Файл: Геологическая часть.docx

касается Чутырской площади, то по ней проектные решения были полностью выполнены в 1976 году, однако уровень добычи не поднялся выше 2,2 млн т. Кроме того, объемы закачки по Киенгопской площади вдвое превысили отбор жидкости, однако из-за низкой продуктивности добывающих скважин возможности заводнения могли быть использованы не в полной мере, что вело к тому, что уровень добычи продолжал оставаться низким. Что же касается Чутырской площади, то закачка, несмотря на избыточность ее объема, не оказала никакого влияния на внутренние ряды добывающих скважин, которые составляли треть всего фонда [1, с. 25]. В связи с вышеизложенным объединением «Удмуртнефть» было предложено на Киенгопской площади провести работы, в рамках которых количество добывающих скважин было увеличено в 1,6 раза посредством трансформации семиточечной частоты на участках с нефтенасыщенной толщиной более 10 м в площадную тринадцатиточечную систему, причем количество нагнетательных скважин при этом не изменилось. В целом сетка скважин была уплотнена до 18 га/скв, причем соотношение добывающих и нагнетательных скважин стало равным 4:1. Все вышеперечисленное дало возможность увеличения нефтедобычи до 2,3 млн т в год. Что же касается Чутырской площади, то на участках, нефтенасыщенные толщины которых составили более 10 метров, было произведено уплотнение сетки скважин в добывающих рядах, а разрезание было дополнено очаговым (площадным) заводнением. Количество добывающих и нагнетательных скважин было увеличено в 1,6 раза, причем их соотношение стало равным 2:1, при этом закачка воды в разрезающие ряды была ограничена. Вышеперечисленные мероприятия дали возможность увеличения добычи нефти на данной площади до 3,0 млн т к 1982 году. Соответственно, можно говорить о том, что опыт разработки пласта А4 Чутырско-Киенгопского месторождения говорит о целесообразности применения в рассматриваемых геолого-физических условиях уплотненной сетки добывающих скважин при повышенном соотношении добывающих и нагнетательных скважин. Таким образом, подводя итог исследованию, можно сделать ряд выводов относительно особенностей уплотнения сетки скважин в качестве одного из направлений повышения эффективности нефтеотдачи на Чутырско-Киенгопском месторождении

---

, а именно: В силу того, что имеет место слабая изученность и переоценка возможностей гидродинамических методов воздействия, в процессе проектирования не всегда есть возможность полного учета геолого-физических параметров пластов и флюидов, отличающихся малой продуктивностью, что в дальнейшем ведет к необходимости существенно корректировать системы разработки нефтяных месторождений. На ряде месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе и на Чутырско-Киенгопском, в течение долгого периода времени не были достигнуты проектные показатели в силу того, что системы разработки, запроектированные по аналогии с объектами, коллекторские свойства которых являются более высокими, показали недостаточную эффективность. Анализ геолого-промысловых материалов Чутырско-Киенгопского месторождения, разработка которого является достаточно длительной, дает возможность говорить о том, что значительное улучшение нефтеотдачи может быть достигнуто посредством использования более активных систем воздействия и уплотнения сеток скважин

14. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

---

3.4. Состояние выработки запасов нефти

Разбуривание Восточного участка начато в 1990 году в соответствии с

«Технологической схемой разработки Восточного участка Чутырско-Киенгопского

месторождения».

На Восточном участке Киенгопской площади выделен 1 эксплуатационный объект,

объединяющий пласты верейского горизонта Киенгопской площади и пласты верейского

горизонта и башкирского яруса в пределах южного блока Восточного участка.

Ввод в промышленную разработку северного блока из-за отсутствия положительного

народно-хозяйственного эффекта не был рекомендован.

Технологической схемой разработки предусматривалось:

- разбуривание залежи по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами

400 м;

- площадная система заводнения;

- циклическое воздействие в безморозный период;

- механизированный способ эксплуатации;

- забойное давление в добывающих скважинах 4-5 МПа;

- давление на устье нагнетательных скважин – 10-15 МПа;

- соотношение добывающих и нагнетательных скважин - 1,9;

- накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 115 %;

- общий фонд скважин – 76, в т.ч. 44 добывающих, 23 нагнетательных, 9 специальных;

- фонд скважин для бурения – 65, в т.ч. 42 добывающих, 21 нагнетательная, 2 оценочных.

На 1.01.2015г. объект полностью разбурен. В соответствии с проектным документом на

выделенный эксплуатационный объект пробурено 65 скважин. В связи с изменением границ

лицензионного участка, 20 скважин осталось в пределах утвержденного контура

нефтеносности верейского объекта Киенгопской площади и 45 скважин на Восточном участке.

Выделенный эксплуатационный объект полностью разбурен в соответствии с технологической

схемой разработки.

Добыча нефти ведется механизированным способом (ШГН). Часть скважин с высокой

обводненностью и низкими дебитами нефти выведена из добывающего фонда в консервацию

---

(9 скважин или 20 % от общего эксплуатационного фонда).

31

По состоянию на 1.01.2015г. на собственно Восточном участке числится 45 скважин, из

них 15 добывающих, 11 нагнетательных, 1 контрольно-наблюдательная, 9 в консервации и 9

ликвидированных. Характеристика фонда скважин приведена в таблице

Наименование	Характеристика фонда скважин	Объекты
		Верейско-башкирский
Весь фонд скважин, шт		45
Фонд добывающих скважин	Всего, шт: В том числе, шт: Действующие УЭДН ЭЦН ШГН Бездействующие	15 12 3
Фонд нагнетательных скважин	Всего, шт: В том числе, шт: Действующие Бездействующие, Из них по геолого-технологическим причинам	11 11
Специальные скважины	Контрольные и пьезометрические Дающие техническую воду Поглощающие	1
	В консервации В ожидании ликвидации Ликвидированные	9 9

Таблица 2.2 – Динамика основных показателей по добыче нефти.

Год	Дни добычи	Добыча, тыс. т		Дебит, т/сут		Обводненность, %	Падение добычи нефти, %	Закачка, куб.м	Приемистость, куб.м/сут	Действующий фонд
		нефти	жидк.	нефти	жидк.					нагнетательных	добывающих
2004	5817	20.5	29.8	3.5	5.1	31.2	9.4	44810.0	10.8	12	17
2005	6635	16.8	28.1	2.5	4.2	40.1	-17.8	53611.0	14.6	12	21
2006	7068	14.5	26.8	2.0	3.8	46.0	-14.0	32031.0	11.3	11	20
2007	7576	10.9	23.3	1.4	3.1	53.4	-25.0	27300.0	9.4	11	22
2008	6090	12.9	27.3	2.1	4.5	52.7	18.8	30900.0	9.3	7	16
2009	6231	12.1	30.8	1.9	4.9	60.5	-6.0	32950.0	12.0	8	18
2010	6366	11.4	31.0	1.8	4.9	63.3	-6.3	33150.0	12.6	8	18
2011	6294	12.8	38.6	2.0	6.1	66.8	12.8	44100.0	13.9	8	18
2012	5942	9.8	41.2	1.7	6.9	76.2	-23.4	46210.0	12.7	8	15
2013	4716	9.2	40.1	2.0	8.5	77.1	-6.2	48470.0	14.5	7	11
2014	3493	7.8	28.0	2.2	8.0	72.1	-15.4	41800.0	12.2	8	12

---

15. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

---