Решті фонд свердловин за накопиченою видобутку нафти розподілився наступним чином: від 10 до 30 тис. Т - 27 свердловин (33,3% фонду), з накопиченою здобиччю 512,5 тис. Т або 18,9 тис. Т. На свердловину; менше 10 тис. т - 42 свердловини (51,9% фонду) з накопиченою здобиччю 145,6 тис. т або 3,5 тис. т на свердловину.
Що стосується розподілу свердловин за накопиченою видобутку рідини, то тут 19 свердловин з видобутком понад 30 тис. т відібрали більше половини всієї рідини на об'єкті - 792,4 тис. т (51%) або по 41, 7 тис. т на свердловину. Розподіл свердловин по накопиченої видобутку рідини на дату аналізу приведено на малюнку 3.2.2.7.
Пласти ачимовской товщі розробляються з 1999 р Освоєння системи впливу почалося тільки в другій половині 2008 р з введенням під закачування свердловини №3001 в північній частині родовища. Накопичена закачування за 2010 р склала 88,1 тис. М 3 при середньодобовій прийомистості 454 м 3 на добу і поточної компенсації 11% (при проектній - 78%). За 2011 р в роботу вводиться ще 7 свердловин з середньою приемистостью 254 м 3 на добу. Накопичена видобуток нафти на цю дату - 1210,9 тис. Т, рідини - 1552,4 тис. Т. Співвідношення нагнітальних свердловин до видобувних в цілому з експлуатаційного фонду (разом з спільними) - 1: 10, а за чинним - 1: 8 ; прийомистість на одну свердловину в 2,5 рази вище, ніж передбачено останнім проектним документом, а накопичена компенсація - в 7 разів нижче. Станом на 2011 р експлуатаційний нагнітальний фонд по звітності підприємства становить 8 одиниць, і всі знаходяться в чинному фонді.
Динаміка пластового тиску простежується по картах ізобар, представленим нафтовидобувним підприємством за останні чотири роки. Середнє пластовий тиск знижений проти первісного майже на 10% і становить на 2011 р 21,3 МПа.
Що стосується забійного тиску по видобувним свердловинах, то намітилася тривожна тенденція до його постійного зменшення. За наявними даними за 2010 рік було заміряні майже 100% свердловин діючого фонду. Середнє забійні тиск склало 10,7 МПа, що на 47% нижче тиску насичення, а за 2011 р воно ще знизилося майже на 10%. Інтервал зміни забійного тиску коливається від 5,1 до 16,9 МПа.
У результаті проведеного аналізу можна зробити наступні висновки:
· Зіставлення проектних і фактичних показників в області відборів нафти та рідини показало, що проектні рішення не виконуються. Причини цих відхилень носять як об'єктивний (не доказ прийнятої при проектуванні оцінки запасів нафти), так і суб'єктивний характер (відставання в проведенні бурових робіт, зниження ефективності використання видобувних і нагнітальних свердловин).
· Частка непрацюючого видобувного фонду становить 19,4% від експлуатаційного. Коефіцієнт використання видобувного фонду - 0,806. Запуск в роботу цих свердловин можливий за виконання комплексу геолого-технологічних заходів, що включають в себе роботи з ліквідації аварій, а також гідророзрив пласта і обробки привибійної зони.
· У результаті робіт з ГРП було проведено 72 свердловин-операції на 61 свердловині, що становить 87,7% від усього експлуатаційного нафтового фонду на 2011 р Накопичена видобуток від усіх свердловин, на яких був проведений гідророзрив , за винятком повітряних, становить 760,3 тис. т. Додаткову видобуток нафти коректно порахувати важко, з огляду на те, що за новими свердловинах немає базової видобутку до ГРП.
· За розбурених ділянці поклади система впливу знаходиться в початковій стадії реалізації. Співвідношення нагнітальних свердловин до видобувних за чинним фонду 1: 8, прийомистість вище в 2,5 рази, ніж передбачено останнім проектним документом, а накопичена компенсація нижче в 7 разів.
· Енергетичне стан об'єкта АчБВ 14-19 можна вважати задовільним, оскільки є великі зони зниженого пластового тиску, який можна пояснити відставанням введення нових нагнітальних свердловин. Крім того, намічається тривожна тенденція до постійного зменшення забійного тиску по видобувним свердловинах, що вкрай небажано через масового проведення гідророзриву пласта. Також як і по об'єкту ЮВ 1 відзначається недолік інформації по гідродинамічному і промислово-геофізичних контролю за процесом заводнення і пластовим тиском за період з початку розробки. Побудовані нафтовидобувним підприємством карти рівних тисків, викликають сумнів у їх коректності внаслідок крайньої нерівномірності замірів за площею.
Об'єкт ПК 6 . Початкові геологічні запаси по категорії С 1 + С 2 оцінюються в розмірі 2355 тис. т, що становить 0,63% від усіх запасів нафти по родовищу. Добуваються - 471 тис. Т або 0,5% від усіх видобутих запасів. Пласт ПК 6 експлуатується двома свердловинами з 2004 року.
