Анализ текущего состояния разработки Уршакского месторождения
Сопоставление фактических показателей с проектными уровнями за 2008-2010 гг. визейскому объектам разработки приведено в табл.7.
Визейский объект – объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная система заводнения. По состоянию на 1.01.2008 г. на визейском объекте числится 264 добывающие скважины (на 25 % меньше проектного показателя технологической схемы и на 3,6 % меньше проектного показателя последнего авторского надзора), в эксплуатации находится 222 скважин (на 33,6% и 13,9% меньше, чем по технологической схеме и авторскому надзору соответственно). Фактический фонд нагнетательных скважин составляет 197 скважин, что превышает проектный фонд технологической схемы на 8,2 % и соответствует фонду по авторскому надзору, однако действующий фонд нагнетательных скважин (120 скважин) значительно меньше проектного (на 32,6% и 37,2% соответственно). За 2004 год добыто 399,7 тыс. т нефти, что на 4,6% превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7 тыс. т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416. В сравнении с «Авторским надзором» (2001г.) добыча нефти осуществляется более высокими темпами - за 2004 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2006г. находится на уровне проектной.
Таблица 7
Сравнение проектных и фактических показателей
разработки визейского объекта
| Показатели | 2008 год | 2009 год | 2010 год | |||
| Проект ТС | Факт | Проект ТС | Факт | Проект ТС | Факт | |
| Добыча нефти всего, тыс. т | 382,4 | 369,1 | 383,5 | |||
| Накопленная добыча нефти, тыс.т | 19775,3 | 20144,5 | 20527,9 | |||
| Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. | 0,301 | 0,29 | 0,307 | 0,295 | 0,313 | 0,301 |
| Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % | 1,6 | 1,4 | 1,5 | 1,3 | 1,4 | 1,4 |
| Отбор от НИЗ, % | 72,4 | 69,9 | 73,9 | 71,2 | 75,3 | 72,5 |
| Обводненность среднегодовая по (массе), % | 88,2 | 80,9 | 88,8 | 81,9 | 89,3 | 82,4 |
| Добыча жидкости всего, тыс. т/год | 2003,6 | 2043,5 | 2176,6 | |||
| Накопленная добыча жидкости, тыс. т | 60298,3 | 62341,7 | 64518,3 | |||
| Закачка рабочего агента, тыс. м3 | 2145.2 | |||||
| Компенсация отборов жидкости в пл. усл., % | 107,1 | 126,1 | 117,3 | |||
| Пластовое давление, МПа | 13,9 | 13,0 | 13,9 | 13,1 | 13,9 | 13,1 |
| Газовый фактор, м3/т | 9,1 | 9,1 | 9,1 | 9,1 | 9,1 | 9,1 |
| Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2/га | 17,4 | 15,2 | 17,3 | 15,3 | 17,5 | |
| Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут | ||||||
| по нефти, | 3,6 | 3,8 | 3,5 | 3,9 | 3,3 | 4,2 |
| по жидкости | 30,6 | 30,9 | 21,8 | 31,1 | ||
| Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3/сут | 66,9 | 42,7 | 67,6 | 54,8 | 68,3 | 58,8 |
| Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа | 5-8 | 7,1 | 5-8 | 6,7 | 5-8 | 6,2 |