2.1.2. Анализ выработки запасов нефти и газа.

Фактические данные разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва показывают, что уровни добычи нефти по объектам в первые годы увеличиваются и достигнув своего максимального значения начинают падать.

Анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения показывают, что в первые годы разработки годовая добыча нефти мало отличалась от проектной. Это можно объяснить бурением скважин, добыча из которых покрывала падение добычи нефти старого фонда. Снижение годовой добычи нефти в последние годы связано с увеличением обводненности продукции, с задержкой ввода скважин по некоторым объектам, малым количеством добывающих скважин и тем самым невозможностью отбора из залежей проектного объема жидкости.

По состоянию на 1.01.2010 года по месторождению добыто 18791,0 тыс.т нефти, 25524,2 тыс.т жидкости и 4561,390684 млн.м³ газа при среднем газовом факторе 228,9 м³/тн. При этом годовая добыча нефти составила 292,87 тыс.тн., жидкости –708,49 тыс. тн. и 72,309568 млн. м³ попутного газа. Ведущую роль в общем балансе добычи нефти по месторождению играют II и V эксплуатационные объекты.

В настоящей работе проектные данные взяты с проекта разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва (КазНИПИнефть 1988г.). Согласно проекта максимальный уровень добычи нефти ожидался в количестве 435 тыс.т нефти в 1998 году при работе 121 скважин, фактически же годовая добыча нефти составила 262,11 тыс.т ,что ниже проектной на 172,89 тыс.т (40%). Добыча жидкости отстает почти на 50%.

Текущие дебиты и суммарные отборы нефти по скважинам отражены на картах текущего состояния разработки и на картах суммарных отборов нефти.

I объект - верхнекелловейский горизонт разрабатывается с 1967 года.

Текущая добыча за 2010 год составила 15,13 тыс.т нефти, 31,802 тыс.т жидкости и 2,913675 млн.м3 газа при газовом факторе 193,3 м3/т. Суммарная добыча составляет 197,375 тыс.т нефти, 353,2534 тыс.т жидкости и 33,673 млн.м3 газа. Среднегодовая обводненность составила 52%. Согласно проекта годовая максимальная добыча нефти в количестве 15,0 тыс.т запланировано в 1996 году при работе 5 скважин (темп отбора от НИЗ-3,72%). Фактически добыто 14,64 тыс.т при работе 3 скважин, а максимально добыто в 1997 году в количестве 16,25 тыс.т.

При сопоставлении проектных и фактических показателей отмечается отличие последних: на 13,7% больше добыча нефти, добыча жидкости на уровне проектной.

Суммарная добыча нефти превышает проектное на 36,8 тыс.т (22,9%), жидкости на 68,95 (24,25%).

II объект среднекелловейский горизонт объединяет I пласт алевролитовой части , I пласт песчаниковой части и II пласт. Горизонт разрабатывается с 1963 года . Текущая добыча за 2000 год составила 80,751 тыс.т. нефти , 304,094тыс. т. жидкости и 23,4759 млн. м3 газа при газовом факторе 291,0 м3/т . Среднегодовая обводненность продукции 73,0 % против проектного 80 %.Суммарная добыча составляет: нефти 14521,45тыс. т., жидкости 19321,564 тыс. т., газа 3583,365млн.м3. Согласно проекта максимальная добыча нефти в количестве 197,6 тыс. т. запланировано добыть в 1993 году при работе 66 скважин (темп отбора от НИЗ 1,12 % ).

Фактически максимальная добыча нефти достигнута в 1978 году в количестве 958,472 тыс.т при фонде 83 скважин.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими отмечается их несоответствие, а именно: добыча нефти отстает от проектной на 53,85 тыс.т. или на 40 %, добыча жидкости на 368,01 тыс.т. или на 54% . Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 19 единиц. Суммарная добыча нефти меньше проектной на 816,0 тыс. т., жидкости на 3164,0тыс. т. При этом выработанность почти на уровне проектной и составляет 82,58 %, так же и коэффициент нефтеизвлечения 0,38 против проектного 0,4.

III нижнекелловейский горизонт разрабатывается с 1987 года одной скважиной № 269. С первых лет скважина работает с большим процентом воды. Добыча нефти за 2000 год составила 1,332 тыс. т., жидкости 5,479 тыс. т. и попутного газа 0,191 млн. м³. Обводненность составила 76%.

По проекту горизонт планировалось эксплуатировать 6 скважинами. Соответственно, добыча, возрастая из года в год составила бы в 2000 году в сумме 189,5 тыс. т. при НИЗ 74 тыс. т. нефти. Фактически суммарная добыча нефти по горизонту 6,65 тыс. т., жидкости 36,47 тыс. т., попутного газа 0,941 млн. м³.

По горизонту проект разработки составлялся на сомнительно большие запасы, подсчитанные в 1971 году (ГКЗ СССР протокол №6129) в количестве: балансовые 1229 тыс. т., извлекаемые 489 тыс.т., которые не подтвердились. И по результатам работы одной скважины запасы горизонта на баланс ОАО "Казахойл-Эмба" после переоценки приняты в количестве 447/74 тыс.т. Поэтому при сравнении проектных и фактических показателей большое несоответствие и по фонду, а значит и по добыче нефти, жидкости и всем другим показателям.

Выработанность запасов 8,98% против проектной 38,75%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов 3,2 % против проектного 14,12 %.

IV среднеюрский горизонт разрабатывается с 1987 года. Текущая добыча за 2000 год составила 4,994 тыс. т нефти, 12,902 тыс. т жидкости и 1,81346 млн. м3 газа. Обводненность продукции 61%.

По проекту максимальная добыча в количестве 47,5 тыс.т ожидалась в 1998 году при работе 6 скважин ( темп отбора от НИЗ 11,07%). Высокий темп отбора дает выработанность запасов в 2000 г. 69,83% против проектного 51,94%. Годовая добыча нефти отстает от проектной почти в 8 раз, добыча жидкости в 4,7 раза. Такое значительное отличие вызывает сомнение в расчетах проекта или в запасах нефти. Фактически двумя скважинами при темпе отбора 5,74% и при коэффициенте нефтеизвлечения 0,39 д.е. можно выработать НИЗ горизонта 87 тыс.т. в 5-6 лет. Суммарная добыча нефти составила 60,753 тыс.т , жидкости 85,695 тыс.т.

V среднеюрский горизонт южного поля восточного поднятия разрабатывается с 1964 года. Текущая добыча в 2010 году составила 100,377 тыс. т нефти, 234,39 тыс.т жидкости и 22,887 млн.м3 газа при газовом факторе 227,5 м3/т. Обводненность продукции 57%. Суммарная добыча нефти по горизонту составила 2867,91тыс. т, жидкости 4644,45 тыс. т.

Максимальная добыча нефти достигнута в 1985 году в количестве 227,3 тыс.т. при фонде 10 единиц.

Максимальная добыча нефти V среднеюрского горизонта по проекту 1988 года 172 тыс. т. в 1988 году, далее снижается до 43,5 тыс. т. в 1993 году и возрастает до 46,0 тыс. т. в 1994 г. и НИЗ 1735 тыс.т. вырабатываются до 2004 года.

На 01.01.10 г. пересчитывались запасы нефти и растворенного газа V среднеюрского горизонта южного крыла восточного поля и запасы увеличиваются в 2,1 раза до 7064 тыс.т/3603 тыс.т. Поэтому, сопоставляя проектные и фактические показатели отмечаем опережение фактических в 12,8 раза годовой добычи нефти, в 2 раза добычи жидкости. Фонд добывающих скважин больше на 7 скважин и составляет 18 единиц. Коэффициент нефтеизвлечения ниже проектного на 0,07 д.е. Несоответствие проектно-фактических показателей объясняется изменением запасов в сторону увеличения.

Пермотриасовые горизонты разрабатываются с 1973 года. Текущая добыча за 2000 год составила 29,667тыс. т. нефти, 31,145 тыс. т жидкости и 7,17244 млн.м3 газа. Среднегодовая обводненность 5%.

Максимальная добыча нефти в количестве 81,1 тыс.т. при фонде 11 скважин добыто в 1992 году.

По проекту все триасовые горизонты разделены на два объекта: VI объект Т-I горизонт; VII объект нефтяные залежи Т-III, Т-IV, Т-V продуктивных горизонтов. Учет добычи всех триасовых горизонтов ведется совместно.

VI объект разрабатывается с 1973 года. Максимальная добыча нефти в количестве 30,1 тыс.т. при фонде 1 скважина добыто в 1982 году.

По проекту максимальная добыча в количестве 79,1 тыс.т ожидалась в 1996 году, жидкости 83,3 тыс.т при работе 7 скважин. Текущая добыча за 2000 год составила 5,4 тыс. т нефти, 6,062 тыс. т жидкости. Обводненность продукции 10,9%. Фонд составил 3 скважины.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими отмечается их несоответствие , а именно: добыча нефти отстает от проектной на 56,7 тыс.т. или на 91 %, добыча жидкости на 77,24 тыс.т. или на 92,7% . Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 2 единицы или на 40%. Суммарная добыча нефти меньше проектной на 217,8 тыс. т., жидкости на 279,5 тыс. т. При этом выработанность составляет 28,12 %, что составляет 47,3% от проектного значения, так же и коэффициент нефтеизвлечения 0,13 против проектного 0,27.

VII объект разрабатывается с 1991 года. Максимальная добыча нефти в количестве 48,7 тыс.т. при фонде 9 скважин добыто в 1993 году.

По проекту максимальная добыча в количестве 109,4 тыс.т ожидалась в 1993 году, жидкости 204 тыс.т при работе 20 скважин.

Текущая добыча за 2010 год составила 24,267 тыс. т нефти, 25,083 тыс. т жидкости. Обводненность продукции 3%. Фонд составил 8 скважины.

При сравнении отмечается отставание добычи нефти на 51,63 тыс.т (68%), жидкости на 178,9 тыс.т (87,7%). Выработанность составляет 19,61% и отстает от проектного на 72,97% . Такие большие отставания от проектного уровня связаны с отставанием добывающего фонда на 11 единиц или 55% и плохой работой механизированного фонда (высокая обводненность продукции скважин).