Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении
2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
Сопоставление фактических показателей с проектными уровнями за 2001-2006 гг. визейскому объектам разработки приведено в табл..
Визейский объект - объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная система заводнения. По состоянию на 1.01.2006 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.
154
Таблица 7
Сравнение проектных и фактических показателей
разработки визейского объекта
Показатели |
2001 год |
2002 год |
2003 год |
||||
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
||
Добыча нефти всего, тыс. т |
447 |
382,4 |
424 |
369,1 |
402 |
383,5 |
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
20478 |
19775,3 |
20902 |
20144,5 |
21304 |
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 |
3786 |
2003,6 |
3778 |
2043,5 |
3771 |
2176,6 |
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
71113 |
60298,3 |
74891 |
62341,7 |
78661 |
64518,3 |
|
Закачка рабочего агента, тыс. м3 |
4329 |
2145.2 |
4313 |
2414 |
4298 |
2399 |
|
Компенсация отборов жидкости в пл. усл., % |
124 |
107,1 |
124 |
126,1 |
124 |
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 |
15 |
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 |
20 |
30,9 |
21,8 |
31,1 |
24 |
|
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 |
Таблица 7 (продолжение)
Показатели |
2004 год |
2005 год |
2006 год |
||||
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
||
Добыча нефти всего, тыс. т |
382 |
399,7 |
362 |
452,7 |
342 |
431,2 |
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
21686 |
20927,7 |
22048 |
21380,4 |
22390 |
21811,7 |
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,319 |
0,308 |
0,324 |
0,314 |
0,328 |
0,321 |
|
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % |
1,4 |
1,4 |
1,3 |
1,6 |
1,1 |
1,52 |
|
Отбор от НИЗ, % |
76,6 |
73,9 |
77,9 |
75,5 |
78,6 |
77,1 |
|
Обводненность среднегодовая по (массе), % |
89,9 |
83,2 |
90,3 |
82,8 |
90,8 |
84,6 |
|
Добыча жидкости всего, тыс. т/год |
3761 |
2381,0 |
3746 |
2637,2 |
3689 |
2805,2 |
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
82422 |
66898,7 |
86168 |
69535,9 |
88645 |
72341,1 |
|
Закачка рабочего агента, тыс. м3 |
4281 |
2402,9 |
4259 |
2662,8 |
41432 |
2862,1 |
|
Компенсация отборов жидкости в пл. усл., % |
124 |
107,6 |
124 |
111,6 |
124 |
113,2 |
|
Пластовое давление, МПа |
13,9 |
13,1 |
13,9 |
12,8 |
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 |
15,6 |
18,0 |
15,7 |
18,5 |
15,9 |
18,7 |
|
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут |
|||||||
по нефти, |
3,2 |
4,8 |
3 |
5,6 |
2,8 |
5,9 |
|
по жидкости |
31,3 |
28,3 |
31,4 |
32,5 |
30,8 |
38,1 |
|
Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3/сут |
69 |
59,1 |
69,6 |
37,7 |
70,3 |
42,1 |
|
Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа |
5-8 |
5,9 |
5-8 |
5,8 |
5-8 |
6,1 |