, як в похило-спрямованих, так і в горизонтальних, перед введенням на пласт проводився гідророзрив пласта. З 45 горизонтальних свердловин в 31 при освоєнні реалізований мультістадійний ГРП.
Для порівняння в таблицях 2.6 - 7 наведено динаміку середньорічних дебітів нових свердловин з горизонтальним і похило-спрямованим закінченням стовбура. Велика частина горизонтальних свердловин (21 од.) Була пробурена в 2013 р (в т.ч. 20 - з МГРП), 17 од.- В 2012 р (в т.ч. 11 - з МГРП), 7 од.- В 2010 р.
Таблиця 2.6 - Динаміка дебітів пробурених похило-спрямованих свердловин
ДатаКол-во нових доб. скв.Дебіт нафти, т/сутУд. Qн нак., Тис. Т/скв.20102011201220132010232,763,081,067,75,120124- - 30,423,64,820132-- - 26,73,0Всего832,763,048,931,720,2
З 9 свердловин похило-спрямованого профілю 7 пробурені в зонах переважного поширення колекторів масивної текстури, інші 2 - в змішаному колекторі. Серед свердловин з горизонтальним профілем 30% свердловин пробурені в зоні змішаного колектора, решта - в зоні колекторів масивної текстури.
Таблиця 2.7 - Динаміка дебітів пробурених горизонтальних свердловин
ДатаКол-во нових доб. скв.Дебіт нафти, т/сутУд. Qн нак., Тис. т/скв.20102011201220132010735,628,815,414,22,720111740,138,84,620132137,55,7Всего4535,628,826,132,812,5
Перевага в показниках похило-спрямованих свердловин, пробурених в 2010 р, пов'язано з введенням в експлуатацію високодебітною свердловини 19554, розріз якої представлений масивним колектором, початковий дебіт нафти склав 99,7 т/добу і станом на 1.01.2014 р свердловина відібрала 96 тис. т. При зіставленні показників свердловин, пробурених в 2012 - 2013 рр., відзначається перевага по дебіт нафти горизонтальних свердловин, що пов'язано зі збільшенням у структурі обсягів буріння свердловин з МГРП (Мал. 2.13).
Малюнок 2.13 - Динаміка дебітів свердловин, пробурених в 2009 - 2 013 рр.
Кущі 2019 і 2041 реалізовані в 2012 році в неразбуренной зоні в південно-східній частині поклади, у зоні переважного поширення колекторів масивної текстури. При цьому кущ 2019 Свердловини куща 2015В пробурені в 2013 р в зоні змішаного колектора і є ущільнювальними. Всі 5 похило-спрямованих свердловин введені з ГРП, з 16 свердловин з горизонтальним закінченням стовбура в 13 проведений мультістадійний ГРП.
. 3 Аналіз виконання проектних рішень об'єкта АВ11-2 Самотлорского родовища
З початку розробки по об'єкту відібрано 28555,3 тис. т нафти, що нижче проектного значення на 31,8 тис. т (проект - 28587,1 тис. т).
Накопичена видобуток рідини становить 93747,5 тис. т, що вище проектної на 71,9 тис. т (за проектом - 93675,6 тис. т). Накопичена закачування з початку розробки становила 59663,4 тис.м3 (за проектом 59611,4 тис.м3), що вище проектного рівня на 52 тис. М3.
У 2011 р по об'єкту АВ1 відібрано 2952,3 тис. т нафти (за проектом - 2984,1 тис. т), що менше проектного рівня на 31,8 тис. т (- 1, 01%). Видобуток рідини склала 14394,2 тис. Т (за проектом - 14322,2 тис. Т), що вище проектного рівня на 72 тис. Т. Фактична обводненість - 79,5% при проектній 76,9%.
Експлуатаційний видобувний фонд нижче запланованого значення на п'ять свердловин. Величина чинного видобувного фонду (971 свердловин) також нижче проектного показника на 24 одиниці (- 1,02%). Експлуатаційний фонд нагнітальних свердловин складає 370 одиниць і перевищує проектний показат?? ль на 6 свердловин. Фактичний діючий нагнітальний фонд більше проектного на 7 свердловин і складає 366 свердловину.
Середній дебіт рідини в 2013 р близький до проектного і склав 43,9 т/добу (проект - 44,3 т/добу). Середній дебіт нафти склав 9,0 т/добу, що нижче проекту на 0,2 т/добу (9,2 т/добу по проекту), що пов'язано з більш високою обводненість продукції.
Прийомистість діючих нагнітальних свердловин по об'єкту в 2011 р нижче проектної і склала 116,9 м3/добу при проекті 120,6 м3/добу. Закачування води в 2011 р перевищує проектний показник (факт - 13894,3 тис. М3, проект - 13768,4 тис. М3) за рахунок більш високого діючого фонду, поточна компенсація при цьому практично дорівнює проектної (факт - 96,5%, проект - 96,1%).
Рівень фактичного обводнення видобутої продукції вище проектного значення - 79,5% при проекті 76,9%, при цьому саме значення середньорічної обводнення є високим для об'єкта, що характеризується початковою стадією освоєння (відбір від НИЗ - 17, 4%). Причини цього полягають, з одного боку, в недонасищенності колектора нафтою і наявності рихлосвязанной води, з іншого боку, в проникненні тріщин в нижележащие заводнення інтервали пласта АВ13 при проведенні ГРП. ...
