ть 142 тис. т або 8,9 тис. т на одну свердловину. Порівняння основних показників до і після проведення гідророзриву, наведені в таблиці 3.2.2.10.
Таблиця 3.2.2.10. Ефективність проведення ГРП
Параметри до ГРППараметри після ГРПНакоп- ленна видобуток нафти, тис. т.Накоп- ленна видобуток жид-ти, тис. т.Дебіт нафти, т/сутДебіт жид-ти, т/сутОб- вод-нення,% накоп- ленна видобуток нафти, тис. т.Накоп- ленна видобуток жид-ти, тис. т.Дебіт нафти, т/сутДебіт жид-ти, т/сутОб- вод- нення,% 66,487,416,621,823, 9208,4272,630,640,223,5
Розподіл 16 свердловин по дебитам нафти і обводнення наведено в таблиці 3.2.2.11, де в знаменнику показано кількість свердловин після гідророзриву.
Таблиця 3.2.2.11 Розподіл свердловин по дебитам нафти і обводнення до і після ГРП
Дебіт нафти, т/сутОбводненность,% lt; 1010-3030-5050-7070-9090-95 gt; 95 Разом lt; 53/- 1/- 4/- 5-101/11/- 1/- 3/1 10-203/- 1/--/1 4/1 20-301/11/11/2 3/4 30-401/2 1/2 gt; 40-/41/4 1/8 Ітого9/83/ 51/2-/11/- 1/- 1/- 16/16
З таблиці можна бачити, що з дебітами нафти більш 40 т/добу. стала працювати майже половина всіх свердловин, тоді як до проведення гідророзриву таких свердловин практично не було.
Розподіл свердловин по накопиченої видобутку нафти з початку розробки до і після проведення гідророзриву можна бачити в таблиці 3.2.2.12.
Таблиця 3.2.2.12. Накопичена видобуток нафти до і після ГРП по перехідним свердловинах
Інтервал накопиченої видобутку нафти, тис. т.Колічество свердловин до ГРПКолічество свердловин після ГРП lt; 181-2122-515-104310-201720-301230-40140-501 Всего1616
Також був оцінений загальний ефект від гідророзриву пласта від усіх свердловин, за винятком тих, на яких ГРП був проведений двічі. Накопичена видобуток після ГРП по 56 перехідним і новим свердловинах становить 760,3 тис. Т або 13,6 тис. Т на свердловину. Додаткову видобуток нафти коректно порахувати важко через того, що за новими свердловинах немає базової видобутку по об'єктах ачимовской товщі до гідророзриву.
Розподіл всіх свердловин по дебитам і обводнення, на яких був проведений ГРП, за винятком повітряних, наводиться в таблиці 3.2.2.13.
Крім проведення гідророзриву по пластах ачимовской товщі, за рахунок різних ГТМ за 2011 рік додатково видобуто 186,0 тис. т. нафти. У таблиці 3.2.2.14 наводяться дані по ефективності геолого-технічних заходів з розбивкою за видами робіт.
Таблиця 3.2.2.13. Розподіл свердловин по дебитам нафти і обводнення після проведення ГРП
Дебіт нафти, т/сутОбводненность,% lt; 1010-3030-5050-7070-9090-95 gt; 95 Разом lt; +5132 6 5-1012 3 10-2012121 7 20-30133 7 30-4075 12 gt; 40129 21 Ітого22194243256
Таблиця 3.2.2.14. Ефективність ГТМ в 2011 році
ПоказателіВвод з буреніяОптімізаціяПМДГРП Всього Кількість свердловин, шт.41227 34 Приріст дебіту нафти, т/сут.43,00,23,640,8 87,6 Приріст дебіту рідини, т/сут.75,60,75,244 , 2 125,7 Доп. видобуток нафти, тис. т44,90,11,3139,7 186,0
Як видно з таблиці за рахунок введення нових проектних свердловин і проведення гідророзриву пласта видобуто 99,2% всієї додаткового видобутку від проведення ГТМ, що ще раз підтверджує ефективність даних заходів.
Аналізуючи загалом роботу видобувних свердловин, слід зазначити, що близько 15%, від беруть участь у видобутку на об'єкті видобувних свердловин, характеризуються високою накопиченої видобутком нафти від 30 до 60 тис. т, 42 свердловини мають накопичену видобуток менше 10 тис. т. і трохи більше третини - від 10 до 30 тис. т. Розподіл свердловин видобувного фонду на 2011 р за накопиченою видобутку нафти.
Більше 30 тис. т накопиченої видобутку наголошується в 12 свердловинах (14,8%). Загальна накопичена видобуток нафти цими свердловинах склала майже половину від всієї накопиченої видобутку по об'єкту і знаходиться на рівні 552,9 тис. Т або 46,1 тис. Т на свердловину, причому на 9 свердловинах з цієї групи був проведений гідророзрив пласта. ...
