фтяной фактор - 0,93. У об'єкт закачано 179,7 млн.м 3 води. Накопичений відбір рідини компенсований закачуванням на 116,0%, поточний - на 128,9%. На дату аналізу середньозважене поточне пластовий тиск по об'єкту склало 28,7 МПа, що на 0,7 МПа вище початкового.
Рис. 3.2.6. Динаміка основних показників розробки об'єкта БВ 8
Запаси нафти виробляються фондом з 595 діючих видобувних і 221 нагнітальної свердловиною. Поточна компенсація в 2010 р склала 128,9%, при цьому накопичена компенсація відборів закачуванням досягла 116%.
Річний видобуток нафти в 2012 р склала 2707,8 тис.т (в т.ч. по ЯНАО - 1278,9 тис.т, по ХМАО - 1428,9 тис.т. По об'єкту БВ 8 є високий потенціал запасів, які необхідно продовжувати залучати в розробку за рахунок буріння нових свердловин. [1]
. 3 Зіставлення основних проектних і фактичних показників розробки
Об'єкт розробки БВ 8.
Порівняння проектних і фактичних показників розробки в цілому по родовищу проведено за останні п'ять років і представлено в таблиці 3.3.1.
Порівняння проектних і фактичних показників розробки по об'єкту БВ 8 представлено в таблиці 3.3.1 і на малюнку 3.3.1
Таким чином, можна відзначити, що розробка родовища ведеться згідно проектному документу. Порівняння проектних і фактичних показників розробки родовища в цілому за аналізований період (2006 - 2010 рр.) Показує, що проектні рівні видобутку нафти були досягнуті тільки в 2009 - 2010 рр. Відхилення становило від - 2,3% в 2007 р до - 11,9% у 2006 р У 2009 р понадпроектний рівня видобуто 33,5 тис.т нафти, перевищення склало близько 1,0%, в 2010 р- 117,3 тис.т або 3,2%. Основним чинником недосягнення проектних показників в 2006 - 2008 рр. був непроектного фонд видобувних свердловин і зростання обводнення видобувається. В останні роки надрокористувач активно вводить в експлуатацію свердловини з непрацюючих категорій. У 2009 - 2010 рр. успішно виконується програма геолого-технічних заходів по таких видах як ГРП, буріння горизонтальних свердловин, буріння бокових стволів, поглиблення свердловин і ВП. [2]
Таблиця 3.3.1 Порівняння проектних і фактичних показників розробки об'єкта БВ 8
Рис.3.3.1. Порівняння проектних і фактичних показників розробки об'єкта Б
1. Вингапуровское родовище знаходиться в промисловій експлуатації з 1982 р В даний час в розробці знаходяться вісім експлуатаційних об'єктів - ПК 21, ПК 22 березня, БВ 2, БВ 5, БВ 6, БВ 8, БВ 8 1, ЮВ 1. Об'єкт ЮВ 2 знаходився в дослідно-промисловій розробці з 1993 - 2002 рр., В даний час розробка об'єкту ЮВ 2 зупинена.
. В даний час Вингапуровское родовище знаходиться на II стадії розробки - етапі стабілізації видобутку нафти. На родовищі реалізовані наступні системи розробки:
· об'єкти ПК 21, ПК 22 березня експлуатуються на пружно-водонапірному режиме одиничними свердловинами.
· об'єкт БВ 2 є поворотною об'єктом і експлуатується свердловинами, переведеними з пласта БВ 6 по нерівномірній сітці і впровадженням приконтурного і осередкового заводнення;
· об'єкт БВ 5 є поворотною об'єктом, розробляється свердловинами по системі пласта БВ 6 з організацією осередкової системи заводнення;
· об'єкт БВ 6 розробляється за зверненої девятіточечной системі розробки з відстанню між свердловинами 500? 500 м з організацією внутріконтурного та виборчого заводнення;
· по об'єкту БВ 8 реалізовані чотири основних системи розробки: в центрі і півдні поклади - девятіточечная майданна, на півночі - блокова трехрядная, на південному заході і південному сході - звернена семикрапковим, на північному заході- вогнищево-виборча;
· по об'єкту БВ 1 серпня реалізована семикрапковим звернена система розробки з раз-розміщенням трикутної сітки свердловин з щільністю 25 га/вкв. (з ущільненням в центральній частині поклади до 12,5 га/вкв.) і організацією приконтурного заводнення;
· розробка покладів об'єкта ЮВ 1 здійснюється за такими системам: звернена семикрапковим система на базі трикутної сітки розміщення свердловин з відстанями між ними 750? 750 м - за покладами східної, західної; На всіх покладах об'єкта ЮВ 1 система ППД знаходиться в стані формування.
. По родовищу в цілому c початку розробки станом на 01.01.2013 р витягнуто 65,5 млн.т нафти і 133,6 млн.т рідини. Відбір від початкових видобутих запасів (НИЗ) склав 58,0%, поточний КІН - 0,157. Обводненість продукції - 70,4%. Накопичений ВНФ становить 1,04, поточний - 2,38.
. Поточна реалізація проектного експлуатаційного фо...
