Чутырско-Киенгопское месторождение
Чутырско-Киенгопское месторождение самое крупное в Удмуртнефти. Разрабатывать его начали в далеком 70-ом. От деревень по соседству Чутырь и Киенгоп и дали название месторождению. За 4,5 десятилетия здесь пробурили почти 800 скважин, из недр подняли свыше 100 млн т нефти [6].
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%.
Мишкинское месторождение
Мишкинское месторождение нефти было открыто в 1966 году. Оно расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики,в 60 км к северо-востоку от г. Ижевска, севернее г. Воткинска.
На Мишкинском месторождении выделено 4 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III) и турнейский (IV). В разработке находится два поднятия – Воткинское и Черепановское. Мишкинское месторождение относится к числу низкопродуктивных по большинству объектов разработки в связи с неблагоприятными геолого-физическими параметрами пластов и нефти. Нефть имеет повышенную вязкость по I, II и III объектам, и высокую по IV. Верейский, башкирский и турнейский объекты представлены залежами с карбонатными, кавернозно-трещиноватыми высокорасчленёнными коллекторами. Раз- работка их в условиях традиционных методов с закачкой воды протекает весьма не- эффективно. Происходит опережающее обводнение добывающих скважин закачиваемой и пластовой водой. Основная площадь Мишкинского месторождения охвачена треугольной сеткой с расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами 500 метров (7-точечный элемент). Северо-западная и западная части месторождения разбурены по уплотнённой сетке 250 × 500 метров (13-точечный элемент). По состоянию на 31.12.2016 года в целом по месторождению добыто 28649 тыс. тонн нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,127. В 2016 году фактическая добыча нефти составила 994 тыс. тонн. Все объекты Мишкинского месторождения разрабатываются с применением искусственного поддержания пластового давления. Реализованы площадные системы заводнения на I, II и III объектах. Основным агентом закачки является пресная вода. На IV объекте проводится промышленный эксперимент по закачке раствора полимера и воды. Опытные работы по закачке горячей воды на II объекте, проводимые с 1987 го- да, прекращены по техническим причинам (обычная конструкция нагнетательной скважины не позволяет использовать в качестве агента горячую воду). Эксперимент по за- качке горячей воды на двух элементах III объекта не осуществлялся [7].
|
|
|
|
|
|
Мишкинское нефтяное месторождение, эксплуатируемое ОАО «Удмуртнефть», также находится на поздней стадии разработки. Для интенсификации добычи нефти и снижению темпов падения объемов добычи нефти, проводятся мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти [9].
В числе этих мероприятий: бурение боковых горизонтальных стволов (БГС), гидроразрыв пласта (ГРП), оптимизация работы скважин, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ).
Гремихинское месторождение
Гремихинское месторождение – это нефтяное месторождение, которое относится к компании ОАО Удмуртнефть. Это одно из самых крупных нефтедобывающих предприятий в Удмурдской республике. Оно располагается в западной части Воткинского района в Удмуртской Республике и относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 25 километрах от месторождения находится город Ижевск. Данное месторождение стало объектом для проведения экспериментальных исследований в нефтедобывающей отрасли в Российской Федерации. Здесь проводятся различные испытания, вводится новое технологическое оборудование, которое работает по принципу нагнетания теплоносителя в пласт с нефтью. Сегодня все опытные работы и исследования уже завершены. Основная цель всего этого – это создания высокоэффективных способов разработки залежей с высоковязкой нефтью. Гремихинское месторождение постоянно проходит модернизацию для того, чтобы соответствовать в полном объеме экологической безопасности.
|
|
|
Гремихинское месторождение характеризуют как очень прибыльное месторождение. Несмотря на то, что здесь преимущественно тяжелая нефть, добыть её на месторождении можно в больших объемах. Начальные извлекаемые запасы составили 25 миллионов тонн нефти. Промышленная нефтеносность на Гремихинском месторождении связана с отложениями нижнего карбона и среднего.
Гремихинское месторождение было открыто в 1964 году в ходе бурения параметрической скважины. Именно она и подтвердила наличие нефти в каменноугольных отложениях. Поисково-разведочное бурение началось в 1965 году, а в 1967 году оно было завершено. На тот период была подтверждена нефтеносность в нижнем и среднем отделе каменноугольных отложений. В промышленную разработку месторождение было введено в 1981 году, а до этого времени оно было в консервации [10].
Как и все основные месторождения ОАО «Удмуртнефть», Гремихинское месторождение находится на поздней стадии разработки.
Ельниковское месторождение
Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 км от г. Ижевска, в 35 км от г. Сарапула.
Открыто оно в 1972 г, введено в О-П эксплуатацию в 1977 г.
Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.
На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.
Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно - и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.
По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные.
Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.
Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые. Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый.
В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.
В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов.
На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм2 [11].
Несмотря на то, что месторождение находится на четвертой стадии разработки, оно является площадкой для испытания новых технологий и в настоящее время 505 скважин Ельниковского месторождения обеспечивают суточную добычу нефти на уровне 2150 т/сут. Месторождение стало площадкой для испытаний нового оборудования, одна из наиболее успешных примененных технологий нефтедобычи — одновременно-раздельная эксплуатация. Также внедряются новые компоновки одновременно-раздельной закачки и добычи, зарезка боковых горизонтальных стволов.
Для интенсификации добычи на Ельниковском месторождении применяется комплекс геолого-технических мероприятий: дострелы пласта, изоляционные работы по ограничению водопритока, обработки призабойной зоны. С прошлого года на карбонатных коллекторах применяются гидроразрывы пласта с закреплением проппантом. Проведенные 37 операций ГРП дали средний пусковой прирост около 11 т/сут.
Данный положительный опыт позволил пересмотреть стратегию разработки месторождения в сторону увеличения проведения операций гидроразрыва пласта как наиболее эффективного способа повышения эффективности нефтедобычи.
Заключение
Технологии добычи нефти регулярно совершенствуются и улучшаются, но даже несмотря на это базовый технико-конструкционный подход к освоению месторождений остается прежним. Разница будет заключаться лишь в отдельных аспектах, которые учитываются еще на этапе проектирования. Так или иначе, 4 стадии разработки нефтяных месторождений остаются ключевыми, их базовые конфигурации выполнения не меняются, но могут корректироваться подходы к конкретным операциям. Это касается разведывательных мероприятий, средств регуляции добычи, оценки продуктивности залежей и т. д. Эти и другие показатели учитываются проектировщиками не только на первоначальном этапе исследования месторождения, но и непосредственно в ходе его разработки. Именно это позволяет своевременно менять тактику производства работ, внося те или иные корректировки и в характер применения технического инструментария.
В республике Удмуртия работает Удмуртнефть, которая владеет 60 лицензиями на право пользования недрами на лицензионных участках, расположенных на территории ркспублики.
По оценкам специалистов, выработанность начальных суммарных извлекаемых запасов промышленных категорий нефти в регионе составляет около 50% [8].
То есть, остаточные извлекаемые запасы нефти в Удмуртии оцениваются порядка 300 млн т.
Получается, при темпах добычи на уровне 11 млн т/год нефти в республике хватит еще на 26 лет.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 2907; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!