Белозерско-Чубовского месторождения

vk.com/id446425943

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

58

В2005 г. ОАО «Гипровостокнефть» выполнен авторский надзор за разработкой Белозёрско-Чубовского месторождения, в котором проведён анализ состояния разработки залежей нефти, начиная с ввода месторождения в эксплуатацию.

В2007 г ООО «Технологический центр Б.Ф. Сазонова» выполнено «Дополнение к проекту разработки Белозерско-

Чубовского месторождения».

Действующим проектным документом на разработку Белозерско-Чубовского месторождения является

«Дополнение к проекту разработки …», выполненное в 2012 г. ООО «СамараНИПИнефть». Работа утверждена ЦКР Роснедра в 2013 г. со следующими основными положениями:

Общий фонд – 258 скважин, в т.ч. 147 добывающих и 28 нагнетательных, пьезометрических – 18, специальных –

15, ликвидированных – 50.

Фонд для бурения – 13 скважин, 9 добывающих, 4 нагнетательных.

Бурение БС – 7 скв./опер.

Бурение БГС – 1 скв./опер.

- Применение физико-химических методов воздействия на пласт.

2.2 Анализ разработки объекта Б-2,Б-3 с начала эксплуатации

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и

Консорциум « Н е д р а »

59

ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

2-ая стадия – называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

3-ая стадия – падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин.

Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

4-ая завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности. Разработка месторождения ведется до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98-99%.

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.

Пласты Б-2+Б-3 Центральный участок

1-ая стадия – 1960-1961 г.г.

Залежь нефти введена в разработку в марте 1960 г. путем ввода в эксплуатацию скв.31, расположенной на западе участка в зоне максимальных толщин. Скважина вступила в работу фонтанным способом с дебитом 35,7 т/сут нефти и обводнённостью 44,2%, что скорее всего обусловлено наличием технической воды в стволе скважины. В последующие

Консорциум « Н е д р а »

60

месяцы скважина добывала безводную нефть, период фонтанирования продолжался 14,5 лет, при этом вода в продукции скважины появилась на третий год эксплуатации. В январе 1963 г. введена в эксплуатацию скв.72 фонтанным притоком безводной нефти дебитом 79,2 т/сут. В сентябре 1963 г. механизированным способом вступила в работу скв.41 с дебитом безводной нефти 42,2 т/сут, однако через два месяца скважина обводнилась, обводненность продукции составила 42%.

2-ая стадия – 1963-1992 г.г.

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.

В1970 – 1987 г.г. разбуривание залежи продолжилось, в эксплуатацию введены еще 10 скважин (скв.122, 126, 133, 134, 141, 142, 207, 220 с пласта ДК, 264, 406). Скважины в ступали в работу в основном с водой фонтанным и механизированным способами добычи. Темпы отборов нефти в этот период изменялись от 1,3 до 2,0% от НИЗ.

В1990 – 1992 г. пробурены и введены в эксплуатацию еще 13 добывающих скважин (скв.270, 412, 413, 419, 420, 422, 450, 456, 501, 502, 504, 507, 508), из них две (скв.507, 508) совместные с пластом В-1. 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.

3-я стадия – 1993-2014 г.г.

В дальнейшем, 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.

Консорциум « Н е д р а »

61

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%.

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%

Динамика технологических показателей залежи Б-2,Б-3 Центрального купола Белозерско-Чубовского месторождения представлена в таблице 2.1 и на рисунке 2.1.

Консорциум « Н е д р а »

62

2.3 Анализ фонда скважин

Характеристика фонда скважин залежей пласта Б-2+Б-3 представлена в таблице 2.2. Распределение фонда скважин по накопленной добыче нефти и закачке, дебитам нефти, жидкости и обводненности, а так же приемистости представлено в таблицах 2.3-2.8.

Консорциум « Н е д р а »