анализ применения горизонтальных скважин. Геологическая часть

• Название: Геологическая часть
• Анкор: анализ применения горизонтальных скважин
• Дата: 17.05.2023
• Размер: 1.18 Mb.
• Имя файла: geologia(1).docx
• Тип: Документы; #1137419
• страница: 4 из 12

Вывод по разделу

Чутырско-Киенгопское месторождение открыто в 1962 году.

Чутырско-Киенгопское месторождение - самое крупное месторождение в Удмуртнефти. 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.

Основные промышленные скопления нефти на месторождении приурочены к пласту А4 башкирского яруса. Продуктивная толща представлена чередованием продуктивных и плотных известняков. Тип коллектора поровый, порово-кавернозный, реже трещинный. Проницаемые разности не выдержаны по толщине, часто расчленяются за счет замещения плотными породами, как по площади, так и по разрезу. Залежь единая, массивно-слоистая.

Залежь пласта А_4. Давление насыщения пластовой нефти 10,45 Мпа. По сравнению с верейской газонасыщенность нефти в данной залежи заметно ниже – 20,90 м³/т. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 8,1 мПа с. Газовый фактор при условиях сепарации равен 14,95 м³/т. В компонентном составе газа однократного и многократного разгазирования преобладает азот (43,6 и 43,6% мол. соответственно). Среди углеводородных компонентов высокое содержание имеет метан–пропановая фракция (41,6 и 32,1% мол соответственно).

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

10. 3. Технологический раздел

11. 3.1. Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения

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%.