тична додатковий видобуток нафти за рахунок 4 операцій на видобувному фонді склала 20,1 тис.т, що відповідає проектному рівню - 22,3 тис.т. Без урахування свердловини з буріння №214 фактичний показник істотно нижчий проектного - 4,62 тис.т.
На ачимовской групі пластів у середньому дебіт рідини після ГРП досяг 40,8 т/добу, дебіт нафти 12,4 т/добу (без урахування свердловини №414 з показниками 160,3 т/добу по рідині і 6,9 т/добу по нафти). На пласті ЮС1 середні дебіти рідини і нафти склали 14,6 і 6,2 т/добу відповідно.
За геолого-фізичними характеристиками пласти ачимовской товщі в районі свердловин з ГРП характеризуються низькими значеннями коефіцієнтів проникності (0,9-3,3 мД). Нефтенасищенная товщина пласта в інтервалі ГРП становить 6,0-9,8 м.
За всіх свердловинах на пластах ачимовской товщі спостерігається збільшення обводнення після ГРП. У таких умовах рекомендується виконати дослідно-промислові роботи по застосуванню спеціальних добавок до рідин розриву (використовувати модифікатори фазових проницаемостей, дія яких спрямована на зниження фазової проникності води).
Перфораційні методи
Всього за період 2011-2013 рр. було проведено 7 ПВР (таблиця 15). Всі заходи були проведені на об'єкті Ач31.
У 2011 р була проведена одна скважино-операція (вкв. №215). Дебіт нафти до проведення ГТМ становив 14,5 т/добу, рідини - 15 т/добу. Дебіт нафти після ГТМ склав 18,9 т/добу, рідини - 22,7 т/добу. Таким чином, приріст дебіту нафти склав 4,4 т/добу, рідини - 7,7 т/добу.
У 2012 р було проведено 3 скважино-операції. Середній дебіт нафти до ГТМ становив 7,6 т/добу, рідини - 8,6 т/добу. Середній дебіт нафти після ГТМ склав 9 т/добу., Рідини - 10,1 т/добу. Таким чином, приріст дебіту нафти склав 1,4 т/добу, рідини - 1,5 т/добу.
У 2013 р так само було проведено 3 заходи. Позитивний ефект отриманий тільки по одній свердловині - №108. Дебіт нафти збільшився з 8,9 до 13,6 т/добу, по рідини з 9,6 до 14,2 т/добу.
Таким чином, за аналізований період (2011-2012 рр.) додатковий видобуток нафти від проведення прострілочно-вибухових робіт на 7 свердловинах склала 1560 т.
Обробка привибійної зони (ОПЗ)
За аналізований період було проведено 5 ОПЗ (таблиця 15), з них 1 - в 2012 р і 4 - в 2013 р.
У 2012 р проведено один захід на об'єкті ЮС1 (вкв. №317І). Після ГТМ дебіт нафти склав 1.4 т/добу., Рідини 1.8 т/добу. Додаткова видобуток нафти склав 120 тонн.
У 2013 р захід було проведено на чотирьох свердловинах об'єкта Ач31. Після проведення заходу в середньому дебіт нафти на одну свердловину склав 9,1 т/добу., Рідини - 14,9 т/добу. Додаткова видобуток нафти склав 1,8 тис.т.
Оптимізація режимів роботи свердловин.
За період 2011-2012 рр. проведено 11 свердловин-операцій (таблиця 15).
У 2011 році було проведено 1 захід на свердловині №414 (об'єкт Ач31). Середній дебіт нафти після ГТМ склав 9,5 т/добу., Рідини - 184,5 т/добу. Додаткова видобуток нафти склав 262 тонни.
У 2012 році було проведено 5 заходів: 2 - на об'єкті ЮС1 (вкв. №№318Г, 316Г) і 3 заходи на об'єкті Ач31 (вкв. №№103Г, 109г і 214).
Середній дебіт нафти на об'єкті ЮС1 після проведення ГТМ склав 12,7 т/добу., рідини - 46,2 т/добу. Додатковий видобуток нафти на об'єкті ЮС1 склала 574 тонни.
Середній дебіт нафти на об'єкті Ач31 після проведення ГТМ склав 75,2 т/добу., рідини - 89,7 т/добу. Додатковий видобуток нафти на об'єкті Ач31составіла 14.1 тис. Т.
У 2013 р проведено 5 заходів, з них один захід було проведено на об'єкті ЮС1 (вкв. №318Г), 4 на об'єкті Ач31 (вкв. №№ 107, 231, 101г, 109г).
Середній дебіт нафти на об'єкті ЮС1 склав 22,3 т/добу., рідини - 122,8 т/добу. Додатковий видобуток нафти від ГТМ - 564 тонни.
Середній дебіт нафти на об'єкті Ач31 склав 35,4 т/добу., рідини - 50,7 т/добу. Додатковий видобуток нафти на об'єкті Ач31 - 842 тонни.
Порівняння проектних і фактичних показників ГТМ
Проектними документами по родовищу за аналізований період було заплановано проведення 65 геолого-технічних заходів із загальною ефективністю 122.6 тис. т, планована питома ефективність - 1 886 тонн на скважино-операцію. Фактично було виконано 34 свердловин-операції із загальною ефективністю 98.3 тис.т і питомої ефективністю 2892 тонни на скважино-операцію.
Буріння горизонтальних свердловин було передбачено рішеннями протоколу ТО ЦКР по ХМАО №675 від 16.06.2005 р, але без жорсткої прив'язки по роках. У 2011 р за фактом пробур...
