Белозерско-Чубовского месторождения

89

обводнения скважин (наличие конусообразования) привели к низкой эффективности процесса вытеснения по ним и их разработки. Основные залежи пласта находятся в завершающей стадии разработки и внесения принципиальных корректив в сложившуюся систему не требуют. Выводы

Так как пласт Б-2+Б-3 Белозерско-Чубовского месторождения включает в себя много небольших залежей нефти, к

рассмотрению (как пример) предлагается залежь Центрального участка. По данной залежи будут рассмотрены технологические показатели, энергетическое состояние и т.д. Характеристика фонда и рекомендации по дальнейшему совершенствованию систем разработки будут приведены по всем залежам рассматриваемого пласта Б-2+Б-3.

Первый максимум добычи нефти достигнут в 1963 г. и составил 125,371 тыс. т или 2,6% от НИЗ. Средние дебиты скважин составляли 115,3 т/сут по нефти, 141,7 т/сут жидкости.

Ввод новых скважин обусловил второй пик добычи нефти – 226,090 тыс. т в 1992 г. при темпе отбора 4,7% от начальных извлекаемых запасов, фонде скважин 20 единиц и обводненности 63,8%.

В1992 г. для поддержания отборов нефти организовано очаговое заводнение путем перевода одной добывающей скважины (скв.142) под закачку воды.

Вдальнейшем, несмотря на организацию ППД, ввод шести новых скважин (скв.257, 267 с пласта ДК, 268, 439,

505, 506) уровни добычи нефти снижались, рост обводненности продукции продолжался.

В 2001 - 2014 г.г. на залежи проводился ряд геолого-технических мероприятий, таких как, ввод из бездействия семи скважин, перевод с нижележащего горизонта двух скважин, ввод из бездействия одной скважины, перевод под закачку одной скважины, увеличение производительности – 13 скв./опер., РИР – три скв./опер., вторичное вскрытие пласта - три скв./опер., что позволило удержать темпы отборов нефти на уровне 0,5 – 0,9% от НИЗ, несмотря на

Консорциум « Н е д р а »

90

сокращение действующего фонда скважин.

За весь период разработки в эксплуатации на залежь Центрального купола пребывало 33 скважины, в том числе три скважины переведены из добывающих под закачку воды. Плотность сетки скважин 28,7 га/скв.

По состоянию на 01.01.2015 г. в общем фонде числится 24 скважины, из них четыре скважины ликвидированные, в

том числе одна после эксплуатации, три скважины пьезометрические. В эксплуатационном добывающем фонде числятся

12 скважин – все действующие. В нагнетательном фонде пребывает три скважины – две действующие под закачкой,

одна пьезометрическая.

Скважины добывающего фонда эксплуатируются с невысокими дебитами, в основном до 10 т/сут и довольно высокой обводненностью. С обводненностью более 90% эксплуатируются 82% добывающего фонда скважин.

В 2014 г. добыто 44,309 тыс. т нефти или 0,9% от НИЗ нефти и 599,849 тыс. т жидкости. Средние дебиты скважин составляют 10,1 т/сут по нефти, 136,3 т/сут по жидкости.

Средняя обводненность продукции 92,6%. В пласт закачено 90,148 тыс. м3 воды, средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 268,2 м3/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 17,0%.

Контроль динамики пластового давления на Белозерско-Чубовском месторождении осуществлялся в большинстве случаях пересчетом статических уровней в скважинах, так и непосредственно инструментальными замерами давления глубинными манометрами.

Действующим проектным документом на разработку Белозерско-Чубовского месторождения является

«Дополнение к проекту разработки …», выполненное в 2012 г. ООО «СамараНИПИнефть».

В период 2010-2012 г.г. действующим проектным документом является «Дополнение к проекту разработки

Консорциум « Н е д р а »

91

Белозерско-Чубовского месторождения», выполненное в 2007 г.

На протяжении 2010-2012 г.г. разработка объекта осуществлялась с превышением фактических показателей добычи нефти над проектными на 35%, 33% и 38% соответственно. При этом уровни отборов жидкости в 2010-2011 г.г.

соответствовали проектному, а в 2012 г. превышали проектные уровни на 19%. При отставании фактического добывающего фонда от проектного на 3-5 скважин, превышение отборов обусловлено более высокими показателями дебитов скважин при более низкой фактической обводненности.

Закачка воды на протяжении этих трех лет превышала запроектированные показатели в 2-3 раза. Фонд действующих нагнетательных скважин соответствовал проектному в 2010 г. и был выше проектного на 2 единицы в

2011-2012 г.г.

В период 2013-2014 г.г. разработка объекта велась в соответствии с запланированными показателями по добыче нефти и жидкости Действующий фонд в 2013 г. соответствовал проектному, в 2014 г. был на две единице ниже проектного.

По состоянию на 01.01.2015 г. из залежи извлечено 4452,603 тыс. т нефти и 19456,468 тыс. т жидкости. Двумя скважинами (скв.31, 72) извлечено 40,1% от накопленной добычи в целом по залежи. Степень выработки НИЗ составляет 93,3%, текущий КИН - 0,533 при утвержденном 0,571. Накопленный объем закаченной в пласт воды составляет 1275,767 тыс. м3, при компенсации отбора жидкости закачкой с начала разработки 6,9%

Эффективность процесса разработки пласта Б-2+Б-3 бобриковского горизонта на Белозерско-Чубовском месторождении удовлетворительная по сравнению с пластами бобриковского горизонта других месторождений Самарской области. Выработка запасов по пласту Б-2 происходит удовлетворительно. По большей площади залежи

Консорциум « Н е д р а »

92

наблюдается активный водонапорный режим. В местах расположения остаточных нефтенасыщенных толщин имеется достаточно высокая плотность сетки добывающих скважин. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами

(пористостью 19-23%, проницаемостью от 407 мД до 1,141 Д коэффициенты извлечения нефти утверждены на уровне

0,571-0,668. По залежам Западного, Восточного, Центрального участков пласта бобриковского горизонта на различных куполах Белозерско-Чубовского месторождения достигнутые КИНы, потенциально возможные и оцененные по характеристикам вытеснения превышают 0,6. Разработка залежей районов скважин (скв.203, скв.34, скв.748)

единичными скважинами, что подтверждается расположением кривых характеристик вытеснения, а также характер обводнения скважин (наличие конусообразования) привели к низкой эффективности процесса вытеснения по ним и их разработки. Основные залежи пласта находятся в завершающей стадии разработки и внесения принципиальных корректив в сложившуюся систему не требуют.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.«Дополнение к проекту разработки Белозерско-Чубовского нефтяного месторождения Самарской области», 2012 г.

ООО «СамараНИПИнефть».

2.«Дополнение к проекту разработки Белозерско-Чубовского месторождения», 2007 г., ООО «Технологический центр Б.Ф. Сазонова»

3.vgenergy.ru Поиск исследователей в области нефти и газа.

4.Методическое пособие по выполнению курсового проекта, Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Самара, Самарский государственный технический университет, 2015 г., с.46

5.Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти». М., «Недра», 1989 г., с. 245

Консорциум « Н е д р а »

93

6.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти.

Под общ. ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: "Недра", 1983-455с.

7.Желтов Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений», М, 1986 г.

8.Справочник нефтяника, ОАО «Самаранефтегаз», 2008 г.

Консорциум « Н е д р а »