4. Состояние разработки месторождения

4.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

4.1.1 Основные эксплуатационные объекты и варианты разработки

Во всех вариантах предполагается эксплуатация добывающих скважин на естественном режиме. Принималось, что до снижения пластового давления, равного гидростатическому, скважины эксплуатируются на фонтанном режиме при забойном давлении 20-22 МПа. В последующем горизонтальные скважины эксплуатируютсямеханизированным способом при забойном давлении, понижающемся до 14-16 МПа, наклонно-направленные скважины -до 14 МПа.

Вариант 1 - применение избирательной системы с размещением скважин по

квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Фонд скважин всего 16, из них горизонтальных - 4. Фонд скважин для бурения - 11 наклонно-направленных.

Бурение осуществляется на двух участках: в районе скважин №№ 3202П и 3309П. Фонд скважин с боковыми стволами 3, в том числе: для зарезки при КРС - 1.

В вариантах 2, 3 рассмотрена возможность применения горизонтальных и горизонтальных многозабойных скважин.

В варианте 2 восемь наклонно-направленных скважин (по четыре на каждом из участков) заменены на горизонтальные с длиной горизонтального участка 300 м. Фонд скважин всего 16, из них горизонтальных - 12. Фонд скважин для бурения - 11, из них горизонтальных - 8. Фонд скважин с боковыми стволами 3, в том числе: для зарезки при КРС - 3.

В варианте 3 восемь горизонтальных скважин заменены на восемь многозабойных горизонтальных скважин. Фонд скважин всего 16, из них горизонтальных - 4, горизонтальных многозабойных - 8. Фонд скважин для бурения - 11, из них горизонтальных многозабойных - 8. Фонд скважин с боковыми стволами 3, в том числе: для зарезки при КРС - 3.

4.1.2 Принятый вариант разработки месторождения, динамика, отклонения

Из вышеперечисленного принят 1-ый вариант, в силу того, что прогнозируемый конечный КИН в этом случае является максимальным. Разработка объекта ЮСо утвержденный действующим проектным документом, а именно: ведется только на участке в районе скв. 3202П и 3309П, выработка запасов осуществляется на естественном режиме с помощью горизонтальных скважин (длина горизонтального участка ствола 300-500 м) с боковыми стволами. Для полной реализации утвержденной системы разработки дополнительно планируется бурение 3 горизонтальных скважин и зарезка 4 БГС длиной 300 м, 2 из них из уже существующих скважин 1002 и 1004Гр. Продолжение эксплуатационного бурения предусматривается с 2016 года. Проектная плотность сетки скважин - 33.8 га/скв. Среднее расстояние между скважинами - 500 м.

Таблица 11

Показатели разработки	Годы разработки
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Ввод новых нефтяных скважин	3	2	2	3	4	2	3
Прогнозируемые дебиты новых скважин, т/сут	36,5	17,1	19,6	32	46	21	29,8

Рис. 13. Динамика основных показателей разработки Ульяновского месторождения

Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки Ульяновского месторождения представлено в таблице 12.

Таблица 12

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели разработки	Ед. изм	2012 год
		Проект	Факт
Запасы балансовые ВГФ	млн. т	17,358	17,358
Запасы извлекаемые ВГФ	млн. т	15,770	15,770
Запасы начальные извлекаемые	млн. т	3,296	3,296
Запасы текущие	млн. т	2,748	2,740
Добыча нефти с начала разработки	тыс. т.	548,12	555,663
Процент отбора от НИЗ	%	11,419	16,859
Темп отбора от НИЗ	%	7,895	11,727
Темп отбора от ТИЗ	%	8,184	0,141
Добыча нефти	тыс. т.	378,98	386,521
Метраж бурения	тыс. м	70,6	80,937
Прием новых скважин	скв.	31	31
Ввод новых скважин	скв.	25	23
Дни работы новой скважины	сут.	160	209
Добыча из новой скважины	тыс. т.	64,048	54,5
Средний дебит нефти новой скважины	т/сут	16	11,4
Средний дебит жидкости новой скважины	т/сут	16,7	12,96
Средний дебит нефти действ. скважины	т/сут	21,5	21,0
Средний дебит жидкости действ. скважины	т/сут	24,6	24,3
Обводненность новой скважины	%	4,22	12,4
Обводненность действующей скважины	%	12,57	13,8
Добыча жидкости из новой скважины	тыс. т.	66,872	62,3
Ввод нагнетательных скважин	скв.	7	12
Закачка воды	тыс. м3	635,63	729,869
Средняя приемистость нагнетательной скв.	м3/сут	140	131,3
Накопленная компенсация	%	91,9	116,351
Текущия компенсация	%	115	145,57
Эксплуатационный фонд	скв.	59	61
Нагнетательный фонд	скв.	16	23

Как видно из таблицы 12 основные проектные показатели по Ульяновскому месторождению в целом выполнены. Процесс разработки ведется согласно «Технологической схемы ОПР Ульяновского месторождения».