Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей приводится за 2011-2015 гг.

В течение 2011-2015 гг. добыча жидкости превышала проектные значения при соответствии проектного фонда добывающих скважин фактическому.

Фактический фонд действующих добывающих скважин соответствовал проектному в 2011 и 2012гг. - 11 и 12 единиц. Однако уровень добычи жидкости превышал проектный на 146,06 тыс. т и 173,426 тыс. т, также наблюдалась более высокая фактическая обводненность 92,1 % против 86,9% и 93,5 против 90,8% проектной соответственно. Данное расхождение обусловлено более высокими фактическими дебитами по жидкости – 115,6 против 86,9 т/сут в 2011 г, и 138,3 против 86 т/сут в 2012 г. Более высокие дебиты жидкости удалось достичь за счет проведенных кислотных ГРП и ОПЗ, что позволило компенсировать добычу от невыполненного мероприятия по зарезке БННС в скв. 866 в 2010 г.

В 2012 г. некоторое превышение фактической добычи нефти над проектной (2,2 тыс.т или 6,9 %) объясняется более высоким, чем ожидалось фактическим дебитом скважин по нефти (превышение на 2,1 т/сут или 25 %), при этом фактический фонд действующих добывающих скважин полностью соответствовал проектному (12 скважин).

В 2013-2014 гг. фактическая добыча нефти была ниже проектной на 2,2-4,1 тыс.т или 7,3-12,3 %, тем не менее, оставаясь в в допустимых границах. При этом фактический дебит скважин по нефти несколько превышал проектный на 3-5 %. Расхождение в годовых отборах нефти обусловленно меньшим в 2013-2014 гг. на 1- 3 добывающие скважины фактическим фондом по сравнению с проектным, из-за остановки в 2013 г. скв.873 и в 2014 г. скв.860 по причине их высокой обводнённости.

В течение всего рассматриваемого периода 2011-2014 гг, наблюдалось превышение фактической закачки над проектной на 3,6-27,6 %, что связано с интенсификацией добычи жидкости и как следствие необходимостью большей закачки воды для достижения проектной компенсации отборов.

В 2015г. добыча нефти была выше проектной на 1,675 тыс. т при этом фактический фонд действующих добывающих скважин полностью соответствовал проектному (10 скважин). Обводненность продукции скважин так же соответствовало проектному значению 91,9 %.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объекту Б2+В1 Кушниковского месторождения представлено на рис. 2.2 и 2.3 и в табл. 2.2.

Проектные показатели разработки по объекту Б2+В1

Рис. 2.2

Фактические показатели разработки по объекту Б2+В1

Рис. 2.3

Таблица 2.2

Сравнение проектных и фактических показателей объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения

* - Авторский надзор за реализацией «Проекта разработки Кушниковского месторождения нефти Оренбургской области» (протокол ТО ЦКР № 922 от 30.06.09 г.) [9].

** - Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения (протокол № 649 от 26.12.2011 г.) [10].

*** - Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения Оренбургской области (протокол ЦКР № 5975 от 23.09.2014г.).

2.4 Анализ пластового давления объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения

Начальное пластовое давление на месторождении было оценено в 20,7 МПа и принято одинаковым для пластов Б2 и В1 поскольку разница в глубинах залегания составляет 20 м.

Анализ энергетического состояния проводился по результатам 171 замеров давлений, проведенных в период с 2001 по 2013 гг. в 18 скважинах.

Поскольку в 90 % скважин совместно перфорированы два пласта и замеры давления производятся в целом по скважине, а не отдельно по пластам, то анализ поведения пластового давления выполнен в целом по объекту Б2+В1.

Динамика изменения пластового давления представлена на рис. 2.4.

Date: 2016-07-25; view: 1217; Нарушение авторских прав