• На Северо-Варьеганском месторождении добыта 100-миллионная тонна нефти. Северо варьеганское месторождениеСеверо-Варьеганское месторождение - Справочник химика 21СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.561] Северо-Варьеганское месторождение приурочено к северной части Варьеганского вала, расположенного севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. По сравнению с Варьеганским поднятием Северо-Варьеганское резко погружено (на 200—250 м). [c.561] Дегазированные нефти Северо-Варьеганского месторождения очень легкие, маловязкие, малосмолистые, малосернистые (класс I), парафи- [c.561]Северо-Варьеганское месторождение. Нефти маловязкие, очень легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, выход светлых фракций (выкипающих до 300 °С) — высокий, парафиновые (вид Пг). Нефти имеют низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций (выкипающих до 300 °С). [c.248] В качестве базового отечественного реагента-ингибитора и уда-лителя для Сев ро-Варьеганского месторождения был рекомендован реагент ОП-10. Позднее для Варьеганского и Северо-Варье-ганского месторождений, исходя из результатов лабораторных испытаний, СибНИИНП были рекомендованы ингибиторы ИПС-1, ИПС-2, типа СГ[ПХ и полимерные ингибиторы на основе малеина-тов и алкилакрилатов. Кроме того, рекомендовано было провести опытно-промышленные испытания ингибиторов и удалителей па- [c.196] В характере изменения свойств нефтей в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю к наблюдается уменьшение плотности нефти. Рядом на Ванъеганском месторождении прослежиоается обратная картина — плотность нефтей пласта несколько больше, чем нефтей пласта Ю . [c.149] ИВВ-1 применяли на Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Северо-Варьеганском, Северо-Хохряковском, Тагринском и других месторождениях Западной Сибири. В большинстве случаев количество вводимой добавки составляло 0,1...0,2 % от объема раствора. Снижение плотности бурового раствора порой не происходило, что свидетельствует об уравновешивании процессов наработки и комплексной химико-механической очистки буровых растворов, поскольку ранее в этих интервалах на базовых скважинах просто с механической очисткой наблюдалось повышение плотности раствора. Иногда с вводом ИВВ-1 происходило снижение плотности на 10...20 кг/м . Во всех случаях, независимо от изменений плотности раствора, имело место снижение коллоидной глинистой фазы на 0,1...0,4 % до технологически необходимых величин 1,8...2,0 %. [c.187] Прежде всего отсутствие достаточной геологической информации не позволяет принимать оптимальные решения как на стадии проектных проработок, так и в процессе добычи углеводородов. Например, отсутствие информации о литологических осо нностях продуктивных пластов и их прочностных свойств может привести к нерациональному выбору интервалов перфорации и к снижению в дальнейшем надежности скважин из-за преждевременного разрушения слабосцементированных разностей. Заложение устьев и проектирование забоев скважин без учета разрывных нарушений приводит к тому, что, например, на Северо-Варьеганской площади до 80 % нефтяных скважин с нарушенными обсадными колоннами пересекают геодинамически активные зоны флексурно -разрывных нарушений, характеризующихся значительными градиентами физических полей. Места заложения скважин на месторождениях типа Астраханского и Карачаганакского в обязательном порядке должны выбираться с учетом природных тектонических разломов и их глубинной трассировки. [c.133] Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Л 1ансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области. выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К аптскому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-1 до B-VH и к валанжинскому пласты от Б-VHI до Б-ХХ. [c.382] chem21.info Варьеганнефтегаз добыл 100-миллионную тонну нефти на Северо-Варьеганском месторождении // Добыча // НовостиВарьеганнефтегаз, дочка Роснефти, добыл 100 млн т нефти на Северо-Варьеганском месторождении с начала его ввода в эксплуатацию в 1971 г. Об этом Роснефть сообщила 13 июля 2016 г.
Северо-Варьеганское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) - 1 из самых зрелых месторождений Варьеганнефтегаза, характеризуется сложным геологическим строением и неоднородностью продуктивных пластов. Для его разработки компания применяет технологии интенсификации добычи, такие как зарезка боковых стволов с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). На месторождении обеспечивается стабильный уровень добычи - около 1,2 тыс т/сутки нефти и 1 млн м3 газа.
Площадь пласта Ю1 - основного по запасам объекта - составляет 330 км2. В продуктивных пластах месторождения выявлены 29 залежей, из которых 24 нефтяных и 5 газоконденсатных. Остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата на месторождении составляют более 80 млн т, газа - 61 млрд м3.
Кроме того, на месторождении повышается уровень добычи трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) с большой глубиной залегания. Результаты проведенных испытаний поисково-разведочной скважины на палеозойские отложения подтвердили их перспективность. Анализ результатов исследований пласта позволит получить представление о его геологической модели и определить критерии разработки. На основе полученных данных будет составлен план дальнейшей разработки месторождения.
Варьеганнефтегаз входит в число крупнейших добывающих предприятий ХМАО и является градообразующим для города Радужный. В портфеле активов Варьеганнефтегаза находится 5 лицензионных участков, а добыча ведется на Бахиловским, Верхнеколик-Еганском, Северо-Хохряковском, Северо-Варьеганском и Сусликовком месторождениях. В 2015 г Варьеганнефтегаз добыл более 6,2 млн т нефти и более 3,2 млрд м3 газа. В октябре 2015 г компания добыла 50-млн т нефти на Бахиловской группе месторождений. За 30 лет деятельности добыча Варьеганнефтегаза составила свыше 150 млн т нефти и 47,5 млрд м3 газа.
Обсудить на Форуме
neftegaz.ru Варьеганское месторождение: информация и картаВарьеганское нефтегазовое месторождение на севере в Тюменской области.Оно относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. На месторождении общий проектный фонд скважин составляет 3422 штуки, и это без учета специальных и резервных скважин. Отмечено, что в ходе дальнейшей эксплуатации самых продуктивных горизонтов увеличивается объем добытой нефти. Кроме того, отмечается и тенденция сокращения пассивных скважин. Сегодня данное нефтегазовое месторождение находится на завершающей стадии своей разработки. Основная доля всей добытой на Варьеганском месторождении нефти была получена благодаря фонтанному способу эксплуатации — это составляет около 73 процентов от общего количества полученной там нефти. На месторождении часто проводятся гидроразрывы в скважинах, эффективность которых находится на уровне восьмидесяти пяти процентов. НИИ Гипротюменнефтегаз занимался проектированием всех объектов, при обустройстве нефтегазового месторождения. Этот институт, который осуществляет свою деятельность в нефтяной и газовой промышленности, является одним из ведущих на сегодняшний день. Для многочисленных месторождений именно этот НИИ осуществлял проектирование. Эта провинция является самым крупнейшим в России нефтегазоносным бассейном, которая расположилась на Западно-Сибирской равнине. Первые работы по опорному бурению в провинции были начаты в 1947-ом году. Варьёганское газонефтяное месторождение было открыто почти через двадцать лет, то есть в 1968-ом году. В эксплуатацию оно было введено 1974-ом году. Промышленное же разбуривание Варьеганского нефтегазового месторождения было запущено в 1976-ом году, и тогда было выделено девять основных к разработке объектов. Здесь залежи полезных ископаемых располагаются на глубине до 2500 метров. Начальный дебит газа составляет порядка 630 тысяч кубических метров ежедневно, а нефти — порядка 290 тонн в сутки. Плотность добываемой на месторождении нефти составляет от 0,77 до 0,86 г/куб.см. Город Нижневартовск является центром добычи для данного Варьёганского месторождения. От этого города нефтегазовое месторождение располагается на расстоянии ста восьмидесяти километров. Месторождение является многопластовым, а в разрезе слагающих пород обнаружено порядка двадцати продуктивных пластов. Здесь установлено по четыре газовых и нефтяных залежи, десять нефтегазоконденсатных залежей и одна нефтегазовая залежь. Варьеганское месторождение: координатыКоординаты: 62.083333, 77.566667 Смотрите наши услугиmklogistic.ru Варьеганское месторождение - Справочник химика 21В нефтях пласта Ю Северо-Варьеганского месторождения п/ф = = 1,5, а в залегающих на 40 м ниже нефтях пласта — на порядок больше. Нефти палеозойского генезиса имеют низкое отношение п/ф и по этому показателю обычно отличаются от нефтей нижней юры. [c.28]СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.561] Северо-Варьеганское месторождение приурочено к северной части Варьеганского вала, расположенного севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. По сравнению с Варьеганским поднятием Северо-Варьеганское резко погружено (на 200—250 м). [c.561] Северо-Варьеганское месторождение. Нефти маловязкие, очень легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, выход светлых фракций (выкипающих до 300 °С) — высокий, парафиновые (вид Пг). Нефти имеют низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций (выкипающих до 300 °С). [c.248] Нефти подавляющего числа залежей не затронуты процессами биодеградации и относятся к типу а по классификации Ал.А. Петрова. На конец 1984 г. в Западной Сибири открыто более 1200 залежей нефти. Из них только 17 (табл. 3) относятся к типу Б, т.е. их хроматограммы лишены пиков как нормальных, так и изопреноидных алканов и представляют собой сплошной нафтеновый фон. Вполне возможно, что число подобных залежей на самом деле несколько больше, так как признаки нефтенасыщения в пластах ПК были зафиксированы при бурении на ряде других площадей, например Самотлорский, Варьеганский и др. К ним также, вероятно, следует отнести конденсаты газовых сеноманских залежей Уренгойского, Медвежьего, Губкинского и других месторождений, имеющие плотность около 0,860 г/см . Их хроматограмма типична для нефтей типа Б, т.е. лишена пиков алканов. [c.18] Месторождение Варьеганское, открытое в 1967 г., приурочено к одноименному валу субмеридионального простирания, расположенному севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. Сводовая часть складки осложнена двумя куполами. По горизон- [c.559] Впервые исследован химический состав попутных газов различных нефтяных месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Варьеганско-го, Южно-Балыкского и др.) и предложена научно-обоснованная схема их переработки. [c.4] В качестве примера приведены некоторые результаты анализа ПНГ Самотлорского, Варьеганского и Советского месторождений (табл. 8-10). [c.16] К числу наиболее детально изученных многопластовых месторождений относятся Самотлорское, Варьеганское, Федоровское, Балыкская группа и др. [c.12] Слабо решенным является вопрос извлечения нефти из малых нефтенасыщенных толщин месторождений Уренгойское, Оренбургское, Варьеганское, Комсомольское и других. Особенно сложна нефтяная оторочка Оренбургского месторождения с запасами около 400 млн. т, которая в процессе разработки газа была "размазана" по газовой шапке, и добыча этой нефти теперь проблематична. [c.94] В качестве базового отечественного реагента-ингибитора и уда-лителя для Сев ро-Варьеганского месторождения был рекомендован реагент ОП-10. Позднее для Варьеганского и Северо-Варье-ганского месторождений, исходя из результатов лабораторных испытаний, СибНИИНП были рекомендованы ингибиторы ИПС-1, ИПС-2, типа СГ[ПХ и полимерные ингибиторы на основе малеина-тов и алкилакрилатов. Кроме того, рекомендовано было провести опытно-промышленные испытания ингибиторов и удалителей па- [c.196] Дегазированные нефти Варьеганского месторождения легкие, маловязкие, малосернистые (класс I), парафиновые (вид Пг), малосмолистые. Нефть имеет низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций, выкипаюших до 300° С. [c.560] Тип перерабатываемого сырья — нефтяные газы 1, 2 и 3 ступеней сепарации нефти северной части Самотлорского, Варьеганского и Ссверо-Варьеганского нефтяных месторождений Западной Сибири. [c.61] В характере изменения свойств нефтей в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю к наблюдается уменьшение плотности нефти. Рядом на Ванъеганском месторождении прослежиоается обратная картина — плотность нефтей пласта несколько больше, чем нефтей пласта Ю . [c.149] Впервые исследованы химический состав и свойства попутных газов Самотлорского, Варьеганского, Южно-Балыкского, Тарасовского, Муравленковского, Аганского, Федоровского и других месторождений Западно-Сибирского региона. При этом показано, что попутные нефтяные газы [c.19] ИВВ-1 применяли на Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Северо-Варьеганском, Северо-Хохряковском, Тагринском и других месторождениях Западной Сибири. В большинстве случаев количество вводимой добавки составляло 0,1...0,2 % от объема раствора. Снижение плотности бурового раствора порой не происходило, что свидетельствует об уравновешивании процессов наработки и комплексной химико-механической очистки буровых растворов, поскольку ранее в этих интервалах на базовых скважинах просто с механической очисткой наблюдалось повышение плотности раствора. Иногда с вводом ИВВ-1 происходило снижение плотности на 10...20 кг/м . Во всех случаях, независимо от изменений плотности раствора, имело место снижение коллоидной глинистой фазы на 0,1...0,4 % до технологически необходимых величин 1,8...2,0 %. [c.187] Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Л 1ансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области. выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К аптскому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-1 до B-VH и к валанжинскому пласты от Б-VHI до Б-ХХ. [c.382] Нефтяные месторождения концентрируются в основном на территории Среднеобской и Приуральской нефтегазоносных областей, чаще являются многопластовыми со стратиграфической приуроченностью продуктивного разреза к юра-баррецу. На примере Самотлорского, Варьеганского, Федоровского, Мамонтовского, Салымского и других многопластовых месторождений выявлены закономерности изменения углеводородного состава залежей по продуктивному разрезу [c.27] В Северной зоне, судя по сравнительно малочисленным данным, юрский водоносный комплекс на большей части площади насыщен водами невысокой минерализации (до 15 г/л) хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. На этом фоне отмечено несколько районов с водами повышенной минерализации хлоридно-кальциевого типа наиболее обширный из них протягивается в северном направлении от Варьеганского до Комсомольского и Западно-Таркосалинского месторождений, где установлены рассолы с минерализацией до 60 г/л, другой район приурочен к Медвежьему и Сандибинскому месторождениям, где встречены воды с минерализацией 35—49 г/л. [c.319] Прежде всего отсутствие достаточной геологической информации не позволяет принимать оптимальные решения как на стадии проектных проработок, так и в процессе добычи углеводородов. Например, отсутствие информации о литологических осо нностях продуктивных пластов и их прочностных свойств может привести к нерациональному выбору интервалов перфорации и к снижению в дальнейшем надежности скважин из-за преждевременного разрушения слабосцементированных разностей. Заложение устьев и проектирование забоев скважин без учета разрывных нарушений приводит к тому, что, например, на Северо-Варьеганской площади до 80 % нефтяных скважин с нарушенными обсадными колоннами пересекают геодинамически активные зоны флексурно -разрывных нарушений, характеризующихся значительными градиентами физических полей. Места заложения скважин на месторождениях типа Астраханского и Карачаганакского в обязательном порядке должны выбираться с учетом природных тектонических разломов и их глубинной трассировки. [c.133] chem21.info • На Северо-Варьеганском месторождении добыта 100-миллионная тонна нефти — OilGasComНа Северо-Варьеганском месторождении добыта 100-миллионная тонна нефти
На Северо-Варьеганском месторождении ПАО «Варьеганнефтегаз» добыта 100-миллионная тонна нефти с начала его ввода в эксплуатацию в 1971 году. Площадь пласта Ю1 — основного по запасам объекта — составляет 330 км2. В продуктивных пластах месторождения выявлены 29 залежей, из которых 24 нефтяных и 5 газоконденсатных. Остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата на месторождении составляют более 80 млн тонн, газа — 61 млрд м3. Одно из самых зрелых месторождений предприятия характеризуется сложным геологическим строением и неоднородностью продуктивных пластов. Для его разработки специалисты «Варьеганнефтегаз» применяются современные технологии интенсификации добычи, такие как зарезка боковых стволов с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. На месторождении обеспечивается стабильный суточный уровень добычи – около 1,2 тыс. тонн нефти и 1 млн м3 газа. Кроме того, на месторождении повышается уровень добычи трудноизвлекаемых запасов с большой глубиной залегания. Результаты проведенных испытаний поисково-разведочной скважины на палеозойские отложения подтвердили их перспективность. Специалисты предприятия проводят анализ результатов исследований пласта, который позволит получить представление о его геологической модели и определить критерии разработки. На основе полученных данных будет составлен план дальнейшей разработки месторождения. «Варьеганнефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», занимается разведкой и разработкой группы нефтегазоконденсатных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Входит в число крупнейших добывающих предприятий региона, является градообразующим предприятием для г. Радужный.Разработка Северо-Варьеганского месторождения стала основным драйвером экономического роста города Радужного и Нижневартовского района и способствовала созданию большого количества рабочих мест.Северный Варьеган является основным источником поставки газа для нужд города Радужного. Уровень рационального использования попутно нефтяного газа достигает 95%. oilgascom.com Разработка поточной схемы завода по переработке северо – варьеганской нефти. Физико-химическая характеристика северо-варьеганской нефтиВведение Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающим потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами. Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80-95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам. Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХI века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы: · существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков; · улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива. Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов – 80% против 60-70% в других отраслях ТЭК. Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные[1]. Ι. Разработка поточной схемы завода по переработке северо – варьеганской нефти. Характеристика нефти Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций России. Большая часть месторождений расположена на трех сводах – Шаимском, Сургутском и Нижневартовском. Кроме того, к Северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. В зависимости от географического расположения нефтяных месторождений, геологического возраста и глубины залегания, нефти Западной Сибири значительно различаются по физико-химической характеристике и по качеству получаемых из них продуктов. В данном курсовом проекте рассматривается северо-варьеганская нефть Варьеганского месторождения, которое расположено в Нижневатовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение было открыто в 1968 году, разработка началась в 1974 году. В его разрезе выделено девятнадцать залежей углеводородов, из которых четыре чисто газовые, пять нефтяные и десять газонефтяные [2]. Согласно ГОСТ 9965 [3], нефти, поступающие на переработку, условно обозначаются тремя цифрами, соответствующими классу (по массовой доли серы), типу ( по плотности ) и группе (по степени подготовки: содержанию хлористых солей, воды, механических примесей и давлению насыщенных паров). Северо-варьеганская нефть по этой классификации имеет обозначение 1.1.1. и определяется как малосернистая и легкая. По технологической индексации [4], в основу которой положены признаки, имеющие значение для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов, нефти характеризуются содержанием серы, парафина и фракций до 3500С, а также потенциальным содержанием и качеством базовых масел. Так нефть обозначают по классу( содержание серы), типу( содержание фракций до 3500С), группе( потенциальная массовая доля базовых масел), подгруппе(индекс вязкости базовых масел) и виду( содержание парафина). Таким образом, северо-варьеганская нефть имеет следующий шифр технологической характеристики: 1.1.2.2.2. По ТУ [5], предусмотренных для смесей нефти поставляемых предприятиями РФ для экспорта в зависимости от степени подготовки устанавливаются I, II, III типы. По этим показателям северо-варьеганская нефть относится к первому типу. В таблице 1.1. представлены физико-химические свойства северо-варьеганской нефти. Таблица 1.1. Физико-химические свойства северо-варьеганской нефти
Физико-химическая характеристика северо-варьеганской нефти vunivere.ru Варьеганское месторождение — курсовая работаВВЕДЕНИЕ Рост обводненности продукции скважин приводит к росту статического давления столба смеси в скважине (плотность воды больше плотности нефти) и потерь давления на трение (вязкость эмульсии больше вязкости чистых жидкостей), так что даже при постоянстве пластового давления происходит уменьшение депрессии на пласт и снижение дебита нефти. Так как устьевое давление для стабильной работы системы пласт - скважина - нефтесборный пункт должно поддерживаться на заданном уровне, то при определенной обводненности режим фонтанирования скважины нарушается.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о месторождении Варьеганское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Тюменской области, в 180 км от г. Нижневартовска, вблизи разрабатываемых Северо-Варьеганского, Тагринского, Ватьеганского месторождений. Месторождение многопластовое, в разрезе слагающих пород выделено 20 продуктивных пластов. Залежь нефти открыта в 1980 году в процессе эксплуатационного разбуривания месторождения. По характеру флюидонасыщения установлено 4 - газовых, 4 - нефтяных, 1 - нефтегазовая и 10: нефтегазоконденсатных залежей.
1.2 Стратиграфия и тектоника В основу стратиграфического расчленения разреза положены "Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины", принятые IV Межведомственным стратиграфическим совещанием 19 ноября 1975 года и утвержденные МСК СССР 30 января 1973 года. В геологическом строении Нижневартовского свода принимает участие породы доюрского фундамента и мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе послед-них выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. Породы фундамента и полный разрез мезокайнозойских отложе-ний вскрыты скважинами 5,34П. В скв.5 были вскрыты в доюрском основании нижнедевонские известняки. Более молодые породы среднего-верхнего девона нижнего карбона, а возможно и среднего и даже верхнего карбона развиты, очевидно, по периферии. По своему вещественному составу породы девона и нижнего карбона предполагаются по преимуществу карбонатными и терригенно-карбонатными. Вскрытая мощность пород фундамента в скв.5 составляет 71 м. Юрская система. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двухчленным строением. Нижний и средний отделы сложены континентальными осадками, верхний - морскими. Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (Ю2). В процессе эксплуатационного разбуривания из пласта ЮВ2 получен промышленный приток нефти. Нижняя часть представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными с обильными углистыми включениями. Мощность тюменской свиты составляет 397 м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свитой. Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серыми, ее мощность 21-28 м. Верхняя представлена песчаниками светло-серыми (иногда за счет примеси глауконита, с зеленоватым оттенком), часто переходящим в алевролиты и глины. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1). Мощность верхней свиты 33-50 м. Общая мощность Васюганской свиты составляет 65-75 м. Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными со слабым зеленоватым оттенком, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков. Мощность свиты 1-6 м. Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом «Б». Мощность до 23 м. Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит. Общая мощность свиты составляет 855-930 м. Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300 м. Палеогеновая система состоит в нижней части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), мощность которых составляет 280-320 м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание, глин, песков, бурых углей с остатками древесины (некрасовская серия). Мощность осадков 200-220 м. Четвертичные отложения - супеси, суглинки, пески, торф, в виде сплошного чехла покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской плиты. Мощность отложений 90-110 м. Западно-Сибирская плита, возникшая в послепротерозойское время, характеризуется трехъярусным строением (фундамент, промежу-точный этаж и осадочный чехол). Нижний этаж формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной. Средний - объединяет отложения, сформировавшиеся в условиях парагеосинклинами, существовавшей в пермо-триасовое время. Верхний - мезо-кайнозойский, типично-платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента. Из крупных тектонических элементов здесь можно выделить Варьеганско-Тагринский мегавал, имеющий меридиональное простирание. Тектонический фон Варьеганско-Тагринекого мегавала осложнен положительными структурами II порядка: Тагринским и Айтульскимва-лами (восточный склон) и Варьеганским валом (западный склон). Разделяются они между собой Западно-Тагринским прогибом. В тектоническом плане Варьеганское месторождение приурочено к Варьеганской структуре, расположенной в центральной части Варьеганского зала, который осложнен положительными структурами в северной части: Сезеро-Варьеганское, в южной - Варьеганское, Гун-Еганское, Эй-Еганское, Северо-Югорское, Верхне-Эйеганское, Южно-Югорское поднятия. По сейсмическим данным (отражающий горизонт "Б", верхняя юра) Варьеганское локальное поднятие это брахиантиклинальная складка. Свод складки оконтуривается изогипсой - 2375м. (прил.) В гипсометрическом отношении Варьеганская структура самая высокая: выше Северо-Варьеганской на 255м., Ваньеганской на 165м. Углы падения крыльев в пределах структуры непостоянны и колеблются от 0045 до 3030. Наивысшая отметка до отражающего горизонта "В" - в сводовой части поднятия составляет - 2346м. Расхождения между данными бурения и сейсморазведки не превышают точности самого метода. Это указывает на довольно высокую надежность сейсмической карты по отражающее горизонту "Б", которая принята за основу при структурных построениях по данным бурения. Варьеганская брахиантиклинальная структура: по истории своего развития относится к типу унаследованных, но больше тяготеет к структурам северных районов, то есть к структурам более молодым. Вместе с тем отмечается хорошее соответствие структурных планов нижних и верхних пластов. Сохранение больших амплитуд по верхним пластам говорит о ее непрерывном росте в течение верхнемелового и палеогенового времени.
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
Эффективные толщины продуктивных пластов Варьеганского месторождения определялись по данным керна, опробования скважин и промысловой геофизики. В качестве количественного примера использована величина αпс, равная 0.35 для нефтенасыщенной части разреза и 0.23 для газонасыщенной части разреза. Данные о выделенных прослоях коллекторов по скважинам заимствованы из работы "Переоценка балансовых запасов нефти и газа Варьеганского месторождения Главтюменнефтегаза" выполненной коллективом СИБНИИНП в 1988 году под руководством Акбашева Ф.С. Использованные в этой работе для подсчета запасов скважины представляли собой практически равномерную сетку точек наблюдения, покрывающую площадь каждого продуктивного пласта. Количество скважин изменялось в пределах от 98 до 424, что обеспечивало хорошую освещенность каждого продуктивного пласта по площади.
По каждой из скважин определены эффективные нефтегазонасыщенные толщины, причем в продуктивную часть разреза включены прослои, относящиеся к переходной зоне, средневзвешенные значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости. Продуктивные пласты характеризуются четко выраженной зональностью изменчивости коллекторских свойств, причем лучшие свойства наблюдаются в северной части месторождения. Пласты - коллекторы практически непрерывны, редко наблюдаются зоны отсутствия коллекторов. Количественные оценки емкостно-фильтрационных свойств продуктивных пластов и эффективных толщин приведены в соответствующих таблицах ниже.
Таблица 1.1 Средние значения гидродинамических параметров пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов Свойства пластовой нефти определялись на образцах глубинных проб, отобранных с помощью пробоотборников ВПП-300 и ПД-3, в процессе контактного и ступенчатого способов разгазирования по методике ВНИИ. Отмечена неравномерность отбора проб как по площади, так и по разрезу. Свойства газа в газовых залежах и газовых шапок определялись по пробам, отобранным в небольшом числе скважин (7 скважин), дополнительно проводились исследования скважин на газоконденсатность. Пластовые воды продуктивных пластов Варьеганского месторождения приурочены к третьему - пятому гидрогеологическим комплексам Западно-Сибирского артезианского бассейна. Результирующие данные анализа проб пластовых вод, отобранных в законтурных скважинах месторождения, и попутно добываемых вод приведены в соответствующей таблице.
Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти
1.5 Состояние разработки месторождения
Варьеганское месторождение введено в эксплуатацию в 1974 году после запуска в разведочной скважины № 2P на объекте БВ6. myunivercity.ru | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
