Полезные ископаемые республики Удмуртия. Месторождения в удмуртии нефти


Полезные ископаемые республики Удмуртия

Республика богата нефтью, торфом, углем, различными строительными материалами (песок, глина и т. д.). На территории Удмуртской Республики насчитывается 836 месторождений, в том числе 483 месторождений торфа. Территориальным балансом запасов нерудных полезных ископаемых Удмуртской Республики учитывается 353 месторождения известняков. Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений и проявлений ОПИ составляют 1,4 млрд. кубометров. Суммарные запасы и ресурсы месторождений и проявлений торфа и сапропеля составляют 180 миллионов тонн. Это 19 месторождений кирпичных глин, 2 месторождения керамзитовых глин, 2 месторождения известняков на щебень, 5 месторождений известняков для химической мелиорации почв, 29 месторождений и 14 проявлений ПГС, 12 месторождений и 3 проявления строительных песков, 5 месторождений торфа. В 2006 году было добыто 3,6 млн. кубометров минерального сырья на стройматериалы, то уже в 2007 году добыча составила 4,1 млн. кубометров, в 2008 г. объем добычи вернулся на прежний среднемноголетний уровень – 3,4 млн. кубометров. При условии сохранения добычи ОПИ на уровне 2006-2008 годов и отсутствии геологоразведочных работ обеспеченность Удмуртской Республики разведанными запасами кирпичных глин составляет 400 лет, керамзитовых глин – 326 лет, известняков на щебень – 5000 лет, известняков на муку – 690 лет, строительных песков – 250 лет, ПГС вЂ“ 290 лет, торфа – 5400 лет.

На сегодняшний день на территории республики зарегистрировано 115 месторождений нефти, из них в нераспределенном фонде остаются 40. За всю историю нефтедобычи из недр Удмуртии извлечено 277 млн тонн углеводородного сырья. Выработанность начальных суммарных запасов промышленных категорий нефти по республике составляет 45,3%, то есть, остаточные извлекаемые запасы черного золота в Удмуртии превышают 300 млн тонн. Кроме того, неразведанные прогнозные ресурсы нефти оцениваются в объеме не менее 200 млн тонн. Это значит, что при нынешних темпах добычи в 8 млн тонн в год регион сохранит статус нефтедобывающей территории на протяжении ближайших пяти-шести десятков лет.

Из всего нераспределенного фонда с большой натяжкой к средним по российским меркам нефтяным месторождениям Удмуртии можно отнести лишь Карсовайское (около 10 млн тонн запасов категории C1 и примерно столько же запасов C2). Все остальные месторождения нераспределенного фонда - весьма небольшие, максимальный объем извлекаемых запасов среди них - 1,5 млн тонн, а есть и 300, и даже 30 тыс. тонн.

Как правило, в первую очередь находят самые крупные месторождения и разрабатывают их: в республике в 1958 году было открыто Вятское, в конце 60-х - Мишкинское, Киенгопское, Архангельское. Карсовайское трудно с ними сравнивать, и чем дальше идет развитие региона, тем мельче открываемые и разрабатываемые месторождения. Сейчас на карте республике много мелких месторождений вокруг крупных нефтяных полей, но даже из месторождения с запасами 1,5 млн тонн ежегодно можно добывать порядка 30-50 тыс. тонн нефти.

На сегодняшний день подлежащие разработке месторождения находятся в юго-восточной части Удмуртии: Кулюшевское - в Каракулинском, Мушакское - в Киясовском, Окуневское - в Сарапульском и Северо-Алексеевское - в Камбарском районах, и только Шурминское - на западе республики - в Вавожском. Все эти пять месторождений - небольшие. Их геологические запасы составляют порядка 6,7 млн тонн, а извлекаемые запасы категорий С1+С2 оцениваются в 1,6 млн тонн, из которых чуть более половины (852 тыс. тонн) приходится на уже упоминавшееся Окуневское месторождение.

Справка: данные о некоторых месторождениях нефти в Удмуртии:

Окуневское 334 (C1) + 282 (C2) Северо-Алексеевское 82 (C1) Мушакское 224 (C1) + 102 (C2) Шурминское 35 (C1) + 20 (C2) Кулюшевское 245 (C1) + 40 (C2)

www.protown.ru

Новое месторождение в Удмуртии | "ВПриоритете"

Новое месторождение «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» открыто на Чукавинском участке в 5 километрах от города Ижевска. На производственном объекте проведены масштабные геологоразведочные работы, сейсморазведка, бурение, отобран и изучен керн, испытаны перспективные пласты, исследованы пробы нефти и оценены запасы. Первому месторождению в Удмуртии решено присвоить имя знаменитого геолога Арсения Полушкина, который внес большой вклад в развитие нефтяной отрасли республики и страны.

На территории Удмуртской Республики у пермских нефтяников  3 лицензии на право пользования недрами для геологического изучения в пределах Чукавинского, Чернушкинского и Быковского участков. ​

«Мой дед был ученым с очень интересной и нелёгкой судьбой. Родившись в простой крестьянской семье, он сумел получить университетское образование и стал главным геологом Удмуртской нефтеразведки. Прошёл всю войну, в 50-70-е годы разрабатывал и открывал первые месторождения нефти и газа в Предуралье и Западной Сибири.  Я очень рад, что память о нем  жива среди коллег, а имя, благодаря инициативе пермских нефтяников  будет увековечено в названии нового месторождения»,​ — отметил внук  Арсения Полушкина Сергей Дмитриев.

«Это давняя традиция, лукойловцы гордятся месторождениями Архангельского, Сухарева, Преображенского и другими в Прикамье. Из уважения к истории Удмуртской нефти теперь появится еще и Полушкинское. Так  сохраняется память о тех, кто стоял у истоков, ветеранах и первооткрывателях», — сказал представитель Президента ПАО «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае Олег Третьяков.​

Справка:

Арсений Савельевич Полушкин​ (1909-2003) считается первооткрывателем  нефти в Удмуртии. С 1946 по 1963 год  он трудился в Ижевской государственной союзной конторе геологоразведочных и буровых работ —  сначала простым специалистом, а после главным геологом. В этот период он участвует в выработке стратегии и  определении участков, где возможно получение промышленных притоков нефти. В результате им выбран Вятский участок Арланского месторождения, на котором в 1954 году были получены первые промышленные притоки нефти на территории Удмуртии. В 1962 году им были открыты такие месторождения как Архангельское (оно войдет в историю нефтедобычи в Удмуртии, как первое месторождение, запущенное в промышленную эксплуатацию), и Чутырско-Киенгопское, которое до сих пор считается  крупнейшим на территории республики.​

Поделитесь хорошей новостью

vprioritete.company

Результаты в условиях разработки нефтяных месторождений Удмуртии

Поиск Лекций

Решение о конверсии добывающей скважины в разветвленную с горизонтальным одним или нескольким стволами в интервале продуктивной части залежи нефти принимается обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда эксплуатация ее становится нерентабельной, но в разрезе эксплуатируемого пласта имеются пропластки с невыработанным запасом нефти.

При этом ставится главная задача избавиться от высокой обводненности скважины и повысить нефтеизвлечение за счет более тщательного изучения остаточных запасов наличия невыработанных участков залежи и др. условий.

Кроме перечисленных выше требований к выбору вертикальных скважин для зарезки боковых стволов проводится тщательное изучение самой конструкции скважины и ее состояния для оценки возможного осуществления запланированных мероприятий. Исследуется качество крепления скважины на герметичность заколонного пространства. При наличии заколонных перетоков, источников обводнения и др. неисправностей принимается решение о проведении ремонтных работ или отказе от намеченных мероприятий по зарезке второго ствола. При благоприятном исходе определяется состояние подземного и наземного оборудования, проводятся профилактические мероприятия по удалению возможных солевых и смолопарафиновых отложений, осуществляется шаблонирование ствола скважины. Только после осуществления полного комплекса мероприятий приступают к вырезанию окон в эксплуатационной колонне. Высота окон зависит от профиля искривленного участка и обычно не превышает 6-7 м, т.е. не превышает расстояние между муфтами. Проверка вырезанного интервала на соответствие проекту осуществляется геофизическими методами с использованием малогабаритных каверномеров и муфт-локаторов. Бурение второго ствола производится как правило, радиусом 110-120 м с набором зенитного угла до 80-90 градусов и проходкой по продуктивному пласту нисходящим профилем.

При выборе скважин для бурения БГС, помимо перечисленных выше критериев, определяющую роль имеют параметры технического и технологического плана: формирование горизонтального ствола в разрезе нефтенасыщенного пласта длина горизонтального ствола, размещение горизонтальных стволов по площади залежи в зависимости от степени выработки запасов , текущие дебиты нефти, обводненность скважин и их состояние плотность сетки скважин, наличие целиков нефти и невыработанных пропластков и др. В первую очередь следует рассматривать скважины, находящиеся в пьезометрическом фонде, в консервации, в бездействии в связи с предельной обводненностью и нерентабельностью их эксплуатации из-за низкого дебита.

Перед началом БГС необходимо проводить комплекс исследований по выявлению обводненного пласта с привлечением аналогичной информации по соседним добывающим и нагнетательным скважинам. Необходимо учитывать не только прямые геолого-промысловые исследования, но и реализованные системы заводненния, определяющие направления фильтрационных потоков и положение невыработанных целиков нефти. При этом в карбонатных коллекторах следует учитывать трещиноватость и проницаемость.

Для геологических и технологических условий разработки черепетской залежи Мишкинского месторождения при зарезке БГС особое внимание следует обращать на поиск невыработанных зон как по площади так и по разрезу продуктивного пласта. При этом необходимо учитывать, что процесс разработки черепетского объекта протекает весьма сложно. В связи с высокой трещиноватостью карбонатного коллектора происходит подтягивание подошвенных вод к забоям добывающих скважин в виде конусов обводнения. Разработка объекта, к тому же, ведется при площадном термополимерном заводнении. В этих условиях обводнение скважин происходит наиболее интенсивно как пластовыми так и закачиваемыми водами. Невыработанные предполагаемые зоны по разрезу следует связывать с кровельной частью продуктивного пласта по площади - с участками между добывающими скважинами, не захваченными фильтрационными потоками закачиваемых вод. По мере увеличения объемов закачки невыработанные по площади участки залежи будут уменъшатъся. С учетом представленной модели обводнения продуктивного пласта можно определить следующие критерии бурения БГС:

- БГС следует бурить в обводненных скважинах;

- БГС можно бурить как параллельно стволу обводненных скважин, так и перпендикулярно к нему в зависимости от формы целика нефти;

- длину горизонтального ствола ограничить 50-100 м и размещать его строго в средней части между забоями обводнившихся скважин в целях предупреждения быстрого его обводнения за счет подтягивания конусов пластовой и закачиваемой воды;

- горизонтальный ствол бурить в кровельной части продуктивного пласта.

На башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения критерии бурения БГС в основном те же, за исключением размещения БГС в разрезе продуктивной части залежи. БГС должен формироваться в той части продуктивного разреза, которая по результатам промысловых исследований не вырабатывается. Как правило, это верхняя пачка пластов А4-1, А4-2, А4-3.

 

Бурение БГС осуществляется на пяти месторождениях: Мишкинском, Ельниковском, Чутырско-Киенгопском, Гремихинском и Ельниковском. Всего в эксплуатации находится 48 БГС. Основной объем реализован на Мишкинском месторождении. На 1.01.98г. эксплуатируется 15 БГС со среднесуточным отбором нефти 145,5 т/сут. при обводненности 24,8 %. Средний дебит БГС - 9,7 т/сут., по вертикальному стволу - 0,2 т/сут. с обводненностью 83%.Срок окупаемости 1,27 года.

В дополнении к технологической схеме черепетского объекта разработаны основные критерии размещения БГС по разрезу продуктивного пласта и по площади залежи. Тот факт, что по БГС получены высокие дебиты нефти при невысокой обводненности, свидетельствует о правомочности выбранных критериев.

На втором месте по технологической и экономической эффективности бурения БГС башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения. Наиболее удачно пробурены БГС на Чутырской площади. Текущий дебит одного ствола 8,6 т/сут против 0,3 по вертикальному стволу. Окупаемость 1,1 года. По Киенгопской площади текущий дебит несколько ниже - 3,7 т/сут. по вертикальным скважинам.

 

Литература: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. – Самара: Кн. изд-во, 1998

Билет № 30

poisk-ru.ru