2.7.4. Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения грп с утвержденным вариантом

В таблице 24 приведены текущие показатели работы скважин и расчетные данные по этим скважинам после стимуляции гидроразрывом пласта, которые характеризуют максимальные возможности их производительности.

Таблица 24

Текущие показатели работы скважин в сравнении с расчетными данными

№ скв	До ГРП			После ГРП			Прирост
	QЖ м3/сут	QН т/сут	%	QЖ м3/сут	QН т/сут	%	QН т/сут
1537	12,3	6,0	52	77,3	38,7	50	32,7
520	6,1	2,2	66	74,9	33,7	50	31,5
1305	12,1	10,3	14	73,8	33,2	50	22,9
1450	11,4	3,2	64	73,2	32,9	50	29,7

Таблица 25

Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения ГРП с утвержденным вариантом технологической схемы

№ скв	Базовый вариант		Проектный вариант		Продол эффекта	Накопленная добыча нефти по годам, т
	QЖ м3/сут	QН т/сут	QЖ м3/сут	QН т/сут		2009		2010		2011
					сут	Базов	Проек	Базов	Проек	Базов	Проек
1537	14,4	6,9	77,3	38,7	1095	2519	8176	2015	6540	1813	5232
520	26,4	9,0	74,9	33,7	1095	3285	7095	2628	5676	2365	4540
1305	24,3	20,9	73,8	33,2	1095	5099	6979	3569	5583	2855	4466
1450	19,4	7,0	73,2	32,9	1095	2555	6916	2044	5532	1840	4426
Итого						13458	29166	10256	23331	8873	18664
Накопленная добыча нефти за три года						Базовая			32587
						Проектная			71161

В целом по текущему состоянию разработки визейского объекта можно сделать следующие выводы:

Разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются проектные показатели. Накопленная добыча нефти на 1.01.2008 г. составила 5786,7 тыс.т , что на 9 тыс.т. превышает уточненный показатель в документе /3/. За истекший 2007 год добыто нефти 149,3 тыс.т, что выше расчетного уровня /3/ на 1,5 %. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23,9% от проектного фонда. Отбор от НИЗ составил 60,7%.

В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,257.

Несмотря на то, что в целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением. К тому же выработка запасов по площади идет не равномерно, наблюдаются пятна с достаточно высокой плотностью плохо вырабатываемых запасов в межскважинных зонах.

Анализ работы действующего фонда скважин показывает большинство добывающих скважин (81,9%) работает с дебитами по нефти менее 5 т/сут, что связано с невысокой продуктивностью залежи. Это подтверждается и распределением скважин по дебитам жидкости (44,2% фонда работает с дебитами жидкости менее 10 т/сут). Все скважины добывающего фонда обводнены, 45(36.9%) скважин работают с обводненностью выше 90%.

До 2000 г. несмотря на благоприятное протекание процесса вытеснения в условиях обычного заводнения, добыча нефти из залежи имела тенденцию падения. При дальнейшей эксплуатации месторождения, для вовлечения в разработку слабодренируемых участков залежи, потребовалось проведение геолого-технических мероприятий. Рост добычи в последующие годы получен в результате проведения ГТМ.

По проведенному обзорному анализу скважин стимулированных технологией гидравлического разрыва пласта можно сделать следующие выводы, что метод ГРП в целом имеет хорошие технологические показатели по приростам нефти на скважинах после его применения.