2.3 Анализ выполнения проектных решений

На сегодняшний день разработка Волковского месторождения осуществляется согласно проектному документу «Проект доразработки Волковского нефтяного месторождения», составленному ООО «ИК Башнипинефть» в 2004 г. (протокол ЦКР № 3288 от 01.12.2004 г.). Расчетные показатели по месторождению утверждены в качестве проектных на период с 2006 по 2010 гг. Результаты сравнения проектных и фактических показателей разработки по Волковскому месторождению представлены в таблице 4.1 и на рисунке 4.1.

Отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных находится в пределах допустимых значений – 7-10 %. Превышение годовой добычи нефти в 2010 г. на 21,1 % обусловлено более высокими фактическими дебитами скважин по нефти и жидкости, а также фактическим превышением количества ГТМ в отличие от запланированных по проекту.

Рассмотрим влияние основных факторов: коэффициента эксплуатации, обводненности, дебита жидкости, действующего добывающего фонда на уровень добычи нефти за 2006-2010 гг. Отклонение проектных уровней добычи нефти от фактических в анализируемые годы составило: в 2006-2007 гг. годовая добыча нефти выше проектных на 2,3-3 тыс.т (7,1-9,7 %), в 2008-2009 гг. ниже проектных значений на 0,5 тыс.т (1,1-1,4 %),

Таблица 4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки в целом по Волковскому месторождению

Рисунок 4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по Волковскому месторождению

в 2010 г. значительно выше проектных значений на 11,3 тыс.т (21,1 %). На рисунке 4.2 приведен факторный анализ расхождения уровней добычи нефти за 2006-2010 гг. Проведенный анализ показал, что фактическое превышение добычи нефти в 2006-2007 гг. связано с влиянием дебита жидкости и коэффициента эксплуатации скважин - 2,4 тыс.т и 1,3 тыс.т, в 2007 г. – 4,4 тыс.т и 1,5 тыс.т. Суммарное отклонение добычи нефти по факту от проектного значения составило в 2006 г. 2,3 тыс.т, в 2007 г. - 3,0 тыс.т в большую сторону.

Снижение добычи нефти в 2008-2009 гг. произошло за счет влияния действующего фонда скважин и обводненности продукции. Недобор нефти за счет несоответствия добывающего фонда составил 5,5 и 17,2 тыс.т, соответственно.

В 2010 г. добыча нефти по факту выше проектного значения. Отклонение за счет положительного влияния коэффициента эксплуатации составило 3,5 тыс.т и дебита жидкости - 26,1 тыс.т. Потери в добыче за счет действующего добывающего фонда скважин составляют 14,3 тыс.т и за счет обводненности - 4,0 тыс.т. Суммарное отклонение добычи нефти по факту от проектного значения составило 11,3 тыс.т в большую сторону.

Фактические средние дебиты действующих скважин по нефти за анализируемый период выше проектных значений. В 2010 г. фактический средний дебит действующих скважин по нефти выше проектного на 0,9 т/сут (42,9 %). Основной причиной отклонения является превышение фактических дебитов новых скважин по нефти, введенных в 2010 г.

Уровни добычи жидкости за 2006-2010 гг. выше проектных значений: в 2006 г. на 8,7 %, в 2007 г. на 15,5 %, в 2008 г. на 31,0 %, в 2009 г. на 42,9 %, в 2010 г. на 29,7 %.

Средние дебиты жидкости в 2006-2010 гг. превышают проектные значения. В 2010 г. фактический дебит жидкости превышает проектный дебит на 54,8 %. Превышение дебитов скважин по жидкости связано с бурением новых скважин с более высокими дебитами по жидкости.

В целом по месторождению за анализируемый период планировалось бурение 13 добывающих (в т.ч. семи ГС), семи нагнетательных и пяти водозаборных скважин, зарезка боковых стволов из шести скважин. По факту пробурено девять добывающих скважин (в т.ч. одна из разведочного бурения). Это объясняется тем, что все бурение было направлено на залежь 5 пачки СТкз1 Мельниковской площади. Результаты бурения первых скважин показали, что принятые ранее контуры нефтеносности не корректны из-за малой изученности залежи. Проницаемость по Сткз1 Мельниковской площади с учетом новых образцов керна из скв. 1682 составила 0,079 мкм² (ранее 0,002 мкм²). В 2010 г. было проведено оперативное изменение запасов Волковского месторождения и утверждены новые контуры залежей. В 2010 г. бурение продолжилось.

Рисунок 4.2 – Влияние технологических факторов на расхождение между

фактическими и проектными показателями разработки месторождения

Фактический фонд действующих добывающих скважин был ниже проектного в течение всего рассматриваемого периода на 2-15 ед. В 2010 г. факт составляет 56 ед., проект - 71 ед. Это связано со значительным фактическим выбытием скважин в бездействие (16 малодебитных высокообводненных скважин). Средний дебит по нефти по этим скважинам составил 0,25 т/сут, средняя обводненность 94,3 %.

Действующий нагнетательный фонд скважин в 2006-2008 гг. практически равен проектному значению. В 2009 г. факт составляет 14 ед., проект - 18 ед., в 2010 г. факт – 13 ед., проект - 23 ед. За анализируемый период по факту ввелись две нагнетательные скважины, по проекту планировалось ввести 14 скважин.

Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.2011 г. составляет 2757,5 тыс.т, что выше проектного значения на 18,7 тыс.т (0,7 %). Фактическая накопленная добыча жидкости и закачка воды также выше проектной на 257,5 и 48,9 тыс.т (3,2 и 0,8 %).

Обводненность действующих скважин различаются незначительно. В 2010 г. факт составляет 68,6 %, проект - 66,4 %. Фактическое снижение обводненности к концу периода объясняется применением ГТМ.

Фактическая средняя приемистость нагнетательных скважин за анализируемый период значительно выше проектных значений на 21-94 %. В 2010 г. средняя приемистость составила 33,8 против 25,7 м³/сут по проекту (отклонение 32 %).

В целом по месторождению в 2006-2010 гг. отмечается удовлетворительное совпадение проектных и фактических показателей по добыче нефти. Добыча нефти в 2010 г. по Волковскому месторождению составила 64,8 тыс.т, что выше проектной на 21,1 %. Основная причина расхождения заключается в превышении фактических дебитов по нефти и жидкости за счет проведенных по ряду скважин ГТМ (ОПЗ, ПВЛГ, оптимизация, РИР), более высокими значениями фактических дебитов новых скважин по сравнению с проектными (по скважинам, введенным в 2010 г., средний дебит по нефти почти в 2 раза выше проектных дебитов (15,4 т/сут против 6,8 и 8,7 т/сут по проекту). Накопленная добыча нефти составила 2757,5 тыс.т.

На 01.01.2011 г. количество действующих добывающих скважин по месторождению составляет 56 по факту и 71 скважин по проекту. Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 13 скважин по сравнению с 23 проектными скважинами.

Фактическая добыча жидкости в 2010 г. составила 206,6 тыс.т, что на 29,7 % выше проектного значения. Средняя обводненность добываемой продукции составила 68,6 % при проектном значении 66,4 %.

Эксплуатационное бурение, запланированное в проектном документе, по месторождению выполнено не в полном объеме (из 13 проектных пробурено девять добывающих скважин).

Бобриковский горизонт

Результаты сравнения проектных и фактических показателей разработки по бобриковскому горизонту Волковского месторождения представлены в таблице 4.2 и на рисунке 4.3.

На рисунке 4.4 приведен факторный анализ расхождения уровней добычи нефти за 2006-2010 гг. по бобриковскому горизонту. Все эти годы проектная добыча превосходит фактическую на 1,8 тыс.т, 1,8 тыс.т, 2,1 тыс.т, 2,6 тыс.т, 2,9 тыс.т., на отклонение добычи в положительную сторону влияет коэффициент эксплуатации, на отклонение в отрицательную сторону – несоответствие действующего фонда скважин и обводненность

Таблица 4.2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки бобриковского горизонта

Рисунок 4.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по бобриковскому горизонту Волковского месторождения

продукции. Отклонение за счет положительного влияния коэффициента эксплуатации скважин составило в 2006-2010 гг. 0,5 тыс.т, 0,8 тыс.т, 0,6 тыс.т, 0,4 тыс.т, 0,6 тыс.т, соответственно.

Рисунок 4.4 – Влияние технологических факторов на расхождение между

фактическими и проектными показателями разработки бобриковского горизонта

Проведенный анализ показал, что в 2006-2008 гг. фактическое отклонение добычи нефти в меньшую сторону связано с влиянием дебита жидкости, несоответствием действующего фонда скважин и обводненности. Отклонение в меньшую сторону за счет несоответствия действующего фонда скважин составило 0,3 тыс.т, за счет влияния дебита жидкости – 1,0 тыс.т, 1,3 тыс.т и 0,5 тыс.т., за счет влияния обводненности – 1,0 тыс.т, 1,0 тыс.т и 1,8 тыс.т, соответственно.

Снижение добычи нефти по бобриковскому горизонту в 2009 г. произошло за счет отрицательного влияния несоответствия действующего фонда скважин и обводненности. Отклонение составило 0,3 тыс.т и 2,9 тыс.т, соответственно. Отклонение добычи нефти в положительную сторону за счет влияния дебита жидкости составило 0,2 тыс.т.

В 2010 г. отклонение за счет положительного влияния дебита жидкости составило 2,0 тыс.т. Отклонение за счет отрицательного влияния несоответствия действующего фонда скважин и обводненности составило 2,1 тыс.т и 3,4 тыс.т.

В 2006-2010 гг. фактический средний дебит нефти меньше проектного на 46 – 65 %, что обусловлено более высокой фактической обводненностью действующих скважин. Фактический средний дебит жидкости в 2006-2008 гг. меньше проектного на 16-29 %, а в 2009-2010 гг. превышает его на 6 % и 65 %, соответственно.

Фактический фонд добывающих и нагнетательных скважин бобриковского горизонта в 2006-2010 гг. ниже проектного на 1-2 ед. Фактическая обводненность превышает проектную на 2-8 %. В связи с высокой обводненностью бобриковского горизонта проводится оптимизация объемов закачки. В рассматриваемый период времени закачиваемые в пласт объемы воды ниже проектных на 75-78 %. Приемистость нагнетательных скважин ниже проектной на 70-78 %. В 2010 г. закачка приостановлена. В связи с этими факторами накопленная добыча нефти в 2006-2010 гг. ниже проектной на 0,5-1,9 %. Годовая добыча жидкости в 2006-2008 гг. ниже проектной на 8-25 %, в 2009 г. выше проектной на 10 %, в 2010 г. соответствует проектному уровню.

Турнейский ярус

Результаты сравнения проектных и фактических показателей разработки по турнейскому ярусу Волковского месторождения представлены в таблице 4.3 и на рисунке 4.5

На рисунке 4.6 приведен факторный анализ расхождения уровней добычи нефти за 2006-2010 гг. по турнейскому ярусу. Фактическая добыча нефти в 2006-2010 гг. по турнейскому ярусу превосходит проектную. Общее отклонение в большую сторону составляет 3,4 тыс.т, 3,1 тыс.т, 2,2 тыс.т, 6,2 тыс.т и 18,5 тыс.т, соответственно. Все эти годы на отклонение добычи в меньшую сторону влияет обводненность продукции скважин. Отклонение составляет 3,6 тыс.т, 5,4 тыс.т, 9,7 тыс.т, 12,3 тыс.т и 1,8 тыс.т.

С 2007 г. по 2010 г. несоответствие действующего добывающего фонда приводит к потерям добычи нефти 0,5 тыс.т, 3,0 тыс.т, 4,4 тыс.т и 12,3 тыс.т, соответственно. Отклонение добычи нефти в положительную сторону в 2006-2010 гг. за счет влияния дебита жидкости составляет 6,3 тыс.т, 8,3 тыс.т, 13,4 тыс.т, 20,8 тыс.т и 25,1 тыс.т. В 2006-2010 гг. за счет коэффициента эксплуатации происходит отклонение добычи нефти в большую сторону на 0,7 тыс.т, 0,8 тыс.т, 1,5 тыс.т, 2,1 тыс.т, 7,5 тыс.т.

В 2006-2010 гг. по турнейскому ярусу фактический средний дебит нефти превышает проектный на 12–64 %, фактический средний дебит жидкости превышает проектный на 29-83 %, что связано с оптимизацией технологических режимов работы скважин. Фактические объемы закачиваемой в пласт воды превышают проектные на 19-76 %. В результате годовые отборы жидкости превышают проектные уровни на 32-71 %, накопленная добыча нефти выше проектной на 0,4-2 %. Обводненность продукции скважин в эти годы выше проектной на 2-16 %. Фактический фонд добывающих скважин

Таблица 4.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки турнейского яруса

Рисунок 4.5 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по турнейскому ярусу Волковского месторождения

меньше проектного на 4-15 ед. Фактический фонд нагнетательных скважин в 2006-2008 гг. соответствует проектному, в 2009 и 2010 гг. меньше проектного на 2 и 4 ед., соответственно. Приемистость нагнетательных скважин в 2006-2007 гг. выше проектной на 18-34 %, с 2008 по 2010 гг. ниже проектной на 4-34 %.

Рисунок 4.6 – Влияние технологических факторов на расхождение между

фактическими и проектными показателями разработки турнейского яруса

Терригенная толща девона

Результаты сравнения проектных и фактических показателей разработки по терригенной толще девона Волковского месторождения представлены в таблице 4.4 и на рисунке 4.7.

На рисунке 4.8 приведен факторный анализ расхождения уровней добычи нефти за 2006-2010 гг. по терригенной толще девона. В 2006-2007 гг. фактическая добыча нефти по терригенной толще девона превышает проектную на 0,8 и 1,8 тыс.т. На отклонение добычи в положительную сторону (1,2 и 1,8 тыс.т) влияние оказывает обводненность, а также в 2007 г. дебит жидкости (0,5 тыс.т). На отклонение в меньшую сторону в 2006 г. влияние оказывают дебит жидкости и коэффициент эксплуатации (0,2 и 0,2 тыс.т). В 2007 г. отрицательное влияние оказывают несоответствие действующего добывающего фонда (0,4 тыс.т) и коэффициент эксплуатации (0,1 тыс.т).

Таблица 4.4 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки терригенной толщи девона

Рисунок 4.7 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по терригенной толще девона Волковского месторождения

Рисунок 4.8 – Влияние технологических факторов на расхождение между

фактическими и проектными показателями разработки терригенной толщи девона

В 2008-2010 гг. фактическая добыча нефти ниже проектной на 0,7 тыс.т, 4,0 тыс.т 4,2 тыс.т. В 2008 г. положительное отклонение добычи нефти за счет дебита жидкости, обводненности, коэффициента эксплуатации составляет 0,4 тыс.т, 0,1 тыс. т и 1,1 тыс.т. В 2008 г. отрицательное отклонение за счет несоответствия действующего добывающего фонда составило 2,3 тыс.т.

В 2009 г. несоответствие действующего добывающего фонда и обводненность приводят к потерям добычи нефти 2,6 тыс.т и 3,0 тыс.т, соответственно. К положительному отклонению добычи нефти приводит влияние дебита жидкости и коэффициента эксплуатации (0,9 тыс.т и 0,6 тыс.т, соответственно).

В 2010 г. только обводненность влияет на отклонение добычи нефти в положительную сторону (0,5 тыс.т). На отклонение в меньшую сторону влияние оказывают несоответствие действующего добывающего фонда, дебит жидкости, коэффициент эксплуатации. Отклонение составляет 2,2 тыс.т, 1,3 тыс.т и 1,1 тыс.т, соответственно.

В 2006-2008 гг. по терригенной толще девона фактический средний дебит нефти превышает проектный на 8–25 % (что связано с более низкими значениями фактической обводненности по сравнению с проектной), в 2009-2010 гг. ниже проектного на 8-20 %. Фактический средний дебит жидкости отклоняется от проектного от 2 до 12 %. Фактический фонд добывающих скважин меньше проектного на 2-7 ед., фонд нагнетательных скважин – на 1–5 ед. меньше проектного. Обводненность за рассматриваемый период времени ниже проектной на 8–32 %, в 2009 г. выше проектной.

Фактические объемы закачиваемой в пласт воды превышают проектные на 10 – 46 %, только в 2008 г. ниже проектного значения на 7 %. Приемистость нагнетательных скважин отклоняется от проектных значений на 6-16 %. Фактические годовые отборы жидкости меньше проектных на 9-38 %, в 2007 г. практически соответствуют проектному значению. Накопленная добыча нефти отклоняется от проектной незначительно – на 0,5–2,4 %.

Действующим проектным документом был предусмотрен комплекс геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти, на интенсификацию добычи нефти, на поддержание продуктивности скважин, а также на улучшение технического состояния скважин и скважинного оборудования. Сопоставление основных проектных и фактических ГТМ по месторождению за 2006-2010 гг. представлено на рисунке 4.9 и в таблице 4.5.

Рисунок 4.9 - Сопоставление основных проектных и фактических ГТМ по месторождению за 2006-2010 гг.

Таблица 4.5 - Количество и эффективность ГТМ по Волковскому месторождению

Наиболее эффективными мероприятиями являются ОПЗ, СКО и другие способы обработки ПЗП - удельная дополнительная добыча нефти составляет 0,647 тыс./скв. Максимальный технологический эффект получен в 2010 г. – 1,040 тыс.т/скв.

Фактические ГТМ количественно отстают от проектных. Дополнительная добыча нефти от проведенных ГТМ составила 11,5 тыс.т.

Выводы

В целом можно сделать вывод, что на Волковском месторождении значительная часть мероприятий, предусмотренных программой исследовательских работ, выполняется. Охват скважин исследованиями в целом по месторождению высокий. Проведенные исследования во вновь пробуренных и действующих скважинах позволили уточнить геологическое строение залежи 5 пачки СТкз1 и выделить новую залежь 5 пласта CVI.2. Результаты проведенных исследований использовались при анализе и проектировании разработки, а также при создании геолого-технологической модели.