Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Ватинское месторождение в физико-географическом отношении приурочено к пойме и надпойменным террасам р. Оби и её притоков. Рельеф местности равнинный, абсолютные отметки поверхности земли колеблются от плюс 40 в пойменных частях рек до плюс 60 в пределах надпойменных частей. Площадь месторождения сильно заболочена с многочисленными мелкими озерами. Климат района резко континентальный, с холодной продолжительной зимой и теплым коротким летом. Снеговой покров появляется в октябре, сходит в конце апреля, среднегодовое количество осадков составляет около 400 м, снеговой покров достигает 1,5 м и более.

Коренное население района работ - ханты, манси, кроме них здесь проживают русские, украинцы, татары и др. Необходимо отметить, что в связи с разведкой, разработкой и обустройством месторождения, в малонаселенном прежде районе в последнее время быстро увеличилась численность и изменился национальный состав населения.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство, охота.

Непосредственно через площадь месторождения проходят нефтепровод и железная дорога, связывающие Аганское, Южно-Аганское и Мегионские месторождения с г. Нижневартовском и Мегионом.

В Нижневартовске имеются аэропорт, порт речного судоходства и станция железной дороги Нижневартовск-Сургут-Тюмень.

Перевозка оборудования и необходимых материалов осуществляется в основном, железной дорогой и водным транспортом. Для перевозки срочных грузов используется воздушный транспорт. С городом Мегионом Ватинское месторождение связано бетонной дорогой Аган-Мегион, действующей круглый год.

1.2 Орогидрография района

Ватинское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Тюменской области, в 250 км от г. Нижневартовска, вблизи разрабатываемых Варьеганского, Тагринского, Ваньегансского месторождений. Географический район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах являющейся судоходной, и Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км2), Камыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет минус 30 градусов. Наиболее холодным месяцем года является февраль (минус 25 градусов). Самым теплым - июль (плюс 23 градуса). Абсолютный минимум температур минус 5О градусов, абсолютный максимум плюс 47 градусов.

Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу р. Оби в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 450 тысяч человек.

Ватинское месторождение находится в районе с суровыми климатическими условиями. Это обстоятельство сказывается на сложности проведения ремонтных работ в скважинах (особенно в зимний период).

С экономической точки зрения Нижневартовский район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района.

В области геологической изученности район считается зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам.

Открытию Ватинского месторождения, как и всем месторождениям в Западной Сибири, предшествовали длительные геолого-геофизические исследования этой территории. Особенно интенсивные работы по поискам нефтяных и газовых месторождений в Западно-Сибирской низменности начались в 1948 году. Для изучения стратиграфического разреза Западной Сибири в 1949-1951 годах были пробурены опорные скважины в различных частях низменности. Вблизи Ватинского месторождения была пробурена Покурская опорная скважина, которая вскрыла четвертичные, палеогеновые и меловые отложения.

В 1947-1954 гг. Западно-Сибирским геологическим управлением была проведена геологическая съемка масштаба 1: 1000000.

В период с 1948 по 1958 год ведутся геолого-геофизические исследования регионального характера, включающие такие виды работ, как маршрутное сейсмическое профилирование, геологическая, гравиметрическая и аэромагнитная съемка, магниторазведка, гравиразведка, электроразведка ВЭЗ, профильное колонковое и опорное бурение и другие виды исследований.

В 1957-1958 годах проводились площадные сейсморазведочные работы Среднеобской комплексной экспедиции, партиями номер 44/57-58, 45/57-58, 46/57-58, по результатам которых выявлены положительные структуры второго порядка, отмечена южная переклинальная часть Ватинского поднятия и уточнены глубины залегания отражающего горизонта «В» и полностью оконтурены Ватинская и Мегионские структуры.

Поисковые работы на Ватинской площади начаты в феврале 1964 года. Первооткрывательницей месторождения является скважина номер 120, пробуренная в присводовой части Ватинской структуры. По материалам ГИС и керну в разрезе этой скважины выделены нефтеносные продуктивные горизонты АВ1, АВ2 и БВ8.

При испытании горизонта БВ8 (интервал 2158-2168 м) в апреле 1964 года получен фонтанный приток нефти 216 м3/сутки через 8 мм штуцер.

В июле 1964 года в двух километрах к западу от скважины номер 120 была пробурена скважина номер 125, в которой из горизонта БВ8 в интервале 2176-2178 м был получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 242 м3/сутки через 8мм штуцер. Из пласта АВ1 была получена нефть дебитом 140 м3/сутки на 8 мм штуцере. Из пласта АВ2 - водо-нефтянная эмульсия дебитом 86,4 м3/сутки с содержанием воды до 30 процентов.

Полученные данные окончательно доказали наличие нефти в горизонте БВ8 и пластах АВ1 и АВ2, что послужило основанием для составления проекта промышленной разведки залежей. Проектом предусматривалась детальная разведка горизонта БВ8, изучение залежей в горизонтах АВ1 и АВ2 и выявление нефтегазоносности других пластов групп «АВ» и «БВ», а также нижневаланжинских и юрских отложений

Для пород тюменской свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, часто образующего прослои толщиной до 2 см. в нижней части встречаются маломощные прослои и линзы бурых углей. На электрокаротажных диаграммах тюменская свита характеризуется резко дифференцированной кривой КС со значениями от 3 до 300 Ом Ч м. Кривая ПС дифференцирована слабее. Толщина тюменской свиты в пределах месторождения составляет 105 м. Верхний отдел юрской системы сложен прибрежно-морскими мелководными осадками васюганской свиты, глубоководными аргиллитами георгиевской и битуминозными аргиллитами баженовской свит.

Васюганская свита (келловей плюс оксфорд) по литологическому составу подразделяется на две подсвиты: нижнюю - существенно глинистую и верхнюю - преимущественно песчаную. Нижняя подсвита представлена темно-серыми, реже буровато-серыми, алевритистыми аргиллитами с пологоволнистой и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной прослойками (2-5 см) алевритов светло-серых и намывов слюдисто-углистого материала по напластованию. Встречаются следы оползания осадка. Характерны отдельные желваки и рассеянная вкрапленность пирита. В основании нижней подсвиты васюганской свиты залегает горизонт, содержащий крупные известково-сидеритовые стяжения с оолитами шалюзита и гидрогенита, отдельные прослои песчаников; остатки фауны двустворок, белемнитов. В районе работ отложения нижней подсвиты охарактеризованы комплексами фораминифер-келловея и оксфорда. Толщина 30-35 м.

Верхняя подсвита представлена преимущественно песчаниками светло-серыми, мелко-, среднезернистыми, с пологоволнистой, реже косой слоистостью. Песчаники глинистые, местами известковистые. Аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевритистые, преобладают в нижней части разреза свиты. С коллекторами васюганской свиты связана промышленная нефтеносность района и месторождений (региональный горизонт ЮВ1). Толщина васюганской свиты 55 м.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми с глауконитом. Толщина 15 м.

Баженовская свита в рассматриваемом районе распространена повсеместно. Представлена она черными и буровато-черными уплотненными аргиллитами сильно битуминозными, массивными, листоватыми, изредка известковистыми с включениями пирита. Характерны остатки скелетов рыб, моллюсков, радиолярий часто пиритизированных, отпечатки палеципод и аммонитов. Отложения баженовской свиты хорошо выделяются как по керну, так и по промыслово-геофизическим данным и характеризуются высокими значениями кажущихся сопротивлений. Они являются маркирующим горизонтом для всего Широтного Приобья. Почти всюду к кровле этих отложений приурочен основной отражающий горизонт «Б», наиболее прослеживающийся сейсморазведочными работами МОВ. Толщина свиты колеблется от 15 до 20 м.

Отложения меловой системы развиты повсеместно и представлены осадками всех ярусов обоих отделов. Нижний мел включает осадочные образования мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свиты.

Мегионская свита (берриас плюс валанжин) залегает на отложениях баженовской свиты и сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, прослоями известковистыми, в основном, слабо битуминозными. В нижней части разреза выделяется ачимовская толща песчаников (БВ18-22).

В верхней части сложена преимущественно песчаной толщей, в которой на Ватинском месторождении мегионская свита наблюдается увеличение глинистого материала в направлении Сургутского свода. Разрез представлен песчаниками, алевролитами, и аргиллитами плотными, тонкослоистыми. В верхней части мегионской свиты выделяется пласт БВ8, являющийся промышленно нефтеносным на Локосовской площади. Литологически пласт сложен песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, разнозернистыми, массивными, слабослюдистыми, слоистыми с включениями растительных остатков. По всему разрезу свиты отмечается наличие растительных остатков и фауны.

Возраст мегионской свиты определен на основании находок фауны аммонитов пелиципод, фораминифер, а также спорово-пыльцевого анализа и принят в объеме берриаса и валанжина. Толщина свиты 270 м.

Нижняя часть вартовской свиты сложена прибрежно-морскими и мелководными сероцветными образованиями, представленными переслаиванием сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. В разрезе нижней подсвиты выделяются пласты БВ0-7, которые на Ватинском месторождении водоносны. В аргиллитах нижней подсвиты встречаются пелециподы и фораминиферы, характерные для валанжинского и готеривского ярусов.

Отложения вартовской свиты на нижнюю и верхнюю подсвиты разделяется пимской пачкой, которая в пределах площади опесчанивается и выделяется с определенной долей условности.

Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласты группы АВ, выделяемые в этой подсвите, на площади месторождения практически сливаются между собой и образуют единую гидродинамическую систему коллекторов.

В разрезе подсвиты изредка встречаются фораминиферы и пресноводные остракоды. Общая толщина вартовской свиты 330 метров.

Алымская свита без следов видимого перерыва залегает на породах вартовской свиты. В разрезе свиты выделяются две подсвиты.

Общая толщина алымской свиты 20 м. Покурская свита (апт плюс альб) нижнего мела представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Верхняя часть покурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащим апт-альбским отложениям. Она сложена преимущественно песками и песчаниками серыми, зеленовато-серыми с прослоями серых алевролитов и темно-серых глин. Общая толщина сеномана 250 м. Общая толщина апт-альб-сеноманских отложений достигает 720 м.

В геологическом строении Нижневартовского свода, в пределах которого расположено Ватинское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента и мезокайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ватинскому и Мегионскому локальным поднятиям, расположенным в центральной части Мегионского вала Нижневартовского свода. Оно сочленяется через седловины различных размеров и форм на юго-востоке с Мегионским, на севере с Южно-Аганским, на западе с Северо-Покурским поднятием. Южная часть Западного поднятия названа Центральным. Амплитуда Восточно-Ватинской структуры составляет 48 м, Западно-Ватинской - 63 м.

В целом весь Нижне-Вартовский свод представляет собой систему разноориентированных локальных поднятий, расположенных на общем приподнятом выступе складчатого фундамента. Гребень свода, разделяющий Северный и Южный его склоны, проходит через Локосовскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую и Нижне-Вартовскую структуры.

По длинной оси Ватинское поднятие распадается на два купола, оконтуренные изогипсой - 2130 - Северный и Центральный. Размеры центрального купола Ватинского поднятия составляют в пределах изогипсы - 2130 - 11,5 4,5 км, Северного 81,25 км.

По кровле продуктивного горизонта Б8 Ватинское поднятие представляет собой антиклинальную складку причудливой формы, прростирание которой меняется с почти меридиального на северном окончании поднятия на почти широтное в центральной части и снова на почти меридиальное на Северо-Мегионском поднятии.

Ватинское поднятие характеризуется асимметричным строением крыльев. Западное и Северное крылья поднятия осложнены глубоким флексурообразным прогибом, который отделяет Ватинское поднятие от антиклинального поднятия, сводовая часть которой располагается на 100 м ниже сводовой части Центрального купола Ватинского поднятия. Крутизна крыльев в пределах 2- 2,5 градуса.

1.4 Характеристика нефтегазоносных пластов

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Порядок изложения результатов исследований и перечень проводимых параметров выполнен по «Инструкции его содержания, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов» (ГКЗ СССР, Москва 1984 год). В целом по месторождению пластовые нефти являются типичными для рассматриваемого нефтегазоносного района. При погружении залежей пластовое давление и температура повышаются. В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяются по пластам. Значения содержания и объемного содержания коэффициента b определены по результатам однократного разгазирования нефти при температуре пласта в «бомбе» при определенной температуре Т, объеме V, давлении Р. В Мегионском нефтяном районе, в пределах которого расположено Ватинское месторождение, промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрских отложениях, отложениях мегионской (БВ₈, БВ_4-5, БВ_2-3) и вартовской (АВ₁₀,АВ_4-5,АВ_1-2) толщ сургутской свиты.

1.5 Характеристика пластовых флюидов

Основные продуктивные пласты (АВ1, АВ2, БВ8) в достаточной степени охарактеризованы свойствами нефти и газа. Глубинные пробы нефти исследованы методом однократного разгазирования. Пластовые нефти всех залежей имеют среднее для данных залежей пластовое давление (15-20 МПа) и диапазон температур 70-90 градусов. Давление насыщения нефти газом в два раза ниже пластового. Практически всем залежам свойственна одна и та же зависимость изменения величины давления насыщения, газосодержания и усадки нефти - от сводовых частей к зонам ВНК они закономерно уменьшаются.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, коэффициент жирности изменяется от 28 (АВ1) до 80 (ЮВ1). В разгазированных нефтях содержание легких углеводородов СН4-С5Н12 составляет в среднем 12,5 процентов.

Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Поверхностные нефти всех пластов сернистые, с выходом фракций до 350 градусов больше 45 процентов, парафинистые, маловязкие. Нефти пластов А1, А2 смолистые, остальных пластов - малосмолистые.

По пласту БВ8 плотность нефти в поверхностных условиях колеблется от 837 до 856 кг/м3, при среднем значении 844 кг/м3; вязкость при 20 градусах 4,87-7,33 сст, в среднем 5,86 сст. Нефть содержит: серы - 0,85 процентов, парафина - 3,31 процентов, асфальтенов - 1,17 процентов. Коэффициент Z, характеризующий степень неоднородности внутриконтурной и законтурной зон месторождения, изменяется в пределах 0,85 - 1,25 и в среднем равен одному. Температура плавления парафина 50 - 54 градуса.

Растворенный газ содержит: метана от 50 до 82 процентов, этана 5-8 процентов, пропана 5-22 процента, бутана 3-10 процентов, пентана 2,4 процента, гексана 0,46-4 процента. Удельный вес газа - 0,928.

Плотность пластовой нефти 700-758 кг/м3, в среднем 734 кг/м3, газосодержание 80-106 м3/т, в среднем 94.

В таблице 1.1 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти.

Таблица 1.1 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта БВ8 Ватинского месторождения.

1.6 Свойства нефти

месторождение геологический нефтегазоносный

Поверхностные нефти всех пластов сернистые, с выходом фракций до 350 градусов больше 45 процентов, парафинистые, маловязкие. Нефти пластов смолистые, остальных пластов - малосмолистые.

По пласту БВ8 плотность нефти в поверхностных условиях колеблется от 837 до 856 кг/м3, при среднем значении 844 кг/м3; вязкость при 20 градусах 4,87-7,33 сст, в среднем 5,86 сст. Нефть содержит: серы - 0,85 процентов, парафина - 3,31 процентов, асфальтенов - 1,17 процентов. Коэффициент Z, характеризующий степень неоднородности внутриконтурной и законтурной зон месторождения, изменяется в пределах 0,85 - 1,25 и в среднем равен одному. Температура плавления парафина 50 - 54 градуса.

Плотность пластовой нефти 700-758 кг/м3, в среднем 734 кг/м3, газосодержание 80-106 м3/т, в среднем 94.

Таблица 1.2 - Физико-химические свойства пластовой нефти