нічно - Вахской. Це, в основному, і визначило по ній як велику ступінь (39,2%) вироблення запасів, так і трохи більшу частку (22,2%) в накопиченому відборі по родовищу. Однак за річним рівнем видобутку нафти обидві площі між собою близькі, а за темпами відбору від початкових запасів більше, ніж удвічі перевищують такою за Вахской площі.
За розрізу родовища 10,4% видобутих запасів нафти знаходиться в пластах Ю 2-3 тюменської свити, по них відібрано 35,9% від видобутих запасів, і в 2012 р вони забезпечують 19,5% річного відбору по родовищу. Інша частина річного видобутку забезпечується об'єктами Пд 1 1 і Ю 1 2 + 3. За ступенем вироблення запасів найбільш близькі між собою об'єкти Ю 1 2 + 3 (41,8%) і Ю 3 1 + 2 (35,7%). Найбільшою виробленням запасів (66,1%) характеризується об'єкт Ю 1 січня. Він містить третю частину (36,2%) початкових і 25% поточних видобутих запасів нафти родовища, при цьому забезпечує майже 30% річного видобутку.
На родовищі пробурено всього 1270 свердловин, з них 1161 свердловина основного фонду, решта 109 свердловин - розвідувальні, дублери, контрольні. В експлуатації на нафту брало участь 925 свердловин, значна частина (353 свердловин) яких переведена під закачування; по відношенню до видобувному фонду (688ед.) виходить порівняно низька частка (46%) діючих свердловин. Працюючий фонд характеризується поточної обводненностью продукції 76% і на його частку залишається відібрати близько половини затверджених видобутих запасів нафти або 173 тис.т/скв. На свердловини вже непрацюючого фонду (436 од.) Припадає 35,8% накопиченої видобутку по родовищу або 35,8 тис.т/вкв .; аналогічно по чинним фонду - 32,2% або 61,8 тис.т/скв., тобто питома видобуток нафти майже вдвічі вище, ніж по непрацюючому фонду.
Ця обставина в першому наближенні дозволяє констатувати про неповну виробленні питомих запасів нафти свердловинами непрацюючого фонду. І відповідно проблемності досягнення затвердженого коефіцієнта нефтеізвлеченія експлуатованих об'єктів без реалізації найефективніших заходів. Як правило, структура залишкових запасів погіршена у зв'язку з їх приуроченість до інтервалів із спочатку зниженими ФЕС і нефтенасищенності порід. Для вироблення найбільш ефективних заходів по залученню їх в активну розробку, насамперед, потрібно досить надійне попластовое представлення розподілу по території покладів щільності залишкових запасів нафти.
Останнє, відповідно з сучасними можливостями, може бути отримано за результатами розрахунків з використанням ПК Eclipse та проведенням тривимірного гідродинамічного моделювання. У той же час слід взяти до уваги відносно слабку вивченість об'єктів по ряду вихідних базових фізичних параметрів (проникність, нефтенасищенность), що істотно впливають на кінцеві результати розрахунків. Тому, з метою виявлення ступеня їх узгодженості з результатами звичайного геолого-промислового аналізу, виконано вивчення пооб'єктного розподілу початкових і залишкових запасів нафти, особливостей динаміки роботи свердловин залежно від геолого-фізичної характеристики об'єктів експлуатації, технічного стану свердловин і т.п. Це було потрібно виконати для більшої визначеності і надійності доцільно-необхідних заходів, орієнтованих на підвищення ефективності розробки з одночасним забезпеченням техніко-технологічних умов для відбору затверджених видобутих запасів нафти.
Виражені з 1993р. збільшення видобутку нафти по об'єктах родовища і в подальшому більш стримане його падіння обумовлені ефективними роботами по ГРП (гідравлічний розрив пластів), проведеними в 396 свердловинах. З відомих причин зазначений показник також частково включає результати робіт, що проводяться за напрямками посилення системи впливу та поліпшенню режимів роботи механізованого фонду, що в особливій мірі проявилося в останні роки.
3.4 Огляд методів впливу на пласт, що застосовувалися на родовищі за останні роки
З початку розробки на родовищі при комплексному впливі застосовувалися такі технології: додаткової перфорації (ДП); ДП і глино - кислотних обробок (ДКО); кавітаційно - імплозівного впливу (КИВ); гідропіскоструминної перфорації (ГПП); соляно-кислотні обробки (СКО); імпульсне дренування струминним насосом (УОС); термо -газохіміческое вплив пороховим генератором тиску (ПГД); ацетоно - кислотна обробка (АКО), метод глибоких депресій, що дозволяє знизити рівень на 1200 - 1500 м (МГД); закачування пінної системи для відхилення фільтраційних потоків (ПС); закачування ПДС та ін [2].
Ефективність застосування методів впливу на пласт, що застосовувалися в останні роки показані на малюнку 3.3.
Застосування полімерно-дисперсної системи, що складається з поліакриламіду (ПАА) і глинистої суспензії (ГС) з стабілізуючими добавками, грунтується на підвищенні ф...
