Файл: Геологическая часть.docx

Общая площадь объекта – около 250 кв. км. Она отличается преимущественно одиночным (не кустовым) расположением скважин. Нефтеносность относится к терригенным и карбонатным коллекторам. В эксплуатации три объекта: верейский, башкирский и визейский. Основная доля накопленной добычи нефти приурочена к башкирскому объекту разработки. Всего на Чутырской площади пробурено 718 скважин. По состоянию на 1 декабря 2017 года действующий добывающий фонд составляет 326 скважин, нагнетательный фонд, находящийся под закачкой, 216 скважин. Суточная добыча превышает 1580 тонн нефти.

 В настоящее время на месторождении осуществляется активное бурение и обустройство новых скважин с применением передовых методов интенсификации добычи нефти. Выполняется поинтервальная соляно- кислотная обработка скважин, дострелы пласта и ремонтно-изоляционные работы по изоляции интервалов притока воды и газа. Ведутся работы по подготовке к бурению боковых горизонтальных стволов (БГС) на трёх скважинах. Также в 2017 году на Чутырской площади месторождения запущены путём разбуривания БГС две скважины.

Разработка месторождения ведется в соответствии с «Проектом разработки Чутырско-Киенгопского месторождения Удмуртской АССР.

На данный момент основные объекты месторождения находятся в четвертой стадии разработки, характеризующейся падающей добычей нефти и прогрессирующим обводнением.

Накопленная добыча нефти по месторождению составила 41041,061 тыс. т нефти или 56 % от начальных извлекаемых запасов, жидкости – 140089,524 тыс. т, среднесуточная добыча нефти – 1864,7 т/сут, средний дебит скважины: по нефти- 5,7 т/сут, по жидкости-53,1 т/сут. За период разработки в пласты закачено -161782,816 тыс. м3 воды, среднесуточная закачка составляет – 14935,5 тыс. м3, приемистость одной скважины в среднем – 150,9 м3. Обводненность фонда скважин составляет 89,3%.

 

12. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

---

3.2. Анализ состояния фонда скважин

Накопленная добыча нефти по месторождению составила 41041,061 тыс. т нефти или 56 % от начальных извлекаемых запасов, жидкости – 140089,524 тыс. т, среднесуточная добыча нефти – 1864,7 т/сут, средний дебит скважины: по нефти- 5,7 т/сут, по жидкости-53,1 т/сут. За период разработки в пласты закачено -161782,816 тыс. м3 воды, среднесуточная закачка составляет – 14935,5 тыс. м3, приемистость одной скважины в среднем – 150,9 м3. Обводненность фонда скважин составляет 89,3%.
В 2006 году фактическая добыча нефти по площади составила 668,16 тыс.т. Годовая добыча жидкости составила 6288,765 тыс.т, обводненность скважин 89,4%. Основной объём добычи нефти (90 %) по Киенгопской площади приходится на башкирский объект, по этому же объекту на данный момент наблюдаются высокие остаточные запасы нефти.
Добыча нефти ведется механизированным способом.

В 1991 году Южный блок участка начал разбуриваться согласно технологической схеме, принятой в 1988 году. В процессе разбуривания ежегодно до 1993 года проводился перевод запасов нефти категории С₁ в категорию В, в результате чего запасы нефти категории С₁ по верейским пластам полностью, а по башкирским отложениям частично были переведены в категорию В. Позднее в северной части Южного блока с целью доразведки запасов категории С₂ были пробурены две разведочные скважины 30 и 36, при испытании в которых установлена водонасыщенность коллекторов, скважины были ликвидированы. Кроме того, в эксплуатационных скважинах 1208 и 1218 верейские пласты вскрыты на отметках ниже уровня ВНК и по ГИС характеризуются как водонасыщенные. При опробовании в открытом стволе скважины 1208 получен приток пластовой воды, после чего скважины были ликвидированы без спуска колонны

Таким образом, по результатам бурения в 1996 году было произведено списание запасов нефти верейского горизонта (В-II и В-III) категории С₂ в количестве 1352 тыс. т геологических и 340 тыс. т извлекаемых, а также выполнена переоценка запасов пласта В-III, в результате чего за счет увеличения объема нефтенасыщенных пород по категории В получен прирост в количестве 586 тыс. т геологических и 147 тыс. т извлекаемых запасов нефти. Башкирский ярус в процессе разбуривания был вскрыт не всеми скважинами

---

, и переоценка запасов не проводилась, хотя по результатам геофизических исследований в новых скважинах, вскрывших башкирские отложения, структурные построения изменились, показав небольшое уменьшение площади нефтеносности.

В настоящее время на балансе ВГФ числятся начальные запасы нефти в количестве 2214 тыс.т геологических, 564 тыс.т извлекаемых категории В и 925 тыс.т геологических, 279 тыс.т извлекаемых категории С₁ на Южном блоке, 666 тыс.т геологических, 51 тыс.т извлекаемых категории С₁.

Запасы нефти участка отнесены к категории трудноизвлекаемых: по пластам В-II (категория С₂) и В-III и пластам Бш-1, Бш-2 по критерию «малопроницаемые коллектора» и по промышленным категориям запасов пласта В-II по критерию «залежи с малой толщиной». Структура начальных геологических запасов представлена на рисунке 1.4.



Рисунок 1.4 – Структура начальных геологических запасов.

Таблица 1.7 - Запасы нефти Чутырско-Киенгопского месторождения.

№ п/п	Участок	Пласт	Категория	Кат. запасов	Зоны	Всего
					Нефтяная
1	Южный блок	В-II	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	1275	1275
			Начальные извлекамые запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	320	320
			Отобрано с начала разработки на 01.01.2015г.		139,7
			Коэффициент нефтеизвлечения, доли единицы.		0,251
		В-III	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	761	761
			Начальные извлекамые запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	191	191
			Отобрано нефти с начала разработки на 01.01.2015г.		46,4
			Коэффициент нефтеизвлечения, доли единицы.		0,251
		Бш-1	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	717	717
			Начальные извлекамые запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	216	216
			Отобрано с начала разработки на 01.01.2015г.		0,4

---

Продолжение таблицы 1.7

№ п/п	Участок	Пласт	Категория	Кат. запасов	Зоны	Всего
					Нефтяная
1	Южный блок	Бш-1	Коэффициент нефтеизвлечения, доли единицы.		0,301
		Бш-2	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	386	386
			Начальные извлекамые запасы нефти, тыс.т.	А+В+С1	116	116
			Отобрано нефти с начала разработки на 01.01.2015г.
			Коэффициент нефтеизвлечения, доли единицы.		0,301

13. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

---

3.3. Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов интенсификацию добычи нефти на данном месторождений

Изначально для такого рода пластов были предусмотрена практически такие же системы разработки, какие использовались для высокопродуктивных объектов (например, на Арланском месторождении и др.). Позже была доказана необходимость применения более активных разновидностей заводнения [4, с. 220]. В настоящий же период времени на ряде объектов Чутырско-Киенгопского месторождения применяются системы, в которых активные виды воздействия сочетаются с уплотненными сетками скважин порядка 16–19 га/скв. Однако, необходимо отметить, что не все исследователи положительно воспринимают тенденцию уплотнения сеток скважин на малопродуктивных пластах. В связи с этим вопрос оценки отдельных результатов разработки малопродуктивных объектов в условиях различных систем разработки приобретает особую актуальность. Такого рода исследования были выполнены И. П. Васильевым, М. М. Ивановой, А. Г. Пантелеевой и др. [2, с. 359]. На Чутырско-Киенгопском месторождении основная нефтяная залежь массивно-пластового типа приурочена к трещинно-поровым карбонатным коллекторам башкирского яруса (пласт А4). В разрезе принято выделять шесть прослоев-коллекторов, средняя толщина нефтенасыщения которых составляет 12 метров, проницаемость составляет порядка 200–103 мк, в то время как вязкость пластовой нефти является повышенной и достигает величин в 8–12 мПа-с [5, с. 3]. Введение залежи в разработку датируется 1970 годом на Киенгопской площади и 1973 годом на Чутырской площади. В рамках проектных документов предусматривалось использование площадной семиточечной системы, причем скважины размещались в рамках равномерной треугольной сетки 600х600 на Киенгопской площади и в рамках блоковой трехрядной системы с разрезанием залежи на полосы шириной 2,6 км, причем сетка скважин имела следующие параметры: 700х600х600 (на Чутырской площади). Проектный уровень на тот период времени составлял, соответственно, 2,0 и 3,6 миллионов тонн в год. Проектные решения по Киенгопской площади были в полной мере выполнены к 1975 году, однако, несмотря на это, уровень добычи нефти в 1,2 млн т был достигнут только к 1976 году, причем этот уровень, как можно видеть, был значительно ниже заявленного. Что же

---