Необхідно відзначити, що з числа непрацюючих свердловин з обводненість більше 90%, виявлено 7 свердловин (46%), де за даними АКЦ відзначається погана якість цементування експлуатаційної колони. Загальна ж кількість свердловин з поганою якістю цементування становить близько 35% від усього видобувного і нагнітального фонду. У таблиці 3.2.8. наводяться дані щодо розподілу свердловин непрацюючого фонду за накопиченою добичe нафти, з якої видно, що лише чотири свердловини відібрали понад 100 тис. т нафти.
Таблиця 3.2.8. Розподіл свердловин непрацюючого фонду об'єкта ЮВ 1 за накопиченою видобутку нафти
Накопичена видобуток нафти, т.т. lt; 11-55-1010-2020-4040-6060-8080-100 gt; 100ІтогоКолічество скважін4261176431
У процесі розробки був проведений певний обсяг заходів щодо залученню і поверненню на об'єкт ЮВ 1 свердловин, що працюють з інших горизонтів. За весь період розробки поворотний і долучений фонд склав 9 видобувних свердловин. З них одна свердловина (№526) у процесі експлуатації була знову переведена на ачимовской горизонт. Сумарний обсяг накопиченої видобутку нафти на дату аналізу за цими свердловинах (по горизонту ЮВ 1) становить 163,6 тис. Т (1,1% від загальної накопиченої видобутку по об'єкту) або по 18,2 тис. Т на одну свердловину. Крім того, до прилучення ЮВ 1, на трьох свердловинах (619, 620, 700) був проведений гідророзрив пласта. Динаміка і результати експлуатації за залученим і поворотним свердловинах по об'єкту ЮВ 1 наведені в таблиці 3.2.9.
Таблиця 3.2.9. Результати експлуатації долучених і зворотних свердловин
Дата повернення і пріобщеніяКол-во долучитися. і зворотних свердловин в годКол-во долучитися. і зворотних свердловин всегоНакопленная видобуток нафти, тис. тНакопленная видобуток рідини, тис. тОбводнённость,% накопичені. видобуток нафти на 1 вкв. тис. т2005113,13,22,93,12006239,013,734,33,020072536,842,914,27,42008534,436,14,76,72009523,442,745,24,720103830,168,556,13,820111926,860,355,63,0 Всего9163,6267,438,818,2
Широкомасштабне застосування ГРП на об'єкті почалося в 2000 році. На 1.08.2011 р було проведено 205 свердловин-операція на 86 свердловинах (66 перехідних і 20 нових, прийнятих з буріння та освоєння). Це становить 72,9% від усього експлуатаційного нафтового фонду на 1.08.2011 р Причому на 11 свердловинах гідророзрив був проведений двічі, а на двох (+3095 і 601) - тричі. За сім місяців поточного року проведено 11 операцій на свердловинах переходить фонду, з яких додатково видобуто 60,7 тис. Т нафти. Середньодобовий дебіт по рідини склав - 109,7 т/добу, по нафті - 44,9 т/добу, обводненість - 59,1.
Результати застосування ГРП на об'єкті в 2000-2011 роках дозволяють говорити, що технологія як і раніше є однією з найнадійніших при забезпеченні додаткового видобутку нафти однак є ряд негативних моментів, на яких необхідно зупинитися:
· Практично на всіх свердловинах, які зазнали гідророзриву, спостерігається значне зростання обводнення продукції. У результаті всі свердловини умовно можна розділити на «вдалі» і «невдалі». До першої групи належать свердловини, на яких після проведення ГРП обводненість продукції в перший рік експлуатації не перевищила 50%, а до другої - свердловини на яких спостерігається різке зростання обводнення в перші місяці до 60% і більше.
· Ні в одній свердловині були проведено дослідження з визначення працюючих інтервалів і джерела обводнення після гідророзриву, тому зробити висновок звідки надходить вода не представляється можливим. Головною причиною такого стану справ є сама технологія проведення операції по ГРП, коли в затрубному просторі залишається пакер, з яким надалі і експлуатується свердловина, або ж після припинення фонтанування відразу переводиться на механізований спосіб видобутку. Але, судячи за темпом зростання обводнених, з великою часткою ймовірності можна припустити наявність заколонних перетоків з нижележащих водоносних колекторів, і прориву води до вибоїв видобувних свердловин по новоствореним тріщинах.
Для того, щоб оцінити ефект від гідророзриву пласта, з аналізу були виключені свердловини, на яких були проведені повторні операції ГРП, свердловини, експлуатуючі спільно декілька об'єктів і нові свердловини, прийняті з буріння. Таким чином, була проаналізована 51 свердловина. Накопичена видобуток нафти до проведення гідророзриву по цих свердловинах в 1,6 рази нижче, ніж після ГРП, накопичена рідина - в 2,9 рази нижче. Відповідно, середній дебіт нафти та рідини після заходу виявився вищим в 1,9 і в 3,7 рази. І якщо умовно прийняти базову здобич, від якої вважався ефект, незмінною в часі, то додатковий видобуток нафти на дату аналізу від...
