СКАЧАТЬ:  kursovaya-rabota.zip [83,88 Kb] (cкачиваний: 515)

КУРСОВАЯ РАБОТА

по «Разработке и эксплуатации нефтяных месторождений»

на тему: «Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в     условиях повышенного содержания механических примесей на Западно-Варьеганском месторождении»

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . .4

1. 1.       ОБЩАЯ ЧАСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5  

1.1.    Характеристика района работ . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 

1.2.    Строительные материалы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 

1.3.    Условия водоснабжения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7 

1.4.    История освоения района. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . 7 

1. 2.       ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1           .  Геологическая характеристика месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 

2.1.1.   Стратиграфия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 

2.1.2.  Тектоника . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

2.1.3.   Нефтегазоносность . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . 11

2.2.         Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных

пластов и их неоднородности. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.3.   Свойства и состав нефти, газа и воды. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.  ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.1. История проектирования разработки месторождения. . . . . . . . . . . . .26

3.2. Запасы нефти и газа. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

3.3.  Анализ текущего состояния разработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37

4.1. Конструкция скважин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . . . 37

4.2. Назначение и технические данные УЭЦН. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

4.3. Историческая справка о развитии способа добычи. . . . . . . .. . . . . . . .39

4.4. Состав и комплектность УЭЦН. . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . . . . . .40

4.5. Техническая характеристика ПЭД. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43

4.6. Основные технические данные кабеля. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

               ВВЕДЕНИЕ

Настоящий курсовой проект рассматривает проблемы эксплуатации установок электропогружных установок при работе  с высоким содержанием механических примесей в скважинной продукции. 

Основные данные для дипломного проектирования взяты из Технологической схемы разработки Западно-Варьеганского месторождения, составленной ТОО ”Технопроект” под руководством к.т.н. М.Е.Долгих и утверждённой ЦКР Минтопэнерго РФ в 1996 году (протокол № 2122 от 20.02.97 г.), а также данные исследовательских и экспериментальных работ, проводимых на данном месторождении, которые позволяют проследить историю разработки, выявить проблемы механизированной добычи нефти, наметить пути решения этих проблем.

Дипломный проект разделён на шесть основных частей. Общая часть рассматривает характеристику района работ, оценку количества углеводородных запасов, основные этапы истории освоения Западно-Варьеганского месторождения. В геологической части показана литолого-статиграфическая характеристика месторождения с элементами тектоники, положения в разрезе основных продуктивных пластов, типы и физические свойства коллекторов, их неоднородность, а также характеристика залежей нефти. Технологическая часть включает в себя анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологические показатели разработки, анализ выработки запасов нефти, анализ эффективности реализуемой системы разработки, а также сопоставление проектных и фактических показателей разработки. Техническая и спец.часть раскрывают проблемы эксплутации скважин с помощью УЭЦН и определяют пути решения существующих проблем.  Раздел охраны недр и окружающей среды рассматривает общую оценку воздействия объектов обустройства на окружающую среду оценку потенциальной аварийности объектов обустройства, влияние аварийности на экологическую ситуацию.

            1.  ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1.  Характеристика района работ

         Западно-Варьеганское месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 150 км севернее г.Нижневартовска и в 45 км северо-западнее г.Радужного.

         Ближайшие разрабатываемые месторождения – Северо-Варьеганское (30 км) и Повховское (40 км).

Западно-Варьеганское месторождение расположено в бассейне среднего течения реки Ампуты, правого притока реки Аган. В морфологическом отношении это северная часть Средне-Обской низменности.

         Абсолютные отметки изменяются от +58м до +77м.

         Территория месторождения сильно заболочена, что связано с наличием мощного слоя вечномерзлых пород.

         Гидрографическая сеть представлена несудоходной рекой Ампута, протекающей в западной части площади. На севере площади в реку Ампута впадают реки Хапхльнутяй и Вылат.

         В районе месторождения много озер термокарстового происхождения. Наиболее крупные – Апынто, Лакуто и др.

         Растительность представлена сосной, кедром, в низких местах – береза, тальник.

         Климат района резко континентальный. Средняя годовая температура –3^оС.

         Общее количество осадков в год достигает 400-500 мм.

         Ледостав на реках происходит в конце октября, очищение рек ото льда – в конце мая.

         Почва промерзает в конце октября, в среднем на 110 см, участками – до 3 м.

         В районе месторождения верхний слой современной мерзлоты достигает 25 м и встречается в виде небольших островов на фоне теплых грунтов. Второй слой древней мерзлоты охватывает отложения атлымской, тавдинской и других свит – глубина 300-350 м.

         Коренное население: русские, ханты, манси занимаются охотой, рыбной ловлей, зверо- и животноводством. Приезжие: русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры, азербайджанцы и другие заняты в нефтедобывающей промышленности.

         Населенных пунктов на территории месторождения нет. Ближайшими являются поселки Новоаганск и Варьеган, расположенный на реке Аган в 35 км к югу от площади. На юго-восток от месторождения, по прямой 40-50 км, находится город Радужный, который бетонной дорогой связан с г.Нижневартовском, где имеется крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт. В г.Радужный летают самолеты крупнейших авиакомпаний мира.

         На месторождение, в основном, грузы доставляются из города Радужного по бетонке.

В непосредственной близости от месторождения Западный Варьеган проходит газопровод Уренгой-Вынгапур-Челябинск-Новополоцк и газопровод Западно-Варьеганское месторождение – Повховская КС, протяженностью 53,8 км, ближайший нефтепровод Нижневартовск-Сургут-Омск расположен в 130 км от месторождения.

1.2. Строительные материалы

         Западно-Варьеганское месторождение расположено на территории Нижневартовского экономического района, где сосредоточены основные объемы капитального строительства. Для этих целей опоискованы и разведаны несколько крупных месторождений строительных материалов. В районе г.Сургута расположено Калиновореченское месторождение песчано-гравийной смеси, Черногорское месторождение строительных песков, Локосовское месторождение керамзитовых и кирпичных глин.

         Ближе к району Западно-Варьеганского месторождения в русле реки Аган в 1973 году были проведены поисково-разведочные работы на строительные материалы. Русловые пески могут быть использованы лишь для намыва промышленных площадок и устройства оснований автомобильных дорог. Для этих целей непосредственно на территории нефтяного месторождения в 1987 году закончены инженерно-геологические изыскания и составлены паспорта карьеров природных строительных материалов. В основном, это песок мелкий, водонасыщенный. Вскрыша представлена торфом. Торф бурый, различной степени разложения.

         За период с 1992 по 1993 годы изысканы и предложены к разработке три карьера. Основные сведения по карьерам приведены в таблице

Основные сведения по карьерам строительных материалов

         Пески пригодны для приготовления строительных растворов, бетона, асфальтобетона и для дорожного строительства. Важным строительным материалом является лес, запасы которого велики. Огромны запасы торфа, который также используется при строительстве автодорог и оснований под кустовое бурение.

1.3. Условия водоснабжения

         Источником временного водоснабжения непосредственно на площади работ может служить река Ампута, ее притоки и многочисленные озера. Вода в реке гидрокарбонатно-кальциевая с очень малым содержанием гидрокарбоната во все сезоны. Вода обладает общекислотной и выщелачивающей агрессивностью.

         Поверхностные воды подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут служить надежным источником водоснабжения.

         В качестве основного источника для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения на Западно-Варьеганском нефтяном месторождении следует принять подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта третичного возраста, залегающего на глубине 50-200 м. Пьезометрические уровни имеют отметки 40-50 м.

         Воды пресные с минерализацией 0,18-0,6 г/л, гидрокарбонатные, дебиты скважин 7-36,5 л/сек. Общая жесткость – 3-4 мг-экв/л. Содержание железа – 3,0 мг/л. В санитарном отношении воды горизонта здоровые.

         По своим физико-химическим свойствам воды этого горизонта удовлетворяют требованиям ГОСТа «Питьевая вода».

         Подземные воды четвертичного водоносного горизонта содержатся в подземных отложениях поймы и надпойменных террас и залегают на глубинах до 60-70 м.

         В гидравлическом отношении воды слабонапорные, величина напора 10-15 м, водообильность горизонта невысокая, удельные дебиты – 0,5-0,9 л/сек. Воды пресные, минерализация – 0,2-0,4 г/л, тип – гидрокарбонатные магниево-кальциевые. Воды, в основном, удовлетворяют требованиям ГОСТа 2874-82, но отмечается мутность, цветность, повышенное содержание железа, аммиака.

Для поддержания пластового давления могут использоваться воды отложений сеноман-альб-аптского водоносного комплекса. Воды этого комплекса близки по химическому составу к пластовым водам нефтяных горизонтов, что является благоприятным фактором. Воды не требуют очистки, их можно добывать непосредственно на самом месторождении.

1.4. История освоения района

         Западно-Варьеганское поднятие по данным МОГТ выделено в 1977-1978 годах.

         В сентябре 1981 года на Западно-Варьеганской площади была начала бурением глубокая поисковая скважина 180Р, которая при глубине забоя 3152 м в среднеюрских отложениях остановлена бурением. Из интервала глубин 2717,0-2729,0 был поднят нефтенасыщенный песчаник. По данным ГИС нефтенасыщение отмечалось в пластах Б₁₀, Ю₁ и в ачимовской толще – интервал глубин 2810,2-2814,6 м. При испытании пласта Ю₁¹, интервал 2991,0-3000,0 м, получен фонтан нефти – 14,5 м³/сут на 6 мм штуцере. При испытании пласта Б₁₀, интервал 2714,0-2424,0 м, получен фонтан нефти – 18,3 м³/сут на 6 мм штуцере.

         Скважина 180Р является первооткрывательницей Западно-Варьеганского месторождения.

         После открытия на территории месторождения проводились детализационные сейсморазведочные работы (СП 5, 6, 80) в период 1982-1986 годов.

         В 1988 году Тюменской тематической экспедицией был закончен Подсчет запасов Западно-Варьеганского месторождения, который был принят ГКЗ СССР с небольшими поправками (протокол №10515 от 18.12.88 г.).

         По результатам эксплуатационного бурения и восьми лет разработки месторождения в 1996 году СибНИИНП и ТОО «Технопроект» был закончен Пересчет запасов и ТЭО КИН. В результате рассмотрения этих работ ГКЗ РФ вторично утвердило запасы Западно-Варьеганского месторождения (протокол №378 от 16.05.96.).

            2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1.  Геологическая характеристика месторождения

2.1.1. Стратиграфия

         В геологическом строении месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезо-кайнозойского чехла.

Доюрские образования

К доюрским образованиям относятся породы палеозойского фундамента и его коры выветривания, вскрытые скважинами 194Р и 227Р и представленные эффузивами среднего и кислого состава.

Юрская система

         Отложения нижнего, среднего и частично верхнего отделов юрской системы объединяются в тюменскую свиту. В составе верхнего отдела выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

         Тюменская свита представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. В кровле свиты залегает нефтеносный пласт Ю2, представленный мелко- и среднезернистыми песчаниками. Толщина тюменской свиты достигает до 722 м (скв.227Р).

         Васюганская свита (келловей-оксворд) слагается в основании темно-серыми аргиллитами, в верхней части – чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники верхней части свиты составляют нефтеносный пласт Ю1. Толщины свиты изменяются от 66 до 85 м.

         Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с включениями глауконита. Толщина отложений свиты составляет от 1 до 6 м. Однако на территории Западно-Варьеганского месторождения в районе скважин 61Р, 80Р, 226Р, 221Р и др. выделяются участки с т.н. аномальным разрезом (АР). В скважине 80Р толщина его 24 м. В средней части АР появляются песчано-алевритовые породы.

         Баженовская свита сложена аргиллитами черными, плотными, битуминозными. Возраст – волжский-бериасский. Толщина 14-28 м, возрастает с запада на восток. В районе скважин 216Р, 204Р, 197Р и др. в баженовской свите выделяется АР, где битуминозно-глинистые породы переслаиваются с песчаниками и алевролитами, похожими на ачимовскую толщу. Толщина АР баженовской свиты 105 м в скважине 197Р.

Меловая система

       Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижнемеловые отложения включают в себя осадки мегионской, вартовской, алымской и нижней части покурской свиты.

         В основании мегионской свиты (берриас-валанжин) выделяются глинистая подачимовская и преимущественно песчано-алевролитовая ачимовская толщи. В пределах этой толщи выделяются нефтенасыщенные пласты Ач0 – Ач5. В верхней части свиты чередование песчаников и алевролитов с аргиллитами и глинами. К этой части разреза приурочены промышленно нефтеносные пласты Б8 – Б12. Завершается разрез мегионской свиты глинистой пачкой, названной чеускинской. Толщина свиты возрастает с северо-запада на юго-восток и изменяется от 329м (скв.226Р) до 435 м (скв.241Р).

         Вартовская свита (готерив-баррем) подразделяется на нижнюю и верхнюю. Нижняя преимущественно глинистая. Верхняя представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Толщина свиты уменьшается с северо-запада на юго-восток от 476 до 551 м.

         Алымская свита (АПТ) имеет двучленное строение. Нижняя часть свиты алевро-песчано-глинистая, верхняя – существенно глинистая. Толщина свиты до 96 м.

         Покурская свита (апт-сеноман) сложена в нижней части песчаниками серыми, переслаивающимися с алевролитами и глинами, в верхней части – переслаиванием песчаников, песков, алевролитов и глин. Общая толщина свиты достигает 802 м на северо-западе площади.

         Кузнецовская свита (турон) представлена глинами темно-серыми и черными. Толщина свиты 14-20 м.

         Березовская свита (коньяк, кампан, сантон) отложения подразделены на нижнюю – опоковидную и верхнюю – глинистую. Общая толщина свиты 101 – 120 м.

         Ганькинская свита (датский, маастрихт) сложена глинами зеленовато-серыми, с прослоями известковых пород. Толщина свиты 180 – 228 м.

         Палеогеновая система представлена осадками талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. В основном это глинистые разности, за исключением новомихайловской и атлымской свит, представленных неравномерным переслаиванием песков и глин.

         Отложения неогена развиты повсеместно. Для четвертичных отложений характерны аллювиальные и озерно-аллювиальные пески, глины, супеси, суглинки. Толщина 15 – 30 м.

2.1.2.  Тектоника

         В тектоническом отношении Западно-Варьеганское месторождение находится в пределах Ампутинского мегапрогиба – отрицательной структуры первого порядка. С востока площадь месторождения примыкает к Варьеганско-Тагринскому мегавалу. В пределах мегапрогиба выделяется Западно-Варьеганский вал – структура второго порядка, осложненная локальными поднятиями третьего порядка.

         Западно-Варьеганское месторождение приурочено к Западно-Варьеганскому локальному поднятию, представляющему брахиантиклинальную складку скверно-восточного простирания. По замыкающей изогипсе – 2900 м (горизонт Б) поднятие имеет размеры 7,5 х 3,75 км, амплитуду 38 м, углы наклона: С-З – 0^о40’; Ю-З - 0^о43’; Ю-В - 1^о16’ и С-В - 1^о26’.

         По вышележащим отложениям вверх по разрезу крутизна крыльев и амплитуда уменьшается. Структура выполаживается.

         В районе месторождения верхний слой современной мерзлоты достигает 25 м и встречается в виде небольших островов на фоне теплых грунтов. Второй слой древней мерзлоты охватывает отложения атлымской, тавдинской и других свит – глубина 300-350м.

2.1.3.  Нефтегазоносность

         Этаж нефтегазоносности Западно-Варьеганского месторождения охватывает комплекс осадочных пород от среднеюрского до верхнемелового возраста и составляет около двух километров. Промышленно продуктивными являются пласты ЮВ2, ЮВ1 (тюменская свита), средняя глубина залегания 3100 м и 3010 м соответственно; пласты ачимовской пачки, средняя глубина залегания 2820 м; пласт БВ10 (мегионская свита), средняя глубина залегания 2720 – 2735 м.

Пласт ЮВ1(1)

         По пласту ЮВ1(1) выделяются 4 залежи.

         Залежь 1 приурочена к двум локальным поднятиям: Западно-Варьеганскому и Восточно-Сардаковскому. Эксплуатационным бурением вскрыта на Западно-Варьеганском поднятии (т.н. 1 купол Западно-Варьеганского месторождения). Тип залежи – литологически экранированный, газонефтяной. Размеры залежи 16 х 15 км, высота в среднем 50 м.

         Газовая шапка выделена в сводовой части 1-го купола. Положение газо-нефтяного контакта определено по результатам промысловых испытаний гидродинамических исследований скважин и исследований глубинных проб пластовых нефтей, проведенных в 1994 году (автор Г.М.Ярышев). Обоснованная в ТЭО КИН отметка ГНК – 2930 м. Утвержденная ГКЗ – 2916 м (16.05.96 г. протокол №378).

         Уровень ВНК в целом по залежи составляет – 2960 + 5м. Ширина водонефтяных зон колеблется от первых десятков до 2000 м, газонефтяных – от 250 до 2000 м соответственно. Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0,8 м (скв.183Р) до 12,4 м (скв.199Р). Газонасыщенные – от 0,8 м (скв.217) до 8,4 м (скв.56).

         Пласт характеризуется довольно монолитным строением и значительной выдержанностью по площади, глинизируясь на западе и северо-западе  изучаемой площади. Среднее значение пористости по залежи 0,17, проницаемости 3 – 16 мД, нефтенасыщенности 0,64.

         На юго-востоке залежь 1 объединяется с залежью 2, приуроченной к Шиборинскому локальному поднятию (т.н. купол 2). Тип залежи 2 – пластовая сводовая, газонефтяная, ее размеры 5,6 х 5,2 км, высота около 26 м. Первоначальное положение ГНК на втором куполе принято на а.о. – 2942 м, ВНК – а.о. – 2952 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 250 до 1000 м, газонефтяной – от 100 до 1000 м. Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 1,0 м (скв.1087) до 10,4 м (скв.3248). Газонасыщенные толщины выделены от 0,6 м (скв.20004) до 13,2 м (скв.3249). Среднее значение пористости по залежи 0,16, проницаемости 3 – 16 мД, нефтенасыщенности 0,65.

         При переутверждении запасов на ГКЗ РФ (16.05.1996) залежь 2 принята чисто нефтяной.

         Залежь 3 приурочена к Северо-Ампутинскому локальному поднятию Западно-Варьеганского месторождения (т.н. 3 купол).

         Залежь пластовая сводовая, нефтяная. Размеры 6,6 х 2,2 км, высота около 38 м. Положение ВНК принято на а.о. – 2932,2 м. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 250 до 1250 метров. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 м (скв.2336) до 7,8 м (скв.2092, 2351). Среднее значение пористости 0,17, проницаемости 3 – 16 мД, нефтенасыщенности 0,66.

         Залежь 4 расположена к юго-востоку от Шиборинского локального поднятия на малоразмерном малоамплитудном поднятии (т.н. 4 купол месторождения). Залежь пластовая сводовая, нефтяная, размеры 2,2 х 1,8  км, высота 7 м, вскрыта только одной скважиной 223Р. ВНК принят на а.о. – 2965,5 м. Ширина водонефтяной зоны около 250 м. Среднее значение пористости 0,17, проницаемости 11 мД, нефтенасыщеннсти 0,66.

Пласт ЮВ1(2)

         Залежь пласта ЮВ1(2) приурочена к северной части Западно-Варьеганского локального поднятия (купол 1). Залежь литологически экранированная, нефтяная. Размеры залежи – 5,8 х 3,4 км, высота около 30 м. ВНК принят на а.о. – 2952,3-2953,9 м. Ширина водонефтяной зоны от 0 до 500 м. Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 м (скв.3189) до 6,8 м (скв.235Р). Среднее значение пористости по залежи 0,14, проницаемости 4 мД, нефтенасыщенности 0,52.

Пласт ЮВ2(1)

         В пласте ЮВ2(1) вскрыты небольшие залежи нефти: три на 2 куполе и одна на 3 куполе Западно-Варьеганского месторождения.

         Залежь 1 вскрыта скважинами 4171, 4172.

         Залежь 2 вскрыта скважинами 1693, 1678, 4194.

         Залежь 3 вскрыта скважинами 3247, 5142.

         Залежь 4 вскрыта скважинами 2349, 2351.

         Все четыре залежи – литологически экранированные. ВНК проведен условно по самым низким отметкам подошвы нефтенасыщенных прослоев, так как нет скважин, вскрывших водонасыщенную часть коллекторов пласта ЮВ2(1). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м (скв.3247, залежь 3) до 9,7 м (скв.3249, залежь 4). Среднее значение пористости 0,14, проницаемости 1 – 4 мД, нефтенасыщенности 0,57-0,68.

Пласт ЮВ2(2)

         Залежь 1 приурочена к Шиборинскому поднятию (купол2).

         Залежь литологически экранированная, нефтяная, размеры залежи 1,8 х 2,8 км, высота около 40 м. ВНК проведен на а.о. 3069,5 м; ширина водонефтяной зоны до 300 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 м (скв.1691) до 12,4 (скв.970). Среднее значение пористости 0,14, проницаемости 1-4 мД, нефтенасыщенности 0,67.

         Залежь 2 приурочена к Северо-Ампутинскому локальному поднятию (3 купол месторождения). Залежь небольшая по размеру, литологически экранированная, вскрыта двумя скважинами 2349 и 2351. ВНК отбивается на а.о. – 3029 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 3,2 м (скв.2349) до 6,8 м (скв.2351). Среднее значение пористости 0,13, проницаемости 1-2 мД, нефтенасыщенности 0,57.

Пласт Ач5

         Залежь пласта Ач5 выделяется на севере 1-го купола месторождения и вскрыта скважиной 235Р. По ГИС выделено 5,6 м нефтенасыщенной толщины. Тип залежи пластово-сводовый, размер 2,0 х 1,5 км, высота около 12 м. ВНК принят на а.о. – 2869 м. Среднее значение пористости 0,16, проницаемости 1-2 мД, нефтенасыщенности 0,64.

Пласт Ач4

         По пласту Ач4 выделено четыре залежи.

         Залежь 1 расположена на юго-запад от скв.235Р (1 купол).

         Залежь литологически экранирована, размеры 1,7 х 0,7 км, высота до 17 м. ВНК отбивается на а.о. – 2822-2830 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 6 м. Залежь водоплавающая.

         Залежь 2 выделяется южнее, в районе скважин 184Р и 1645.

         Залежь литологически экранирована, ее размеры 2 х 1 км, высота до 17 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 8,6 м (скв.1645). Залежь водоплавающая. ВНК залежи колеблется от -2833 м до –2815 м, повышаясь к зоне неколлектора.

         Небольшие залежи 3 и 4 выделены в единичных скважинах – 1666 и 922 (залежь 3) и в скважинах 924, 410 (залежь 4). Обе залежи примыкают к зоне неколлектора. ВНК залежи 3 принят на а.о. –2812 –2820 м, а залежи 4 на а.о. –2818 м. Нефтенасыщенные толщины залежи 3 достигают до 4,2 м, залежи 4 – 2,6 м соответственно.

         Запасы нефти по пласту Ач4 ГКЗ не утверждены и исключены из подсчета запасов (протокол №378 от 16.05.96 г.).

Пласт Ач3(2)

         По пласту Ач3(2) выделено 3 залежи в районе купола 1, а также две залежи на западе – район скв.183Р и район скв.103Р.

         Залежь 1 в центре купола 1 Западно-Варьеганского месторождения вскрыта четырьмя разведочными скважинами: 180Р, 184Р, 202Р и 206Р и эксплуатационными скважинами, пробуренными на юру. Залежь литологически экранирована с востока, размеры ее 7,5 х 4 км, высота до 45 м. ВНК залежи принят на а.о. от –2835 до –2805 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м до 14,4 м.

         Залежи 2 и 3 небольшие и вскрыты разведочными скважинами 192Р и 211Р соответственно. Залежь 2 сводовая, залежь 3 литологически экранированная. Нефтенасыщенные толщины залежей достигают 1,6 м и 1,2 м соответственно.

         Залежь в районе скв.183Р расположена к западу от 1 купола месторождения и вскрыта тремя разведочными скважинами 183Р, 185Р, 191Р. Залежь литологически экранирована с запада, ее размеры 11,5 х 4 км, высота 24 м. ВНК принят на а.о. –2843 –2828 м. Залежь находится в зоне приоритетного природопользования.

         Залежь в районе скв.103Р расположена к юго-западу от 1 купола месторождения в пределах Восточно-Сардаковского локального поднятия, также находится в зоне приоритетного природопользования. Залежь литологически экранирована с севера, размерыее 6,5 х 4 км, высота 52 м. ВНК принят на а.о. –2823 м.

Пласт Ач3(1)

Залежь пласта Ач3(1) расположена по всему Западно-Варьеганскому месторождению (1 купол месторождения), вскрыта шестью разведочными скважинами: 180Р, 184Р, 202Р, 206Р, 211Р, 236Р и эксплуатационными скважинами, пробуренными на юру. На востоке коллектор пласта Ач3(1) замещается по всей площади, образуя региональную зону неколлектора.

Пласт заглинизирован в скв.192Р и в районе скв.3188. Локальные зоны неколлектора отмечаются внутри залежи по одной-двум скважинам. Размеры залежи 11,25 х 4,25 км, высота 30 м, толщина от 10,4 до 0 м. ВНК принят на а.о. –2820 м на юге (скв.211Р) залежи, в районе скв.180Р ВНК колеблется от а.о. 2810 м до –2811 м. В северной части залежи ВНК колеблется в пределах а.о. –2809 –2800 м.

Пласт Ач3(0)

         Пласт Ач3(0) имеет сложное строение с резкими изменениями толщины. На севере (район скв.235Р) выделена залежь 1, литологически экранированная с востока зоной неколлектора. Размер залежи 2,5 х 1,5 км, высота достигает до 6 м, толщина от 5 м до 0 м. ВНК принят на а.о. –2790 м.

         Залежь 2 имеет сложную конфигурацию и расположена также на 1-м куполе Западно-Варьеганского месторождения, практически полностью окружена зоной неколлекторов. На западе находится небольшая водонефтяная зона. Залежь вскрыта двумя разведочными скважинами: 180Р и 236Р. Размер залежи 8,5 х 3 км, высота около 26 м, толщина от 10,4 до 0 м. Залежь литологически экранированная. ВНК принят на а.о. –2803 м. Нефтенасыщенные коллектора по ГИС выделены в литологической залежи 3 по единичным скважинам 47 и 65. Размер залежи 0,9 х 0,5 км, высота 2 м, толщина от 2 м до 0.

Пласт Ач2б

         Залежь пласта Ач2б расположена на северо-западе купола 1 и вскрыта 4 разведочными скважинами: 180Р, 184Р, 192Р, 206Р и транзитными эксплуатационными скважинами на юру. Залежь литологически экранирована с юго-востока, ее размеры 7 х 2,2 км, высота 30 м, толщина от 7,4 м до 0. ВНК на юго-западе принят на отметке –2782 м, повышается к зоне коллекторов с юго-востока и северо-запада до а.о. –2760 м.

Пласт Ач2а

Залежь пласта Ач2а вскрыта 3 разведочными скважинами: 180Р, 184Р, 192Р и эксплуатационными скважинами, пробуренными на юру, и расположена в пределах залежи пласта Ач2б, но немного большей площади.