Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 6 )

Рис. 2.1

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Годовая добыча жидкости в период 2011-2015 гг. превышала проектные показатели на 190,1-277,1 тыс. т, что обусловлено более высокой фактической производительностью добывающих скважин по жидкости (90,3-100,3 т/сут, против 83,5-70,2 т/сут по проекту).

В период 2011-2015 гг. фактические уровни годовых отборов нефти постепенно уменьшались с 67,6 до 40,4 тыс. т, по проекту с 73,4 до 43,3 тыс. т. Отставание изменялось от 7,9% (2011 г.) до 10,6% (2013 гг.). В 2015 году фактическая годовая добыча нефти соответствовала проектному значению – 39,7 тыс. т.

Причины отставания:

- высокая фактическая обводненность добываемой продукции скважин (92-95% против 88,8-92,2% по проекту).

- пять скважин объекта являлись условно-работающими, пребывавшими в режиме накопления в 2011-2015 гг. Их дебиты не превышали 0,4 т/сут по нефти и средняя обводненность по ним составляла 73-99%.

За рассматриваемый период добывающий фонд не соответствовал проектному. В период 2011-2013 гг. добывающий фонд (26-24 скважины) превышал проектный (23 скважины) на 1-3 скважины. В 2014-2015 гг. отставание действующего добывающего фонда (21-22 скважин) от проектного (23 скважины)  на 1-2 скважины связано с выводом в бездействие скважины №14 по техническим причинам, переводом скважины № 000 в пьезометрический фонд по причине высокой обводненности пластовой водой.

Действующий нагнетательный фонд в 2011-2015 гг. составлял 6 скважин против 8-9 скважин по проекту. Всего за 2011-2015 гг. было закачано  2265,5 тыс. м3, по проекту 2707,6 тыс. м3.

Суммарная добыча нефти за 2011-2015 гг. составила 251,8 тыс. т, что на 16,8 тыс. т или 6,2% ниже проектного показа,5 тыс. т).

Рекомендациями проектного документа [5] по объекту Б-2 были предусмотрены следующие мероприятия:

бурение бокового горизонтального ствола; перевод трех добывающих скважин под закачку; РИР– 4 скв./опер.;

ОПЗ – 3 скв./опер.;

По факту на объекте были проведены следующие мероприятия:

ввод из бездействия трех скважин; смена ГНО – 7 скв./опер.; ОПЗ – 2 скв./опер.;

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведено в таблице 2.2 и на рисунках 2.2-2.4.

Таблица 2.2

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

№ п/п	Показатели	2011	2012	2013	2014	2015
Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
1	ДOБЫЧA HEФTИ BCEГO, TЫC. T	73,4	67,6	61	58,4	51,1	45,7	43,3	40,4	39,7	39,7
2	BBOД HOB. ДOБ. C. BCEГO, ШT.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3	B T. Ч. ВВОД БОКОВЫХ СТВОЛОВ, ШТ.	0	0	0	0	0	0	1	0	0	0
4	BЫБЫTИE ДOБЫB. CKB., ШT.	3	2	0	4	0	0	1	0	0	0
5	B T. Ч. ПOД ЗAKAЧKУ	2	0	0	0	0	0	1	0	0	0
6	ДEЙCT. ФOHД ДOБ. C. HA KOH. Г.	23	26	23	24	23	24	23	21	24	22
7	BBOД HAГHET. CKBAЖИH, ШT.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
8	BЫБЫTИE HAГH. CKB., ШT.	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0
9	ДEЙCT. ФOHД HАГ. C. HA KOH. Г.	8	6	8	6	8	6	9	6	9	6
10	CP. ДEБ. Ж. ДEЙCT. C., T/CУT.	83,5	90,3	78,9	89,7	75	90,1	72	98,4	70,2	100,3
11	CP. ДEБ. Н. ДEЙC. C.., T/CУT	9,3	7,2	8,1	6,5	6,8	5,3	5,8	5,1	5,5	5,1
12	CP. OБB. ПPOДУKЦ. ДEЙC. Ф., %	88,8	92	89,8	92,7	91	94,1	91,9	94,8	92,2	95
13	ДOБ. ЖИДKOCTИ BCEГO, TЫC. T	656,1	846,2	596,1	804,1	566,7	773,3	533,1	779,7	509,2	786,2
14	KOЭФ. HEФTEИЗBЛEЧ., ДOЛИ EД.	0,567	0,565	0,583	0,581	0,597	0,593	0,609	0,604	0,619	0,614
15	OTБOP OT УTB. ИЗBЛ. ЗAП., %	86,3	86	88,8	88,4	90,9	90,2	92,6	91,9	94,3	93,5
16	TEMП OTБ. HAЧ. УTB. ИЗB. ЗAП.	3	2,8	2,5	2,4	2,1	1,9	1,8	1,6	1,6	4,6
17	TEMП OTБ. TEK. ИЗB. ЗAП., %	17,9	16,5	18,2	17	18,6	16,1	19,4	16,9	22	20
18	ЗAK. PAБ. AГEHTA, TЫC. M3/ГOД	534	402	545	473	574	496	540	454	515	441
19	KOMПEH. OTБOPA : TEKУЩAЯ, %	80	54,1	90	67,3	100	73,4	100	66,9	100	64,4
20	C HAЧ. PAЗ., %	50,1	44,8	53,5	47,1	57	49,5	59,8	50,9	62,2	52

Рис.2.2

Рис. 2.3

Рис. 2.4

2.4 Анализ энергетического состояния объекта

Наблюдается падение давления, что связано с увеличением отборов жидкости. В середине 2004 г. в пласт Б-2 была начата закачка воды серпуховского горизонта в скв.126 и 135.

Текущее пластовое давление составило 11,4 МПа при начальном давлении 14,3 Мпа (1992 г.) и давлении насыщения 5,4 МПа. Пластовая температура замерялась до ввода в разработку и составила 31 єС.

Пластовое текущее давление ниже начального на 2.9 МПа. Что говорит об эффективной системе заводнения для поддержания пластового давления.

Динамика пластового давления по скважинам объекта Б-2 в 1991-2013 гг. приведена на рис.2.5.

Рис.2.5

2.5 Анализ эффективности применяемых методов

В период 2002-2015 гг. по 33 добывающим скважинам пласта Б-2 проведено 91 геолого-технологическое мероприятие. Всего за счет проведения ГТМ дополнительно добыто 882,7 тыс. т. нефти или 93 % от всей доп. добычи.

На рис. 2.6 приведена диаграмма распределения дополнительной добычи нефти за счет проведенных мероприятий. 86,6% дополнительной добычи от проведенных ГТМ составляют мероприятия по оптимизации режима работы добывающих скважин (764,5 тыс. т.).

Диаграмма распределения дополнительно добытой нефти по видам ГТМ,
проведенным по скважинам пласта Б-2

Рис.2.6

На рисунке 2.7 приведена диаграмма дополнительной добычи нефти, полученной от мероприятий по оптимизации режима работы скважин. Как видно, 560,7 тыс. т нефти или 63,5% от всей дополнительной добычи объекта принесли мероприятия по смене способа эксплуатации (переход с ШГН на ЭЦН).

Диаграмма распределения дополнительно добытой нефти после проведения мероприятий по оптимизации работы механизированного фонда скважин

Рис. 2.7

Неэффективными оказались следующие ГТМ: проведение повторной перфорации в 2004 г. в скв.124, обработки кислотой ПЗС в 2004 г. в скв.10, увеличение производительности ШГН в 2007 г. в скв.149, увеличение производительности ЭЦН в 2006 г. в скв.109, в 2010 г. в скв.146, в 2014 г. в скв.114.