Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа

Последним проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [6], утвержденный ЦКР Роснедра 26.12.2011 г. (протокол № 5311) [31].

Ниже приводятся основные положения утвержденного варианта действующего проектного документа [6] и их выполнение.

Утвержденный вариант предусматривает выделение четырех объектов разработки: верейский, башкирский, визейский и турнейский.

На дату составления данного проектного документа на дальнейшую разработку месторождения в промышленной разработке находятся верейский, башкирский, визейский и турнейский объекты.

Верейский объект согласно проектных решений разрабатывается фондом добывающих и нагнетательных скважин башкирского объекта с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и путем перевода выработавших запасы скважин башкирского объекта.

На башкирском объекте в соответствии с решениями проектного документа тепловое воздействие сконцентрированона северном участке залежи, остальная площадь разрабатывается в режиме заводнения подтоварной водой. Проектная сетка скважин восстанавливается путем возврата скважин с верейского объекта или одновременно-раздельной эксплуатации верейского и башкирского объекта, а также путем ввода в эксплуатацию скважин из неработающего фонда.

На визейском объекте продолжается формирование очагового заводнения путем перевода под закачку проектных нагнетательных и обводнившихся добывающих скважин. Дальнейшее разбуривание объекта предполагается продолжить с учетом уточнения структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей, выполненного в подсчете запасов2012 года [3]. Для разбуривания района скважины 108R также необходимо расширение лицензии.

Турнейский объект вводится в разработку с использованием выполнивших проектное назначение скважин вышележащих объектов, пробуренных до турнейского объекта.

Отклонения фактических уровней основных показателей разработки в целом по месторождению от уровней, утвержденных в протоколе ЦКР Роснедра № 5311 от 26.12.2011 г. [31], находятся в пределах допустимых отклонений:

– отклонения по добыче нефти не превышают 4 %;

– отклонения по добыче жидкости не превышают 1 %;

– отклонения по закачке в целом не превышают 3 %.

За последние пять лет пробурены:

– в 2008 году шесть скважин и два боковых ствола;

– в 2009 году две скважины и один боковой ствол;

– в 2012 году два боковых ствола.

В 2011-2012 г. г. на верейский объект переведены с башкирского объекта 59 добывающих скважин и одна нагнетательная скважина переведена из совместной закачки в два объекта под закачку только в пласты верейского горизонта. За этот период с верейского объекта 11 скважин возвращены в добычу на башкирский объект, одна добывающая скважина переведена на визейский объект и четыре скважины переведены на серпуховский объект (три – под поглощение и одна – в контрольные). За последние два года в 42 нагнетательных скважинах башкирского объекта выполнено приобщение пластов верейского горизонта, и ведется совместная закачка в два объекта. В одной добывающей скважине верейского объекта выполнено приобщение верхних пластов башкирского яруса с целью проведения опытных работ по уточнению добывных возможностей совместной эксплуатации этих пластов.

В 2011-2012 г. г.семь скважин из действующего добывающего фонда и одна скважина из пьезометрического фонда визейского объекта переведены в действующий фонд башкирского объекта, одна скважина из нагнетательного фонда переведена на турнейский объект в добычу.

На месторождении в 2011-2012 г.г. выполняется программа ГТМ, утвержденная в протоколе ЦКР Роснедра № 5311 от 26.12.2011 г. [31].

Проектные показатели по обработкам с применением физико-химических методов показатели 2011 года превышены, в 2012 году невыполнены.

Показатели по перфорационным работам перевыполнены. Не выполнены показатели по вводу скважин из бездействия и других категорий.

По оптимизации режимов скважин в 2011 году при меньшем количестве мероприятий дополнительная добыча нефти превышена, в 2012 показатели не выполнены. При этом следует учитывать, что в 2012 году в некоторых скважинах оптимизация была проведена после таких ГТМ, как ОПЗ, РИР, переход на другой объект, и эффект отнесен к этим видам ГТМ.

В 2011 году не выполнены показатели по РИР, в 2012 году показатели по данному виду ГТМ перевыполнены в несколько раз.

В 2012 году забурены два БГС, не запланированные в проектном документе, а в 2011 году в одной скважине внедрено оборудование для ОРД, также не запланированное.

В целом, в 2011 году за счет проведения большого количества эффективных ГТМ фактический объем дополнительной добычи нефти выше проектного (173,6 тыс.т против 190,7 тыс.т), а в 2012 году – ниже проектного (154,1 тыс.т против 135,5 тыс.т).

На месторождении выполняется программа исследовательских работ (раздел 5.5).

В 2011-2012 г.г. выполнялась программа вывода скважин из неработающего фонда:

– выведены из бездействия в добычу две добывающие и под закачку девять нагнетательных скважин;

– одна бездействующая нагнетательная скважина ликвидирована и одна – переведена в поглощающие на другой объект;

– из консервации выведены девять скважин, в т. ч. из фонда башкирского объекта две скважинывведены в добычу, три переведены под закачку и одна скважина переведена в добычу на другом объекте, из фондаверейского объекта одна скважина введена в добычу и одна скважина переведена в поглощающие на другой объект, из фондавизейского объекта одна скважина введена под закачку;

– шесть скважин переведены из наблюдательных в добывающие, в т. ч. со сменой объекта;

– одна пъезометрическая скважина переведена в добывающие (со сменой объекта).

В 2010 г. выполнены запроектированные полевые 3D-сейсморазведочные работы. В 2011 г. выполнена интерпретация полученных сейсмических материалов, построены детальные цифровые модели объектов месторождения для уточнения геологического строения и оптимизации разработки. В 2012 году выполнен новый подсчет запасов и ТЭО КИН [3].

Таким образом, за период 2011-2012 г.г. проектные решения «Дополнения к технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [6] в основном выполняются (табл. 5.26).

Таблица 5.26 – Состояние выполнения проектных решений