Протягом 1995-1996 рр експлуатаційний фонд складав сім свердловин. На 01.01.1999 р. експлуатаційний фонд складався з восьми свердловин, причому чотири свердловини (БВ-18, БВ-27, БВ-510 і БВ-520) експлуатують тільки горизонт НД-12, дві (516 і 517) – сумісно горизонти НД-12 і НД-10, свердловини БВ-9 і БВ_200 експлуатували відповідно горизонти НД-12, НД-9 і НД-11.

В свердловинах БВ-200 і БВ -9 за перші чотири роки експлуатації (до 1996 року) пластовий тиск впав відповідно до 23,7 % і 31,7 % проти початкового, а робочі дебіти зменшились відповідно з 50 і 16,6 тис.м3/д до 34,3 і 7 тис.м3/д, тобто на 28 % і 58 %.

На 01.01.2004 р. видобуток газу по свердловинах складав: БВ-9 – 180,9 млн.м3 (42,7 % від загального видобутку з покладу); БВ-18 – 53,597 млн.м3 (13,8 %); БВ-27-39,026 млн.м3 (10,1 %); БВ-200 – 33,351 млн.м3 (8,6 %); БВ-508 21,988 млн.м3 (5,7 %); БВ-516 – 18,574 млн.м3 (4,8 %); БВ-520 – 16,924 млн.м3 (4,4 %); БВ-517 – 7,219млн.м3 (1,9 %); БВ-505 – 6,271 млн.м3 (1,6 %); БВ-502 – 2,843 млн.м3 (0,7 %); БВ-521 – 3,688 млн.м3 (0,95 %); БВ-508 і БВ-516, які введені в експлуатацію в листопаді і червні 2001 року видобуто відповідно 3,962 млн.м3 (1,44 %) і 5,583 млн.м3 (1,01 %).

До 2001 року максимальний річний видобуток газу був досягнутий в 1999 році і дорівнював 45,9 млн.м3, за 2001 р. річний видобуток впав до 43,7 млн.м3, але за 2002 р. він знову зріс і становив 50,4 млн.м3 за рахунок введення в експлуатацію в 2001 р. двох свердловин БВ-508 і БВ-522.

Поклад горизонтів НД-10-НД-12 виділений в нижній частині сарматських відкладів на глибинах 840-1400 м, який умовно назвали НД-10 тому що ця товща порід відповідає трьом горизонтам нижньодашавської підсвіти (НД-10. НД-11 і НД-12) і можливо верхній частині косівської світи тортону. В загальному об’єкт можна розглядати як комплекс пластів-лінз. Безпосередньо пласти-лінзи мають також складну літологічну будову. При загальній товщині пласта-лінзи 5-20 м сумарна товщина піщаних і алевролітових прошарків складає 10-20 см, місцями 1 м.

За рік із покладу видобуто 40,1млн.м3 газу, з початку розробки 427,21млн.м3 газу. Середній пластовий тиск в порівнянні з 2002 роком зменшився з 5,19 МПа до 5,00 МПа..

В 2003 році поклад розроблявся 13 свердловинами.

2.2 Аналіз фактичних показників розробки покладу. Причини відхилення фактичних показників від проектних

На родовищі знаходиться чотири експлуатаційні об’єкти, що розробляться 25 свердловинами. Горизонт НД-10-НД-12 розробляється 30 свердловинами – БВ_9, БВ-18, БВ-27, БВ-200, БВ-502, БВ-505, БВ-508, БВ-510, БВ-516, БВ-517, БВ_520, БВ-521 і БВ-522.

Середньодобові дебіти, робочі тиски при робочих депресіях від 1,19 до 3,68 МПа свердловин Більче-Волицького родовища горизонту НД-10 на 01.01.2004 р. наведено в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 – Середньодобові дебіти і робочі тиски свердловин горизонту НД-10 на 01.01.2004р.

Номер свердловини | Середньодобовий дебіт Qсердоб, тис.м3/д | Робочий тиск, Рроб, МПа

БВ-9 | 25,5 | 1,37

БВ-18 | 16,3 | 1,36

БВ-27 | 13,4 | 1,45

БВ-200 | 10,3 | 1,38

БВ-502 | 7,9 | 1,38

БВ-505 | 17,4 | 1,37

БВ-508 | 10,5 | 1,60

БВ-510 | 0,8 | 1,43

БВ-516 | 1,9 | 1,29

БВ-517 | 1,4 | 1,41

БВ-520 | 17,1 | 1,42

БВ-521 | 4,6 | 1,32

Як видно з таблиці 2.1, середній дебіт свердловин складає 10,76 тис.м3/д. Середній пластовий по горизонту НД-10 складає 5-5,5 МПа.

Аналіз промислових даних показав несуттєву різницю між фактичними і проектними даними (1996-1999 рр), що вказує на достатнє вивчення геологічної характеристики родовища, колекторських властивостей порід. Це в основному пов’язане з тим, що Більче-Волицьке родовище раніше розроблялось по основному ХVI горизонту. Крім того, значна кількість свердловин на даній площі, яка становить 302 свердловини, дала змогу отримати достатню кількість даних про будову родовища.

1. В період дослідно-промислової експлуатації (1992-1994 рр) річний видобуток газу зріс з 26 до 53,5 млн.м3 газу на рік, що пов’язано із введенням в експлуатацію нових свердловин

В період з 1999 по 2001 рік темп відбору газу зменшився, а кількість свердловин залишилась незмінною.

В 2001 році в експлуатацію введено дві свердловини, за рахунок чого темп відбору зріс і за 2003 р склав 40,1 млн.м3.

Всього з початку розробки видобуто 427,21млн.м3 газу.

2. Фонд свердловин в період 1992 року до 2003 року постійно зростав і на кінець 2003 року склав 13 свердловин.

3.Оскільки розробка родовища проводиться на режимі ДР=const, коли депресія підтримується рівною 2 МПа.

4. Пластовий тиск змінюється дещо нерівномірно. Фактичні і проектні показники розробки Більче-Волицького газового родовища наведені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 – Фактичні і проектні показники Більче-Волицького газового родовища

Рік

Показник | Відбір газу, млн.м3/рік | Середній пластовий тиск, МПа | Робочий тиск на буфері, МПа | Середньодобовий відбір газу, тис.м3/д | Кількість діючих свердловин, шт | Сумарний відбір газу, млн.м3

1996 | проект | 31,7 | 3,23 | 1,9 | 71,3 | 15 | 321,4

факт | 31,0 | 3,4 | 2,1 | 76,3 | 19 | 432,1

1997 | проект | 31,0 | 3,35 | 1,9 | 32,4 | 12 | 299,5

факт | 30,8 | 3,1 | 1,8 | 30,1 | 9 | 287,4

1998 | проект | 29,87 | 3,6 | 1,7 | 34,26 | 10 | 162,1

факт | 27,05 | 3,15 | 1,7 | 33,7 | 8 | 197,1

1999 |