,207,2097100-150165,214,221,12044
III. За обводнення,% 70-9050,165,189,203,205,209,214,221,1204990-9513,20,23,30,192,195,200,201,207,215,218,219,220,1193,121315gt;952231
IV. За накопиченої видобутку нафти, тис. Т lt; 1210-50850-1006100-2009200-3008300-5009500-10004
Аналіз відборів нафти, рідини і дебітів свердловин
Малюнок №2
З гістограми видно, що більшість свердловин в основному дають малий дебіт нафти. Це пов'язано з колекторською властивостями продуктивного пласта З 1.
Для збільшення притоку нафти в низько дебитні видобувні свердловини застосувати штучне вплив на породи привибійної зони з метою підвищення їх проникності. Проникність привибійної зони збільшити шляхом штучно створюваних каналів розчинення карбонатів і глинозему в продуктивному пласті солянокислотного, термокислотні і глінокіслотной обробкою, очищенням порового простору від мулистих і смолистих матеріалів; видалення парафінів, солей і смол, осіли на стінках порових каналів або стовбура свердловини.
Для збільшення дебіту свердловин можна застосувати різні методи впливу на забій і їх комбінації.
Аналіз обводнення поклади
Обводнювання свердловин при упруговодонапорном режимі явище природне і неминуче.
Поточна обводнених продукції діючих свердловин 90,3%.
Кількість діючих обводнених свердловин та їх розподіл за ступенем обводнення представлені на малюнку.
Малюнок. 2/4
Всі видобувні свердловини обводнені в даний час по них проводять геологотехніческіе заходи з метою зниження обводнених продукції. (ГРП).
ВНФ (водонефтяной фактор)
З нижче наведеного графіка видно, що обводнення поклади зростає залежно від часу розробки і відібраних запасів нафти. За рахунок збільшення числа видобувних свердловин відбувається збільшення річного видобутку нафти і відповідно накопиченої видобутку нафти.
Рисунок 2.5
4. Порівняння проектних і фактичних показників розробки
Показники разработкі2006 рік2007 рік2008 год2009 год2010 годед. изм.проектфактпроектфактпроектфактпроектфактпроектфактДобыча нафти, всеготис. т105.874.294.235.984.833.078.538.372.338.4В т. ч. зі свердловин: переходящіхтис. т105.874.294.235.984.833.078.538.372.338.4новихтис. т0000000000За рахунок методу підвищення нефтеотдачітис. т17.5Накопленная видобуток нефтітис. т1011499791020810014102931004710372100861044410124Добича газамлн. м 3 2.9102.0402.5920.9872.3320.9072.1581.0521.9891.056Накопленная видобуток газамлн. м 3 278.1247.7280.7248.7283.1249.6285.2250.6287.2251.7Темп відбору від НИЗ% 0.90.60.80.30.70.30.70.30.60.3Среднегодовая вагова обводненість% 91.491.292.190.092.689.792.988.993.290.5Добича рідини, всеготис. т1227847.51189357.21151321.31110343.81070405.3Накопленная видобуток жідкостітис. т41204397894239240146435434046744653408114572341216Закачка води: годоваятис. м 3 806925779692752669724732697821накопленнаятис. м 3 26086255342686526226276172689628341276282903828449Компенсація відборів в пластових умовах: текущая%7412274216742327423774226накопленная%65686569667066726673Эксплуатационное буріння, всеготис. м0000000000Ввод видобувних скважіншт.0000000002Вибитіе видобувних скважіншт.0012131010в тому числі під закачкушт.Фонд видобувних свердловин на кінець годашт.29282826272326232525В тому числі нагнітальних в отработкешт.механізірованнихшт.новихшт.00000Перевод свердловин на механізовану добичушт.Ввод нагнітальних скважіншт.0000000000Вибитіе нагнітальних скважіншт.0000000000Фонд нагнітальних свердловин на кінець годашт.8989898989Средній дебіт по нафті/сут.10.57.99.54.08.94.18.54.78.24.6по рідини/сут.121.690.5119.840.3120.240.0120.342.5120.548.5Средній дебіт нових свердловин на нафту/сут.по рідини/сут.Средняя прийомистість нагнітальних скважінм 3 /сут.276295.4266.8214.5257.5203.8247.9222.9238.7253.4Газовий факторм 3/т28272828282728282828Коеффіціент використання скважінд. ед.0.940.880.940.870.940.810.940.850.940.92Коеффіціент експлуатації свердловин (за способами) д. ед.0.960.920.960.930.960.960.960.960.960.92Плотность сеткіга/скв.28.128.128.929.729.732.530.632.531.530.6
Розробка об'єкта за весь аналізований період велася з відставанням фактичних відборів нафти та рідини від проектних.
У 2006 р фонд діючих видобувних свердловин відставав від проектного лише на 1 од. Річні відбори як нафти, так і рідини були нижче проектних на 30%, а дебіти нафти та рідини відставали на 24 - 25,6%.
У 2007 р в результаті вибуття двох свердловин в бездіяльність і перекладу ряду свердловин на режим...
