0.336Накопленная видобуток нефтітис. т154.6Текущіе геологічні запаси нефтітис. т1240.4Текущіе видобувні запаси нефтітис. т314.4Текущая нефтеотдачадолі ед.0.111Годовая видобуток нафти (2013 г.) тис. т17,1Накопленная видобуток жідкостітис. т541.4Среднегодовая обводненість% 80.0ВНФ накопленнийдолі ед.3.4Темп відбору від НИЗ% 3.65Темп відбору від ТІЗ% 5.55Отбор від видобутих запасів% 37.9Действующій фонд видобувних скважіншт.5Действующій фонд нагнітальних скважіншт.-Співвідношення діючих видобувних і нагнітальних свердловин --Колічество пробурених свердловин шт.7Накопленная видобуток нафти на одну скважінутис. т35.5Кратность вироблення запасовгоди17
2.5 Порівняння затверджених і фактичних показників розробки
Зіставлення за 2009-2011 рр. по Турнейскімі об'єкту виконано з документом на розробку Черновського родовища «Доповнення до технологічною схемою розробки Черновського родовища» (2006 р), за 2012-2013 рр.- З документом на розробку Черновського родовища «Доповнення до технологічною схемою розробки Черновського родовища» (2012)
Порівняння основних проектних і фактичних показників розробки по Турнейскімі об'єкту приведено на малюнку 2.7.
Накопичена видобуток нафти з 2009 по 2013 роки за проектними документами повинна була скласти 77,5 тис. т, фактично видобуто 49,1 тис. т, що на 37% нижче.
У 2013 році видобуто по об'єкту 17,1 тис. т нафти, що на 71% вище проектного значення (10 тис. т), видобуток рідини на 51% нижче проектного рівня і становить 40.8 тис. т замість 82,5 тис. т.
Невиконання проектних показників видобутку нафти та рідини за період 2009-2011 рр. пов'язано з відсутністю введення з буріння двох видобувних свердловин. Однак, незважаючи на переклад вкв. 310 на Верейско-башкирський об'єкт і скв. 403 на візейський об'єкт у зв'язку з їх обводненностью вище 90% в 2012 і 2013 рр. відповідно, в 2013 р фактичний видобуток нафти перевищує проектну за рахунок переведення свердловини 304 з Верейско-башкирського в ОРЕ з Турнейскімі об'єктом (середній дебіт за 2013 після ГТМ становить 82,3 т/добу по рідини і 51,4 т/нафти при роботі свердловини до ГТМ приблизно 8,5 т/добу по рідини). Середній дебіт діючої свердловини за 2013 по нафті склав 7,92 т/добу (проект - 4,1 т/добу), по рідини - 18,9 т/добу (проект - 34,0 т/добу). Середньорічна обводненість нижче проектної на 20% і становить 70,5%, що пов'язано з відключенням високообводненних свердловин.
Чинний видобувний фонд по Турнейскімі об'єкту на 01.01.2014 р становить 5 од. (проект - 7 од.).
Малюнок 2.7. Порівняння основних проектних і фактичних показників розробки по Турнейскімі об'єкту за період 2009 - 2013 рр.
Станом на 01.01.2014 р коефіцієнт нефтеізвлеченія по Турнейскімі об'єкту 0,128 частки од., що нижче проектного на 0,007 частки од. (за проектом - 0,135 частки од.). Відбір від затверджених видобутих запасів становить 37,9% при проектному 40,2%.
Невиконання проектних рівнів видобутку нафти та рідини по Турнейскімі об'єкту Черновського родовища в період 2009 - 2013 рр. в цілому складає 28,4 тис. т нафти, пов'язано це з меншим дебітом нафти, потрібної кількості видобувних діючих свердловин і їх відпрацьованого часу.
Висновок. На турнейском об'єкті п`ять видобувних свердловин, нагнітальних немає. Схема розташування свердловин - виборча, відстань між свердловинами 120-1200 м. Об'єкт знаходиться на третій стадії розробки, накопичена видобуток нафти за станом на 01.01.2014 р становить 37,9% від НИЗ, поточний КІН становить 0,128 з 0,336 проектних. Закачування води не ведеться, поклад нафти розробляється на природному (упруговодонапорном) режимі. За весь період розробки спостерігається незначне зниження пластового тиску, на даний момент воно складає 15,7 МПа.
Коефіцієнт використання видобувного фонду становить 0,714 д.ед. при коефіцієнті експлуатації 0,878 д.ед.
Накопичена видобуток за останні п'ять років становить менше проектної на 37% і фактичний КІН менше проектного на 0,007. Причиною цьому служать менший дебіт свердловин в порівнянні з проектним, відсутню кількість діючих видобувних свердловин, що пов'язано з відсутністю введення з буріння двох видобувних свердловин, передбачених поточним проектним документом, а також з перекладом на початку спостережуваного періоду свердловин на інші горизонти у зв'язку з їх високою обводненностью.
Виходячи з аналізу роботи свердловин, слід зазначити наступне. Турнейскій об'єкт Черновського родовища характеризується активними підошовними водами. При неправильному підборі технологічного режиму свердловин швидко утворюється конус обводнення і залишаються зони, не охоплені дренуванням.
2.6...
