Отчет по практике в "Варьеганском месторождении"

1.  АДМИНИСТРАТИВНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

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

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

Юридическое название предприятия - Открытое акционерное  общество "Варьеганнефть"

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ

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

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

В юрско-меловой части разреза выявлен 21 продуктивный пласт от ЮВ₂ (средняя юра) до сеномана;

- четыре залежи  пластов ЮВ₂, БВ₂₂, БВ₈⁰ и БВ₄⁰, относятся к числу нефтяных;

- восемь  залежей в пластах ЮВ₁²   (ЮВ₁^2а и ЮВ₁^2б),   БВ₆₊₁₀    являются нефтегазоконденсатными, то есть с преобладанием в их объемах нефти;

- три залежи в пластах ЮВ₁¹, БВ₄ и БВ₅ являются газоконденсатнонефтяными, так как большую часть их объемов занимают газовые шапки;

- две залежи в пластах БВ₁ и АВ₇₊₈ относится к числу нефтегазовых, то есть с преобладанием в их объемах нефти;

- четыре залежи в пластах  АВ₅₊₆, АВ₄, ПК и отложениях сеномана являются чисто газовыми.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Нефтесодержащие пласты БВ₄, БВ_5, БВ_6, БВ_7, БВ₈⁰_, БВ₈¹_, БВ₈², БВ_9, БВ_10, ЮВ₁¹_, ЮВ₁²_, -являются основными. Ниже по данным залежам приведены краткие геолого-промысловые характеристики.

Залежь пласта БВ₄

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

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

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

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

Залежь пласта БВ₅

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

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

Залежь пласта БВ₆

 Залежь пласта БВ₆ обладает максимальной на месторождении площадью в 160,9 км², ее размеры 20,8*7,7 км, высота оценивается в 107 м. При этом высота нефтяной части залежи составляет 67 м, а газовой - в полтора раза меньше (40 м). Тип залежи пластово-сводовый. ГНК принят на отметке – 1957 м., ВНК на отметке 2024 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 10,8 м., газонасыщенная толщина 8,4 м. Основная часть геологических запасов нефти 92,2 % сосредоточена в ГСК

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

Залежь пласта БВ₇

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

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

Залежь пласта БВ₈⁰

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

На  различных участках пласта имеет  место наличие локальных зон отсутствия коллекторов пласта, которые осложняют ловушку литологическими барьерами. Проницаемость изучена на 1069 образцах керна, в среднем составляет 15,3×10^-3 мкм².По ГИС в среднем по пласту БВ₈⁰ К_по равен 22,5; К_пр – 33,5×10^-3 мкм².

Залежь пласта БВ₈¹

Тип залежи пластово-сводовый. Пласт вмещает  практически чисто нефтяную залежь площадью 21*6,9 км и высотой 104 м. В наиболее приподнятой части структуры эксплуатационными скважинами выявлена незначительная по объему газовая шапка (площадь 0,8 км², высота 5 м). ГНК залежи определен на а.о. – 1990, ВНК на отметке 2089 м..

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

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

 

Залежь  пласта БВ₈²

Тип залежи пластово-сводовый. Залежь нижнего пласта БВ₈² являясь нефтегазоконденсатной, имеет размер 17,9*7,1 км при высоте 95 м. Высота

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

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

Залежь пласта БВ₉

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

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

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

По  ГИС в среднем по пласту БВ₉ коэффициент пористости равен 23,7 %, коэффициент проницаемости – 264,7×10^-3мкм².

Залежь пласта БВ₁₀

Тип залежи пластово-сводовый. Залежь имеет  площадь 109,5 км² при размере 16,1*6,8 км., высота залежи – 93 м; в том числе нефтяной части 61 м. и газовой части 32 м. ГНК и ВНК, как субгоризонтальные разделы, находятся на уровне а.о. - 2147 м  и - 2208 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 5 м., эффективная газонасыщенная толщина  составляет 4,7 м.

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

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

 

 

Залежь пласта ЮВ₁¹

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

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

Открытая  пористость пород пласта ЮВ₁¹ изменяется от 10 до 21,5 %, чаще от 14 до    16 % и средняя по пласту равна 17,1 %, проницаемость – 66,4×10^-3 мкм². По ГИС в среднем К_по= 16,8 %, К_пр = 50,3×10^-3мкм².

Залежь пласта ЮВ₁²

Тип залежи пластово-сводовый. Размеры  залежи в 14,7*3,86 км, высота – 70 м.; в том числе нефтяной части 49 м. и газовой части 21 м. ГНК и ВНК являются едиными с пластом ЮВ₁¹. ГНК отбивается на уровне а.о. - 2395-2397 м. ВНК понижается с севера на юг с а.о. -2422 м до а.о. -2450 м.. Эффективная мощность колеблется от 6,6 м до 24,0 м.. Зона распространения максимальных эффективных мощностей отмечается на востоке месторождения, к северу происходит глинизация коллекторов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 6,8 м., газонасыщенная толщина в среднем составляет 3,9 м. Основная часть геологических запасов нефти (89,3 %) находится в гидродинамически связанных коллекторах.

В пласте ЮВ₁² преобладают породы V и IV классов (классификация по А.А. Ханину). Среднее значение пористости по керну равно 16,3 %, проницаемости - 11×10^-3 мкм². По ГИС в среднем по пласту К_по= 17,0 %, К_пр = 46,1×10^-3мкм².

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ИЗВЛЕКАЕМЫХ И ТЕКУЩИХ ЗАПАСАХ

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

• Геологические запасы нефти Варьеганского месторождения по категории B+C₁ составили 720255 тыс.т., по категории С₂ 12469 тыс.т.
• Запасы «сухого» газа по месторождению оцениваются 80,6 млрд. м³, в том числе 68,8 млрд. м³ по категории С₁ (85,3 %).
• В чисто газовых объектах сосредоточено 36,1 млрд. м³ газа, в т. ч. 24,7 млрд. м³ по категории С₁. Это составляет 44,8 % от общих ресурсов месторождения.
• Запасы газа газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей оценены в 44,5 млрд. м³, из них 44,1 млрд. м³ (99,1 %) по категории С₁.
• Начальные балансовые запасы конденсата  составили по месторождению 10, 4 млн. т. Практически все они отнесены к категории С₁.