25. 1.2. Аганское нефтяное месторождение

Аганское нефтяное месторождение расположено в пре­делах Нижневартовского свода Западной Сибири. Разрез его представлен породами палеозойского фундамента, триасовой, юр­ской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В результате разведочных работ в разрезе выявлены нефтяные залежи в пластах БВ₂₂, БВ₁₉, БВ₉, БВ₈, БВ₆, а также нефтепроявления в пластах АВ₄, АВ₃. Этаж нефтеносности достигает 350 м. Геолого-промысловые параметры пластов представлены в табл. 47.

Геолого-промысловые особенности нефтяных залежей описываемого месторождения были установлены в процессе разведочных работ на стадии подсчета запасов нефти и проектирования разработки прямыми, геофизическими, гидродинамическими и геолого-промысловыми методами. Кроме того незначительное внимание уделялось изучению пластов с помощью глубинных дебитомеров и расходомеров. Обобщение и интерпретация геолого-промысловой информации по изучаемому месторождению осуществлялись графическим способом путем построения схем, карт, геологических разрезов. В меньшей степени обобщение геолого-промысловой информации производилось на основе количественной оценки средних значений и степени рассеяния изучаемых признаков.

На основе обобщения получаемой информации пласт БВ₂₂ ачимовской пачки в песчаной фации зафиксирован в северо-за­падной и восточной частях структуры. В скв. 4, 5 толщина песча­ников достигает 8,8 м, в скв. 9 песчаники полностью замещаются глинами. При испытании скв. 4 получен приток безводной нефти дебитом 10,2 м³/сут при депрессии 4,8 МПа, пластовое давление 24,6 МПа, а при опробовании скв. 5 получен приток нефти с дебитом 7,3 м³/сут при депрессии 84,3 МПа. Плотность нефти 0,843 г/см³, вязкость 5,4 мм²/с (при 20° С), содержание парафина; 2,1%, серы 0,52%. Залежь литологически экранированная.

Таблица 47

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Аганского месторождения

Параметры	Продуктивные пласты
	БВ9	БВ8	БВ6	БВ22	БВ19
Тип залежи	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Литоло-гически экраниро-ванная	Литоло-гически экраниро-ванная
Общая толщина пласта, м	21,7	19,7	5,5	12,6	9,0
Начальная отметка ВНК, м	-2176	-2176	-2055	-2356	-2401
Толщина плотных перемычек, м	4 – 8	90 – 95	-2055	-2401	2356
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,850	0,848	0,884	0,843	0,929
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,725	0,736	0,829	-	-
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2/с	6,18	6,59	33,89	5,4	3,18
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,60	0,55	3,25	-	-
Начальное пластовое давление, МПа	22,36	22,48	20,59	25,26	-
Давление насыщения, МПа	10,8	10,94	10,15	-	-
Газовый фактор, м3/т	102	106	49	90	90
Содержание серы, %	0,93	0,89	1,09	0,52	0,5
Содержание парафина, %	1,69	2,65	3,46	2,1	1,84
Дебит нефти, т/сут	180	50 – 170	94,92	3,40	1,7
Температура пласта, 0С	71	71	70	76	73

Пласт БВ₁₀ в песчаной фации распространен также на отдельных участках площадей: на северо-западе (район скв. 4, 5, 8) и на юго-востоке (скв. 2, 10, 12). Эти зоны отделены друг от друга полосой глинизации, прослеживающейся через центральную часть площади в северо-восточном направлении (скв. 3, 11). Характерно, что нефтеносность зафиксирована только в скважинах юго- восточной зоны. Коллекторы пласта БВ₁₀ северо-западной зоны по данным БКЗ водоносны. Эффективная толщина пласта изменяет­ся от 0 до 8,6 м. При испытании скв. 10 получена безводная нефть, дебит ее составил 2,15 м³/сут при депрессии 2,5 МПа. Плотность нефти 0,829 г/см³, вязкость 3,18 мм²/с, содержание серы 0,5%, парафина 1,84%. Залежь литологически экранированная.

Пласт БВ₉ сложен песчаниками, алевролитами и глинами. Проницаемость изменяется от 0,0023 до 0,396 мкм². Наблюдается чет­ко выраженная закономерность в изменении эффективных тол­щин по площади. Так, на западном крыле суммарная толщина коллекторов составляет 4—5,6 м (скв. 3, 5, 8), к востоку она постепенно возрастает, достигая 16,6—19,4 м (скв. 9, 10). Число пропластков от трех до шести. При опробовании пласта при 8-мм штуцере дебит нефти равен 180 т/сут, газовый фактор 52 м³/т. Плотность нефти 0,849 г/см³, вязкость 618 мм²/с, в пластовых условиях плотность достигает 0,742 г/см³. Раздел нефть - вода установлен на отметке —2176 м, высота залежи при этом составит 55 м. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная.

Пласт БВ₈ представлен песчаниками и алевролитами, но степень его неоднородности гораздо меньше по сравнению с нижележащим пластом. Число пропластков от одного до трех. Порис­тость колеблется от 19,7 до 25%, проницаемость от 0,004 до 2,198 мкм². В распределении эффективных толщин наблюдается точно такая же закономерность, как и для описанного выше пласта, причем на востоке и северо-востоке они составляют 11,4—13,8 м (скв. 4, 6,9, 10), а на юго-западе— 19- 20,4 м (скв. 2 8). Нефть полученная из пласта, имеет плотность 0,849 г/см³, вязкость 6,71 мм²/с. В пластовых условиях плотность 0,724 г/см³ и вязкость 0,65 МПа*с, объемный коэффициент 1,294. Пластовое давление равно 22,0 МПа, давление насыщения 11,0 МПа, газовый фактор 106 м³/т. Дебиты нефти при 8-мм штуцере колеблются от 50 до 170 т/сут. ВНК проводится на отметке —2176 м. Высота залежи при этом составит 75 м. Залежь пластовая сводовая.

Пласт БВ₆, сложенный песчаниками, алевролитами, глинами, залегает в низах вартовской свиты. Пористость определялась по геофизическим данным. Коэффициент продуктивности по индикаторной кривой равен 30 м³/(сут*МПа), проницаемость 2,799 мкм². В сводовой части эффективная толщина пласта около 2 м (скв. 1, 4), к крыльям же она возрастает, достигая 7,2 м (скв. 8).

При опробовании пласта в скв. 4 через 10-мм штуцер получен фонтан нефти дебитом 116 м³/сут, через 8-мм штуцер — 90 м³/с газовый фактор 34 м³/м³. В пластовых условиях плотность нефти 0,829 г/см³, вязкость 3,25 МПа*с, давление насыщения 10,15 МПа. Плотность сепарированной нефти 0,885 г/см³. ВНК по данным опробования и геофизическим материалам проводится на отмет­ке -2055 м. Залежь пластовая сводовая, высота ее 35 м.

В 1971 г. институтом Гипротюменнефтегаз была составлена комплексная схема разработки и обустройства Аганского нефтя­ного месторождения, а в 1972г.—дополнительная записка к тех­нологической схеме разработки данного месторождения. Уточнен­ный вариант разработки, предложенный Центральной комиссией по разработке Министерства нефтяной промышленности, предусматривал разработку лишь залежи пласта БВ₈. Рекомендовалось разрезание залежи поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки с пятирядным размещением добывающих скважин и су­жение полосы с целью достижения максимального уровня добычи нефти. Кроме того, в виде эксперимента в общей системе разра­ботки планировалась одна полоса с трехрядным размещением добывающих скважин. Намечалось также сопоставление уточнен­ного варианта с вариантом трехрядного размещения добывающих скважин при равной ширине полосы.

В качестве уточненного принят вариант с пятирядным распо­ложением скважин и одной полосы с трехрядным расположением. Предусматривалось бурение 407 скважин, из которых 253 добы­вающие, 83 нагнетательные, 24 водозаборные, 47 резервных; ис­пользуются также 10 разведочных скважин. Месторождение было введено в разработку в 1973 г.

Таким образом, недостаточное количество исходного геолого-промыслового материала не позволило проектировать разработку как в целом всего месторождения, так и залежи пласта БВ₉. Здесь на северо-восточном и юго-западном участках запасы нефти под­считаны по категории С₂. О недостаточной изученности залежи свидетельствует и принятая сетка скважин с пяти- и трехрядным расположением скважины. Не получено материалов по нефтенос­ности пластов группы А, которые регионально нефтеносны в пре­делах Нижневартовского свода.

Полученные за последнее время геолого-промысловые материа­лы позволяют все же с некоторой долей условности оценить про­дуктивные пласты с точки зрения их разработки, наметить пред­варительную схему разработки в целом всего месторождения.

Изучение положения залежей нефти в разрезе месторождения, их литологические и коллекторские особенности, свойства нефти как в пластовых, так и поверхностных условиях, соотношение пло­щадей нефтеносности и вмещающих запасов нефти и газа, харак­тер режима пластов и результаты их испытаний позволяют пред­варительно наметить следующие варианты сочетания продуктивных пластов в эксплуатационные объекты, объекты возврата и т.д., представленные в табл. 48.

Таблица 48