В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.

Осуществляемая система заводнения по соотношению количества добывающих и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом соответствует проектным .

Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам месторождения фактическая плотность сетки скважин в разбуренной части залежи соответствует проектной величине и изменяется от 15(VIII) до 20 га (IX) на скважину.

Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектам поддерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VI горизонтов текущее пластовое давление на уровне и выше начального. По остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7 (X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давления по Vаб горизонту носит растущий характер, по всем остальным - стабилизировалось за весь послепроектный период на одном уровне.

Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление выше проектного на 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X) ниже проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения по этим горизонтам на 2,4-5,0 МПа и составляющего 12,4-18,0 МПа ( против принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличие между фактическими и проектными забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С учетом текущего давления насыщения рекомендуемые уровни забойного давления по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.

Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются и в целом по месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6 тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза (с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и несоблюдении техники и технологии добычи нефти.

Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давления нагнетания по всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в 1995 году при проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетания не реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа. Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с 225 до 105 м3/сутки.

Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту единая и стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11 МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние 10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам (горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-2,2,15,

Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146 миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемых запасов нефти месторождения. Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано воды в пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет 923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.

Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта показывает, что фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5 лет после проекта - 1984-1986 года соответствует проектной величине с некоторым превышением, а в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефти выравниваются. Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падение добычи нефти и соответственно появляется расхождение с проектом, которое со временем увеличивается с 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефти в последние годы достигли 17-21 %.

Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по всем объектам аналогичны и имеют общую характеристику для месторождения в целом. Основными из них являются :

· Неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта

· Недобор проектных объемов жидкости

· Ухудшение состояния фонда и системы ППД

· Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов

· Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ против усложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующего фонда

· Материально-техническая необеспеченность НГДУ в последние годы, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Среднедействующий фонд добывающих скважин в 1995 году составил 602 единицы, что в 1,5 раза меньше проекта. Коэффициент использования фонда добывающих скважин за год составил 0,65 против 0,90 по проекту, нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент эксплуатации добывающих - 0,84, нагнетательных - 0,85 против 0,92 по проекту. Надо отметить особенное интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, для прекращения которого требуется дополнительные мощности служб КРС и ПРС.

Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).

Представляет интерес результаты бурения новых скважин. С этой целью проанализированы показатели всех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995 годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой добычи.

Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что бурение новых скважин является эффективным мероприятием. Показательно в этом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча по ним соответствуют или выше проектных величин за весь послепроектный период - 1984-1995 годы.

Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхождения проектных и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном количестве. Так, например если в 1984-1989 годах рост годовой добычи нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения отборов жидкости с 2,6 до 4,33 миллионов тонн/год, то снижение отбора жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн в 1991 году привело к падению добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в 1993 году - на 40% и так далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась против уровня 1989 года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).