025.425.925.925.925.925.925.925.925.925.925.925.925.925.925.925.9Обводненность БГС, д. Ед.0.960.970.970.970.970.970.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00Добича по проектному документуДобича, тис. Т./Год5.65.45.254.82.23.743.23.33.22.52.62.52. 42.32.22.22.12.1Накопл. видобуток, тис. т.398.8404.2409.4414.4419.2421.4425.1429.1432.3435.6438.8441.3443.9446.4448.8451.1453.3455.5457.6459.7Текущий КИН0.2860.290.2930.2970.3010.3020.3050.3080.310.3120.3150.3160.3180.320.3220.3230.3250.3270.3280.33Добыча з урахуванням проектованого БГСДобича, тис. т./год6.205.965.745.505.282.663.704.003.203.303.202.502.602.502.402.302.202.202.102.10Накопл. видобуток, тис. т.422.1428.1433.8439.3444.6447.3451.0455.0458.2461.5464.7467.2469.8472.3474.7477.0479.2481.4483.5485.6Текущий КИН0.3030.3070.3110.3150.3190.3210.3230.3260.3280.3310.3330.3350.3370.3390.340.3420.3440.3450.3470.348
Висновок
Черновское нафтове родовище знаходиться на території Воткинского і Шарканского районів Удмуртської Республіки, в 15 км на північний захід від м Воткинска і в 60 км на північний схід р Іжевська. Відкрито в 1979 році. Родовище включає в себе три підняття: Західне, Центральне і Східне. Видобуток нафти ведеться з Верейско-башкирського, визейского і турнейского об'єктів; каширський об'єкт є поворотним.
Турнейскій об'єкт приурочений до пористих известнякам, відноситься до пластово-Сводово типом і пластово-Сводово литологически обмеженому. Поклад характеризується невеликою товщиною (порядку 10 м), високим значенням коефіцієнта піщанистого і невисокою розчленованістю. Об'єкт містить 33,6% запасів нафти Західного підняття.
Нафти турнейського об'єкта високов'язкі, високої щільності в пластових і поверхневих умовах, високосірчисті, парафінисті, високосмолістие. Розчинений у нафті газ більш ніж на 80% складається з азоту і промислової цінності не представляє. На початок розробки покладу геологічні запаси становили тисячі триста дев'яносто п'ять тис. Т. По категорії А + В + С 1, з них добуваються - 469 тис. Т. (Проектний КІН становить 0,336).
Схема розташування свердловин - виборча, відстань між свердловинами 120-1200 м. Об'єкт знаходиться на третій стадії розробки, накопичена видобуток нафти за станом на 01.01.2014 р становить 37,9% від НИЗ. Зважаючи на невеликі розміри поклади закачування води не ведеться, поклад нафти розробляється на природному (упруговодонапорном) режимі.
Аналіз розробки показує невиконання проектних показників з видобутку нафти. Причиною цьому служать менший дебіт свердловин в порівнянні з проектним, відсутню кількість діючих видобувних свердловин, що пов'язано з відсутністю введення з буріння двох видобувних свердловин, передбачених поточним проектним документом, а також з перекладом на початку спостережуваного періоду свердловин на інші горизонти у зв'язку з їх високою обводненностью.
Виходячи з аналізу роботи свердловин, слід зазначити наступне. Турнейскій об'єкт Черновського родовища характеризується активними підошовними водами. При неправильному підборі технологічного режиму свердловин швидко утворюється конус обводнення і залишаються зони, не охоплені дренуванням.
З метою довиработкі запасів нафти турнейського об'єкта була запропонована зарезка бічного горизонтального стовбура із законсервованої свердловини. Горизонтальні свердловини і бічні горизонтальні стовбури вже давно зарекомендували себе на родовищах з важковидобувними запасами нафти як високоефективні технології. Досвід експлуатації бічних горизонтальних стовбурів показує, що за допомогою БГС вирішується завдання підвищення нафтовіддачі неоднорідною многопластовой поклади за рахунок більш повного охоплення пластів впливом, залучення в розробку раніше непрацюючих продуктивних пластів в бездіяльних, що простоюють, низькопродуктивних, нерентабельних, високообводненних свердловинах. Передбачається, що Турнейскій об'єкт Черновського родовища є перспективним об'єктом для довиработкі запасів горизонтальними свердловинами і бічними горизонтальними стовбурами (БГС).
Проведений техніко-економічний розрахунок показав ефективність пропонованого рішення. При цьому розрахунки показали, що залежність КІН від обводнення змінюється мало при значеннях довжини горизонтального стовбура від 90 до 150 м. Проект є життєздатним, оскільки забезпечує довиработку залишкових запасів і збільшує коефіцієнт нефтеізвлеченія.
Список використаної літератури
1.Сучков Б.М.- Горизонтальні свердловини (Москва-Іжевськ, НДЦ «Регулярна і хаотична динаміка», 2006 р.)
2.Хісамов Р.С., Газізов А.А., Газізов А.Ш.- Збільшення охоплення продуктивних пластів впливом (Москва, ВАТ «ВНІІОЕНГ», 2003 р.)
.Кудінов В.І., Савельєв В.А., Богомільний Є.І. та ін. - Будівництво горизо...
