лий Тигр містить нагнітальну свердловину 116 та експлуатаційні свердловини 104, 108, 503, 507, 509, 510. - Другий кластер свердловин у верхньому олігоцені - Білий Тигр: нагнітальна свердловина 1003, експлуатаційні свердловини: 1013, 1014, 1 016
- Для кластера свердловин нижнього олігоцену: 104, 108, 503, 507, 509, 510
Рис. 5.21 Середній щодобовий дебіт свердловини 104 по кожному місяцю
Фактичні дані видобутку на свердловині 104 показали, що після прокачування ФХМК, дебіт нафти підвищувався, вище прогнозного значення (лінія тренда 5.21). З моменту закачування ФХМК (20/4/2012), до квітня 2013, дебіт нафти свердловини 104 досягав до 2762 тонн, що більше прогнозного на 704,7 тонн. До цього моменту, ознака зменшення дебіту нафти до вихідного значення не був видний (перед закачуванням ФХМК).
Рис. 5.22. Середній щод. дебіт свердловини вкв. 108 по кожному місяцю
Для свердловини 108, середній дебіт нафти зріс з 10-12 т/добу до 12-16 т/добу. Результати показані на малюнку 5.22, Ефект закачування ФХМК почався на третьому місяці після прокачування. Через 9 місяців після прокачування сумарний дебіт нафти зі свердловини 108 досяг 3619 тонн, зростання нафтовіддачі в порівнянні з теоретичним значенням склав +1138 тонн.
Рис. 5.23 Середній щодобовий дебіт свердловини 503 по кожному місяцю
На відміну від двох свердловин, дебіт нафти свердловини 503 збільшився тільки протягом 3 перших місяців після прокачування ФХМК. Протягом наступних 3 місяців, дебіт нафти повернувся на рівень передує закачування, (до січня 2013). Дебіт нафти знову виріс протягом останніх 3 місяців. В основному, дебіт нафти не сильно змінився і тримається в проміжку 10-20 тонн/добу.
Рис. 5.24. Середній щодобовий дебіт свердловини вкв. 507 по кожному місяцю
За свердловині 507 (рис. 5:24), перед закачуванням ФХМК, динаміка дебіту нафти була не стабільна. Після прокачування ФХМК, дебіт нафти значно не змінився в порівнянні зі значенням попередніх місяців. Дебіт нафти склав близько 10-15 т/добу. Видобуток нафти збільшилася на 673 тонн порівняно з теоретичними розрахунком.
У разі свердловини 509 (рис. 5.25) дебіт нафти практично не змінився в порівнянні з попередніми місяцями (у діапазоні 10-12 т/добу), проте був значно вище в порівнянні з прогнозом. Зміна дебіту нафти після прокачування ФХМК відбувається у відповідності зі ступеневою функцією. Спочатку дебіт нафти буде збільшуватися, а потім зменшуватися і прагнути до прогнозних значень.
Рис. 5.25 Середній щодобовий дебіт нафти вкв. 509 по кожному місяцю
Розглянемо випадок свердловини 510, крива динаміки (рис. 5.26) показує, що дебіт нафти залишається дуже стабільним після прокачування ФХМК. Дебіт нафти в діапазоні 30-40 тонн/добу. Протягом 9 місяців простежувалися відмінності від теоретичного значення. Сума дебітів нафти під час дослідження була 9598 тонн, а кількість збільшення видобутку нафти в порівнянні з теоретичними розрахунками склало тисячі шістсот сімдесят сім тонн. Можна побачити, що вплив ФХМК підвищило ефективність на це кількість витягнутою нафти.
Рис. 5.26 Середній щоденний дебіт нафти вкв. 510 по кожному місяцю
- Для кластер свердловин у верхньому олігоцені: свердловини 1013, 1014, 1 016
Рис. 5.27 Середній щоденний дебіт нафти вкв. 1013 по кожному місяцю
Для свердловини 1013 (рис. 5:27), динаміка дебіту нафти після прокачування ФХМК також підпорядковувалася теоретичним розрахункам. Дебіт нафти свердловини 1013 був вище, ніж у попередні місяці і залишився на такому рівні в подальшому.
Рис. 5.28 Середній щоденний дебіт нафти вкв. +1014 По кожному місяцю
На підставі опису (рис. 5. 28), видно, що в свердловині 1014, після прокачування ФХМК, дебіт нафти трохи збільшився і залишився стабільним протягом 5 місяців, а потім повернувся в початковий стан (дані видобутку збігаються з лінією тренда зменшення).
Рис. 5.29 Динаміка середовищ. щоденного дебіту скв.1016 по кожному місяцю
Для свердловини 1016, динаміка дебіту нафти нижче розрахункової (рис. 5.29). Це доводить, що ФХМК майже не впливає на дебіт свердловини, ймовірно через слабке з'єднання між нагнітальними свердловинами і експлуатаційними свердловинами. Результати обводненности свердловин також внесли внесок у цю гіпотезу.
Сумарні результати підвищення вилучення нафти при випробуванні ФХМК будуть показані на наступному рис. 5.30
