№ДатаДобича нафти, тис. тДобича рідини, тис. тНакопленная видобуток нафти, тис. тНакопленная видобуток рідини, тис. тДебіт нафти, т/сутДебіт рідини, т/сутОбвод нённость,% Закачування води, тис. м 3 Накопичена закачування води, тис. м 3 Прийомистість, м 3/сутЧісло раб. здобувши. скв-нЧісло раб. нагне. скв-н119988,28,28,28,217,617,60000202199915,916,024,124,218,818,80,3000203200015,015,039,139,224,424,40,1000104200111,111,150,250,330,330,30,100010520027,87,858,058,121,421,40,000010620036,76,764,764,817,117,10,000010720047,27,271,972,019,619,70,500010820054,84,876,776,813,413,40,0000109200610,211,286,988,019,721,58,60002010200740,651,8127,5139,827,935,621,60003011200884,7122,5212,2262,325,937,430,8000200122009246,9333,5459,1595,825,734,726,0000330132010360,7470,7819,81066,527,736,123,488,188,1341461142011391,1485,91210,91552,432,139,919,5184,7272,8243628
У 2010 р на об'єкті було видобуто 360,7 тис. т. нафти, 470,7 тис. т. рідини і 99200000. м 3 газу при середній обводнення 26%. Середньодобовий дебіт діючої свердловини по нафті склав 25,7 т/добу, по рідини - 34,7 т/добу. Середній газовий фактор - 275 м 3/т.
Станом на 2011 р на об'єкті з початку розробки було видобуто 1210,9 тис. т нафти, 1552,4 тис. т рідини і 338600000. м 3 газу при середній обводнення продукції -21,9%, накопичений обсяг закачування води - 272,8 тис. м 3. Середньодобовий дебіт діючої свердловини по нафті склав 32,1 т/добу, по рідини - 39,9 т/добу, середній газовий фактор 320 м 3/т, поточний коефіцієнт нефтеізвлеченія - 0,022 (по РГФ).
Аналіз виконання проектних рішень показав, що фактичні рівні видобутку ніколи не відповідали проектним. Основною причиною цього послужила відсутність буріння з 1998 р, яку було відновлено тільки через 7 років.
За 2010 рік видобуток нафти вище проектної на 21%, рідини - на 28%. За накопиченої видобутку відставання склало по нафті на 33%, а по рідини на 24,4%. З таблиці 3.2.2.3 видно, що фактичний діючий фонд майже на третину нижче проектного, а середні дебіти по нафти майже в 2 рази вище, в основному за рахунок проведення гідророзриву пласта. Обводненість продукції за 2010 рік склала 23,4% проти 18,7% за проектом. Необхідно відзначити, що за 7 місяців поточного року обводненість дещо знизилася до 19,5%.
Таблиця 3.2.2.3 Порівняння проектних і фактичних показників розробки Верхньо-Колік-Еганского родовища Об'єкту АчБВ 14-19
№ПОКАЗАТЕЛИЕд.изм.200620072008200920102011проектфактпроектфактпроектфактпроектфактпроектфактфакт1Добыча нафти, всеготис. т13910,218340,622484,7261246,9298360,7391,062в т.ч. з перехідних скв.тис. т1025,414740,618877,5227246,9264304,4374,473в т.ч. з нових скв.тис. т374,8350357,23503456,316,594в т.ч. з механизир. скв.тис. т550915,41349,11833323945,943,65Ввод нових скважіншт.121120126120121056в т.ч. з експл. буреніяшт.00601047в т.ч. з разведоч. буреніяшт.0000008в т.ч. переклад з ін. об'ект.шт.1000009Дебіт нових скважінт сут22,432,118,5018,319,818017,857,941,910Ср.чісло дн. раб. нов. скв.дні16015116001606116001609779,211Ср.глубіна нової скваж.м2620026200262026682620026202712358312Експлуатац. буріння, всеготис. м31,4031,4031,44,2831,4031,421,57,213в т.ч. добивающе. скважінитис. м004,28021,57,214вспомог. і спец. скв.тис. м00000015Расч.вр. раб. нов. вкв. ін. г.в дан. г.дні34726034736334736334735634735820816Расч.доб. неф. з нов. вкв. ін. р в д.г.тис. т8407911,657707646,3750120,317Доб.неф. з перех. вкв. попер. годатис. т524,81025,414740,618877,5227246,9304,418Расч.доб. неф. з перех. вкв. дан. г.тис. т1025,414740,618877,5227246,9264246,9387,619Ожід.доб. неф. з пров. вкв. дан. г.тис. т1364,818117,0522440,6265123,8301304,4692,020Ізмененіе доб. неф. з пров. сквтис. т - 340,6-3423,6-3636,5-38123,1-3757,53-83,221Проц.ізмен. доб. неф. з пров. вкв.% - 24,812,5-24,8138,1-18,790,9-14,399,4-12,323,3-12,022Мощность нових скважінтис. т0,079120,07700,076220,07500,0742007323Вибитіе видобувних скважіншт.1010212021524в т.ч. під закачкушт.1010202021225Фонд видобувних свердловин на к.г.шт.3124245220623672547226в т.ч. нагні. в отработкешт.121221293527Действующій фонд доб. вкв. на к.г.шт.1723934920583368466228Перевод свердловин на хутро. добичушт.12091102122143829Фонд механізованих скважіншт.60211317431558182030Ввод нагнітальних скважіншт.1010202021331Вибитіе нагнітальних скважіншт.00000032Фонд нагнітальних вкв. на к.г.шт.607090110131833Действующій фонд нагий. вкв. на к.г.шт.00001834Фонд введ. рез. вкв. на кінець годашт.00000035Ср. дебіт дійств. вкв. по рідини сут19,221,518,235,617,637,417,234,717,436,139,936Ср. дебіт перех. вкв. по рідини сут19,215,118,135,617,437,317,134,717,334,139,237Ср. дебіт нової вкв. по рідини сут19,137,119,1018,338,318017,861,360,338Средняя обводнен. продукції% 88,61121,61330,815,52618,723,419,539Сред. обводнен. прод. ...
