2 Анализ системы разработки

2.1 Анализ показателей разработки месторождения

Таблица 2.1.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки для Повховского месторождения и для объектов за период 2011-2014 гг.

	Проект	Факт
Добыча нефти	5237,6 тыс. т	5862,3 тыс. т
Добыча жидкости	26667 тыс. т	28374 тыс. т
Обводненность	80,4%,	79,3%
Средний дебит жидкости	44,0 т/сут	48,4 т/сут
Средний дебит нефти	8,7 т/сут	10,0 т/сут
Закачка	31190 тыс. т	34004 тыс. т

В 2014 году все основные фактические показатели разработки (добыча нефти, жидкости, обводненность, дебиты, закачка) соответствуют или несколько превышают проектные величины:

Таблица 2.1.2. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения

	1989	1985	1990	1995	2000	2005	2010	2014
Доб. нефти, тыс.т.	1320, 9	9519,1	8413	5147,51	5160,5	5823,8	5933, 56	5525,3
Обводненность, %	1.4	14.6	29.1	40.6	50.1	66.3	76	75
Доб, жидкости, тыс.т.	1339	11149,9	11865,4	8670,169	10346,73	17297,98	24678,06	33199,9

Фактические показатели по объектам БВ₈ и ЮВ₁ в основном соответствуют проектным. Объект Ач находится в опытно-промышленной эксплуатации.

В целом по месторождению в 2014 году были введены в эксплуатацию 44 новые добывающие скважины, при 49 ед., предусмотренных проектным документом. Средний дебит нефти новых скважин составил 33,5 т/сут (проект - 18,3 т/сут), жидкости - 57,7 т/сут (проект – 26,9 т/сут).

Закачка воды на месторождении организована в 1979 году. В 2014 году в пласты объекта было закачано 34004 тыс. м³ воды, что практически соответствует проектной величине (31190 тыс. м³), при фактической приемистости нагнетательных скважин 133,4 м³/сут (по проекту – 92,2 м³/сут). Закачка с начала разработки составила 603652 тыс. м³, что соответствует проектному уровню (592298 тыс. м³).

Таблица 2.1.3. Состояние запасов нефти ЦИТС «П» на 01.01.2015г.

Пласт	НИЗ, тыс. тонн	ТИЗ, тыс. тонн	Отбор от НИЗ, %	Обводн., % (накопл)	КИН, д.ед.
БВ8	259 989	51 829	19,93	56,15	0,304
Ач2	4 877	2 970	60,89	51,81	0,102
ЮВ1/1	18 276	12 082	66,12	50,37	0,125
Итого	283 142	66 881	146,94	158,33	0,531

Таким образом, основные показатели разработки месторождения близки или соответствуют проектным, месторождение разрабатывается в соответствии с действующим проектным документом.

В соответствии с проектным документом, для восстановления продуктивности скважин при вводе их в эксплуатацию, проводились различные ГТМ. Так 291 добывающая скважина или 38% введена с проведением ГРП. Для этих скважин характерны более высокие, чем в среднем по месторождению, дебиты нефти и жидкости на момент пуска (соответственно 17.5 т/сут. и 42.2 т/сут.) и более низкая обводненность (58.6%).

Таблица2.1.4. Динамика показателей по добывающим скважинам, введенным в эксплуатацию из неработающих категорий с ГРП, сведенных на момент ввода. Месторождение в целом.

В разные годы рассматриваемого периода доля скважин, введенных в эксплуатацию с ГРП, различна: 25-53% в 1999-2004 гг., 52-80% в 2005-2014 гг., Таблица 2.1.5. По скважинам 2004-2007 гг. ввода, имеющим наибольшую долю проведения ГРП, получены более высокие средние дебиты по жидкости за первые три месяца эксплуатации.

Таблица 2.1.5. Доля скважин, введенных в эксплуатацию из неработающих категорий с ГРП и без ГРП

Основными причинами бездействия и консервации нагнетательных скважин на момент составления Проекта разработки явились:

1. геолого-технологические: отсутствие приемистости, остановки, связанные с мероприятиями, проводимыми с добывающим фондом – подземный ремонт, выход добывающих скважин в бездействующий фонд, перекомпенсация отборов жидкости закачкой ввиду снизившихся добывных возможностей;

2. технические: негерметичность эксплуатационной колонны, заколонные перетоки, полет НКТ и другие.

Ввод добывающих скважин из неработающих категорий в эксплуатацию повлек за собой ввод нагнетательных скважин. Всего за 1998-2007 гг. в эксплуатацию из неработающих на момент составления проектного документа категорий введено 264 нагнетательные скважины, из них 245 – под закачку, 19 – в добычу.

На текущую дату в бездействии и консервации находится 783 добывающих скважин месторождения, из них 767 после эксплуатации.

На момент остановки бездействующие и законсервированные скважины имели, в основном, низкие добывные возможности: 89% остановленных скважин (686 ед.) имели дебит нефти на момент остановки менее 3 т/сут., из них 558 ед. или 73% - менее 1 т/сут. 579 скважин или 75% остановлены с обводненностью более 50%, из них 451 ед. или 59% - с обводненностью более 90%. Часть скважин остановлены по причине аварии.

Как уже отмечалось, кроме величины действующего добывающего фонда, соответствие фактических показателей добычи проектным обеспечивается также соответствием, в основном, и дебитов скважин. Поддержанию дебитов на проектном уровне способствовал значительный объем применения на месторождении геолого-технических мероприятий.

Проектными решениями на месторождении предусмотрено проведение в 1999-2007 гг. 3899 геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов. Фактически за 1999-2007 гг. выполнено 4338 скважино-операции, таблица 2.1.7. Основной объем мероприятий проведен на скважинах объекта БВ₈, определяющего добычу нефти на месторождении.

Таблица 2.1.7. Проектная и фвктическая динамика проведения ГТМ на месторождении

Закачка воды на месторождении организована в 1979 году. В 2007 г. действующий фонд нагнетательных скважин составил 568 ед., что практически соответствует проектному уровню (584 ед., расхождение 16 ед. или 2.7%). При практически соответствующей проектной приемистости нагнетательных скважин (132 м³/сут. при проектной – 133.7 м³/сут.) закачка за рассматриваемый год составила 26422.5 тыс. м³, что соответствует проектному уровню (26578 тыс. м³).