ріод з 1999 по 2001 р.р. фактична річна закачування перевищує проект.
При зіставленні проектних та фактичних обсягів річного видобутку нафти по надрокористувачам видно, що як ТОВ ??laquo; ЛЗС raquo ;, так і СП Ватойл у 1996-2001 щорічно в різного ступеня перевищували затверджені цифри, а мало місце незначне невиконання проектних обсягів по родовищу в цілому повністю відноситься на рахунок ЗАТ «Еганойл».
Можна констатувати, що в межах ліцензійної ділянки ТОВ «ЛЗС» у розглянутий період часу розбіжності фактичних і проектних показників з видобутку та закачуванні в цілому мінімальні і лежать в межах точності прогнозу. В основному спостерігається перевищення фактичних показників над проектними. Відставання з експлуатаційного розбурювання, що спостерігалося з 1996 р, було подолано тільки в 2001
У межах ліцензійної ділянки СП Ватойл в частині показників видобутку відзначалося помітне перевиконання проектних цифр, крім 2001р., коли фактичний видобуток нафти знизилася на 6%. Сумарний видобуток нафти за три роки (з 1999 р по 2001 р) практично дорівнює проектної, а фактичний видобуток рідини приблизно на 14% перевищила проект. Діючий фонд видобувних свердловин в 2001 р був більше проектного на 13%. Таке перевищення проектних рівнів видобутку по рідини пояснюється постійним зростанням середньої продуктивності діючого фонду, особливо за рахунок вводяться з буріння нових свердловин, за якими середній фактичний дебіт рідини перевищує проектний з 1996р. по 2001 р включно. В цілому у 1996-2001 розробка ділянки СП Ватойл супроводжується заходами, спрямованими на форсування відборів рідини, одним з наслідків яких є і більш висока, ніж планувалося, обводненість добувної продукції.
Резюмуючи сказане вище, можна констатувати, що в історії освоєння Ватьеганском родовища виділяються три етапи планування і здійснення проектних рішень і прогнозу технологічних показників розробки. Перший етап охоплює період часу з початку проектування розробки родовища по 1989 р, коли були проаналізовані перші підсумки реалізації первинних проектних рішень. Другий етап (1990-1995 р.р.) характеризується, головним чином, вдосконаленням раніше прийнятих проектних рішень в частині їх ув'язки з суттєво оновити даними про геологічну будову родовища. Проектні показники на цей період часу були скориговані з урахуванням фактичних даних про реальну продуктивності свердловин і ситуації, що склалася з розбурювання. Третій етап, що почався з 1996 р, можна кваліфікувати як період подальшого розвитку вже реалізованих і вироблення нових проектних рішень з розробки родовища, що базуються на генеральному перерахунку запасів нафти, проведеним за станом на 1.01.99г.
Нижче наводяться відомості про співвідношення проектних і фактичних показників по основних об'єктах розробки.
Оскільки в технологічній схемі пласти АВ1-2 і АВЗ розглядалися як самостійні об'єкти, в даному розділі інформація по їх розробці наводиться як спільно, так і окремо.
Експлуатаційне розбурювання покладів АВ1-2 і АВЗ було розпочато в 1984-85 рр. на першочерговому ділянці в районі кущових майданчиків №№32, 33, 38, 39, 40, 41,42, 46 і 47 по самостійній квадратної сітці 5 00x5 00м на кожен об'єкт, згідно з технологічною схемою СібНІІНП 1984 р [12].
Закачка води в пласти АВ1-2 здійснювалася з середини 1985 року. Згідно з проектом, для закачування використовують води двох типів - сеноманського і промислову стічну. Початкова прийомистість свердловин становила близько 330 м 3/добу при тиску на гирлі 11,5- 12,5 МПа.
Система нагнітання переважно рядна, проте її формування не завершено досі, і велика кількість свердловин в нагнітальних рядах або перебуває у відпрацюванні на нафту, або простоює з різних причин. У межах родовища можна виділити 14 рядів нагнітальних свердловин. Крім того, в центральній частині родовища розташовано ще кілька десятків нагнітальних свердловин, що формують поєднання базарною і виборчої (осередкової) систем впливу на пласт. Елементи такої системи формуються в даний час також у південно-східній частині поклади, в межах ліцензійної ділянки діяльності СП Ватойл .
Початкова стадія розробки об'єкта АВ1-3 тривала до 1991 року, коли був досягнутий максимальний рівень видобутку нафти +7962 тис. т на рік (по пласту АВ1-2 7950,9 тис.т.). У цей період показники поточної і накопиченої видобутку нафти та рідини практично збігалися з проектними завдяки інтенсивному Розбурювання горизонту і формуватиію системи впливу на нього. Однак проектні відбори нафти на початковій стадії були забезпечені, головним чином, за рахунок випереджального введення видобувних свердловин в 1987-1989 рр. Згодом обсяги експлуатаційного буріння були знижені, і проектні показники по введенню нових свердловин не витримує. У той же час...
