Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема работы

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Томск - 2014 г.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения

2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ

2.2 Стратиграфия

2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения

2.4 Коллекторские свойства

2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

2.6 Характеристика запасов нефти

3. Состояние разработки Вахского месторождения

3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения

3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы

3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении

4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

4.1 Методология экономической оценки

4.2 Капитальные вложения

4.3 Эксплуатационные затраты

4.4 Налогообложение юридических лиц

4.5 Расчет экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки

4.6 Выводы и рекомендации по результатам оценки эффективности разработки Вахского нефтяного месторождения

4.7 Анализ чувствительности проекта

4.8 Выводы по анализу чувствительности

5. Социальная ответственность оператора по добыче нефти и газа

5.1 Введение

5.2 Анализ вредных факторов производственной среды

5.3 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

5.4 Региональная безопасность

5.5 Особенности законодательного регулирования проектных решений

5.6 Безопасность в чрезвычайные ситуации

Заключение

Список используемых источников

Введение

В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки. Это требует ввода новых недоразведанных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Что в свою очередь требует привлечения капитальных вложений.

Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации. Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.

ОАО «Томскнефть» является крупным нефтегазодобывающим предприятием Томской области. Сначала разработки Вахского месторождений добыто по состоянию на 1.01.2014 г. 380 млн.т. нефти. Современную сырьевую базу составляют запасы категорий В + С₁ и С₂.

Запасы нефти сосредоточены на 23 разрабатываемых месторождениях, 11 из которых находятся на 3 и 4 стадиях разработки.

Характерными чертами современного состояния сырьевой базы являются:

§ Высокая выработка запасов - 48,3%;

§ В разработку вовлечено более 98% запасов категории С₁.

На месторождениях, выработанность которых превышает 50%, сосредоточено 43,6% остаточных запасов и в целом по ОАО «Томскнефть» ВНК происходит существенное ухудшение структуры и качества запасов, связанное с истощением разрабатываемых месторождений при весьма незначительном приросте запасов за счет новых открываемых залежей и доразведки эксплуатируемых месторождений.

По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.

Актуальность данной работы обусловлена отсутствием работ, посвященных детальному анализу эффективности разработки Вахского месторождения.

Целью данной дипломной работы является проведение анализа текущего состояния разработки Вахского нефтяного месторождения, а также оценка эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий.

К основным вопросам, рассматривающимся в данной работе, относятся следующие: общие сведения о месторождении, рассмотрение геолого-физической характеристики месторождения, нефтеносность и строение залежей нефти, состав пластовой жидкости, структура нефтедобывающих и нагнетательных скважин, фактические и прогнозные показатели работы фонда нефтяных скважин, анализ пообъектной характеристики месторождения, анализ эффективности внедрения технологии ГРП и других методов увеличения нефтеотдачи, анализ эффективности существующей системы разработки.

1. Общие сведения о месторождении

Вахское месторождение открыто в 1964г., введено в разработку в 1976г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113км восточнее от г. Нижневартовска и в 80км от г. Стрежевого (рис.1.1). Включает в себя следующие площади: Вахская, Северо-Вахская, Восточно-Вахская и Кошильская.

В настоящее время на месторождении пробурено 76 поисково-разведочных и 1166 эксплуатационных скважин.

Размеры месторождения составляют 31x15 км, при площади 480 км2 и амплитуде поднятия - 160 метров.

Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10м. Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская.

Для завозки грузов на Вахское месторождение основным видом транспорта в летнее время является водный по реке Вах и устойчиво автотранспорт. Бетонная дорога Стрежевой - вахтовый Вахский поселок протяженностью 95км введена в действие с 1988г. На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, промысловые базы), к остальным - грунтовые.

Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Советский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск - Александровское - Анжеро-Судженск.

Нефтяной газ компримируется до 1,6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС - Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевого, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%.

На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.

Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом.

Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца - июля - +17,5 ⁰С, средняя температура наиболее холодного месяца января -21,5 ⁰С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - февраль и составляет -51 ⁰С, абсолютный максимум - на июль +30 ⁰С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней.

Территория Вахского лицензионного участка в соответствии с почвенно-географическим районированием относится к среднетаежной подзоне подзолистых, болотно-подзолистых и болотных почв.

Промышленную разработку Вахского месторождения ведет ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензий на право пользования участком недр ХМН 00344 НЭ от 06.06.1996 г. и ТОМ 00048 НЭ 06.09.98 г. [1]

2. Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения

2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ

Геологоразведочные работы на Вахском месторождении проводились в 3 этапа: поиски, разведка и доразведка. Поисковый и разведочный этапы включали в себя стадии региональных геолого-геофизических работ (1947-1957 гг.), поисковые и детальные геолого-геофизические работы (1957-1954, 1983-1985 гг.), поиски и разведку залежей нефти и газа на Вахской и Северо-Вахской (1954-1970 гг.), Восточно-Вахской (1983-1986 гг.).

В 1963-1964 годах сейсмической партией 5/63-64 Сургутской НРЭ была выявлена, детализирована и подготовлена под глубокое поисковое бурение Вахская структура. Результаты этих работ послужили основой для разработки проекта поисково-разведочного бурения на Вахском поднятии.

Залежи нефти в песчаных пластах горизонта Ю₁ (пласты Ю₁¹, Ю₁²) были открыты бурением скважины 10Р. При совместном испытании этих пластов в интервале 2179-2212 м был получен приток безводной нефти дебитом 24.7м³/сут. на 8 мм штуцере.

В 1980-1985 гг. детальными сейсморазведочными работами изучены восточный и южный борта Вахской структуры, детализированы и подготовлены к глубокому бурению Восточно- и Южно-Вахская структуры.

В 1983 году на Восточно-Вахской структуре была пробурена разведочная скважина 70Р с целью выявления перспектив нефтегазоносности юрских горизонтов площади. Скважина вскрыла отложения горизонта Ю₁ и верхнюю часть разреза тюменской свиты. Этаж нефтеносности составил 90 м. При опробовании в процессе бурения горизонта Ю₁ получен приток нефти расчетным дебитом 53 т/сут. При испытании горизонта Ю₂ в колонне получен фонтан нефти дебитом 14 м³/сут на динамическом уровне 650 м. Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи в обоих горизонтах не подсечен.

Бурением этой скважины были подтверждены высокие перспективы Восточно- Вахской площади и целесообразность планирования и проведения разведочных работ. В 1984 году с целью разведки выявленной залежи был составлен “Проект разведки Восточно-Вахской площади глубоким поисково-разведочным бурением “

Промышленная нефтеносность пластов Ю₁³ и Ю₃² Северо-Вахской площади доказана результатами бурения скважины 23Р в 1967 г. Поднятие детализировано работами с/п 1/87-89 ОАО «Тюменнефтегеофизика» (ТНГФ).

В 1984-1985годах с/п 1/84-85 ТНГФ детально изучено геологическое строение Криволуцкого вала и уточнено строение Вахской террасы - Кошильская структура.

Поисковое бурение на Кошильском поднятии было начато в 1987 году. Первая поисковая скважина 301 является первооткрывательницей Кошильского месторождения, которое в таком статусе существовало до 1995 года.

В 1995 г. оно переименовано в Кошильскую площадь Вахского месторождения.

В 1994 году Кошильское месторождение было передано с баланса ГГП «Мегионнефтегазгеология» на баланс ПО «Томскнефть» (Протокол ЦКЗ СССР №19 от 23.03.94г.).

Промышленная нефтеносность площади в пределах лицензионного участка ОАО «Томскнефть» доказана опробованием пластов Ю₁¹ и Ю₁³ скважины 304Р в 1989 году.

Дальнейшими геологоразведочными работами было установлено, что залежи Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской и Кошильской структур объединяются в единое Вахское месторождение.

С 1960 по 1970 гг. глубокое бурение на месторождении проводили Сургутская НРЭ (нефтеразведочная экспедиция), затем Мегионская, Александровская и Васюганская НРЭ Министерства геологии СССР.

Результаты геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания месторождения легли в основу отчетов по подсчету запасов, рассмотренных ГКЗ ССР в 1970, 1988 и 1999г.г.

В процессе доразведки, в период с 1986 г. по 2009 г., работы велись на Вахской и Кошильской площадях [2].

2.2 Стратиграфия

Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (рис.2.1).

В пределах Вахской группы поднятий доюрские образования вскрыты восемью скважинами (№№ 11, 72, 80, 88, 102, 304, 347, 4529. На указанный период наиболее приподнятой частью территории выделялась Южно-Вахская площадь. Здесь (скв. № 80р) вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серицит-кварцевого, биотит-кварц-амфиболитового состава. Параллельно им (скв. 11р) простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизированными алевролитами и аргиллитами.

В пределах восточного борта Восточно-Вахского поднятия (скв. №№ 72р, 102р) вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны повышенной трещиноватости, интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В северном же направлении в пределах Кошильской террасы (скв. № 304р) идентичная часть отложений (нижний девон) представлена эффузивами и сопутствующими магматическими образованиями [5].



Рисунок 2.1 Геологический разрез Вахского месторождения

Доюрские образования.

На той же Кошильской площади восточнее скважины № 304р скважинами №№ 312р, 347р вскрыты известняки (прослоями органогенные), лежащие на палеозойской поверхности нижнего девона. Органогенные известняки рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов. Далее к востоку предполагается развитие верхне-девонских известняков, т.к. в скважине № 330р Кошильского месторождения (за пределами территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК) вскрыты глинисто-кремнисто-известковистые породы нижнего карбона, которые (по аналогии с Нюрольским осадочным бассейном) пространственно переходят в отложения верхнего девона. Полосообразное чередование пород определено по данным единичных скважин и схематично характеризует только центральный блок исследуемой территории. В действительности его строение представляется более сложным и дифференцированным. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.

Вскрытая толщина доюрских образований от 22 до 475 м.

Юрская система - J

Отложения меловой системы представлены всеми тремя отделами. Нижний и средний отделы соответствуют тюменской свите, в объеме верхнего - выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита - J_1-2

Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю₃ и Ю₂. В соответствии с распределением по территории выявленного нефтенасыщения разрез наиболее изучен в пределах северной части месторождения. Регионально выдержанный горизонт Ю₃ батского возраста общей толщиной 46-96м расчленен на четыре пласта: Ю₃¹, Ю₃², Ю₃³, Ю₃⁴. В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, последние переслаиваются с углями. В периоды формирования пластов Ю₃⁴ и Ю₃² Северо-Вахская площадь испытывала наибольший подъем, созданная эрозионная обстановка способствовала наибольшему развитию указанных песчаных тел. Образование верхних пластов Ю₃³ и Ю₃¹ происходило в условиях тектонической стабилизации, когда наибольшее развитие получили пойменные фации.

Региональный горизонт Ю₂ келловейского возраста, в составе которого выделяются пласты Ю₂¹ и Ю₂², формировался в переходной лагунно-дельтовой обстановке, определенной по разнообразию осадков от континентальных до морских.

В подошве пласта Ю₂² нередко отмечается контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, выше которой разрез сложен песчаниками с линзочками угля и углисто-глинистой породой.

В подошве вышележащего песчаного пласта Ю₂¹ отмечаются конгломератовидные окатыши песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Наиболее вероятно, что формирование пласта Ю₂² происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, а Ю₂¹ - в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса. На отдельных участках, вероятно, существовала лагунная обстановка, в которой накапливались маломощные глинисто-алевритовые отложения.

Вскрытая толщина отложений свиты 230-300 м.

Васюганская свита - J₃

Верхнеюрские отложения относятся к васюганской свите. В ее разрезе выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи келловей-оксфордского возраста. Нижневасюганская подсвита небольшой толщины (2-6 м) представлена однородными серыми до черных аргиллитами, сформированными в застойных - лагунных условиях.

Вышележащая подугольная толща перекрывается угольным пластом, она разделена на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную - пласт Ю₁³ иверхнюю, песчано-глинистую - пласт Ю₁². Разделы пластов Ю₁² и Ю₁³ представлены глинистыми породами с пропластками углей или маломощными карбонатизированными песчаниками.

Пласт Ю₁³ характеризуется плохой сортировкой песчаного материала, содержит конкреции пирита. Предполагается, что сформирован в субаквальной зоне дельтовой равнины.

Пласт Ю₁² представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с намывами углисто-слюдистого материала, встречаются включения конкреций пирита. По ряду внешних признаков считается сформированным в условиях переходной зоны - субаэральная часть дельтовой равнины.

Межугольная толща, в соответствии с названием, находится между двумя выдержанными угольными пластами, литологически представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с обилием углистых остатков. Но по ряду особенностей текстурно-литологического состава она относится к континентальным отложениям.

Выше по разрезу выделяется надугольная толща, в объеме которой выделяются песчаные пласты Ю₁^1А и Ю₁^1Б. Они подстилаются угольным пластом и перекрываются глинистыми образованиями георгиевской свиты. Формирование пластов Ю₁¹ связывается с трансгрессивным этапом развития осадочного бассейна. Фациальные условия представляются равновероятно выраженными: субаквальная часть дельтовой равнины или верхняя часть авандельты.

Георгиевская свита - J₃

Литологически разрез свиты представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком алевролитами, неравномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Иногда встречаются линзы и прослои известняков толщиной до 0,2м.

Толщина отложений свиты от 0 до 6 м

Баженовская свита - J₃

Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темно-серыми почти черными битуминозными аргиллитами баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и линзы известняков (до 0,1м). Породы практически непроницаемы и являются региональной покрышкой горизонта Ю₁.

Толщина отложений свиты изменяется в пределах 11-20 м.

Меловая система - К

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются: мегионская, вартовская, алымская, в верхнем - покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.

Мегионская свита - К₁^b+v

На баженовской свите согласно залегают морские отложения мегионской свиты, представленные в нижней части темно-коричневыми плитчатыми аргиллитами. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые отложения ачимовской толщи.

Согласно седиментационной модели авторов морские отложения ачимовской толщи представляются клиноформными. В их основании находится баженовская свита.

В разрезе ачимовской толщи Вахской клиноформы Брылиной Н.А. выделено три песчаных пласта: Ач₁, Ач₂, Ач₃, разделённых глинистыми прослоями. Они сформировались в обстановке подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа, где в нефтегазоносном отношении наибольший интерес представляют зоны наибольшего развития песчаных тел, выраженных в виде потоков или руслоподобных проявлений.

В перекрывающей ачимовскую в аргиллитовой пачке (в пределах ее верхней части) выделяются песчано-алевритовые пласты Б₁₀ и Б₈.

Вартовская свита - К₁^h-br

Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, реже зеленовато- серые, мелко-среднезернистые, иногда глинистые. Алевролиты серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда с присутствием растительного детрита. Аргиллиты темно-серые, прослойками известковистые. Породы сформировались в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях.

Толщина отложений вартовской свиты составляет 396-436 м.

Алымская свита - К₁^а

Образования вартовской свиты трансгрессивно перекрываются осадками алымской свиты. Алымская свита подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаных и глинистых разностей пород и выделяется в песчаный пласт А₁ толщиной 16-20 м.

Верхняя подсвита сложена аргиллитами кошайской пачки темно-серыми до черных, плитчатыми, с редкими прослоями глинистых песчаников и алевролитов. Выдержанность пачки в пределах региона позволяет отнести ее к маркирующему горизонту.

Толщина подсвиты составляет 20-35 м.

Покурская свита - К_1-2^a+al+с

Покурская свита представлена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, темно-серые, нередко аргиллитоподобные. Иногда в разрезе встречаются тонкие единичные прослои темно-серого плотного известняка.

В разрезе преобладают песчаные пласты, которые хотя и не выдержаны по простиранию, но часто, сливаясь по разрезу, образуют единую гидродинамически связанную систему.

Песчаники высокопроницаемые, водообильные, рассматриваются как практически неиссякаемый источник водоснабжения в целях ППД разрабатываемых месторождений.

Толщина свиты 630-650 м.

Верхний мел и палеоген - К₂

Верхнемеловые и палеогеновые отложения представлены, в основном, морскими глинистыми породами и только в олигоцене (новомихайловская свита) морские осадки сменяются континентальными сложенными песками с прослоями глин.

Толщина рассмотренного комплекса пород около 700 м.

Четвертичная система - Q

Отложения системы сложены неравномерным чередованием серых песков с прослоями буровато-серых песчано-алевритовых глин, суглинков и супесей, торфяником.

Толщина отложений системы 40-55 м.

2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения

Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, Восточно-Вахская, Северо-Вахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала (рисунок 2.2).

По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м. Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структуры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погружениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном - слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.

Юго-западная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (8-10м) прогиб сочленяется с Южно-Вахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северо-восточного простирания. Имея незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юго-восточный резко погружается в сторону Усть-Тымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует Восточно-Вахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо- Вахская структура. В южном направлении по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами субмеридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. дробления на мелкие структурные элементы.

Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Приведенная структурная поверхность в целом является основой для последующих построений поверхностей по кровлям песчаных тел- коллекторов продуктивных пластов [2].

2.4 Коллекторские свойства

Фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов оценивались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.



Рисунок 2.2 Геолого-геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю_1-2-3

Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю₁ по керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681 - проницаемости и 143 - остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543 - проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю^1А₁ - 2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю^1Б₁, Ю²₁ и Ю³₁, соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3 определения. В объеме Ю¹₁ наилучшей проницаемостью выделяется Ю^1Б₁ и по пласту Ю¹₁ в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю²⁺³₁, соответственно, почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю¹₁.

Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13-0,24) шире по Ю²⁺³₁, по выборке Ю¹₁ представлена более узким интервалом значений 0,14 - 0,215.

Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю^1А₁ и Ю^1Б₁ несколько лучше нежели продуктивной толщи Ю²⁺³₁.

Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств по площадям показал, что по пласту Ю¹₁ (Ю^1А₁ + Ю^1Б₁) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю²₁ - на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю³₁ - на Вахской и Восточно-Вахской площадях.

Более представительными являются выборки параметров коллекторских свойств и нефтенасыщенности, полученные по данным промыслово-геофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590 - проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационно-емкостных свойств по группе пластов Ю^1А₁ + Ю^1Б_1.

Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю¹₁ и Ю²⁺³₁, определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичная идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю¹₁, для нижнего различия весьма существенны.

В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон значений проницаемости составляет по: Ю¹₁ - 0,035 мкм², Ю²⁺³₁ - 0,020 мкм², что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам.

По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное) значение для любого образца керна.

Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю^1А₁ Вахской площади и Ю^1Б₁ Вахской и Восточно-Вахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.

В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю^1А₁ Восточно-Вахской площади, Ю^1Б₁ - Ю²₁ Вахской и Ю³₁ - Восточно-Вахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.

По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.

Пласты горизонта Ю₁ охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо-Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.

Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю^1А+Б₁, Ю²⁺³₁), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю^1А₁ к Ю³₁) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости только по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.

Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю^1А+Б₁ Вахской, а также пласты Ю²⁺³₁- Восточно-Вахской площадей.

Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10-20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю^1А₁, Ю^1Б₁, Ю²₁, Ю³₁ между собой различаются не столь разительно (0,05 - 0,08 мкм²) как между объектами: Ю¹₁ - 0,108 мкм² и Ю²⁺³₁ - 0,026 мкм². Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости различие было пятикратным, то по ГИС - четырехкратное, т.е. эти виды исследования дают практически одинаковые результаты.

Тюменские отложения, вскрытые на Восточно-Вахской, Северо- Вахской и Кошильской площадях, керновым материалом по площади и разрезу охарактеризованы неравномерно и недостаточно. По-существу исследован керн одной скважины Восточно-Вахской площади, при этом три определения проницаемости по пластам Ю¹⁺²₃ и Ю³₁ определений по Ю³⁺⁴₃. Изучены низкопроницаемые разности, в результате средние значения газопроницаемости составляют 0,002 - 0,003 мкм² при исследованной максимальной величине параметра 0,014 мкм². Этого объема исследований, очевидно, далеко не достаточно для представления средних фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Фильтрационно-емкостные свойства пород тюменской свиты с требуемой полнотой представлены только по данным ПГИ. При этом наибольшей средней проницаемостью (0,012 мкм²) характеризуется пласт Ю²₃, который среди продуктивных пластов тюменской свиты выделяется как основной объект разработки, содержащий наибольшие запасы нефти. Его проницаемость на 30% превышает среднюю проницаемость объекта Ю²⁺³₁. По остальным частям тюменской свиты проницаемость существенно ниже; средние значения составляют 0,04-0,007 мкм². Величина открытой пористости практически идентична средним верхних объектов Ю¹₁ и Ю²⁺³₁.

По данным немногочисленных гидродинамических исследований, проведенных в 7 скважинах, имеются сведения (КВД) только по пластам Ю¹⁺²₃, Ю²₃, по ним максимальное значение достигает 0,01 мкм² [3].

2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

Согласно исследованиям пластовой нефти, прежде всего проявляется значительная недонасыщенность нефти газом, в связи с этим наблюдается низкий объемный коэффициент (1,216-1,237) и высокий коэффициент пережатия (давление насыщения почти вдвое ниже начального пластового).

Низкое содержание смолисто-асфальтеновых соединений (8,6 - 10,4 %), высокое - легких погонов нефти предопределило и другие благоприятные (с позиции разработки) характеристики флюидов: легкие, маловязкие (1,03 - 1,27 мПа х с). По значениям остальных характеристик (в соответствии с существующей классификацией) нефти рассматриваются как парафинистые (2-3%), малосернистые.

Состав попутного газа по всем объектам характеризуется как жирный (содержание метана 66-68%) при небольшом содержании углекислого газа, азота и инертных газов.

Пластовые и закачиваемые сеноманские воды рассматриваемых месторождений имеют в целом низкую плотность, практически одинаковую с пресной, что согласуется с невысокой минерализацией.

Сведения о физических свойствах, газосодержании пластовых вод отсутствуют, целенаправленных отборов проб и исследований не проводилось.

При проведении гидродинамических расчетов используется вязкость пластовой воды, которая при незначительном газосодержании, в основном, зависит от температурных условий. В практике работ проектирования широко используется соответствующая зависимость, полученная в СибНИИНП. Согласно последней, вязкость пластовой воды 0,40.

Таблица 2.1. Свойства пластовой нефти

Параметры	Вахское
Пласт	Ю1
Пластовая температура С0	91
Давление насыщения МПа	8
Газосодержание, м3/т	86,5
Газовый фактор,м3/т	71,6
Объемный коэффиецент при дефференциальном разгазировании,м3/м3	1,237
Плотность пластовой нефти Мпа*с	738,9
Вязкость пластовой нефти Мпа*с	1,22
Количество определений
однократного разгазирования
диффер.	55
Разгазир.	17

Таблица 2.2 Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефтей.

Параметры	Вахское
	Ю1	Ю1	Ю2
Плотность, г/см3	0,845	0,848	0,849
Температура застывания,С0	-15,8	-17	-12,7
Содержание, % Серы	0,54	0,54	0,42
Смол	6,82	7,03	7,78
Асфальтенов	1,83	2,1	2,6
Парафинов	2,26	2,99	2,73
Вязкость, мПа*с при 20С0	7,67	7,19	10,3
При 50С0	3,53	3,45	4,28
Выход фракций,% объемный
100С0	5	9	4
150С0	18	29	13
200С0	30	33	25
300С0	51	54	48

Таблица 2.3 Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)

Параметры	Вахское
Пласт	Ю1
Углекислый газ	1,18
Азот+редкий в т.ч.гелий	1,4
Метан	66,24
Этан	8,59
Пропан	12,34
Изобутан	1,9
Нормбутан	5,57
Изопентан	0,88
Остаток (С6 и выше)	0,65
Молекулярная масса	26,01
Плотность, кг/м3	1,09

Таблица 2.4. Характеристики закачиваемой сеноманской и пластовой воды

Параметры	Вахское
Пласт	Ю1
Пластовая вода:
плотность,г/см3	1,022
общая минерализация,г/л	36
Сеноманская вода:
плотность,г/см3	1,01
общая минерализация,г/л	9,4

2.6 Характеристика запасов нефти

Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г. (Протокол №10484 от 30.08.1988 г.), в 1999 г. (Протокол №519 от 04.06.1999 г.) и в 2011 году (Протокол №2545 от 19.08.2011 г.).

Согласно "Классификации запасов нефти и горючих газов…" Вахское месторождение по сложности геологического строения, резкой литологической неоднородности коллекторов относится ко II группе (сложных) месторождений.

Утвержденные ГКЗ РФ при последнем подсчете запасы нефти в целом по Вахскому месторождению (с учетом нераспределенного фонда) составили:

категории В+С₁ геологические - 303480 тыс.т;

извлекаемые - 101 564 тыс.т;

категории С₂ геологические - 10 885 тыс.т;

извлекаемые - 3400 тыс.т.

Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составили 21329 млн.м³, начальные извлекаемые - 8 248 млн.м³.

Запасы учтены по шести подсчетным объектам. Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 год представлены в таблице 2.8.

На Государственном балансе запасы углеводородов Вахского нефтяного месторождения учтены также по шести подсчетным объектам: Ю₁¹, Ю₁²⁺³, Ю₂¹⁺², Ю₃¹⁺², Ю₃³⁺⁴, М, представленным на пяти площадях месторождения: Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской, Южно-Вахской и Кошильской (в 2011 г. деление на пять условных площадей отменено и выделено две площади: Вахская и Кошильская, разграниченные глубинным тектоническим нарушением). На 01.08.2013 г. в целом запасы Вахского месторождения, находящиеся на государственном балансе, включая нераспределенный фонд, составили:

категории В+С₁ геологические - 300750 тыс.т;

извлекаемые - 95 873 тыс.т;

категории С₂ геологические - 31 912 тыс.т;

извлекаемые - 3523 тыс.т.

На 01.08.2013 г. по пласту Ю₁¹ остаточные геологические запасы нефти равны 71717 тыс.т, извлекаемые - 10403 тыс.т, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) (В+С₁) составил 0.248 д.ед. при накопленной добыче 23578 тыс.т. Для пласта Ю₁²⁺³ остаточные геологические запасы составили 152950 тыс.т. нефти, извлекаемые - 30707тыс.т, текущий КИН равен 0.161 д.ед. при накопленной добыче 28037 тыс.т [4].

Запасы пласта Ю₂¹⁺² относятся только к непромышленной категории С₂, поэтому текущий КИН равен нулю, а остаточные запасы пласта соответствуют начальным: 44 тыс.т геологических и 7 тыс.т извлекаемых.

Остаточные геологические запасы пласта Ю₃¹⁺² оцениваются в 28199 тыс.т, извлекаемые - в 5778 тыс.т нефти, текущий КИН по категории В+С₁ равен 0.165 д.ед. при накопленной добыче нефти на 01.08.2013 г. в 5252 тыс.т.

Для пласта Ю₃³⁺⁴ остаточные геологические запасы нефти составляют 3997 тыс.т, извлекаемые - 1044 тыс.т, текущий КИН - 0,020 д.ед. при накопленной добыче 48 тыс.т нефти.

В целом по Вахскому месторождению на 01.08.2013 г. остаточные геологические запасы по категории В+С₁ составили 246565 тыс. т, извлекаемые - 44649 тыс.т; категории С₂: геологические - 10885 тыс.т нефти, извлекаемые - 3400 тыс.т. Текущий КИН по месторождению равен 0.188 д.ед.

3. Состояние разработки Вахского месторождения

3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения

За истекший период по Вахскому месторождению выполнено девять проектных документов.

1. Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1976. - 34 с., протокол №423 от 18.02.76 г. Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР МНП).

2. Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1980. - 100 с., протокол №873 от 27.08.80г. ЦКР МНП.

3. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1983. - 33 с., протокол №1060 от 14.12.83г. ЦКР МНП.

4. Проект пробной эксплуатации объекта Ю₂² Северо-Вахской залежи Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1989. - 45 с., протокол №798 от 15.05.89г. ЦКР "Томскнефть".

5. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. - 166 с., протокол №1410 от 27.03.91г. ЦКР МНП.

6. Технологическая схема разработки Вахского нефтяного месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. -1045 с., протокол №1467 от 25.03.92г. ЦКР МНП.

7. Анализ и уточнение технологических и технико-экономических показателей разработки месторождений ОАО'ТомскнефтьВНК", отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, том 2 кн.2,.Томск,1999, протокол №2425 от 22.09.99г. ЦКР МИНЭНЕРГО РФ.

8. Проект разработки Вахской группы месторождений отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, Томск, протокол №412 от 23.04.03г. ТО ЦКР по ХМАО.

9. Анализ разработки Вахского месторождения, Тюмень 2006, протокол №823 от 24.10.2006г. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО.

Месторождение введено в разработку в 1976 г. в соответствии с технологической схемой, составленной на разведанные на тот период запасы нефти Вахской и Северо-Вахской площадей с выделением одного объекта Ю₁¹⁺²⁺³ разработки.

В уточненной технологической схеме 1980г. обосновано разукрупнение указанного объекта на два: Ю₁¹ и Ю₁²⁺³.

В период 1980-91 гг. разработка месторождения осуществлялась, руководствуясь основными технологическими решениями, изложенными в технологической схеме и проекте пробной эксплуатации объекта Ю₃¹⁺². В технологической схеме на каждый из объектов Ю₁¹ и Ю₁²⁺³ скважины размещены по девятиточечной (обращенной) системе с расстоянием между скважинами 600х600 м, в проекте пробной эксплуатации на объект Ю₃¹⁺² Северо-Вахской площади принято трехрядное размещение скважин (с переходом впоследствии на блочно-замкнутую) с расстоянием между скважинами 500 м.

В 1991 составлен «Проект разработки Вахского месторождения», утвержденной ЦКР по разработке Минтопэнерго РФ, в качестве технологической схемы в марте 1992 года. Документ предусматривал:

· выделение пяти эксплуатационных объектов (Ю₁¹, Ю₁²⁺³, Ю₂¹⁺², Ю₃¹⁺², Ю₃³⁺⁴);

· по объекту Ю₁¹ Вахской площади реализация замкнуто-блочной системы, с формированием квадратных элементов с размерами 2.4х2.4 км, путем перевода под закачку обводнившихся добывающих скважин.

· на остальных площадях по объекту Ю₁¹ и по объектам Ю₁²⁺³, Ю₂¹⁺², Ю₃¹⁺², Ю₃³⁺⁴ - применение трехрядных систем с последующим переходом на очагово-избирательное заводнение (сетка 500х500, плотность 21.7 га/скв.)

В 2006 году составлен «Анализ разработки Вахского месторождения», который утвержден ТО ЦКР по ХМАО (протокол №823 от 24.10.2006г.) и на настоящий момент является действующим проектным документом.

3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

Вахское месторождение расположено в пределах Вахского лицензионного участка, который расположен в районе Ханта-Мансийского автономного округа Тюменской области (Нижневартовский район), лицензия ХМН №00344 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК. А также располагается в Томской области (Александровский район) в пределах Кондаковского лицензионного участка (№58), лицензия ТОМ №00048 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК.

Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Вахского участка. С 1988 года началась разработка Кошильской площади.

Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область.

В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Анализа разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР №823 от 24.10.2006 г.).

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг.

Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. т., что фактически на 886 тыс.т (13%) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. Наибольшее отставание добычи нефти в 2009-2014гг. достигло 17-30%. Причина отставания годовой добычи нефти в том, что не выполняется программа вывода скважин из бурения в 2009 году и из неработающего фонда скважин на протяжении всего периода, соответственно действующий фонд добывающих скважин меньше проектного фонда.

В период с 2006 года по 2008 год отставание фактической добычи нефти от проектной начинает постепенно снижаться, разница в добычи составила: 94,3 тыс.т. в 2006 г. (8%); 60,2 тыс.т. в 2007 г. (5%) - и достигает своего минимума в отставании в 2008 году - 22,8 тыс.т. (2%). Это связано с тем, что было пробурено восемь новых скважин, которые не предлагались проектом. А также ввод скважин из неработающего фонда, но в недостаточном количестве. На месторождении был проведен большого объема мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.

В последующие года 2009-2014 добыча нефти идет на спад и отставание составляет 17-30% от проектной добычи нефти. Причина этому так же, не выполнение программы вывода скважин их неработающего фонда на 68%, тем самым отставание действующего добывающего фонда до 32%. В 2009г. по проекту предусматривалось увеличение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с предыдущим 2008 годом на 11%, а фактически произошло уменьшение фонда на 8%. Что и повлекло за собой снижение дебита нефти и добычи нефти. Проектный уровень добычи нефти за 2010 г. равен 1626 тыс.т. по факту добыто 1167 тыс.т., т.е. на 459 тыс.т меньше (28%).

Обратная картина наблюдается по добычи жидкости, она превышает проектные значения на протяжении рассматриваемого периода. В 2007 году наблюдается значительный скачек превышения фактической добычи жидкости над проектной с 2% до 21%. Превышение обводненности над проектной тоже вырастает в два раза с 5% до 10%.

Суммарный отбор жидкости за рассматриваемый период по факту составляет 25707 тыс.т, что на 21% больше проектного уровня (21147 тыс.т).

Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода, начиная с 2006 г. и по 2014 г., меньше проектного фонда. Отклонение возрастает с каждым годом и достигает максимального значения в 2014г. Эксплуатационный фонд добывающих скважин и действующий фонд отстает от проектного фонда в 2010г. на 18% и 29%. Доля действующего фонда значительна и составляет 74-87% от эксплуатационного фонда, это свидетельствует о том, что количество скважин находившихся в бездействии не большое. Но по проекту эта доля скважин составляет 91-93%, что значительно выше (5-20%), чем фактическая доля.

В период 2006-2008гг. бурение новых скважин по проекту не предусматривалось. По факту в 2007 и 2008 гг. было пробурено 10 скважин, две из которых (№№107Р и 97Р) были переведены после бурения в консервацию. В 2009 году по проекту планировалось ввести в разработку бурением новых 8 добывающих скважин Кошильскую площадь, но по факту бурение на данной площади не было выполнено. Бурение новых добывающих скважин в 2009 г. было выполнено на других площадях: Вахская площадь - №701Б, Восточно-Вахская площадь - №811Б и №2537Б. А 2010 году бурение скважин было перевыполнено по количеству на 7 ед. Во втором полугодии 2010 года на Кошильской площади было пробурено 13 скважин. Ввод добывающих скважин из других категорий в период 2006-2010гг не выполнен на 43%.

Фактические объемы закачки в 2006 г. существенно превышает проектное значение Превышение составляет 32%, не смотря на то что количество действующих нагнетательных скважин ниже на 28% проектного. Фактическая приемистость нагнетательных скважин за этот период превышает проектную на 72%. Лишь в 2007 г. превышение фактических объемов закачки над проектными уменьшается и является незначительным (5%). Приемистость нагнетательных скважин выше проектной на 58%. В последующие 2008-2010 гг. превышение объема закачки составляет в среднем 10%. При том, что превышение фактической приемистости над проектной в среднем осталось на том же уровне (51%).

Коэффициент использования всех скважин на протяжении всего рассматриваемого периода ниже проектного значения в среднем на 20%. Если рассматривать отдельно фактический коэффициент добывающего фонда, то период 2006-2009 гг. наблюдается снижение коэффициента использования добывающих скважин до 0,737 д.ед., что на 21% ниже проектного значения (0,931 д.ед.). А в 2010 году он увеличивается до 0,810 д.ед.

Снижение происходит из-за того, что с каждым годом эксплуатационный фонд скважин увеличивается, а действующий фонд добывающих скважин уменьшается или увеличивается незначительно. Отставание фактического коэффициента использования от проектного можно объяснить отставанием эксплуатационного и действующего фонда скважин от проектных значений.