ні, в основному, для свердловин, розташованих у центральних стягуючих рядах. Переважна більшість свердловин, з накопиченою здобиччю більше 100 тис. Т знаходиться саме в цій зоні.
Що стосується розподілу свердловин за накопиченою видобутку рідини, то тут 60 свердловин з видобутком понад 100 тис. т відібрали майже половину всієї рідини, видобутої на об'єкті - 10 718,4 тис. т (45,7% ) або по 178,6 тис. т на свердловину.
Об'єкт ЮВ 1 розробляється з 1990 року. Запроектована трехрядная блоковая система з приконтурної заводнением. У процесі розробки система впливу розвивалася поетапно. Освоєння почалося з 1992 року введенням під закачування семи свердловин, що знаходяться на лініях разрезаюшіх рядів на півночі і в центрі родовища. За перші п'ять років, в період 1992-1996 рр., Було введено під закачування 28 свердловин. Накопичена видобуток нафти на цю дату склала 4979,6 тис. Т, видобуток рідини - 5210 тис. Т, закачування - 11392 тис. М 3. Співвідношення нагнітальних свердловин до видобувних - 1: 4,6. Середня прийомистість на свердловину - 375 м 3/добу.
У період 1997-2011 р під закачування вводиться ще 58 свердловин, причому 23 свердловини були пущені в роботу за останні 7 місяців поточного року. Накопичена видобуток нафти на дату аналізу становить 15218,9 тис. Т, рідини - 23453,6 тис. Т, закачування - 40952,7 тис. М 3. Накопичена компенсація відборів рідини 116,1%. Співвідношення нагнітальних свердловин до видобувних в цілому з експлуатаційного фонду - 1: 1,9, а за чинним - 1: 1,8.
Всього в історії розробки об'єкта ЮВ 1 в нагнітальному фонді налічувалося 87 свердловин, за якими проводилася закачування робочого агента, співвідношення експлуатаційного фонду нагнітальних і видобувних свердловин коливалося від 7,8 на початку формування системи впливу, до 1, 9 на дату аналізу, і в середньому становить 4,5. Прийомистість на одну свердловину майже в 2 рази перевищує проектну. Станом на 1.08.2011 р експлуатаційний нагнітальний фонд по звітності підприємства становить 63 одиниці, в т.ч. діючий - 51. Динаміка використання нагнітального фонду представлена ??в таблиці 3.2.14.
Таблиця 3.2.14. Порівняння основних показників системи впливу
ПоказателіЕд.ізм.Проект +2010 гФакт +2010 гФакт 2011 гДействующій фонд нагнітальних скважінскв.864751Експлуатаціонний фонд нагнітальних скважінскв915763Действующій фонд видобувних скважінскв34210894Соотношеніе діючих нагнітальних і видобувних свердловин1: 3,91: 2,31: 1,8Об'ем закачаної води з початку разработкітис. м 3 373383750640952,7Компенсація поточна% 127130,4134,1накопленная% 113,6114,7116,1Пріемістостьм 3/сут188,4346,9367Коеффіціент використання нагнітальних скважінд. ед.0,950,820,81
Високі темпи видобутку вимагали інтенсивного освоєння системи впливу. Максимальний обсяг закачування по об'єкту був досягнутий в 2011 році і склав 5598,0 тис. М 3, у той час як рідини було відібрано трохи більше 3 млн. Т, середня прийомистість на свердловину - 347 м 3/добу. В цілому по поклади, точніше по розбурених ділянці, на дату аналізу система впливу реалізована на 75%, що дозволяє забезпечити високі рівні відбору. Практично завершено формування трьох розрізають рядів і покладено початок створенню приконтурного заводнення.
У результаті проведеного аналізу можна зробити наступні висновки:
· Відзначається висока ефективність буріння горизонтальних свердловин. Видобуток нафти за 2011 р склала 17% від усього видобутку на об'єкті, а середній дебіт нафти майже в чотири рази перевищує аналогічний показник свердловин без горизонтальної ділянки.
· Поточні рівні видобутку нафти практично відповідають проектним унаслідок вищих дебітів, але фактичний діючий фонд майже в 3 рази нижче проектного унаслідок низьких темпів розбурювання. Найбільш високі накопичені відбори нафти характерні, в основному, для свердловин, розташованих у центральних стягуючих рядах, що експлуатуються на високопродуктивних об'єктах розробки.
· Непрацюючий видобувний фонд складає 26,3% від експлуатаційного. Запуск в роботу цих свердловин можливий за виконання комплексу геолого-технологічних заходів, що включають в себе роботи з ліквідації аварій, ремонтно-ізоляційні роботи, а також гідророзрив пласта і обробки привибійної зони, що сприяють приросту дебіту.
· У результаті проведення робіт з ГРП відзначається істотне збільшення дебітів рідини і, відповідно, збільшення дебітів нафти. Загальний ефект від ГРП оцінюється в 8,1% від всієї накопиченої видобутку, але є негативні моменти, пов'язані зі зростанням обводнення і поганою якістю цементажа експлуатаційної колони.
· За розбурених ділянці поклади система впливу реалізована приблизно на 75%, що дозволяє забезпечит...
