Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту

Запасы нефти тыс.т				Запасы газа млн.м3
Начальные		Остаточные		Начальные		Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
8184	4583	3888.28	287.33	294.62	164.99	139.98	10.34

ВЫВОДЫ

Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара.

Залежь нефти пласта Д₁ пластовая, сводовая, по всей площади нефтеносности подстилается пластовой водой.

Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи – 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65, пористость 0,18, проницаемость 0,135 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях 4.46 мПа с, средняя нефтенасыщенная толщина 6.4 м.

Воды пластов Д_к и Д₁ терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией.

Запасы нефти составили начальные балансовые 8184 тыс.т., начальные извлекаемые 4583 тыс.т.. Остаточные балансовые 3888.28 тыс.т., остаточные извлекаемые 287.33 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 294.62 млн.м³, начальные извлекаемые 164.99 млн.м³. Остаточные балансовые 139.98млн.м³, остаточные извлекаемые 10.34млн.м³.

2 Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов.

Белозерско-Чубовское месторождение включает в себя Белозерскую и Чубовскую площади, считавшиеся ранее самостоятельными месторождениями. Граница между площадями неоднократно изменялась и в настоящее время имеет только административное значение.

Глубокое разведочное бурение на Белозёрской площади начато в феврале 1958г. Впервые промышленная нефтеносность установлена скв.18 в октябре 1958 года (западный участок). В результате бурения и освоения скв.18 на Белозёрской площади был получен промышленный приток нефти составивший 61 т/сут через 4,8 мм штуцер из пласта Б₂ бобриковского горизонта нижнего карбона.

На Чубовской площади в августе 1959 года скв.3 установлена промышленная нефтеносность пласта Д₁ пашийских отложений верхнего девона (приток нефти через 12 мм штуцер составил 158,4 т/сут).

В 1960 г. институтом «Гипровостокнефть» был проведён первоначальный подсчёт запасов нефти и попутного газа по пласту Д₁ и составлены проекты разработки пласта Д₁ Чубовского участка.

Для разработки пласта Д₁ Чубовского купола предусматривалось 15 эксплуатационных скважин, расподоженных тремя линейными рядами по сетке 500х600м.

В 1963 году был выполнен повторный подсчёт запасов нефти и газа продуктивных пласта девона (Д₁) Белозёрского и Чубовского месторождений. Необходимость повторного подсчёта запасов была вызвана весьма значительными изменениями морфологии структур, выявленными в результате эксплуатационного бурения. Особенно значительные структурные изменения выявились по пласту Д₁ Чубовского купола. В связи с этим уменьшились объёмы залежей и соответственно запасы нефти и газа.

В 1973г. институтом «Гипровостокнефть» наряду с работой по подсчёту запасов, проведён детальный анализ разработки залежи нефти продуктивного пласта Д₁ Белозёрско–Чубовского месторождения, в котором с целью ликвидации разностадийности и улучшения условий разработки на Белозёрском участке было предложено уплотнение сетки скважин: бурение 9-ти эксплуатационных скважин (скв.121, 133,123,124,125,126,130,131,132) на центральном и восточном куполах, и тем самым увеличение темпа разработки. Рекомендации выполнены лишь частично. В 1974-1978гг. из 9-ти рекомендованных были пробурены лишь 5 скважин (скв.123,125,126,130,131).

В 1979 г. был составлен уточнённый проект разработки, который был утверждён ЦКР (протокол №676 от 25 мая 1979 г.). В проектном документе предусматривалось вести разработку пласта Д₁ по принятому ЦКР II варианту:

Усиление системы заводнения за счёт перевода под нагнетание 3-х добывающих скважин по пласту Д_1. Кроме того, в 1989 -1991 гг. на залежи пласта планировалось бурение 8 - ми добывающих скважин взамен выбывающих из фонда по техническим причинам.

В связи с уточнением геологического строения месторождения ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» в 1981 г. проведён анализ состояния разработки залежей нефти пластов Д₁, Д_к, Б₂ и обоснована целесообразность бурения дополнительных скважин на пласты Б₂ и Д₁.

Для интенсификации отборов нефти из залежи пласта Д₁ к бурению рекомендованы скв.218, 209, 210, 215, 238 и 276.

За период с 1978 по 1985 гг. включительно в основном все проектные решения «Уточнённого проекта разработки…» и работы были выполнены. По пласту Д_к, как намечалось, нагнетательные скважины переведены под закачку после использования их в качестве добывающих, при освоении в скв.206 проведена повторная перфорация и вскрыты не перфорированные ранее пропластки. Фонд добывающих скважин пласта Д₁ увеличился на 10 единиц (по сравнению с проектом) за счёт бурения резервных скважин.

В 1990 году, в соответствии с протоколом технико-экономического совета ПО «Куйбышевнефть» (№ 21 от 25 августа 1989г.), была составлена дополнительная записка к «Проекту разработки Белозёрско-Чубовского месторождения», в которой уточнён второй вариант разработки Белозёрско-Чубовского месторождения и откорректирован перспективный план добычи по всем пластам и в целом по месторождению с учётом фактического состояния разработки.

По пласту Д₁ запланировано бурение 9-ти добывающих (скв.601, 602, 606, 607, 608, 609, 610, 611, 613); 5-ти нагнетательных (скв.604, 605, 612, 614, 615); 1 резервной (скв.616) и 2-х оценочных скважин (скв. 617, 618). Бурение и местоположение скв.611,613 ставилось в зависимость от результатов бурения нагнетательной скв.612. Местоположение скв.616, 617, 618 предполагалось определить после завершения разбуривания залежи.

Из 17 запланированных к бурению на пласт Д₁ скважин на 1.01.12 г. пробурено 12 скважин: из них только шесть на пласт Д₁ (включая скв. 610, в проекте - добывающую, которая на 1.01.2007 г. находится в освоении под нагнетание), а также скв.617, которая была ликвидирована по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны; шесть скважин (включая две нагнетательные скв.614,615, которые проектировались в качестве добывающих) – на пласт Д_к.

В 2006 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. В результате анализа выявлено несоответствие величин запасов, числившихся на балансе РГФ на 01.01.12г., текущему состоянию разработки. В работе рассмотрено два прогнозных технологических варианта и проведено технико-экономическое обоснование вариантов по месторождению в целом.

Первый вариант предусматривал разработку месторождения существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2012 г.

Второй вариант выполнен на базе первого и дополнительно предполагает, ввод из бездействия простаивающих скважин, перевод скважин на вышележащие горизонты, перевод под нагнетание с целью внедрения или усиления системы заводнения, проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), дополнительную перфорацию, мероприятия по интенсификации, бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, боковых горизонтальных стволов (БГС) и боковых наклонно-направленных стволов в вертикальных добывающих скважинах.

На 01.01.13 г. действующим проектным документом на разработку Белозёрско-Чубовского месторождения является «Авторский надзор за выполнением проектных документов на разработку месторождений ОАО «Самаранефтегаз …» 2006г., выполненный ОАО «Гипровостокнефть», и утверждённый ЦКР РФ (протокол № 3465 от 2.11.06).