По утвержденным вариантам последних проектных документов (1993 и 2003 годов) максимальный уровень добычи нефти за анализируемый срок (пять последних лет) доразработки месторождения, равный 164 тыс.т, должен был быть достигнут в 2003 году. По состоянию на 01.01.05 накопленный отбор нефти по месторождению должен был составить 2783 тыс.т или 24,4 % от начальных геологических запасов промышленных категорий.
Фактический максимальный уровень добычи нефти был достигнут в том же 2003 году, но составил 194 тыс.т (на 18 % выше проектного уровня) при меньших по сравнению с проектными добывающем (на девять скважин) и нагнетательном (на две скважины) фондах.
Превышение фактических уровней добычи нефти над проектными обусловлено более высокими фактическими дебитами нефти и жидкости (в два раза и более), что в свою очередь вызвано проведением масштабных мероприятий по оптимизации работы насосного оборудования. Максимальный отрыв фактических отборов нефти от проектных отборов был отмечен в 2002 году и составил 63,4 тыс. т нефти (или 56 %). Затем в 2003 году в новом технологическом документе проектные отборы нефти были подкорректированы в сторону увеличения, и разрыв между фактическими и проектными показателями постепенно сократился до 23,2 тыс.т (или до 15 %).
Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.05 несколько выше проектной (по последнему проектному документу) и составляет 102 % от последней.
Фактическая динамика добычи жидкости также отличается от проектной. В 2000-2001 годах фактические значения были несколько ниже проектных за счет меньшего числа действующих скважин. В 2002 году фактическая добыча жидкости сравнялась с проектной за счет некоторого превышения фактического дебита над проектным. В дальнейшем, значительное превышение фактических дебитов жидкости над проектными привело к существенному отрыву отбора жидкости над проектными отметками на 35-40 %.
Фактическая динамика обводненности отличается в лучшую сторону от уровня, регламентированного проектным документом , т.е. отставал на 4-6 пунктов. В новом документе в 2003 году проектные значения обводненности были подкорректированы в сторону уменьшения. Однако фактическая обводненность росла с темпами выше запланированного, что и привело к некоторому превышению ее в 2003-2004 годах (на 2,0-2,5 %) проектных уровней.
Фактическаязакачка воды на месторождении отставала проектной величины в 2000-2002 годах и превышала ее в 2003-2004 годах. В 2000-2002 г.г. фактическая закачка воды превышала проектный показатель в среднем на 5-10 %.
Таким образом, некоторое несоответствие фактических и проектных показателей разработки Кудринского месторождения обусловлено в основном различием дебитов нефти и жидкости и количества действующих скважин по эксплуатационным объектам.
3.2.3 Пластовое давление в зонах отбора и закачки. Температура пласта
На 01.01.05 с начала разработки Кудринского месторождения из продуктивных пластов отобрано более 10,8 млн.т жидкости. С целью поддержания пластового давления в пласты закачано почти 11,1 млн. м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составила в целом по месторождению 96 %. По двум нижним пластам, разрабатываемым с поддержанием пластового давления и на которых реализовано приконтурное размещение нагнетательного ряда, текущая компенсация отборов в процессе разработки менялась, что было связано с регулированием разработки, проведением нестационарного заводнения и т.д. Поэтому пластовое давление по залежам во время их эксплуатации не было постоянным, причем динамика давления определялась различием геолого-физических характеристик пластов и особенностей их разработки.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.