Анализ выполнения проектных решений

Объект БС11. Текущие фактические уровни отбора нефти, кроме 1993 г., выше проектных на 0,1−0,4% по темпу отбора от НИЗ. Причинами превышения фактических показателей над проектными являются, во-первых, то, что фактические дебиты новых скважин по нефти и жидкости в среднем выше на 22%, во-вторых, ввод новых добывающих скважин выше на шестьдесят одну скважину, чем по проекту. Средний дебит скважин по нефти фактически выше за счет ввода новых высокодебитных скважин. На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти фактически превышает проектную незначительно, всего на 0,2% (64,8 тыс. т). Фактическая добыча жидкости ниже проектной на 1316,7 тыс.т./год (133,5%). Среднегодовая обводненность также ниже проектной на 4,5%. Это связано с регулированием закачки и проведением разных геолого-технических мероприятий по снижению добычи попутной воды. Текущая компенсация отборов жидкости постепенно увеличилась до 109%, накопленная компенсация на 12,2% ниже, чем по проекту. Таким образом, фактические и проектные показатели по добычи нефти отличаются незначительно. Снижение добычи жидкости — результат регулирования процесса заводнения, не отражается отрицательно на темпах отбора нефти.

Объект разработки БС11. Одним из основных объектов разработки (48,8% извлекаемых и 43% балансовых запасов), включающих залежи трех пластов БС11 1, БС11 1а и БС11 2. Первые два пласта имеют подчиненное значение из-за незначительных запасов нефти (6,5% извлекаемых и 10% балансовых запасов объекта). По данным НГДУ накопленная добыча нефти по объекту БС11 составила 35 541,4 тыс.т. Отобрано нефти 66,9% от извлекаемых и 25,7% - от балансовых запасов. По пласту БС11 1 добыто 1926,5 тыс.т. нефти, что составляет 54,5% от начальных извлекаемых и 13,6% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 4,5%, Средний дебит по нефти составляет 7,9 т/сут и по жидкости — 27,8 т/сут. Текущая обводненность составляет 71,6% (весовая). Закачка воды начата с 1989 г. Текущая компенсация 103%. По пласту БС11 2 добыто 33 614,9 тыс. т нефти, что составляет 67,8% от начальных извлекаемых и 27,1% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 5,2%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 19,1 т/сут и по жидкости — 58,3 т/сут. Текущая обводненность 67,3%, текущая компенсация 103%, накопленная — 96,5%.

Объект БС10. Фактические показатели по добычи нефти выше проектных. Так, фактическая добыча нефти в 2001 г. составила 2675,9 тыс.т., по проекту-2436,7 тыс.т. Накопленная добыча нефти фактически превышает проектную на 1023,4 тыс.т. (3,3%). Более высокий уровень добычи нефти по отношению к проектному объясняется дополнительным бурением скважин. Так, фонд добывающих по проекту на конец 2001 г. принят пятьсот семи десятью семью скважинами, а фактически — составил семьсот тринадцать скважин. Кроме того, дебит новых скважин по нефти оказался выше в среднем в два раза. Действующий фонд нагнетательных скважин совпадает с проектным. Годовая закачка воды в 1994 г. ниже проектной на 42%. Обводненность добываемой продукции также меньше на 15,2% проектного значения. Превышение проектных показателей по добычи нефти — результат регулирования процесса заводнения и проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти, при этом уменьшение добычи жидкости не отражается на темпах отбора нефти.

Объект разработки БС10. На данный объект приходится 48,5% начальных извлекаемых и 50,6% - балансовых запасов, из них на пласт БС11 — 35,6% и 28,7% соответственно извлекаемых и балансовых запасов нефти. Разработка ведется семьсот тринадцатью скважинами добывающего фонда. Фонд нагнетательных скважин составил сто шестьдесят две скважины. С начала разработки по объекту добыто 31 998,3 тыс.т. нефти, что составляет 60,6% от НИЗ и 19,7% - от балансовых запасов. Уровень добычи нефти в 1994 году составил 2675,9 тыс.т. нефти. Темп отбора от НИЗ равен 5,1%. Максимальный уровень отбора нефти был достигнут в 1990 г и составил 7,9%. Объект находится на третьей стадии разработки, характеризующимся падением добычи нефти. Однако темп отбора от текущих запасов за последние пять лет держится на уровне в среднем 12,5%. Средний дебит по нефти составил 16,4 т/сут, по жидкости — 43,8 т/сут. Текущая весовая обводненность 62,7%. Среднегодовой дебит по жидкости снижается с 52,3 т/сут в 1990 г. до 43,8 т/сут в 1994 г. Закачано с начала разработки 82 906 тыс. м3 воды. Текущая компенсация 115%, накопленная — 123,3%. По данным НГДУ «Когалымнефть» по пласту БС10 1 добыто 3851,7 тыс.т. нефти, что составляет 27,5% от НИЗ и 5,5% - от БЗ. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 2,7%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 5,5 т/сут и по жидкости — 8 т/сут. На пласт БС10 1 приходится 26,5% ИЗ. Среднегодовая обводненность 31,6%. Обводненность и темп отбора нефти в два раза ниже, чем в целом по объекту. Пласт эксплуатируется сто семи десятью тремя скважинами и сто сорок восемью скважинами совместно с другими пластами. Целевая система закачки воды ведется в тридцать одну нагнетательных скважин. Фонд нагнетательных скважин составляет 27,4% в целом по объекту. По плату БС10 2 отобрано 28 146,6 тыс.т. нефти. Коэффициент извлечения нефти равен 30,5%. Отбор нефти от НИЗ составляет 72,2%. Текущее значение темпа отбора около 5,9%. Средний дебит скважин по нефти 18,1 т/сут, и по жидкости — 51,9. Текущая обводненность 65,2%. С 1991 г. началось падение уровней добычи нефти. Закачка ведется в сто четырнадцати скважинах только в пласт БС11 2 и в четырнадцати скважинах — совместно с другими пластами.

Объект разработки ЮС1. В виду слабой изученности геологического строения пласта ЮС1 разработка его ведется крайне низкими темпами. Балансовые запасы составляют 20 140 тыс.т. Таким образом, на объект ЮС1 1 приходится 2,6% извлекаемых и 6,3% балансовых запасов нефти месторождения. На 1.01.2002 г. темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,74%. С начала разработки добыто нефти 3,2% от НИЗ. Средний дебит составил по нефти 6,4 т/сут, по жидкости — 10,9. В 2001 г. освоено семнадцать добывающих скважин. Средний дебит новых скважин по нефти составил 4 т/сут и по жидкости — 8,2. Среднегодовая весовая обводненность составила 41,2%. Система закачки не освоена. Таким образом, объект находится на начальной стадии разработки и характеризуется небольшой величиной обводненности, продолжающимся бурением скважин и ростом добычи нефти и жидкости.

Таблица 2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки.