4.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Варианты продолжения разработки объекта БС_10-11 аналогичны рассмотренным вариантам объекта БС₁. Второй вариант в соответствии с действующим проектным документом предполагает зарезку 57 боковых стволов в зонах сосредоточения остаточных запасов нефти. В третьем прогнозном варианте предлагается разместить 171 боковой ствол.

На объекте реализуется программа геолого-технических мероприятий, включающая наряду с обработкой призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин и гидравлический разрыв пластов. Отключение скважин планируется при увеличении обводнености свыше 98.5%.

4.3 Технологические показатели расчетных вариантов

Объект БС_10-11 введен в разработку в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти по объекту в объеме 3966 тыс.т достигнут в 1985 году. С 1986 года уровни добычи нефти снижаются, достигая минимального значения 1763 тыс.т в 2000 году. С 2001 года объем добычи нефти постепенно возрастает и достигает значения 2741 тыс.т в 2014 году. Увеличение добычи нефти достигается с наращиванием объемов добычи жидкости. Добыча жидкости постепенно возрастает до уровня 5964 тыс.т в 1986 году, затем снижается до значения 4937 тыс.т в 1995 году. Снижение добычи жидкости связано с уменьшением дебитов жидкости скважин. В период 1984 – 1992 годов фонд добывающих скважин находится на уровне 825 единиц. Согласно проекта разработки с 1992 года начинается бурение уплотняющих скважин на пласт БС₁₀, а так же с целью разукрупнения пласта БС₁₁, бурение 61 «самостоятельной» скважины. При этом фонд добывающих скважин возрастает до 820 единиц. Из-за низкой эффективности новых скважин, увеличение фонда добывающих скважин порядка на 200 единиц не привело к возрастанию добычи жидкости. С 2000 года со вводом в разработку запасов нефти Восточной залежи ( 11 участок) и зарезкой боковых стволов, добыча жидкости начинает расти и достигается до уровня 10228 тыс.т в 2014 году. Увеличение объемов добычи жидкости достигается за счет эффективности зарезки боковых стволов и ввода в разработку новых запасов нефти, а так же эффективности геолого – технологических мероприятий. Дебиты скважин по жидкости возрастают в два раза, с 18.1 т/сут (1995 год) до 36.2 т/сут (2014 год)

За период 1988 – 2003 годов введено в эксплуатацию 419 уплотняющих скважин, в том числе: из бурения – 411, переводом с других объектов – 8.

По состоянию на 1.01.2016 года зарезка боковых стволов проведена в 159 скважинах.

С начала разработки с объекта БС_10-11 добыто 84206 тыс.т. нефти, в том числе: с пласта БС₁₀ – 78487 тыс.т, с пласта БС₁₁ – 5719 тыс.т. Технологические показатели по пластам приведены по официальной отчетности согласно старой корреляции пластов. Основной объем (77.1%) добычи нефти обеспечен скважинами введенными из бурения 1967 – 1987 годов. При среднем отработанном 18.8 лет, добыча нефти на добывающую скважину составила 80.8 тыс.т. Уплотняющими добывающими скважинами всего отобрано 8591 тыс.т (10.2%) нефти. Добыча нефти на уплотняющую скважину из бурения, при отработанном времени 11.4 года, составила 22.6 тыс.т, на скважину переведенную из других объектов – 14.6 тыс.т. Скважинами с БС отобрано– 3852.6 тыс.т нефти, отбор нефти на БС при среднем отработанном времени 3 года составил 24.2 тыс.т.

В 2014 году с объекта БС_10-11 добыто 2740.7 тыс.т нефти, в том числе: 1070.3 тыс.т (39.1%) проектными скважинами из бурения 1967 – 1987 годов, уплотняющими скважинами – 668.9 тыс.т (24.4%), скважинами с БС – 880.7 тыс.т (32.1%). Средний дебит по нефти скважин основного фонда составил 8.6 т/сут, уплотняющих скважин – 7.2 т/сут, скважин с БС – 17.9 т/сут.

Таким образом, зарезка боковых стволов является эффективным мероприятием по выработке остаточных запасов нефти объекта и поддержания текущих отборов нефти на уровне 2700 тыс.т.

Утвержденный проектный фонд скважин скважин – 1382, в том числе: добывающие – 1014, нагнетательные – 368, совместный фонд на два пласта – 23 скважины, на три пласта – 13. Бурение проектных скважин на объект не предусмотрено. За период 2005 – 2014 годов переведено с других объектов 15 скважин, на другие объекты – 28 скважин, проведено 18 совместных скваженах изоляция объекта БС10-11, произведено в 6 скважинах приобщение объекта, введено из бурения – 1 скважина.

По состоянию на 1.01.2016 года на балансе находится 1368 скважин, в том числе: добывающих – 1020, нагнетательных – 347, контрольных – 1

В эксплуатационном фонде числится 1095 скважин (действующих – 1047, бездействующих – 48), в том числе: добывающих – 824 (действующих – 795, бездействующих – 29), нагнетательных – 271 (действующих – 252, бездействующих – 19). В консервации находится 17 добывающих и 8 нагнетательных скважин, в пьезометрическом фонде – 125 добывающих и 32 нагнетательных, ликвидированы 54 добывающих и 36 нагнетательных скважин. В неработающем фонде находится 171 добывающая скважина, потенциал суточной добычи нефти неработающего фонда скважин оценивается 114 т/сут

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин – 0.96, нагнетательных – 0.93. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0.98, нагнетательных скважин – 0.99.

В 2014 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины. Средний дебит скважин по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости – 16.1 т/сут.

Средняя обводненность продукции составляет 73.2%. C обводненностью выше 95% эксплуатировалось 55 скважин. В 2014 году из этого фонда отобрано 63.1 тыс.т нефти (2% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 392 скважины (48% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут – 201 скважин (24% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 823 тыс.т (30% общего объема добычи).

С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 1513 скважины. При среднем отработанном времени – 13 лет, отбор нефти на одну скважину составил – 55.5 тыс.т, жидкости – 114.8 тыс.т