Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 5.48 км²
Западно-Хатаяхское-П нефтяное месторождение
Западно-Хатаяхское-П нефтяное месторождение находится на территории Усинского района Республики Коми в 55 км к северо- востоку от г.Усинска.
Район характеризуется развитой инфраструктурой.
В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах
Сандивейского поднятия Хорейверской впадины.
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в карбонатных отложениях веякской свиты нижнего силура (пласт S1v).
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Залежь нефти S1 v массивная, сводовая, тектонически экранированная ,
размерами 6,8 х О,4 - 1,1 км, высота залежи 47 м.
Пласт S1v охарактеризован керном в одной скважине. Выполнено 101 определение пористости, 64 определения проницаемости и 16 определений водоудерживающей способности.
Фильтрационно-емкостные свойства пород оценивались по ГИС и ГДИ. По ГИС выполнено 41 определение пористости и насыщенности в трёх скважинах. По ГДИ выполнено три определения проницаемости в двух скважинах.
В работе коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС , проницаемость по керну.
Физико-химические свойства нефти изучены по девяти глубинным и шести устьевым пробам, отобранным из двух скважин. Нефть легкая, незначительной вязкости, среднесернистая, смолистая , парафинистая.
Коэффициент вытеснения и относительные фазовые проницаемости по нефти и воде определены на одной составной модели из одной скважины.
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов приведены в таблице 1.
СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ
Месторождение открыто и введено в разработку в 2005 г.
По состоянию на 01.01.2019 г. на месторождении пробурено четыре скважины, в добывающем действующем фонде числится две скважины, одна нагнетательная скважина в консервации, одна ликвидирована.Все действующие скважины оборудованы ЭЦН. Проектный фонд реализован на 57%.
Разработка залежи фактически велась на естественном режиме. Под закачкой работала периодически одна скважина (всего 1,5 года в период 2010-2016 гг.).
Всего накопленная закачка воды составила 1,8 тыс. м3 (накопленная компенсация отбора 0,3%). С 2016 г. нагнетательная скважина находится в бездействии.
На 01.01.2019 г. на месторождении добыто 366 тыс.т нефти, 375 тыс.т жидкости. Обводненность добываемой продукции составила 3,0%, текущий КИН 0,128 при утвержденном 0,425.
В 2014-2017 гг. расхождение фактических и проектных показателей добычи нефти находится в пределах допустимых отклонений.
В 2018 г. расхождение ниже допустимых отклонений, (проект - 66, 1 тыс.т., факт - 20,1 тыс.т, отклонение -69,6%), в связи с невыполнением проекта по бурению двух добывающих скважин в 2016 и 2017 гг., и вводу двух нагнетательных скважин для ППД.
В 2018 г. средний дебит нефти 28,5 т/сут (проект - 47,7 т/сут), меньше проектного на 40,3 %, средний дебит жидкости - 29,4 т/сут (проект - 73,5 т/сут), ниже проектного на 60,0 %. Коэффициент эксплуатации 0,97. Закачка воды отсутствует. Обводненность меньше проектной на 32, 1 %. Отклонение накопленной добычи нефти от проектной составляет 10,7 %.
Пластовое давление снижено от начального значительно, составляет 16,6 МПа, находится на уровне давления насыщения 16,0 МПа. Проявлений режима растворенного газа не установлено.
По проекту планировалось в межпроектный период провести семь ГТМ, в том числе четыре СКО, два дострела, один РИР. Кроме того, с 2017 г.
предполагалось начать циклическую закачку воды. Дополнительная добыча нефти по проекту от ГТМ составляла 12,5 тыс.т.
Фактически за межпроектный период проведено семь ГТМ по оптимизации работы скважин, и одна СКО. Дополнительная добыча нефти составила 10,7 тыс.т.
Программа доразведки месторождения не выполнена, так как связана с бурением новых скважин.
Программа по контролю за разработкой выполнена частично. Проводилось гидропрослушивание на двух скважинах. Определение пластового давления по КВД проводилось в 2016 г. Регулярно проводились замеры забойных давлений датчиками ТМС.
Месторождение находится на начальной стадии разработки. Отбор от НИЗ по состоянию на 01.01.2019 г. составляет 30% при текущей обводненности продукции 3,0%.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Западно-Хатаяхского-II нефтяного месторождения. Нуйкин И.Ю., Семенова М.О., Воронина Н.И., и др. 2019
Следующее Месторождение: Северо-Тибейвисское