Технико-экономический раздел. 
Гидроразрыв пласта

Характеристика фонда скважин

Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1.

В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели техсхемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.

В целом по месторождению утвержденный проектный — основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 75% относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто 147,287 тыс. т нефти, что составляет 63,6% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,27, обводненность продукции 86,2%, водонефтяной фактор 1,62, накопленная закачка компенсировала отбор на 93,1%.

Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн. т, темп отбора 3,1%) по месторождению достигнут в 1977;78 гг. (рис.1), затем месторождение вступило в третью стадию разработки.

На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ1−1-2 с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.

С начала разработки объекта отобрано 70 246,6 тыс. т или 46,4% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти (табл. 1), текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,2, обводненность продукции 83,8%. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается. Накопленная закачка компенсирует отбор жидкости на 125,8%, текущее пластовое давление в зоне отбора выше первоначального (17,0 МПа) на 0,4 МПа. Максимальный отбор нефти 3709 тыс. т (темп отбора 2,6%) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. При обводненности продукции 43,7%. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.

В действительности, материально-технических средств недостаточно даже для проведения плановых ремонтных работ, без серьезных направленных инвестиций в ближайшей перспективе не просматривается возможность реализации указанных проектных решений.

Поэтому недобор нефти ежегодно прогрессировал, отклонение от проекта в 1991 году составило 3,8%, в 1994 году — 7,4%. В последнее время ситуация изменилась, увеличение добычи нефти по пласту АВ1 в 1999 году по сравнению с 1996 годом составило 586 тыс. т (см. табл. 1). Значительную лепту в это вносят коэффициенты эксплуатации и использования скважин, последний по пласту АВ1 возрос по сравнению с 1996 годом (0,82) до 0,93 в 1999 году (см. табл. 1). На конец 1999 года количество бездействующих скважин снизилось по сравнению с 1996 годом на 48 штук.

Как следует из приведенной таблицы 1 в 2004 году основная часть действующего фонда скважин (около 54%) эксплуатируется с обводненностью 50−90% и около 10% фонда с обводненностью превышающей 90%. Средняя обводненность продукции в целом в 2004 году увеличилась по сравнению с 2001 годом на 0,9% за счет увеличения количества действующих скважин с обводненностью свыше 90%.

Рис1. Показатели разработки Советского месторождения. .

Таблица.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки объекта АВ1 Советского месторождения.