Анализ выполнения проектных решений

Фактические уровни добычи нефти значительно меньше проектных. Так, в 2003 году, по проекту годовая добыча нефти 310,2 тыс. т., фактическая же составила 215,0 тыс. т.; в 2004году – 276,2 тыс.т. и 240,1 тыс. т.; в 2005 году – 256,9 тыс. т. и 215,3 тыс. т., и прогнозные на 2006 г – 214,7 тыс. т.

Накопленная добыча на 01.01.2006 года фактически также меньше проектной, 12863,9 тыс.т. по нефти и 40522.0 тыс.т. по жидкости, вместо 13467,8 тыс.т. по нефти и 47475,3 тыс.т. по жидкости.

Основной причиной расхождения в добыче нефти является более интенсивное обводнение добываемой продукции, хотя обводненность ниже проектной. Недобуренность скважин составляет 66 скважин По проекту он должен составить 547 скважин (фактически-386).

Так, по проекту, обводненность в 2003 году равна 89,0%, а фактическая составила 84,6%; в 2004 году – 89,6% и 83,2%; в 2005 году – 90,2 % и 83,7%; и в прогнозе на 2006 год – 90,7% и 84,6%,соответственно. Снижение обводненности и незначительное падение дебита нефти в 2002 годах, связано с выводом высоко обводненных и нерентабельных скважин во временную консервацию (более 130 скважин), а также проведением ремонтно-изоляционных работ по отключению обводненных пластов и ввода, новых нагнетальных скважин.

Фактический средний дебит по скважинам также выше проектного. Так, в 2002 году дебит по проекту 2,2 т/сут по нефти и 20,0 м3/сут по жидкости, а фактически составил 2,8 т/сут по нефти и 18,1 м3/сут по жидкости; в 2003 году – 2,1 т/сут, и 20,3 м3/сут, а фактически – 2,6 т/сут, и 15,3 м3/сут; в 2004 году – 2,0 т/сут, и 20,5 м3/сут, а фактически – 2,7 т/сут и 17,9 м3/сут, и в прогнозе на 2005 год 2,5 т/сут и 16,5 м3/сут при проекте 1,9 т/сут – 21,0 м3/сут.

Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин также меньше проектного, так: в 2003 году 73,7 м3/сут вместо 154 м3/сут, в 2004 году - 65м3/сут вместо 154 м3/сут, в 2005 году - 82 м3/сут в место 155 м3/сут. Компенсация отборов на конец 2006 год составляло 44% а запроектировано 75,5%.

Фактический действующий добывающий и нагнетательный фонд скважин по нижнему карбону ниже проектного из-за сокращения обьемов бурения связанных из за финансирования. Соответственно и фактический уровень добычи нефти по этому объекту ниже проектного. Помимо основных вышеперечисленных причин, приведших к уменьшению добычи нефти, повлияло также уменьшение объема закачки и меньшим фондом нагнетательных скважин, так по проекту на конец 2008г должен составить 120, а составил всего 40 скважины. Накопленная закачка рабочего агента с начала разработки должна была составить 38,293 млн. м3, а составило 17,570 млн.м3. Это связано с тем что приемистость средней пачки угленосной свиты низка связанной высокой заглинизированности пластов.В основном закачка ведется по рукообразной залежи тульского горизонта. Необходимо увеличения давления закачки до 16 Мпа.

Аналогичная ситуация сложилась и по карбонатным отложениям среднего карбона. В связи с изменением в технологической схеме разработки, а именно выделением кашира, верея, башкира как отдельные объекты разработки, запасы и учет накопленной добычи в показателях отражены как уже самостоятельные. Показатели по трем объектам также вызвало уменьшение объемов добычи, нефти вызвано также меньшим фондом скважин. В соответствии с проектом разработки, начиная с 2000 года по начало 01.01.08 года, из эксплуатационного бурения должны были ввестись 97 добывающие и 21 нагнетательные скважины. Бурение снизили с 75 скважин в год до 26 скважин. Меньший фонд нагнетательных скважин (по проекту на 01.01.2008 года - 95, а фактически составил 72), объем закачки достигнут (по проекту за 2006 год – 1,357 млн. м3, а фактически 0,859 млн. м3 (63,4%)). На 01.01.2008 года по проекту дебит скважин должен был составить 1,8 т/сут по нефти и 6,2 т/сут по жидкости, а фактически составляет 1.7 т/сут и 3,4 т/сут, соответственно т.е отклонение небольшое. Это связано с тем, что с 1996 по 2006 год освоено горизонтальное бурение с открытыми забоями, которое и дало ощутимые результаты. Занижение по жидкости связано из-за ограничения закачки воды, связанной из-за кинжальных прорывов воды в добывающие скважины башкирского яруса (не более 50м3/сут). Другая картина выглядит по верейскому горизонту приемистость высокая (150-200м3/сут) и охват заводнением ровная и прорывов не наблюдается. Компенсация отборов на 2004 год составляет 155.4% а запроектировано 114,9%. Завышение компенсации произошло из-за превышения бездействующего (нерентабельного) фонда т.е закачка рабочего агента превышает над отборами жидкости. В2004 году было решено приостановить закачку пресной воды. Изночально неправильный выбор варианта разработки (1978г) а именно обьединение двух обьектов а именно верейские и башкирские отложения как в один обьект привело к завышению компенсации.

Основной фактор снижения добычи является недобуренность фонда, и обусловил уровень добычи за 2008 год – 333,8 тыс. т (81,3%) вместо 457,9 тыс.т. по нефти и 525,1 тыс.т. (51,5%) вместо 1167,2 тыс.т. по жидкости. Накопленная добыча фактически также меньше проектной: 8127,9 тыс.т. (96,7%) вместо 8478,9 тыс.т. по нефти и 13345 тыс.т.(87%) вместо 17228,1 тыс.т. по жидкости.

С 1996 по 2006 год пробурено 74 горизонтальных скважин на башкирский ярус. Дебит ГС составляет 6,1 т/с по нефти и 6,5 м3/с по жидкости при обводненности 6,3%, в то время как по обычным наклонно-направленным скважинам дебит составляет 1,3т/с по нефти и 3,8 м3/с по жидкости при обводнености 64,8%.

На основании уточненной технологической схемы и протоколов АНК «БАШНЕФТЬ» от 08.10.2001., от 10.03.2003 г. и от 22.10.2008 г. на башкирский ярус Югомашевского месторождения, запланировано бурение 127 скважин, в том числе 74 горизонтальные и 53 пилотные – добывающие и нагнетательные скважины.

На 2009 год запланировано пробурить 22скважину на башкирский ярус.

В табл.5 приведено сравнение основных проектных и фактических показателей разработки Югомашевского месторождения в целом.

Из анализа таблицы видно, что в следствии недобуренности как добывающих, так и нагнетательных скважин, 799 и 142 вместо 943 и 246, соответственно, фактический уровень добычи нефти, также как и накоплен-ный, меньше проектного. Так в 2008 году в соответствии с проектом разработки уровень добычи должен был быть 661,8 тыс.т. по нефти и 4325,5 тыс.т. по жидкости а фактически же составил 557,8 тыс.т. по нефти и 2867,3 тыс.т. по жидкости. Накопленная добыча составила 22451 тыс.т. по нефти и 54551,8 тыс.т. по жидкости, тогда как по проекту 26497,2 тыс.т. и 72562,3 тыс.т., соответственно.

В 2008 году по проекту планировалось закачать по нижнему карбону - 2813 тыс. т, среднему карбону 1615,1 тыс. т, и по терегенному девону 103,9 тыс. т и в сумме должна составить 4532 тыс. т, а фактически же закачено 2239,3 тыс.т. Накопленная закачка должна была составить по нижнему карбону – 17573,2 тыс. т, среднему карбону 23537,1 тыс. т, и по терегенному девону 299,9 тыс. т и в сумме должна составить 62922,3 тыс.м3 а накопленная закачка составила 41110,8 тыс.м3.

В таблице 5 – представлены проектные и фактические показатели разработки Югомашевского месторождения

Таблица 5