Горбачева Г.И., Тепляков Е.А., Южакова В.М. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

Программа ГРР в нераспределённом фонде недр включает в себя следующие геолого-технические показатели:

1. Проходка 200 тыс.м, в том числе параметрического 3.3 тыс.м, поисковое бурение сосредоточено на 42 поисковых участках, в т.ч. на 12 новых. В опоискование предполагалось ввести 46 объектов (ресурсы кат. С₃ – 172.6 млн. т), а всего 289.5 млн.т. Прирост запасов нефти по категории С₁ – 39.7 млн.т, по С₂ – 144.5 млн.т. Эффективность 925 .9 т/м.
2. Запланировано с учетом переходящих скважин с 1999 года закончить строительством 98 скважин (392 объекта).Кроме того, по протоколу Постоянно-действующей комиссии ГРР по ХМАО от 13.07.2000 года в программу 2000 года включено 16 скважин проходкой 47630 м. Следует отметить, что только три из них в 2000 году забурены и переходят бурением на 2001 год (18-Адым-Юганская, 50-Западно-Ханты-Мансийская, 622-Восточно-Каменная).
3. Сейсморазведочные работы планировались в объёме 7150 км, в том числе региональные – 640 км, ВСП – в 30 скважинах. Фактически отработано 6083.5 км сейсмопрофилей, в том числе региональных — 438.3 км. ВСП проведено в 8 скважинах (9 Верхнесабунской, 9 Пурумской, 28 Тункорской, 272 Васанской, 14 Мултановской, 90 Малоегурьяхской, 4 Ташинской, 7 Боровой).

В 2000 году поисковое бурение по Территориальной программе в нераспределенном фонде недр проводилось на 41 поисковом участке и 8 одиночных скважинах; проходка составила 165412 м, испытано 270 объектов, в том числе в открытом стволе 164 объекта.

По состоянию на 1.01. 2001 года

Забурено 59 скважин, введен в опоискование 41 объект, с ресурсами С3 — 122.85 млн.т (извлекаемые), в том числе 3 объекта с ресурсами С₃ - 3.3 млн.т из программы 2001 года .

1. Закончены строительством 44 скважины, в том числе 11 продуктивных: 27-Южно-Хангокуртская, 2-Силамарская, 1-Восточно-Толумская, 223-Июльская, 32-Кумская, 843-Гальнадская, 90-Малоегуръяхская, 11,12-Мултановские, 133-Западно-Ливадийская, 7-Боровая;15 с непромышленными притоками нефти и нефтепроявлениями: 41–Северо-Турьяхская, 221-Восточно-Тюменская, 181-Большенергинская, 31бис Северо-Фобосская, 10-Западно-Ташинская, 2–Каурая, 72-Сосново-Мысская, 3-Шугурская, 602-Лермонтовская, 9-Пурумская, 14-Мултановская, 844-Постнокортская, 30-Новонялинская, 4-Ташинская, 48-Западно-Ватлорская;18 непродуктивных: 2-Восточно-Сурьяхская, 1-Западно-Сабунская, 173-Северо-Каремпостская, 7-Западно-Верхнетолькинская, 9-Верхнесабунская, 10322-Войтинская, 1-Аллюрная, 12-Малолеклорская, 40-Турьяхская, 7-Питингская, 1-Сарманская, 102-Васихинская, 1-Нижнеафонькинская, 272-Васанская, 8-Сабунская, 3-Среднепомутская, 4-Южно-Махнинская, 11-Восточно-Пылькараминская.
2. В испытании находится 7 скважин: 185-Большенергинская, 764-Северо-Рогожниковская, 545-Шишкъюганская, 28-Тункорская, 172-Западно-Яганокуртская, 621-Восточно-Каменная, 543-Южно-Санлорская.
3. В ожидании испытания 12 скважин: 1-Северо-Айяунская, 620-Восточно-Каменная, 183-Восточно-Грибная, 20-Среднекондинская, 845-Восточно-Гальнадская, 305-Западно-Чанатойская, 40-Севериная, 430-Гуслинская, 114-Северо-Няртольская, 181-Северо-Ортъягунская, 134-Западно-Ливадийская, 3-Восточно-Панлорская.
4. Во временной консервации (в процессе испытания) 9 скважин: 2-Верхнетолькинская, 542-Южно-Санлорская, 561-Мытаяхинская, 1-Восточно-Пылькараминская, 611-Пушкинская, 47-Западно-Ватлорская, 652-Западно-Туманная, 53-Пальяновская, 1-Панлорская.
5. В бурении 15 скважин, в том числе одна скважина 201-Ошкинская из программы 2001 года: 111-Половинкинская (забой 2089 м), 11-Северо-Апрельская (забой 3176 м), 35-Восточно-Рогожниковская (забой 2725 м), 261-Большекуимлорская (забой 2648 м), 28-Южно-Хангокуртская (забой 2193 м), 622 Восточно-Каменная (забой 2853 м), 4-Усть-Тапсуйская (забой 1402 м), 211-Южно-Лунгорская (забой 2100 м), 201-Ошкинская (забой 1400 м), 526-Восточно-Чистинная (забой 2776 м), 179-Южно-Яркая (забой 3003 м), 29-Татъеганская (забой 2500 м), 182-Новоортъягунская (забой 2105 м), 50-Западно-Ханты-Мансийская (забой 525 м), 18 Адым-Юганская (забой 1903м).
6. Готова к бурению 1 скважина: 2-Северо-Айяунская.
7. В монтаже 11 скважин: 480-Западно-Чистинная, 828 Айгульская, 275-Южно-Амнинская (2001 г.), 765 Северо-Рогожниковская (2001 г.), 720-Восточно-Никольская, 8-Восточно-Ларломкинская (2001 г.), 41-Даманная (2001 г.), 845-Постнокортская, 276-Вельюганская (2001 г.), 30-Северо-Терпеевская (2001 г.), 2-Урманная (2001 г.).

За 2000 год прирост извлекаемых запасов нефти составит по категории С₁ – 16.1 млн.т, по категории С₂ – 48.1 млн.т.

В течение 2000 года открыто 12 нефтяных месторождений: Восточно-Грибное, Силамарское, Западно-Ватлорское, Восточно-Толумское, Боровое, Июльское, Малоегурьяхское (Марталлеровское), Кумское, Восточно-Каменное, Гальнадское, Западно-Туманное, Западно-Ливадийское.

1. Восточно-Грибное месторождение. В скважине 183-Грибной поднято 3.1 м песчаников с УВ (пласт Ю₁, интервал 2856-2863 м). При работе ИПТ получен приток нефти дебитом 24,4 м³/сут при DР – 120.7 атм. (инт. 2850-2893 м). Открыто одноименное месторождение. Скважина находится в ожидании испытания.
2. Силамарское месторождение. В скв.2-Силамарской из пласта Ю₃ (интервал 2834-2840 м) при первичном вскрытии притока не получено, хотя коллектор по ГИС выделяется довольно четко (скважина простояла в ожидании испытания 2 года). Был дострелян интервал 2840-2844 м. После МПД и обработки CaCl₂ получен приток нефти дебитом 9.0 м³/сут при СДУ-1100 м. Из пласта Ю₂, интервал 2812-2832 м, получен приток нефти дебитом 3 м³/сут при СДУ – 1157 м. После работ по интенсификации притока (струйный насос) получен приток нефти дебитом 6.9 м³/сут при СДУ-1181 м. Скважина закончена строительством.Открыто одноименное месторождение нефти.
3. Западно-Ватлорское месторождение. В скв. 47-Западно-Ватлорской перфорирован пласт Ю₂-3 в интервале 3126-3152 м, получена пластовая вода дебитом 1.3 м₃/сут при СДУ=1000 м. Из пласта Ю₀ (инт.3080-3089 м, 3030-3014 м) получен приток нефти дебитом 2.7 м₃/сут при СДУ=1270 м. Перфорирован пласт АС₁₂ в интервале 2922-2939 м, получен приток нефти дебитом 2.6 м³/сут при СДУ=1040 м. Проведен ЗГРП-01-1 (заряды по гидроразрыву пласта). Получен дебит нефти 9.6 м³/сут при СДУ=1335 м. Открыто одноименное месторождение нефти.Перфорирован пласт АС₉ в интервале 2611-2628 м, получен приток нефти дебитом 0.9 м³/сут при СДУ=1206 м. Скважина находится во временной консервации до проведения ГРП.
4. Восточно-Толумское месторождение. В скв.1 Восточно-Толумской после проведенной интенсификации пласта Ю₂ в интервале 2046-2054 м получен приток нефти дебитом 5.12 м³/сут при СДУ-1165 м.Открыто одноименное месторождение.
5. Боровое месторождение. В скв.7 Боровой из пласта Ю₁ отобраны песчаники нефтенасыщенные, при испытании в открытом стволе в интервале 2207-2243 м (пласт Ю₁) получен фильтрат бурового раствора с нефтью дебитом 10.8 м³/сут при средней депрессии 102.55 кгс/см³. При испытании в колонне интервала 2242-2246 м (Ю₁²) получен приток нефти дебитом 6.2 м³/сут при DР-95.3 МПа, из интервала 2231-2237 м (Ю₁¹) получен приток нефти дебитом 12.5 м³/сут при DР=100 атм.Открыто одноименное месторождение.
6. Июльское месторождение.В скв. 223 Июльской из пласта АС₁₀ интервал 2378-2382 м получен приток нефти дебитом 6.3 м³/сут при Ндин=686.5 м.
7. Марталлеровское (Малоегурьяхское) месторождение. В скв.90 Малоегурьяхской, пласт Ю₁¹, из интервалов 2761-2766, 2768-2771 м получен фонтан нефти на 8- мм штуцере дебитом 79 м³/сут; из пласта БВ⁸, интервал 2441-2445 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 105.6 м³/сут на 6-мм штуцере.
8. Кумское месторождение. В скв. 32 Кумской из пласта Ю₁ при испытании интервала 2670-2672 м на 6-мм штуцере получен фонтан нефти 39.9 м³/сут.
9. Восточно-Каменное месторождение. В скв.620 Восточно-Каменной из пластов Ю_2-3, Ю₄, базального пласта (Ю₁₀) подняты алевролиты с запахом нефти. По материалам ГИС отложения пласта Ю_2-3 толщиной 13.8 м интерпретируются как нефтенасыщенные. При испытании базального пласта ИПТ получен приток нефти дебитом 8.2 м³/сут при давлении 158 атм.В связи с тем, что пласт Ю_2-3 испытан в скв.53 (интервал 2509-2530 м), получен приток нефти дебитом 9.3 м³/сут при СДУ-1187 м, запасы в районе этой скважины подсчитаны по категории С₁, а на остальной части залежи (район скв.620, 621) по категории С₂, до результатов испытания пласта в колонне. Открыто Восточно-Каменное месторождение.
10. Гальнадское месторождение. В скв.843 Гальнадской из пласта Ю₁ (интервал 3200-3209 м) после работы вихревого насоса был получен приток нефти дебитом 6.5 м³/сут при DРср=128 атм.
11. Западно-Туманное месторождение. В скв.652 Западно-Туманной при испытании пласта Ю_2-3 в интервале 2914-2940 м получен непромышленный приток нефти дебитом 1.1 м³/сут при СДУ-1179.5 м; из пласта АС₁₂ в интервале 2785-2804 м получен приток нефти дебитом 3.6 м³/сут при СДУ-1282 м.
12. Западно-Ливадийское месторождение. В скв.133 Западно-Ливадийской из пласта Ю₁¹поднят нефтенасыщенный керн, при испытании в открытом стволе интервала 2729-2847 м (Ю₀+Ю¹) получен приток фильтрата бурового раствора с пленкой нефти дебитом 60 м³/сут при Ндин-1135 м. В эксплуатационной колонне пласт Ю₁¹ испытан в интервале 2749-2755 м. Получен приток нефти дебитом 1.05 м³/сут при СДУ-1109 м. Проведена повторная перфорация с дострелом 2 м (интервал 2749-2757 м). Получен приток нефти дебитом 2.1 м³/сут при СДУ-1154.5 м. После воздействия на пласт ПГД-БК (в зоне воздействия – р-р “ФК-2000 плюс”) и отработки струйным насосом был получен промышленный приток нефти дебитом 7.5 м³/сут при СДУ-1050.5 м.

Результаты работ по скважинам, законченным строительством.

Из 44 скважин, законченных строительством, 11 скважин продуктивных.

1. В скв.27 Южно-.Хангокуртской в 2000 г. продолжены работы по испытанию пласта Ю_2-3. До этого испытывался интервал 2283-2305 м (пласт Ю_2-3), где был получен приток нефти дебитом 6.6 м³/сут при DР=110 атм. С целью изоляции возможно водоносного пропластка был установлен цементный мост с кровлей 2296 м. При освоении интервала 2292-2294.4 м получен приток нефти дебитом 6.7 м³/сут при DР=32.7 атм. Из пласта ЮК₁(интервал 2249-2261 м) притока не получено. Велись работы по интенсификации притока (ГКО). Притока не получено. Скважина законсервирована .
2. В скв.2 Силамарской из пласта Ю₃ (интервал 2834-2840 м) при первичном вскрытии притока не получено, хотя коллектор по ГИС выделяется довольно четко (скважина простояла в ожидании испытания 2 года). Был дострелян интервал 2840-2844 м. После МПД и обработки CaCl₂ получен приток нефти дебитом 9.0 м³/сут при СДУ-1145 м. Из пласта Ю₂, интервал 2812-2832 м получен приток нефти дебитом 3 м³/сут при СДУ – 1157 м. После работ по интенсификации притока (СН) получен приток нефти дебитом 6.9 м³/сут при СДУ-1181 м. Скважина закончена строительством, законсервирована.
3. В скв.1 Восточно-Толумской при испытании интервала 2046-2054 м (пласт Ю₂) получен приток нефти дебитом 5.12 м³/сут при СДУ-1165 м. Скважина закончена строительством и законсервирована.
4. В скв.223 Июльской опробован пласт Ю₀ (щелевой фильтр в интервале 2967-3007 м). Получен приток нефти дебитом 1.3 м³/сут при СДУ-1098 м. Проведена повторная перфорация с ПГД-БК. Приток не увеличился. Перфорирован пласт АС₁₁² (интервал 2475-2495 м). Притока не получено. Перфорирован пласт АС₁₀ в интервале 2380-2385 м, получен приток нефти с пластовой водой дебитом 14.7 м³/сут при СДУ-1066.5 м. Запись ГИС (П-С) – приток пластовой воды из нижней водоносной части пласта. После РИР проведена перфорация интервала 2378-2382 м, получен приток нефти дебитом 6.3 м³/сут при СДУ-686.5 м. Скважина закончена строительством, законсервирована.
5. В скв. 32 Кумской из пласта Ю₁¹ поднято 6.1 м песчаника нефтенасыщенного (инт.2669-2677.5 м). Эксплуатационная колонна спущена на глубину 2724 м. Перфорация 1-го объекта 2670-2672 м (Ю₁¹), получен фонтан нефти на 6 — мм штуцере дебитом 39.9 м³/сут, газовый фактор — 56.6 м³/м³. Дострел 1-го объекта в интервале 2672-2677 м. Получен приток нефти с водо-нефтяной эмульсией Q=40.3 м³/сут, Qг=1085.9 м³/сут, Qн=34.68 м³/сут. Проведены водоизоляционные работы, повторная перфорация интервала 2670-2677 м (Ю₁¹). Получен приток нефти дебитом 25.1 м³/сут на 4- мм штуцере. Газовый фактор – 23.93 м³/м³. Скважина законсервирована.
6. В скв.843 Гальнадской из пласта Ю₂, испытанного в открытом стволе в интервале 3250-3310 м, притока не получено, из пласта Ю₁ в интервале 3200-3209 м получена нефть Qн=3.6 м³/сут при СДУ-1296 м. Скважина с 10.12.1998 г. находилась в ожидании ГРП. С 1.09.2000 г. возобновлены работы по испытанию. Произведен завоз хим.реагентов. Спуск трубного перфоратора до интервала перфорации.Перфорация интервала 3200-3208 м плотностью 10 отв/п.м. Закачка кислоты в зону перфорации. Работа вихревого насоса. Исследование после работы вихревого насоса. За время отработки вихревым насосом (17 часов) при давлении закачки 140-190 атм получен приток нефти 6.5 м³/сут при Рср=128 атм. Открыто новое месторождение.3-й объект (ачим.), инт-л 3044-3051 м – получен приток пластовой воды дебитом 2.3 м³/сут при СДУ-1231.5 м.4-й объект (БС₈), инт-л 2508-2512 м – получен приток пластовой воды дебитом 30.4 м³/сут при СДУ-367.5 м.

   Скважина закончена строительством и ликвидирована.

7. В скв.90 Малоегуръяхской из пластов БВ₈ и Ю₁ отобран нефтенасыщенный керн. При испытании КИИ-146 пластов ачимовской толщи, Ю₂ получены притоки пластовой воды. Эксплуатационная колонна спущена на глубину 2900 м. Проведена перфорация пласта Ю₁ в интервале 2761-2766 м, получен фонтан нефти Qн=67 м₃/сут на 8-мм штуцере.Перфорация в интервале 2768-2771 м (пласт ЮВ₁¹). Совместное испытание в интервалах 2761-2766, 2768-2771 м. Получен фонтан нефти на 8-мм штуцере Q=79 м³/сут.Перфорация в интервале 2586-2591 м (ачим.толща) – получен приток нефти дебитом 1.1 м³/сут при СДУ-1251 м. Интенсификация притока (МПД), работа струйным насосом, при депрессии 100 атм получен приток жидкости дебитом 3.6 м³/сут.Перфорация в интервале 2441-2445 м (пласт БВ₈) – получен фонтан нефти дебитом 105.6 м³/сут на 6- мм штуцере.

   Скважина закончена строительством, законсервирована.

8. В скв.11 Мултановской перфорирован пласт Ю₅, интервал 2978-2991 м, получен приток пластовой воды дебитом 8.4 м³/сут при СДУ=1167 м. Испытан пласт Ю₂ в интервале 2919-2922 м, получен приток нефти (до 30%) с водой дебитом 7.8м³/сут при СДУ=891 м. Проведены ВИР. Получен приток нефти дебитом 6,3 м³/сут, СДУ-1014 м. Произведен дострел интервала 2922-2946 м. Получен приток нефти дебитом 8.5 м³/сут при СДУ=953.7 м. Перфорирован пласт Ю₁² в интервале 2873-2885 м, получен приток нефти дебитом 0.29 м³/сут при СДУ=1271 м. Проведена повторная перфорация, ПГД-БК, 3+-50 кг, МПД 50 циклов на растворе СаСl₂, 6 снижений уровня, максимальный дебит нефти 1.15 м³/сут при СДУ=1394 м. Перфорация интервала 2853-2866 м (пласт Ю₁¹) с привязкой по ГК, ЛОТ, Т. Исследование объекта, проведено трехкратное снижение уровня, закачка СаСl₂ в объеме 1 м³ в зону перфорации; 2 МПД по 30 циклов при Р=120 атм. Пласт не принимает и не отдает. Максимально снижен уровень до глубины 1128 м. Объект “сухой”.5-й объект (Ю₀) 2814-2843 м: проведено 3-кратное снижение уровня. Максимально уровень снижен до глубины 1106 м. Притока не получено.6-й объект (ачим.) 2783-2794 м – получен приток пластовой воды дебитом 5.3 м³/сут при СДУ-915 м.7-й объект (ачим.) 2727-2729 м – получен приток пластовой воды дебитом 4.9 м³/сут при СДУ-949.5 м.

   8-й объект (ачим) 2692-2705 м – получен приток пластовой воды дебитом 28.8 м³/сут при СДУ-706 м.

   9-й объект (БВ₈) 2319-2322 м – получен приток пластовой воды дебитом 15.4 м³/сут при СДУ-208.5 м.

   Скважина закончена строительством и ликвидирована.

9. В скв.12 Мултановской установлен цементный мост в интервале 2776-2800 м. Скважина временно законсервирована в связи с необходимостью демонтажа БУ и монтажа А50. В скважине проведено испытание 5-го объекта в интервале 2747-2751 м (ачим.), после 4-х снижений уровня получен приток пластовой воды дебитом 0.8 м³/сут при СДУ-948 м.Перфорация 6-го объекта в интервале 2710-2715 м (ачим.), после двух снижений уровня получен притоток пластовой воды с фильтратом бурового раствора дебитом 2.2 м³/сут при СДУ-1048.5 м. Установлен цементный мост в интервале 2718-2690 м.Перфорация 7-го объекта в интервале 2585-2590 м (БС₁₄), после двухкратного снижения уровня получен приток пластовой воды дебитом 42.8 м³/сут при СДУ 938 м.Скважина закончена строительством и ликвидирована.
10. В скв.133 Западно-Ливадийской из пласта Ю₁, интервал 2752.3-2766 м поднят нефтенасыщенный керн, при испытании в открытом стволе, интервал. 2729-2847 м (Ю₀+Ю₁), получен приток фильтрата бурового раствора с пленкой нефти дебитом 60 м³/сут при Ндин = 1135 м. В процессе бурения испытаны отложения ачимовской толщи в интервале 2600-2666 м и пласта Ю₂ в интервале. 2818-2828 м – притоков не получено. Эксплуатационная колонна спущена на глубину 2790 м. Перфорация первого объекта в интервале 2749-2755 м (Ю₁¹). После 3-х снижений уровня получен приток нефти дебитом 1.05 м³/сут при СДУ-1109 м. Проведена повторная перфорация интервала с дострелом 2 м (интервал 2749-2757 м пласт Ю₁¹). После первого снижения уровня получен приток нефти дебитом 2.1 м³/сут при СДУ-1154.5 м. Работа струйным насосом. После второго снижения уровня получен приток нефти дебитом 7.5 м³/сут при СДУ-1050.5 м.Перфорация 2-го объекта в интервале 2636-2638 м (Ач) после третьего снижения уровня, притока не получено.Скважина закончена строительством и ликвидирована.
11. В скв.7 Боровой из пласта Ю₁ подняты нефтенасыщенные песчаники. При испытании ИПТ интервала 2207-2243 м получен приток нефти с фильтратом бурового раствора дебитом 10.8 м³/сут при депрессии 102.55 кгс/см². При забое 2596 м скважина вскрыла породы палеозоя. Эксплуатационная колонна спущена до забоя. Испытание 1-го объекта в интервале 2486-2502 м (Рz). Притока не получено, объект “сухой”. Испытание 2-го объекта в интервале 2242-2246 м (Ю₁²) – получен приток нефти дебитом 6.2 м³/сут при депрессии 95.3 атм. Перфорация 3-го объекта в интервале 2231-2237 м (Ю₁^1б+в) – после трех снижений уровня получен приток нефти дебитом 7.9 м³/сут при депрессии 116.85 атм. Перфорация 4-го объекта в интервале 2220-2225 м (Ю₁^1а) после трех снижений уровня, торпедирования ДШУ-33 на сниженном уровне притока не получено. Установлен цементный мост в интервале 2200-2220 м.Скважина закончена строительством и законсервирована.

15 скважин закончены строительством с непромышленными притоками и нефтепроявлениями.

В 18 скважинах, законченных строительством, признаков нефтеносности ни в керне, ни при испытании не отмечено. Все скважины ликвидированы.