4.4. Башкирский объект разработки. Анализ выполнения проектных решений

Залежь пласта Бш открыта в 1960 году при бурении поисково-разведочных скважин. Первым проектным документом – технологической схемой 1960 года – при разбуривании залежи нефти пластов Бб₁+Бб₂+Тл_2а+Тл_2б предусматривалось проводить доразведку пласта Бш. К 1967 году весь первоначально намеченный фонд скважин был пробурен, но башкирская залежь осталась недоразведанной. Из 207 пробуренных скважин пласт Бш был вскрыт в 141 скважине, опробован в 17, в опытной эксплуатации находилось 7 скважин.

С 1968 года, согласно «Проекту разработки Павловского месторождения», разработку пласта Бш было решено осуществлять с пластом Т единой сеткой скважин плотностью 600х600 м с бурением к существующим 22 разведочным скважинам дополнительно 84 добывающих и 39 нагнетательных скважин для организации внутриконтурного заводнения. К 1978 году эти решения так и не были выполнены.

С 1978 по 2004 год года разработка башкирской залежи велась в соответствии с «Уточнённой технологической схемой разработки Павловского месторождения», предусматривавшей бурение 230 добывающих, 82 нагнетательной, 50 резервных скважин по сетке 500х500 м с организацией площадного заводнения по семиточечной обращенной системе [1]. Реализация решений технологической схемы в части бурения скважин и освоения системы ППД началась в 1986 году – на три года позднее проектного срока. Из 312 скважин проектного фонда остались не пробуренными 115 скважин. Проектная система ППД не реализована, вместо семиточечной обращенной системы на залежи организовано избирательное заводнение.

В 1990 году срок действия проектных показателей разработки башкирской залежи окончился. Новые проектные показатели приняты только в 2005 году «Авторским надзором за разработкой Павловского газонефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 3335 от 3.02.2005 г.), которым по залежи нефти пластов Бш₁ + Бш₂ предусмотрен ввод из консервации 29 скважин, возврат 39 скважин с нижележащих объектов, а также проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти в действующем фонде [3]. Рекомендации данного проектного документа не были выполнены.

Действующим проектным документом – «Технологической схемой разработки Павловского газонефтяного месторождения» (протокол ЦКР №3792 от 29.08.2006 г.) – с целью ускорения темпов выработки запасов башкирской залежи предусмотрено бурение 5 добывающих скважин, перевод с нижележащих горизонтов 59 скважин, зарезка боковых стволов из 8 скважин, ввод из бездействующего фонда 12 добывающих и 7 нагнетательных скважин.

В том числе, в период с 2006 по 2008 год планировался перевод с нижележащих объектов 7 добывающих скважин, бурение боковых стволов в 4 скважинах существующего фонда с проведением мероприятий по интенсификации притока в 11 скважинах.

Проектные решения по вводу новых скважин выполнены не в полной мере. Фактически за рассматриваемый период вместо 7 запланированных скважин визейского переведены только 2 скважины. В результате действующий добывающий фонд (84 скважины) на 11,6 % меньше проектного (95 скважин). В связи с более низким добывающим фондом годовой отбор жидкости по объекту (65,9 тыс.т) не достиг проектного уровня (118,1 тыс.т).

Действующий нагнетательный фонд (24 скважины), напротив, выше проектного (20 скважин). Поэтому годовая закачка воды в пласт (151,0 тыс.м³) при более высокой приемистости нагнетательных скважин на 20 % превышает проектный уровень (125,4 тыс.м³).

Несмотря на существенное превышение объемов закачки, текущая обводненность продукции добывающего фонда скважин (22,4 %) на 14,8 % ниже проектной (37,2 %).

Под влиянием вышеперечисленных факторов годовая добыча нефти по объекту (51,2 тыс.т) на 31,1 % меньше проектной (74,2 тыс.т) при допустимом отклонении 20 %.

Таким образом, в отличие от турнейского и визейского объектов, разработка башкирского объекта ведется с более низкими текущими уровнями добычи нефти и жидкости по сравнению с утвержденными ЦКР.