бутку нафти
Більше половини всіх брали участь у нагнітанні свердловин (235 од. - 63%) характеризуються накопиченої закачуванням вище 100 тис. м3 на свердловину. Вони забезпечили 89% накопиченої закачування води по об'єкту. У числі нізкопроїзводітельних, 68 нагнітальних свердловин з накопиченою закачуванням менше 50 тис. М3 на свердловину.
З накопиченої закачуванням на свердловину в діапазоні від 50 до 100 тис. м3 експлуатувалися 70 свердловин нагнітального фонду (18,8% від загального числа), сумарна закачування цієї групи свердловин склала 8,6% накопиченої закачування води по об'єкту. Накопиченої закачуванням більше 500 тис. М3 на свердловину характеризується лише 1% нагнітального фонду (5 свердловин), при цьому сумарна закачування в них становить 8,4% накопиченої закачування води по об'єкту. Максимальної накопиченої закачуванням більше 2 млн. М3 води характеризується свердловина +7187, що експлуатується спільно з пластом АВ13.
Малюнок 2.11 - Розподіл свердловин по накопиченої закачуванні води
Буріння нових свердловин
За період 2010 - 2013 рр. в експлуатацію на об'єкт АВ11-2 з буріння були введені 53 видобувні свердловини, в т.ч. три з них пробурені на 2 пласта - АВ11-2 + АВ13. Показники експлуатації нових свердловин по роках представлені в таблиці 2.5 і на рисунку 2.12.
Таблиця 2.5 - Показники експлуатації свердловин, введених з буріння
ДатаКол-во нових доб. скв.Фактіческій режим за годДобича нафти, тис. тСуммарное кол-во нових доб. скв.Накопл. видобуток нафти, тис. туд. накопичений. видобуток нафти, тис. т/скв.qн, т/сутqж, т/сутобв-ть,% Річна добичаУд. рік. добича2010934,582,157,928,93,2928,93,220110 ---- - 9138,815,420122137,767,644,297,14,630304,710,220132336,897,362,2126,65,553724,413,7
Малюнок 2.12 - Показники експлуатації свердловин, пробурених в 2009 - 2013 рр.
На дату аналізу з 53 пробурених на об'єкт видобувних свердловин в чинному видобувному фонді перебувають 49 од., 3 свердловини переведені під нагнітання, свердловина 50758 переведена під закачування на пласт ЮВ1. Видобувні свердловини продовжують роботу на об'єкті з дебітом нафти від 4,4 т/добу (вкв. 19855) до 110,4 т/добу (вкв. 19957) і обводненностью від 15,2% (вкв. 19017) до 96,4% (вкв. 19877). Середній поточний дебіт нафти за діючими свердловинах - 31,7 т/добу, обводненість - 54,7%.
Дебіт нафти менше 5 т/добу відзначається по 2 свердловинах (19973 і 19855). Свердловина 19855 пробурена на пласти АВ11-2 + АВ13, характеризується відносно невисоким дебітом рідини (40 т/добу), дебіт нафти в сумі по 2 пластам становить 10 т/добу. У свердловині 19973, незважаючи на проведення 2 ГРП на горизонтальній ділянці стовбура, отриманий вельми низький дебіт рідини (19 т/добу), який протягом року знизився до 8 т/добу. Отриманий дебіт не є характерним для розрізу пласта, розкритого свердловиною (переважно МТ), що підтверджують вхідні дебіти рідини (60 - 100 т/добу) пробурених поруч свердловин.
Обводненість вище 90% спостерігається в 2 свердловинах (19680 і 19877), обидві свердловини розташовані в разбуренной зоні. По горизонтальній свердловині 19877, введеної з ГРП, отримана висока вхідна обводненість 96,5%, що, ймовірно, пов'язано з обводненням закачиваемой водою від свердловин 5651 і 11076, розташованих на відстані 450 м, накопичена закачування води по яких склала по 200 тис. М3. По свердловині 19860 вхідна обводненість склала 81,8%, проведена в свердловині оптимізація насосного обладнання сприяла її збільшення до 95,4% менше ніж за рік роботи.
Питома річний видобуток нафти на свердловину за перший рік роботи збільшується (з 3,2 тис. т/скв. в 2010 р до 5,5 тис. т/скв в 2013 р), що , в першу чергу, пов'язано з введенням нових технологій при освоєнні свердловин з буріння (многостадіний ГРП на свердловинах з горизонтальним закінченням стовбура).
Буріння свердловин здійснювалося як в разбуренной частини поклади з розміщенням ущільнюючого фонду, так і в крайовій неразбуренной частини на південному сході.
Всього за рахунок буріння нових свердловин в 2010 - 2013 рр. видобуто 724,4 тис. т нафти або 13,7 тис. т на свердловину. Середня обводненість за новими свердловинах варіює від 57,9% до 62,2%.
Основними причинами високої початкової обводнення є:
недонасищенность колектора нафтою і наявність в нефтенасищенних поровом обсязі рихлосвязанной пластової води,
проникнення тріщин в нижележащие заводнення інтервали пласта АВ13 при проведенні ГРП.
З 53 пробурених свердловин 45 мають горизонтальне закінчення стовбура. Практично у всіх свердловинах...
