5.3 Текущее состояния разработки эксплуатационных объектов

5.3.1 Верейский объект

Продуктивные пласты верейского горизонта залегают непосредственно над основным продуктивным объектом месторождения – башкирским. По геологическому строению и физико-химическим свойствам нефти верейский объект близок к верхнимпластам башкирского яруса.

До 2006 года решениями технологической схемы 1991 года [22]объект рассматривался в качестве возвратного и разрабатывался скважинами, переведенными с башкирского объекта. В дополнении к технологической схеме [4], принятом в 2006 году, объект рассматривался как самостоятельный, несмотря на убыточность рекомендованного варианта бурения самостоятельной сеткой скважин. В авторском надзоре 2009 года [5] и дополнении к технологической схеме 2011 года [6]предусмотрено осуществлять дальнейшую разработку в центральной части залежи фондом добывающих и нагнетательных скважин башкирского объекта с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации, в приконтурных зонах – путем перевода выработавших запасы скважин башкирского объекта.

Разработка продуктивных пластов верейского горизонта начата в 1984 году. До 2002 года фонд объекта не превышал 15 скважин, а темп отбора от НИЗ был менее 0,5%. С 2002 года темпы переводов скважин с башкирского объекта увеличились.

За всю историю разработки верейского объекта в добыче нефти участвовало 235 скважины, закачка воды осуществлялась в 79 скважин. Перевод скважин носит достаточно хаотичный характер,на объекте сформированыединичныеполные семиточечные элементы разработки. Охват скважинами площади залежи неравномерный. Организация системы ППДначата только с 2005 года.

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по объекту добыто 841тыс.т нефти или 32 % начальных извлекаемых запасов, текущий КИН – 0,095, накопленная добыча жидкости составила1908 тыс.т, накопленная закачка – 1446тыс.м³. Годовой отбор нефти в 2012 году составил 117,1 тыс. т (4,4 % НИЗ и 6,1 % ТИЗ), жидкости – 358 тыс. т, годовой объем закачки – 488 тыс. м³. Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 67,3 %. На рисунке 5.4 представлена динамика основных технологических показателей разработки объекта.

Карты текущих и накопленных отборов по состоянию на 01.01.2013 г. представлены на графических приложениях 12 и 13.

Рисунок 5.4 – Основные технологические показатели разработки верейского объекта

Сопоставление фактических и проектных показателей

Сопоставление проектных и фактических показателей по месторождению представлено в таблице 5.4 и на рисунке 5.5.

Таблица 5.4 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки верейского объекта

Рисунок 5.5 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки верейского объекта

В 2008 году:

– действующий фонд добывающих скважин ниже проектного на 14 %, так как не начато разбуривание объекта самостоятельной сеткой скважин;

– действующий фонд нагнетательных скважин больше проектного за счет организации совместной закачки в верейский и башкирский объекты в пяти скважинах;

– дебит нефти на проектном уровне, обводненность ниже проектной на 15,6 %и, как следствие, дебит жидкости почти на треть ниже проектного;

– добыча нефти за год на 7,2 % ниже проектного уровня из-за меньшего фонда добывающих скважин, добыча жидкости меньше проектной (на 30 %) по причине меньшего фонда действующих добывающих скважин и более низкой обводненности;

– закачка ниже проектной почти на 70 % , компенсация отбораниже на 57 % по причине отсутствия сформированных семиточечных элементов разработки и более низкой фактической приемистости.

В 2009 году:

– действующий фонд добывающих скважин выше проектного на 6 % (7 скважин) за счет более интенсивного перевода скважин с башкирского объекта;

– действующий фонд нагнетательных скважин на уровне проектного;

– дебит нефти на 11 % ниже проектного уровня, обводненность выше проектной на 14 %, дебит жидкости на уровне проектного;

– добыча нефти за год на 5 % ниже проектного уровня за счет более низкой продуктивности и более высокой обводненности переводимых скважин, добыча жидкости выше проектной (на 10 %) по причине более большего фонда действующих добывающих скважин;

– закачка выше проектной почти на 30 % (при компенсации отборавыше проектного уровня на 16 %) по причине большего отбора жидкости и более высокой фактической приемистости.

В 2010 году:

– действующий фонд добывающих скважин ниже проектного по причине более медленного внедрения оборудования одновременно-раздельной эксплуатации;

– действующий фонд нагнетательных скважин на уровне проектного;

– дебит нефти на 14 % ниже проектного уровня при обводненностивыше проектной на 10 %по причине более высокой обводненности переводимых скважин и опережающего роста обводненности по переходящим скважинам, и, как следствие, дебит жидкости на 6 % выше проектного;

– добыча нефти за год на 13 % ниже проектного уровня из-за меньшего фонда добывающих скважин и более высокой обводненности продукции, добыча жидкости больше проектной (на 7 %);

– закачка выше проектной почти на 50 % (при компенсации отборавыше на 30 %) по причине большего отбора жидкости и более высокой фактической приемистости.

В 2011 году:

– действующий фонд добывающих скважин выше проектного почти на 6 % (9 скважин) как за счет более интенсивного перевода скважин с башкирского объекта, так и перевода собственных двух скважин из других категорий, а также внедрения ОРЭ в одной эксплуатационной скважине;

– действующий фонд нагнетательных скважин выше проектного на 14 скважин за счет более интенсивной организации совместной закачки в пласты верейского и башкирского объектов;

– дебит нефти, жидкости и обводненность скважин находятся на уровне проектных;

– несмотря на больший фонд добывающих скважин, добыча нефти и жидкости находятся на уровне с проектными показателями;

– закачка выше проектной почти на 28 % (при компенсации отбора выше на 9,3 %).

В 2012 году:

– действующий фонд добывающих скважин соответствует проектному;

– действующий фонд нагнетательных скважин выше проектного на 30 скважин за счет более интенсивной организации совместной закачки в пласты верейского и башкирского объектов;

– дебит нефти на уровне проекта, дебит жидкости меньше проектого уровня за счет более медленного, чем предусмотрено проектом, нарастания обводненности (меньше на 7,7 %);

–добыча нефти на проектном уровне, добыча жидкости меньше проектной за счет более низкой обводненности;

– закачка выше проектной почти на 10,5 % (при компенсации отбора выше на 46,5 %).

Проектные уровни показателей разработки верейского объекта за последние пять лет выполняются, в основном, за счет перевода добывающих скважин с башкирского объекта и организации в нагнетательных скважинах совместной закачки в пласты башкирского и верейского объектов. По объекту за период 2009-2012 г. г. значительного отставания от основных проектных показателей не отмечается.