3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. Анализ системы разработки кустового месторождения 1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 год

• Название: Анализ системы разработки кустового месторождения 1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 год
• Дата: 07.05.2023
• Размер: 0.75 Mb.
• Имя файла: 3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ.doc
• Тип: Документы; #1112878
• страница: 3 из 3

3.3 Анализ выполнения проектных решений

Сопоставительный анализ проектных и фактических показателей разработки Кустового месторождения проводится за последние пять лет – за период 2008-20011гг., в соответствии с действующими проектными документами: с 2005 по 2006 гг. – «Анализ разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 622 от 26.04.2005 г.);

• 
  с 2007 по 2008 гг. – «Дополнение к Технологической схеме разработки Кустового месторождения (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 981 от 20.12.2007 г.);
  
• 
  за 2009 г. – «Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 1112 от 23.12.2008 г.).
  

Сравнение целевых проектных и фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению за анализируемый период приведено в таблице 3.4.
Таблица 3.4. Кустовое месторождение.Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти за период 2007-2011 гг.

Объекты разработки	Наименование	2007	2008	2009	2010	2011	За период 2008-2011 .	За весь период разработки
АС4	Проект, тыс.т	5,3	5,0	2,1	2,1	2,2	16,7	24
	Факт, тыс.т	4,1	2,8	2,3	2,2	1,8	13,2	24
	Отклонение, тыс.т	-1,2	-2,2	+0,2	+0,1	-0,4	-3,5	0,0
БС10	Проект, тыс.т	18,2	20,9	96,5	80,8	109,2	325,6	550
	Факт, тыс.т	23,7	82,1	96,5	117,7	138,9	458,9	580
	Отклонение, тыс.т	+5,5	+61,2	0,0	+36,9	+29,7	+133,3	+30,0
БС11	Проект, тыс.т	131,0	117,3	148,5	136,7	116,0	649,5	5750
	Факт, тыс.т	126,4	131,9	149,2	130,4	183,5	721,4	5820
	Отклонение, тыс.т	-4,6	+14,6	+0,7	-6,3	+67,5	+71,9	+70,0
ЮС1	Проект, тыс.т	82,6	82,2	103,7	106,3	90,5	465,3	1200
	Факт, тыс.т	92,9	104,0	106,1	79,9	124,5	507,4	1233
	Отклонение, тыс.т	+10,3	+21,8	+2,4	-26,4	+34,0	+42,1	+33,0
Мест-ние	Проект, тыс.т	500,0	508,4	661,4	729,5	643,3	3042,6	12757
	Факт, тыс.т	500,0	579,1	662,8	686,4	753,8	3182,1	12865
	Отклонение, тыс.т	0,0	+70,7	+1,4	-43,1	+110,5	+139,5	+108,0

По данным таблицы 3.4, что на протяжении всего периода действия последних проектных документов (2008-2011 гг.) различия фактических показателей по годовой добыче нефти от проектных уровней не столь существенны. Незначительное отклонение от проекта – минус 5,9% отмечается в 2008 году. Превышение фактических уровней относительно проектных получено в 2008 и 2011 гг. за счет более высоких фактических добывных возможностей продуктивных пластов БС₁₀¹, БС₁₁², ЮС₁¹ и составляет, соответственно 13,9% и 17,2%.

В 2011 году, при меньшем фактическом действующем фонде добывающих скважин по отношению к проекту на 7,7% (проект – 230 ед., факт – 204 ед.), годовой отбор нефти превысил проектный на 110,5 тыс.т или 17,2% (проект - 643,3 тыс.т, факт – 753,8 тыс.т), годовой отбор жидкости - на 54,5 тыс.т или 1,4% (проект – 3905,8 тыс.т, факт – 3851,0 тыс.т).

Сравнение основных проектных и фактических показателей за 2011 год по Кустовому месторождению представлено на рис. 3.11.




Рис. 3.11. Кустовое месторождение. Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки за 2011.

Более благоприятные показатели эксплуатации, чем предусматривалось проектным документом, отмечаются по фонду как переходящих (дебит нефти: проект – 7,6 т/сут., факт – 9,8 т/сут., обводненность: проект – 84,1%, факт – 81,6%), так и новых добывающих скважин (дебит нефти: проект – 18,3 т/сут., факт - 42,9 т/сут., обводненность: проект – 48,3%, факт – 17,6. С начала разработки по состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении добыто 12865 тыс.т, что соответствует проекту – 12757 тыс.т (расхождение менее 1%). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,187 (проект – 0,186), отбор от НИЗ достигает 50,5% (проект – 50,1%).

Накопленный объем закачки воды – 42163 тыс.м³ соответствует проектному – 42380 тыс.м³ и обеспечивает накопленную компенсацию – 86,3% (проект – 86,6%). В 2011 году закачано 2642,8 тыс.м³ воды (проект – 2964,6 тыс.м³, расхождение – 10,9%), что обеспечило текущую компенсацию – 64,3% (проект – 71,8%)..

3.4 Основные выводы по результатам анализа разработки Кустового месторождения

Основные задачи проводимого анализа – выявление закономерностей механизма выработки запасов нефти и определение объема, а также местоположения остаточных запасов по площади и разрезу продуктивных пластов с целью обоснования комплексных геолого-технологических мероприятий по совершенствованию разработки эксплуатационных объектов.

Для решения задачи определения остаточных запасов использовались метод характеристик вытеснения, геолого-статистический метод, основанный на данных промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИС), и результаты гидродинамического моделирования.

Таким образом, анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации позволяет сделать следующие выводы:

• 
  Согласно отчетности, по состоянию на 01.01.2010 г. на месторождении пробурено 457 скважин. Проектный фонд реализован на 72,4%.
  
• 
  За всю историю разработки по скважинам добыто 12865 тыс.т нефти и 44410 тыс.т жидкости. Текущий КИН составляет 0,187 (утвержденный – 0,371). Отбор от НИЗ -50,5%.
  
• 
  Накопленная закачка воды составляет 42163 тыс.м³, что обеспечивает накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой - 86,3%.
  
• 
  Число скважин, участвующих в добыче нефти, составляет 411 ед., в среднем на одну добывающую скважину приходится 31,3 тыс.т. Под закачку воды в процессе разработки переводились 110 скважин, на одну нагнетательную скважину приходится 383,3 тыс.м³ рабочего агента.
  
• 
  В 2011 году на месторождении добыто 753,8 тыс.т нефти и 3851 тыс.т жидкости.
  
• 
  В эксплуатационном добывающем фонде находится 221 скважина, в т.ч. 204 действующие, в нагнетательном фонде – 93 скважины, в т.ч. 81 действующая.
  
• 
  Эксплуатация добывающих скважин осуществляется механизированным способом – установками ЭЦН и ШГН.
  
• 
  Среднегодовой дебит добывающих скважин: по нефти – 10,4 т/сут., по жидкости – 53,1 т/сут., обводненность продукции составляет 80,4%.
  
• 
  Все скважины эксплуатируются с водой, из них большая часть (68,1% действующего фонда) с обводненностью ниже 90%. Доля низкодебитных по нефти (менее 3 т/сут.) скважин составляет 33,3%.
  
• 
  Коэффициент эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин выше проектного показателя и составляет в целом по месторождению 99,3 и 98%.
  
• 
  Находящиеся в эксплуатационном фонде скважины используются не в полном объеме. Коэффициент использования в целом по месторождению составляет по добывающим и нагнетательным скважинам 89,5 и 82,1%, соответственно.
  
• 
  Неработающий фонд (в бездействии, консервации) включает 108 скважин, в т.ч. 88 добывающих и 20 нагнетательных.
  
• 
  С целью более эффективной выработки запасов нефти и улучшения состояния фонда скважин на месторождении проводятся геолого-технологические мероприятия (бурение новых скважин, в т.ч. горизонтальных, бурение боковых горизонтальных стволов, ГРП, оптимизация насосного оборудования, ОПЗ, РИР, дострелы, приобщение и прочие).
  

Сравнительный анализ показал, что фактическая накопленная добыча нефти в целом по месторождению соответствует проектной (расхождение – менее 1%). Фактический уровень добычи нефти в 2011 году превышает проектный на 17,2% за счет более высоких фактических добычных возможностей продуктивных пластов БС₁₀¹, БС₁₁² и ЮС₁¹ .