проведення ГРП на цих свердловинах, становить 858 тис. Т або 16,8 тис. Т на одну свердловину. Порівняння основних показників до і після проведення гідророзриву, наведені в таблиці 3.2.10., А розподіл свердловин по дебитам нафти і обводнення - в таблиці 3.2.11., Де в знаменнику показано розподіл свердловин після гідророзриву.
Таблиця 3.2.10. Ефективність проведення ГРП
Параметри до ГРППараметри після ГРПНакоп- ленна видобуток нафти, т.т.Накоп ленна видобуток жид-ти, т.т.Дебіт нафти, т/сутДебіт жид-ти, т/сутОб- вод- нен- ність,% накоп- ленна видобуток нафти, т.т.Накоп- ленна видобуток жид-ти, т.т.Дебіт нафти, т/сутДебіт жид-ти, т/сутОб- вод- нення,% 1543159023,424 , 13,02401480844,488,950,1
Таблиця 3.2.11. Розподіл свердловин по дебитам нафти і обводнення
Дебіт нафти, т/сутОбводненность, lt; 1010-3030-5050-7070-9090-95 gt; 95 Разом lt; 1017/3/4/31/42/22/2 29/11 10-5020/141/161/5-/3-/4-/1 22/33 150-100-/5/2 -/7 Ітого37/194/81/54/61/82/32/251/51
Таким чином, узагальнюючи результати виконаного аналізу можна зробити наступні висновки:
· У результаті проведення робіт з гідророзриву відзначається істотне збільшення дебітів рідини і як наслідок зрослі дебіти по нафті. Протягом останніх 5 років роботи свердловин після проведення робіт по ГРП, фактичні дебіти вище базових.
· У 2011 році додатковий видобуток тільки по 11 свердловинах, за якими був проведений ГРП становить 60,7 тис. т, а загальний ефект від усіх 86 свердловин, які зазнали гідророзриву, на 1.08.2011 р оцінюється в 1230000. т. або 8,1% від всієї накопиченої видобутку на об'єкті.
· Кращі показники експлуатації після ГРП отримані на свердловинах, розташованих в чисто нафтової зоні. Приріст дебіту нафти на свердловину в цій групі склав 25,6 т/добу.
· З негативних факторів необхідно відзначити суттєве зростання обводнення, який можна пояснити поганою якістю цементажа при будівництві свердловин, наявністю заколонних перетоків і, можливо, вихідними невірними даними при розрахунках програми по ГРП.
Крім проведення гідророзриву пласта на родовищі активно застосовуються й інші геолого-технічні заходи (ГТМ), такі як: переклад на механізований спосіб експлуатації (ПМД), оптимізація свердловинного обладнання, додаткова перфорація, обробка привибійної зони пласта ( ОПЗ) та ін., які приносять найбільший ефект у плані нарощування видобутку нафти по підприємству. По об'єкту ЮВ 1 за рахунок проведення ГТМ в 2011 році додатково видобуто 157,1 тис. Т. Нафти. У таблиці 3.2.1. дані по ефективності геолого-технічних заходів з розбивкою за видами робіт.
Таблиця 3.2.12. Ефективність ГТМ в 2011 році
ПоказателіВвод з буреніяОптімізаціяПМДГРПДополн. перфорація Всього Кількість свердловин, шт.6173114 41 Приріст дебіту нафти, т/сут160,518,348,358,39,1 294 , 5 Приріст дебіту рідини, т/сут219,767,3157,879,951,6 576,3 Доп. видобуток, т.т.44,331,319,760,71,1 157,1
Як видно з таблиці за рахунок введення нових проектних свердловин і проведення гідророзриву пласта видобуто 66,8% всієї додаткового видобутку від проведення ГТМ, що ще раз підтверджує ефективність даних заходів.
Аналізуючи загалом роботу видобувних свердловин, слід зазначити, що практично більше третини, від значаться на об'єкті свердловин, характеризуються високою накопиченої видобутком нафти. Розподіл видобувного фонду свердловин (разом з спільними) на 1.08.2011 р за накопиченою видобутку нафти та рідини наведено на рисунках 3.2.12 і 3.2.13. (тут виключені 6 свердловин, за якими видобуток не велася).
З малюнка 3.2.1.16 видно, що більше 100 тис. т накопиченої видобутку наголошується в 35 свердловинах (28,7% фонду). Загальна накопичена видобуток нафти цими свердловинах склала трохи більше третини від накопиченої видобутку по об'єкту і знаходиться на рівні 4 957,2 тис. Т або 141,6 тис. Т на свердловину.
Решта фонд свердловин за накопиченою видобутку нафти розподілився наступним чином: від 50 до 100 тис. т - 31 свердловина (25,4% фонду) з накопиченою здобиччю 2 408,1 тис. т або 77,7 тис. т на свердловину; від 10 до 50 тис. т - 36 свердловин (29,5%) з накопиченою здобиччю 908,8 тис. т або 25,2 тис. т на одну свердловину і остання група свердловин з накопиченою здобиччю менше 10 тис. т включає в себе 20 свердловин (16,4%) за якими накопичена видобуток склав всього 80,8 тис. т або по 4,0 тис. т на свердловину.
Найбільш високі накопичені відбори нафти характер...
