2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
На основе данных геологического изучения месторождения нефти производятся необходимые гидродинамические расчеты, в результате которых определяются технические показатели системы разработки. После выбора рациональной системы разработки нефтяной залежи определяется порядок бурения в горных породах добывающих и нагнетательных скважин.
Рисунок 2.2. График разработки по месторождению Центрально-Восточная Прорва по состоянию 01.01.08г.
Таблица 2.4.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва
|
№п/п |
Показатели |
Ед. Изм. |
Годы | ||||||
|
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 | ||||
|
1 |
Добыча нефти |
проект |
тыс.т. |
135,6 |
113,9 |
95,1 |
79,9 |
67,6 |
55,5 |
|
факт |
тыс.т. |
91,6 |
87,14 |
87 |
84,35 |
80,04 |
76,31 | ||
|
2 |
Суммарная добыча нефти |
проект |
тыс.т. |
7770,2 |
7884,1 |
7979,2 |
8059,1 |
8126,7 |
8182,2 |
|
факт |
|
6197,903 |
6285,04 |
6372,04 |
6456,39 |
6536,433 |
6612,743 | ||
|
3 |
Добыча жидкости |
проект |
тыс.т. |
367,5 |
333,3 |
298,3 |
268,2 |
242,2 |
209,1 |
|
факт |
|
195,009 |
178,71 |
206,559 |
199,799 |
187,89 |
172,845 | ||
|
4 |
Суммарная добыча жидкости |
проект |
тыс.т. |
11100,5 |
11433,8 |
11732,1 |
12000,3 |
12242,5 |
12451,6 |
|
факт |
|
7473,731 |
7652,44 |
7859 |
8058,799 |
8246,69 |
8419,535 | ||
|
5 |
Среднегодовая обводненность |
проект |
% |
63,1 |
65,8 |
68,1 |
70,2 |
72 |
73,4 |
|
факт |
|
53 |
51,2 |
57,9 |
51 |
50 |
55,8 | ||
|
6 |
Добыча газа |
проект |
млн.м3 |
43 |
39 |
33 |
27 |
21 |
20 |
|
факт |
|
29,23379 |
29,3672 |
24,7068 |
25,039932 |
23,31921 |
20,618 | ||
|
7 |
Суммарная добыча газа |
проект |
млн.м3 |
2750 |
2760 |
2810 |
2840 |
2870 |
2890 |
|
факт |
|
2017,784 |
2047,15 |
2071,86 |
2096,8982 |
2120,217 |
2140,835 | ||
|
8 |
Газовый фактор |
проект |
м3/т |
|
|
|
|
|
|
|
факт |
|
319,1 |
337 |
283,9 |
269,3 |
290 |
270,2 | ||
|
9 |
Закачк воды |
проект |
тыс.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
факт |
|
|
|
|
|
|
| ||
|
10 |
Суммарная закачка воды |
проект |
тыс.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
факт |
|
|
|
|
|
|
| ||
|
11 |
Фонд добывающих скважин |
проект |
ед. |
53 |
52 |
48 |
46 |
44 |
39 |
|
факт |
|
42 |
42 |
42 |
42 |
42 |
43 | ||
Продолжение таблицы 2.4.
|
12 |
Ввод новых скважин |
проект |
ед. |
|
|
|
|
|
|
|
факт |
|
|
|
|
|
|
| ||
|
13 |
Среднесуточный дебит 1 скв по нефти |
проект |
т/сут |
7,7 |
6,6 |
6 |
5,3 |
4,6 |
4,3 |
|
факт |
|
6,7 |
6,5 |
6,6 |
6 |
5,7 |
4,9 | ||
|
14 |
Среднесуточный дебит 1 скв по жидкости |
проект |
т/сут |
21,2 |
19,5 |
18,9 |
17,7 |
16,7 |
16,3 |
|
факт |
|
14,3 |
13,3 |
15,7 |
24 |
18,4 |
19,0 | ||
|
15 |
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов |
проект |
% |
1,4 |
1,16 |
0,9 |
0,8 |
0,6 |
0,5 |
|
факт |
|
1,12 |
1,07 |
1,06 |
1,03 |
0,98 |
0,83 | ||
|
16 |
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов |
проект |
% |
26,8 |
30 |
37,2 |
49,8 |
83,9 |
|
|
факт |
|
4,5 |
4,49 |
4,69 |
4,77 |
4,75 |
2,97 | ||
|
17 |
Выработанность запасов |
проект |
% |
95,4 |
96,8 |
98 |
|
|
|
|
факт |
|
76,1 |
77,2 |
78,28 |
79,3 |
80,3 |
72 | ||
|
18 |
Коэффициент нефтеизвлечения |
проект |
д.ед. |
0,325 |
0,329 |
0,33 |
0,33 |
0,33 |
0,33 |
|
факт |
|
0,263 |
0,266 |
0,27 |
0,27 |
0,277 |
0,273 |
Рисунок 2.3. Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения Центрально-Восточная
Прорва.