2076	-	0,421	-	4928	-	2076	-	0,421	-	4006	-	1154	-	0,187
АВ6	3341	-	1119	-	0,335	-	3341	-	1119	-	0,335	-	2963	-	741	-	0,113
АВ7	2915	-	1265	-	0,434	-	2915	-	1265	-	0,434	-	1807	-	157	-	0,380
АВ8	3299	-	1323	-	0,401	-	3299	-	1323	-	0,401	-	2675	-	699	-	0,189
БВ0/0	175	-	44	-	0,251	-	175	-	44	-	0,251	-	151	-	20	-	0,137
БВ0/1	3435	-	1463	-	0,426	-	3435	-	1463	-	0,426	-	2697	-	725	-	0,215
БВ0/2	3620	-	2209	-	0,610	-	3620	-	2209	-	0,610	-	1464	-	53	-	0,596
БВ1/1	2883	-	1228	-	0,426	-	2883	-	1228	-	0,426	-	2408	-	753	-	0,165
БВ1/2	7976	-	4086	-	0,512	-	7976	-	4086	-	0,512	-	4389	-	499	-	0,450
БВ2	1519	-	478	-	0,315	-	1519	-	478	-	0,315	-	1418	-	377	-	0,066
БВ3/1	1819	-	741	-	0,407	-	1819	-	741	-	0,407	-	1095	-	17	-	0,398
БВ3/2	675	-	266	-	0,394	-	675	-	266	-	0,394	-	425	-	16	-	0,370
БВ4/1	1288	-	471	-	0,366	-	1288	-	471	-	0,366	-	1057	-	240	-	0,179
БВ4/2	5058	-	2512	-	0,497	-	5058	-	2512	-	0,497	-	2696	-	150	-	0,467
БВ5	220	128	110	28	0,500	0,219	220	128	110	28	0,500	0,219	213	128	103	28	0,032
БВ6	23804	6731	12562	2970	0,528	0,441	23804	6731	12562	2970	0,528	0,441	15665	6731	4423	2970	0,342
БВ7	1567	-	716	-	0,457	-	1567	-	716	-	0,457	-	1353	-	502	-	0,137
БВ7/0	-	124	-	29	-	0,234	-	124	-	29	-	0,234	-	124	-	29	-
БВ8/1-2	159497	460	93793	104	0,588	0,226	159497	460	93793	104	0,588	0,226	81081	460	15377	104	0,492
БВ8/3	7345	1056	2570	291	0,350	0,276	7345	1056	2570	291	0,350	0,276	6576	1056	1801	291	0,105
БВ19-20	7359	22010	1714	6068	0,233	0,276	8932	20437	2084	5624	0,233	0,275	8669	20437	1821	5624	0,029
БВ21-22	15818	27706	4076	6968	0,258	0,251	16944	26580	4368	6676	0,258	0,251	16293	26580	3717	6676	0,038
ЮВ1/0	958	-	177	-	0,185	-	958	-	177	-	0,185	-	896	-	115	-	0,065
ЮВ1/1	45771	4814	17172	1437	0,375	0,299	46289	4814	17432	1437	0,377	0,299	38227	4814	9370	1437	0,174
ЮВ1/2	111	1967	18	438	0,162	0,223	111	1967	18	438	0,162	0,223	108	1967	15	438	0,027
ЮВ2	-	69	-	11	-	0,159	-	69	-	11	-	0,159	-	69	-	11	-
ЮВ3	-	206	-	41	-	0,199	-	206	-	41	-	0,199	-	206	-	41	-
В целом по месторож-дению	550583	143936	250223	37478	0,454	0,26	559112	144817	252858	37620	0,452	0,26	389787	144817	83533	37620	0,303

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения

пласт нефть газ

Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная - в 1966 г.

Разработка месторождения осуществлялась в соответствии со следующими проектными документами:

1.«Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», ВНИИнефть, протокол ЦКР №119 от 06.06.1967 г.

2.«Уточнённая технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 527 от 15.07.1977 г.

3. «Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 600 от 17.05.1978 г.

4.«Дополнительная записка к технологической схеме разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 968 от 21.04.1982 г.

5.«Проект разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 1343 от 21.06.1989 г.

6.«Анализ разработки и прогноз основных технико-экономических показателей эксплуатации месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СибНИИНП, протокол ЦКР Минтопэнерго №2383 от 05.08.1999 г.

7.«Анализ разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», протокол ЦКР Роснедра № 1343 от 21.03.2005 г.

8.«Уточнённый проект разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 3910 от 21.12.2006 г.) в качестве «Дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения»

9.«Авторский надзор за реализацией дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 4531 от 05.03.2009 г.) с корректировкой технологических показателей, который является в настоящее время действующим проектным документом.

ЦКР Роснедра (нефтяная секция) ОТМЕЧАЕТ:

1. Из 20 эксплуатационных объектов, выделенных в разрезе месторождения, 16 объектов, содержащих около 94 % начальных запасов нефти, находятся в разработке с использованием различных систем.

2. По состоянию на 01.01.2008 г. из разрабатываемых объектов Ватинского месторождения добыто 169,3 млн. т. нефти, отбор от НИЗ составляет 67 %, текущая обводнённость 92 %, величина текущего КИН 0,303.

3. Выработка запасов по отдельным эксплуатационным объектам характеризуется значительной неравномерностью. Наилучшие характеристики выработки запасов имеют продуктивные пласты БВ₈ (82,2%), БВ₄ (87%), БВ₃ (96,6%), АВ₄ (91,8%), АВ₇ (87,6%), низкой степенью вовлечения в разработку и выработки запасов характеризуются залежи сложнопостроенных низкопроницаемых ачимовских пластов и пласта ЮВ₁.

4. Проектные объёмы бурения и ввода скважин из неработающего фонда выполнены не полностью, фактическая эффективность отдельных видов ГТМ и МУН оказалась ниже расчётной, что в конечном итоге сказалась на невыполнении проектных уровней добычи нефти.

5. Уточнённой программой ГТМ предлагается увеличение количества наиболее эффективных ГТМ: ГРП, перестрелов (дострелов) продуктивных интервалов, РИР, ввода скважин из неработающего фонда, уменьшение количества переводов скважин на другие объекты и бурения боковых горизонтальных стволов; за счёт бурения горизонтальных скважин уменьшается количество новых добывающих скважин.

6. Реализация рекомендуемого варианта разработки позволит обеспечить утверждённый коэффициент извлечения нефти 0,452.

1) Утверждённые технологические показатели разработки на 2008-2010 гг.:

По месторождению в целом	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Добыча нефти, тыс. т	3472,0	3129,2	2940,9
Добыча жидкости, тыс. т	49428,6	48151,1	47159,0
Закачка воды, тыс. м3	44863,6	44269,7	43595,0
Добыча растворённого газа, млн. м3	189,5	173,9	164,7
Процент использования растворённого газа, %	95	95	95
В переделах Ватинского и Мегионского ЛУ	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Добыча нефти, тыс. т	3409,0	3083,0	2903,5
Добыча жидкости, тыс. т	49138,5	47871,1	46892,2
Закачка воды, тыс. м3	44498,6	43922,9	43262,1
Добыча растворённого газа, млн. м3	186,0	171,4	162,6
Процент использования растворённого газа, %	95	95	95

для категории запасов A+B+C₁:

Ш бурение 26 добывающих, в том числе 14 горизонтальных и шести нагнетательных скважин;

Ш ввод в эксплуатацию 97 скважин из неработающего фонда, в том числе 25 скважин переводом на другие объекты;

Ш перевод на другие объекты 22 действующих скважин, выполнивших своё проектное назначение, в том числе четыре действующих скважины с бурением БГС;

Ш бурение 19 боковых горизонтальных стволов;

Ш реализация 89 ГРП, а также проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов.

для категории запасов C₁:

Ш бурение трёх добывающих скважин на объекте БВ_19-22.

На полное развитие:

Ш максимальные уровни по месторождению:

добыча нефти, тыс. т	6189,8 (2020 г.)
добыча жидкости, тыс. т	49428,6 (2008 г.)
закачка воды, тыс. м3	44863,6 (2008 г.)
добыча растворённого газа, млн.м3	366,6 (2020 г.)

Ш Выделение 20 объектов разработки: пласты АВ₁^1-2, АВ_1-2 (АВ₁³+АВ₂), АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ_19-22, ЮВ₁, ЮВ_2-3.

Общий фонд скважин - 4081; в том числе

Ш добывающих - 2847, из них горизонтальных - 550;

Ш нагнетательных - 1201;

Ш специальных - 33.

Фонд скважин для бурения - 2373, в том числе

Ш добывающих - 1419, из них горизонтальных - 530;

Ш нагнетательных - 954;

Ш бурение 209 боковых горизонтальных стволов.

2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

На 01.01.2010 г. накопленная добыча нефти на Ватинском месторождении составила 176,5 млн.т, добыча жидкости - 772,2 млн.т, всего в пласты месторождения закачано 772,1 млн.м³ воды. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,313. В пределах месторождения находились в разработке 18 эксплуатационных объектов: АВ_1-2, АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ_19-22, ЮВ₁. Распределение долей накопленной добычи по объектам представлено на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1. Распределение долей накопленной добычи нефти по объектам Ватинского месторождения

Практически половину отобранной на месторождении нефти (45%) обеспечила разработка объекта БВ₈, объекта АВ_1-2 - 35%, на объекты БВ₆ и ЮВ₁ приходится по 5% накопленной добычи нефти, на остальные объекты - 10%.

На рисунке 3.2.2. представлено распределение накопленной добычи нефти по скважинам. Почти половина скважин, перебывавших в эксплуатации (39%) характеризуется накопленной добычей в интервале 10-50 тыс.т., менее 10 тыс.т. - 18% скважин. Для 15% фонда скважин накопленная добыча превысила 200 тыс.т.

Все добывающие скважины отобрали попутную воду (рисунок 3.2.3). По 25% скважин ВНФ не превысил 0,5, в интервале 5-10 оказалось 12% скважин и для такого же количества скважин значение ВНФ превысило 10.

Рисунок 3.2.2. Распределение накопленной добычи нефти по скважинам Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.3. Распределение ВНФ по скважинам Ватинского месторождения

Максимальный уровень добычи нефти - 9,1 млн.т, достигнут в 1980 г., обводнённость продукции при этом составила 20%. Следующий подъём добычи нефти произошёл в 2005 г. - 5,7 млн. т. В 2006-2008 гг. происходит падение уровня добычи нефти на 14-17% в год, несмотря на небольшое увеличение фонда добывающих скважин (с 994 в 2005 г. до 1015 в 2008 г.). Обводнённость продукции при этом выросла с 86% (в 2005 г.) до 93% (в 2008 г.). В 2009 году фонд добывающих скважин снизился на 3%, при этом уровень добычи нефти снизился на 14%. Обводненность в 2009 г. выросла еще на 1% (абс.) и составила 94%. Динамика основных технологических показателей за весь срок разработки месторождения приведена на рисунке 3.2.4. Закачка воды для поддержания пластового давления начата в 1971 г. Динамика показателей заводнения приведена на рисунке 3.2.5. На 01.01.2010 г. на одну действующую нагнетательную скважину приходится 3, 4 добывающих скважин. В течение 2008-2009 гг. в пласты месторождения закачано - соответственно 45 млн.м³ и 41 млн.м³ воды. Средняя приемистость нагнетательной скважины в 2009 г. - 424 м³/сут. Компенсация отборов жидкости закачкой в 2007-2008 гг. составляла 88,5-88,9%, а в 2009 г. снизилась до 84,9%. Накопленная компенсация отборов закачкой на 01.01.2010 г. составила 92,4%.

Рисунок 3.2.4. Динамика технологических показателей Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.5. Динамика показателей заводнения Ватинского месторождения

Характеристика фонда скважин по месторождению в целом и по объектам разработки представлена в таблице 3.2.1. Всего на месторождении пробурено 1727 скважин (с учетом залежи Северо-Покурского ЛУ - 1740 скважины). За весь период разработки в добывающем фонде перебывало в эксплуатации 1625 скважин, из них 309 переведено под закачку, всего закачивали воду в 418 скважин. На 01.01.2010 г. в действующем добывающем фонде находятся 919 скважин, бездействующих - 83, коэффициент использования добывающих скважин равен 0,92. Фонд действующих нагнетательных скважин составляет 277, в бездействии - 27 скважин, в освоении - 2 скважины, коэффициент использования - 0,90.