09 г.) і №209У (2013 г.). На обох свердловинах було отримано приплив води і вони не були запущені в експлуатацію по об'єкту ГРП, свердловина №209У запущена на Ач31 (таблиця 17).
Таблиця 16
Динаміка проведення операцій ГРП по роках і по об'єктах за станом на 1.01.2013 р РАвенские родовище
Пласт20092010201120122013Ач311212 * ЮС1 1 ЮС21 ** 1 ** Примітка: * - свердловини освоєні в ППД; ** - Свердловини не запущені в експлуатацію по об'єкту ГРП
Таблиця 17
Фактична ефективність геолого-технічних заходів по об'єктах розробки і родовищу в цілому
Застосовувані МУН2011 г.2012 г.2013 г.Всего по месторожденіюАч31ЮС1Ач31ЮС1Ач31ЮС1ЮС2 1. Введення нових свердловин (вертикальних) кількість скв.-опер.7 3 квітня 14доп доб. нафти, тис.т34.2 12.7 6.7 53.6 2. Введення нових свердловин (горизонтальних) кількість скв.-опер.1 2 січня 4доп доб. нафти, тис.т37.4 28.6 3.6 69.63. ГРП кол-во скв.-опер.211 2 * 1 ** 7доп доб. нафти, тис.т8.20.560.148.94. Перфораційні методи кол-во скв.-опер.1 3 березня 7доп доб. нафти, тис.т0.9 0.3 0.4 1.65. ОПЗ кол-во скв.-опер. 14 5доп доб. нафти, тис.т 0.11.8 1.96. Оптимізація режимів роботи свердловин кол-во скв.-опер.1 324111доп доб. нафти, тис.т0.3 14.10.64.10.619.7 Примітка: * - свердловини освоєні в ППД; ** - Свердловина переведена на інший об'єкт
За всю історію за рахунок 5 обробок на родовищі з урахуванням перехідного ефекту додатково видобуто 20,3 тис.т нафти. З них: 19,7 тис. Т. На пластах ачимовской товщі (в тому числі в результаті ГРП на свердловині з буріння №214 - 15.5 тис. Т., На експлуатаційній свердловині №414 за рахунок форсування відборів жид-кістки при більше об'ємному ГРП- 3,8 тис.т) і 0.6 тис.т нафти на об'єкті ЮС1. У середньому по родовищу на одну скважино-операцію доводиться 4,1 тис.т/скв. або 1,2 тис.т/скв. без урахування свердловини №214.
У цілому за період 2012-2013 рр. фактична додатковий видобуток нафти за рахунок 4 операцій на видобувному фонді склала 20,1 тис.т, що відповідає про-ектних рівню - 22,3 тис.т. Без урахування свердловини з буріння №214 фактичний поки-затель істотно нижче проектного - 4,62 тис.т.
Об'єкт Ач31
На ачимовской товщі пластів обробки виконані на 4 видобувних свердловинах (№№212, 214, 231, 414) і 2 свердловини після ГРП при введенні з буріння освоєні в ППД (№№125, 132), по яким отримано приплив води. На свердловині №214 ГРП здійснений при освоєнні після буріння, решта 3 свердловини до ГРП знаходилися в чинному видобувному фонді.
Поклад пласта Ач31 є водоплавної, глинисті перемички, що відокремлюють нефтенасищенной пропластки від водонасичених, слабо витримані або відсутні. Розріз пласта сильно розчленований. Нефтенасищенной товщини пласта склали 6,0-9,8 м, коефіцієнт проникності низький - 0,9-3,3 мД.
Всі обробки на свердловинах виконані однієї сервісної компанією - ПетроАльянс raquo ;. Геолого-фізичні особливості пласта накладають обмеження на параметри технології ГРП. В цілому за трьома обробкам закачується маси проппанта склали 10,8-15,9 т, одна обробка на свердловині №414 є большеоб'емная (40 т). Використані максимальні концентрації проппанта невисокі - 612-769 кг/м 3, середні - 322-400 кг/м 3. Всі ГРП виконані з використанням рідини розриву на нафтовій основі. При 3 операціях застосовувався двокомпонентний розклинюючий агент 20/40 + 16/30, одна большеоб'емная обробка виконана з використанням Трехфракціонний проппанта 20/40 + 16/30 + 12/20.
У середньому по трьом свердловинах (№212, 214, 231) дебіт рідини і нафти до ГРП становив 4,1 і 3,6 т/добу (обводненість - 7,2%), після ГРП -40,8 і 12,4 т/добу відповідно (обводненість - 68,4%). На свердловині №414 в результаті обробки був отриманий в 4 рази бульшими приплив рідини (160,3 т/добу), при цьому дебіт нафти склав 6,9 т/добу, обводненість - 95,7%.
Сумарна додатковий видобуток нафти за рахунок обробок на пластах ачимовской товщі склала 19,7 тис.т, середня - 4,9 тис.т/скв. або без урахування свердловини №214-4,2 тис.т і 1.4 тис.т/скв. відповідно.
На свердловині №212 обробка виконана 14.10.2004 р в інтервалі пласта 2851,4-2863,6 м з нефтенасищенной товщиною 7,4 м при коефіцієнті проникності 0,9 мД. Обробка виконана із закачуванням в пласт 15,9 тонн проппанта допомогою рідини розриву на нафтовій основі з витратою 2,1 м 3/хв. Після проведення ГРП дебіт рідини в середньому за 3 місяці досяг 47.5 т/добу, нафти - 5,9 т/добу, обводненість збільшилася з 21,4% до 87,6%. Початковий приріст дебіту нафти склав 2,5 т/добу. Свердловиною додатково видобуто 0,2 тис.т нафти, час ефекту склало 4 місяці. У березні 2007 року свердловина переведена в п'єзометричний...
