3.2. Сравнение проектных и фактических показателей
Основная цель сопоставления проектных и фактических показателей – уточнить, соответствует ли фактический процесс разработки проектным решениям (т.е. планируемым результатам). С использованием данных проектного технологического документа формулируются выводы по эффективности проектных решений.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки проводится за срок действия последнего проектного технологического документа. Сравнение производится по следующим параметрам:
1. Анализ отклонения фактических значений основных технологических показателей разработки (добыча нефти, жидкости, объем закачанной воды, ввод новых скважин, действующий фонд скважин, дебиты нефти, жидкости, обводненность) от проектных величин за анализируемый период.
2. Оценка степени реализации проектного фонда на дату анализа – абсолютная величина эксплуатационного фонда скважин, фонда, оставшегося для бурения, относительная доля реализации фонда скважин, утвержденного действующим проектным документом.
3. Анализ причин отклонения фактических уровней (особенно уровня добычи нефти) от проектных значений.
Рисунок 7. Сравнение проектных и фактических показателей
3.3. Характеристика эксплуатационного фонда скважин
1. Оценивается общее количество скважин объекта и количество скважин по каждой категории фонда (добывающего, нагнетательного, контрольного, водозаборного). Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации проводится с учетом геологического строения объекта.
2. Оценивается структура фонда скважин объекта:
- действующие (добывающие и нагнетательные);
- бездействующие, в консервации или в освоении;
- в контрольно-пьезометрическом фонде;
- ликвидированные или в ожидании ликвидации.
3. Описывается состояние самостоятельного и совместного фонда скважин в имеющихся сочетаниях по каждому из пластов объекта, и распределение скважин по степени объединения пластов в один объект эксплуатации (например, эксплуатирующие один пласт – 120 скв., два пласта – 38 скважин, и т.д.).
4. Характеризуется степень использования эксплуатационного фонда скважин (коэффициент использования – отношение величины действующего фонда скважин к эксплуатационному) и степень эксплуатации действующего фонда скважин (коэффициент эксплуатации – отношение количества скважин, непосредственно дающих продукцию и находящихся под закачкой к величине действующего фонда скважин) по совместному и самостоятельному фонду добывающих и нагнетательных скважин.
5. Оцениваются средние значения технологических показателей по объекту (для рядных систем по рядам):
- дебиты по нефти, жидкости, обводненность и забойное давление для добывающих скважин;
- приемистость и устьевое давление для нагнетательных скважин;
6. Приводятся распределения фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности, накопленной добыче нефти и жидкости.
Рисунок 8. Распределение действующих добывающих скважин по обводненности и дебиту жидкости (слева) и нефти (справа)
7. Приводятся графики и таблицы, характеризующие динамику структуры действующего фонда скважин по дебиту жидкости, обводненности, дебиту нефти (для добывающих скважин) и по приемистости (для нагнетательных скважин).
8. Приводятся гистограммы распределения по дебитам, удельным дебитам (для рядных систем по рядам в отдельности и в целом по объекту).
9. По фонду нагнетательных скважин приводится среднее значение устьевого давления закачки на дату анализа и распределение действующих нагнетательных скважин по интервалам устьевых давлений.
Рисунок 9. Структура действующего фонда скважин в динамике
Рисунок 10. Распределение фонда скважин по дебитам и удельным дебитам нефти и жидкости