Геолого-физическая характеристика месторождения
.pdfСБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Всего с начала разработки в эксплуатации на этом объекте перебывало 32 скважины, из них 2 БГС, пробуренные из обводнившихся скважин визейского объекта. В связи с низкой продуктивностью большинство скважин после периода пробной эксплуатации были переведены на визейский объект. В целях получения дополнительной добычи нефти применяются вывод из бездействия и ОПЗ. На основании проведенного анализа текущего состояния разработки турнейского объекта можно сделать следующие выводы:
1)около 70 % выработанных запасов турнейского объекта приходится на небольшой купол Соколовского поднятия (скв. № 3752);
2)окончательный вывод об активности водонапорных систем сделать сложно ввиду небольшого количества специальных исследований и малого фонда скважин;
3)необходимо проведение периодических замеров пластового давления в добывающих скважинах, снятие КВД, проведение гидродинамических и специальных исследований, предусмотренных РД 153- 39.0-109-01;
4)рекомендуется увеличение плотности сетки скважин путем перевода
свизейского объекта и проведение многократных кислотных обработок скважин, кислотных и локальных ГРП;
5)эффективность бурения БГС оценить трудно, так как пробурено всего две скважины. В целом по Ельниковскому месторождению, при падающей базовой добыче нефти и отсутствии ввода новых скважин, отмечается поддержание уровня добычи нефти за счёт проведения ГТМ.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского
месторождения
Сопоставление фактических показателей с проектными уровнями за
2010-2015 гг. визейскому объектам разработки приведено в табл..
Визейский объект – объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная система заводнения. По состоянию на
1.01.2013 г. на визейском объекте числится 264 добывающие скважины (на
25 % меньше проектного показателя технологической схемы и на 3,6 %
меньше проектного показателя последнего авторского надзора), в
эксплуатации находится 222 скважин (на 33,6% и 13,9% меньше, чем по технологической схеме и авторскому надзору соответственно). Фактический фонд нагнетательных скважин составляет 197 скважин, что превышает проектный фонд технологической схемы на 8,2 % и соответствует фонду по авторскому надзору, однако действующий фонд нагнетательных скважин
(120 скважин) значительно меньше проектного (на 32,6% и 37,2%
соответственно). За 2014 год добыто 399,7 тыс. т нефти, что на 4,6%
превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию на
01.01.2015 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7
тыс. т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416.
Добыча нефти осуществляется более высокими темпами - за 2014 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2015г. находится на уровне проектной.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Таблица 7
Сравнение проектных и фактических показателей
разработки визейского объекта
|
|
2013 год |
|
2014 год |
|
2015 год |
|
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
|
|
|
||||||
|
|
ТС |
ТС |
ТС |
|||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча нефти всего, тыс. т |
|
447 |
382,4 |
424 |
369,1 |
402 |
383,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
20478 |
19775,3 |
20902 |
20144,5 |
21304 |
20527,9 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,301 |
0,29 |
0,307 |
0,295 |
0,313 |
0,301 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Темп отбора от начальных извлекаемых |
1,6 |
1,4 |
1,5 |
1,3 |
1,4 |
1,4 |
|
запасов, % |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отбор от НИЗ, % |
|
72,4 |
69,9 |
73,9 |
71,2 |
75,3 |
72,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обводненность среднегодовая |
|
88,2 |
80,9 |
88,8 |
81,9 |
89,3 |
82,4 |
по (массе), % |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча жидкости всего, |
|
3786 |
2003,6 |
3778 |
2043,5 |
3771 |
2176,6 |
тыс. т/год |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
71113 |
60298,3 |
74891 |
62341,7 |
78661 |
64518,3 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Закачка рабочего агента, тыс. м3 |
|
4329 |
2145.2 |
4313 |
2414 |
4298 |
2399 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компенсация отборов жидкости в пл. |
124 |
107,1 |
124 |
126,1 |
124 |
117,3 |
|
усл., % |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пластовое давление, МПа |
|
13,9 |
13,0 |
13,9 |
13,1 |
13,9 |
13,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
Газовый фактор, м /т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность сетки добывающих и нагнет-х |
15 |
17,4 |
15,2 |
17,3 |
15,3 |
17,5 |
|
скв. 104 м2/га |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднесуточный дебит одной добыв-х |
|
|
|
|
|
|
|
скважины, т/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по нефти, |
|
3,6 |
3,8 |
3,5 |
3,9 |
3,3 |
4,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по жидкости |
|
30,6 |
20 |
30,9 |
21,8 |
31,1 |
24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднесуточная приемистость нагнет-х |
66,9 |
42,7 |
67,6 |
54,8 |
68,3 |
58,8 |
|
скважины, м3/сут |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее давление на забоях |
добыв-х |
5-8 |
7,1 |
5-8 |
6,7 |
5-8 |
6,2 |
скважин, МПа |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Таблица 7 (продолжение)
|
|
2013 год |
|
2014 год |
|
2015 год |
|
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
|
|
|
||||||
|
|
ТС |
ТС |
ТС |
|||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча нефти всего, тыс. т |
|
382 |
399,7 |
362 |
452,7 |
342 |
431,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
21686 |
20927,7 |
22048 |
21380,4 |
22390 |
21811,7 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,319 |
0,308 |
0,324 |
0,314 |
0,328 |
0,321 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Темп отбора от начальных извлекаемых |
1,4 |
1,4 |
1,3 |
1,6 |
1,1 |
1,52 |
|
запасов, % |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отбор от НИЗ, % |
|
76,6 |
73,9 |
77,9 |
75,5 |
78,6 |
77,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обводненность среднегодовая |
|
89,9 |
83,2 |
90,3 |
82,8 |
90,8 |
84,6 |
по (массе), % |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча жидкости всего, |
|
3761 |
2381,0 |
3746 |
2637,2 |
3689 |
2805,2 |
тыс. т/год |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
82422 |
66898,7 |
86168 |
69535,9 |
88645 |
72341,1 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Закачка рабочего агента, тыс. м3 |
|
4281 |
2402,9 |
4259 |
2662,8 |
41432 |
2862,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компенсация отборов жидкости в пл. |
124 |
107,6 |
124 |
111,6 |
124 |
113,2 |
|
усл., % |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пластовое давление, МПа |
|
13,9 |
13,1 |
13,9 |
12,8 |
13,9 |
13,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
Газовый фактор, м /т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность сетки добывающих и нагнет-х |
15,6 |
18,0 |
15,7 |
18,5 |
15,9 |
18,7 |
|
скв. 104 м2/га |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднесуточный дебит одной добыв-х |
|
|
|
|
|
|
|
скважины, т/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по нефти, |
|
3,2 |
4,8 |
3 |
5,6 |
2,8 |
5,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по жидкости |
|
31,3 |
28,3 |
31,4 |
32,5 |
30,8 |
38,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднесуточная приемистость нагнет-х |
69 |
59,1 |
69,6 |
37,7 |
70,3 |
42,1 |
|
скважины, м3/сут |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее давление на забоях |
добыв-х |
5-8 |
5,9 |
5-8 |
5,8 |
5-8 |
6,1 |
скважин, МПа |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва
пласта для условий Ельниковского месторождения
ГРП – это одно из геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде, направленное на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на устранение притока воды в добывающие скважины. Исходя из этого, эффективность ГТМ оценивается по трём основным характеристикам:
1)прирост дебита нефти после мероприятия;
2)рост обводнённости продукции скважины после мероприятия;
3)длительность эффекта прироста дебита нефти после мероприятия.
С целью определения эффективности ГТМ, проведённых на Ельниковском месторождении за последние годы, выполнена статистическая обработка дебитов скважин по нефти и жидкости до и после мероприятий.
Наиболее востребованными ГТМ являются различные виды воздействия на ПЗП. В силу высокой расчленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по селективному воздействию на пласты с целью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками).
Для условий Ельниковского месторождения с высоковязкой нефтью и низкими коллекторскими свойствами метод ГРП наиболее применим. Мы опираемся также на опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Таблица 8
Эффективность ГТМ на добывающем фонде визейского объекта за
2010-2015 г.
Группи- |
|
Количест- |
Дебит |
|
Дебит |
|
Прирост |
|
ровка |
|
во |
нефти |
до |
жидкости |
дебита |
||
ГТМ |
|
операций |
ГТМ, т/сут |
до |
ГТМ, |
нефти за 3 |
||
|
Название ГТМ |
|
|
|
т/сут |
|
месяца, |
|
|
|
|
|
|
|
|
т/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод БГС |
12 |
0,6 |
|
5,4 |
|
4,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод из бездействия |
7 |
0,3 |
|
39,9 |
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод бокового пологого ствола |
1 |
- |
|
- |
|
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Исслед- |
Чистка забоя |
1 |
2,6 |
|
16,1 |
|
0,5 |
|
ования |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ГРП |
21 |
2,1 |
|
3,0 |
|
3,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ СБС |
2 |
5,3 |
|
31,7 |
|
3,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВПП ПАА |
1 |
0,4 |
|
15,0 |
|
2,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компрессирование |
8 |
0,8 |
|
8,2 |
|
2,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел + ПСКО |
1 |
0,8 |
|
1,5 |
|
1,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КСПЭО-2 |
1 |
1,1 |
|
2,3 |
|
1,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГКО в динамическом режиме |
1 |
1,1 |
|
1,6 |
|
1,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ РТ-1 |
18 |
4,0 |
|
17,4 |
|
1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел + УОС + ГКО |
4 |
0,3 |
|
2,4 |
|
1,6 |
|
ОПЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ растворителем |
14 |
2,9 |
|
29,0 |
|
1,4 |
||
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГКО |
1 |
4,3 |
|
10,7 |
|
1,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПГКО |
12 |
2,8 |
|
7,7 |
|
1,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дострел |
2 |
6,4 |
|
134,1 |
|
1,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПГКО + УОС |
7 |
2,3 |
|
27,8 |
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел |
10 |
0,6 |
|
2,3 |
|
1,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Растворитель + УОС |
19 |
2,4 |
|
16,1 |
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компрессирование + ГКО |
2 |
0,4 |
|
1,4 |
|
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СКО с щелочными металлами |
1 |
1,3 |
|
15,0 |
|
0,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Группи- |
Название ГТМ |
Количест- |
Дебит |
|
Дебит |
|
Прирост |
|
ровка |
во |
нефти |
до |
жидкости |
дебита |
|||
|
||||||||
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ГТМ |
|
операций |
ГТМ, т/сут |
до |
ГТМ, |
нефти за 3 |
|
|
|
|
|
т/сут |
|
месяца, |
|
|
|
|
|
|
|
т/сут |
|
|
Термобарохимическая обработка |
4 |
1,1 |
2,1 |
|
0,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИДВ |
3 |
1,7 |
2,6 |
|
0,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ |
Акустическо-химическое воздействие |
4 |
3,8 |
11,4 |
|
-0,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТГХВ в кислоте |
4 |
5,1 |
10,6 |
|
-0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Акустическое воздействие |
2 |
3,1 |
3,8 |
|
-1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перевод с ШГН на ЭЦН |
4 |
23,2 |
54,6 |
|
1,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение подвески насоса |
2 |
7,9 |
25,5 |
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оптимиз |
Увеличение диаметра ШГН |
23 |
4,8 |
15,6 |
|
1,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ация |
Увеличение диаметра ЭЦН |
11 |
13,1 |
44,5 |
|
0,9 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение параметров откачки |
123 |
6,0 |
17,8 |
|
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перевод с УЭДН на ШГН |
1 |
2,7 |
15,9 |
|
0,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Переход на новый горизонт |
3 |
0,7 |
1,4 |
|
2,9 |
|
Пере-вод |
|
|
|
|
|
|
|
Перевод из нагнетательной скважины в |
2 |
- |
- |
|
0,3 |
|
|
|
|
|
|||||
|
добывающие |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР ЭМКО |
4 |
1,4 |
99,0 |
|
9,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция башмака |
1 |
0,1 |
2,3 |
|
4,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР с ПАА |
2 |
0,4 |
14,6 |
|
2,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция пластовой воды |
19 |
0,8 |
15,9 |
|
1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отключение пласта С-V, C-VI |
1 |
0,3 |
39,9 |
|
1,2 |
|
РИР |
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция закачиваемых вод |
4 |
0,7 |
42,1 |
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отключение пласта |
2 |
0,3 |
16,5 |
|
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР водонабухающим полимером |
2 |
1,2 |
21,7 |
|
0,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОВЦ цементом |
2 |
0,2 |
14,6 |
|
0,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция затрубных перетоков |
1 |
0,1 |
10,0 |
|
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Группи- |
|
Прирост |
Рост |
Прирост |
Прирост |
|
|
ровка |
|
дебита |
обводнённо |
дебита |
|
дебита |
|
ГТМ |
Название ГТМ |
нефти за 3 |
сти за |
нефти |
за 6 |
нефти |
|
|
|
месяца, % |
3 месяца |
месяцев, |
за |
6 |
|
|
|
|
|
т/сут |
|
месяцев, % |
|
|
Ввод БГС |
639,5 |
-10,7 |
4,1 |
|
639,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод из бездействия |
384,4 |
-2,1 |
1,2 |
|
384,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод бокового пологого ствола |
- |
69,2 |
0,7 |
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Исслед- |
Чистка забоя |
18,4 |
-3,4 |
0,5 |
|
18,4 |
|
ования |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
ГРП |
169,9 |
9,9 |
3,6 |
169,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ СБС |
61,9 |
-5,4 |
3,3 |
61,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВПП ПАА |
591,2 |
-14,6 |
2,4 |
591,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компрессирование |
286,5 |
-20,9 |
2,3 |
286,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел + ПСКО |
235,1 |
-16,3 |
1,9 |
235,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КСПЭО-2 |
169,1 |
-8,1 |
1,9 |
169,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГКО в динамическом режиме |
164,0 |
-3,2 |
1,8 |
164,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ РТ-1 |
40,9 |
-1,3 |
1,6 |
40,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел + УОС + ГКО |
520,2 |
-4,2 |
1,6 |
520,2 |
|
ОПЗ |
|
|
|
|
|
|
ОПЗ растворителем |
47,7 |
-11,3 |
1,4 |
46,7 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ГКО |
30,4 |
-1,9 |
- |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПГКО |
46,6 |
-7,1 |
1,3 |
45,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дострел |
19,4 |
-0,1 |
1,3 |
19,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПГКО + УОС |
53,7 |
-3,8 |
1,2 |
53,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел |
165,2 |
13,9 |
1,0 |
165,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Растворитель + УОС |
34,5 |
-12,1 |
0,8 |
34,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компрессирование + ГКО |
194,8 |
4,8 |
0,7 |
194,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СКО с щелочными металлами |
42,7 |
-4,6 |
0,6 |
42,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Группи- |
|
Прирост |
Рост |
Прирост |
Прирост |
|
ровка |
|
дебита |
обводнённо |
дебита |
дебита |
|
ГТМ |
Название ГТМ |
нефти за 3 |
сти за |
нефти за 6 |
нефти |
|
|
|
месяца, % |
3 месяца |
месяцев, |
за |
6 |
|
|
|
|
т/сут |
месяцев, % |
|
|
Термобарохимическая обработка |
36,5 |
15,1 |
0,4 |
36,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИДВ |
20,9 |
-6,8 |
0,4 |
20,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ |
Акустическо-химическое воздействие |
-13,6 |
4,8 |
-0,5 |
-13,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТГХВ в кислоте |
-13,6 |
0,7 |
-0,7 |
-13,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Акустическое воздействие |
-50,1 |
16,7 |
-1,6 |
-50,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перевод с ШГН на ЭЦН |
8,2 |
16,9 |
0,5 |
2,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение подвески насоса |
14,7 |
0,9 |
1,2 |
14,7 |
|
Оптимиз |
|
|
|
|
|
|
Увеличение диаметра ШГН |
22,9 |
6,0 |
1,1 |
22,9 |
|
|
ация |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение диаметра ЭЦН |
6,5 |
14,7 |
0,8 |
6,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение параметров откачки |
3,8 |
5,4 |
0,2 |
3,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
Перевод с УЭДН на ШГН |
-0,7 |
6,7 |
0,0 |
-0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Переход на новый горизонт |
417,4 |
20,8 |
2,9 |
417,4 |
|
Пере-вод |
|
|
|
|
|
|
Перевод из нагнетательной скважины в |
- |
94,0 |
0,3 |
- |
||
|
||||||
|
добывающие |
|||||
|
|
|
|
|
||
|
РИР ЭМКО |
652,3 |
-13,8 |
9,1 |
652,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция башмака |
4 297,3 |
-54,2 |
4,3 |
4 297,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР с ПАА |
605,8 |
-13,8 |
2,3 |
605,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция пластовой воды |
199,9 |
-12,7 |
1,6 |
200,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР |
Отключение пласта С-V, C-VI |
403,4 |
-5,7 |
1,2 |
403,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция закачиваемых вод |
120,4 |
-4,0 |
0,8 |
120,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отключение пласта |
224,7 |
-5,8 |
0,7 |
224,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР водонабухающим полимером |
51,0 |
-19,1 |
0,6 |
51,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОВЦ цементом |
134,2 |
-4,5 |
0,3 |
134,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Группи- |
|
Рост |
Прирост |
Прирост |
Рост |
|
ровка |
|
обводнённо |
дебита |
дебита |
обводнённо |
|
ГТМ |
Название ГТМ |
сти за 6 |
нефти за 12 |
нефти за 12 |
сти за 12 |
|
|
|
месяцев |
месяцев, |
месяцев, % |
месяцев |
|
|
|
|
т/сут |
|
|
|
|
Ввод БГС |
-10,7 |
4,1 |
639,5 |
-10,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод из бездействия |
-2,1 |
1,2 |
384,4 |
-2,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ввод бокового пологого ствола |
69,2 |
0,7 |
- |
69,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Исслед- |
Чистка забоя |
-3,4 |
0,5 |
18,4 |
-3,4 |
|
ования |
||||||
|
|
|
|
|
||
|
ГРП |
9,9 |
3,6 |
169,9 |
9,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ СБС |
-5,4 |
3,3 |
61,9 |
-5,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВПП ПАА |
-14,6 |
2,4 |
591,2 |
-14,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компрессирование |
-20,9 |
2,3 |
286,5 |
-20,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел + ПСКО |
-16,3 |
1,9 |
235,1 |
-16,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КСПЭО-2 |
-8,1 |
1,9 |
169,1 |
-8,1 |
|
ОПЗ |
|
|
|
|
|
|
ГКО в динамическом режиме |
-3,2 |
1,8 |
164,0 |
-3,2 |
||
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ РТ-1 |
-1,3 |
1,6 |
40,9 |
-1,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел + УОС + ГКО |
-4,2 |
1,6 |
520,2 |
-4,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ растворителем |
-12,0 |
1,4 |
46,7 |
-12,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГКО |
- |
- |
- |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПГКО |
-6,8 |
1,4 |
49,5 |
-6,4 |
|
|
|
|
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
Дострел |
-0,1 |
1,3 |
19,8 |
-0,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПГКО + УОС |
-3,8 |
1,3 |
55,1 |
-3,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перестрел |
13,9 |
1,0 |
165,2 |
13,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Растворитель + УОС |
-12,1 |
0,8 |
34,5 |
-12,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компрессирование + ГКО |
4,8 |
0,7 |
194,8 |
4,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СКО с щелочными металлами |
-4,6 |
0,6 |
42,7 |
-4,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Группи- |
|
Рост |
Прирост |
Прирост |
Рост |
|
ровка |
|
обводнённо |
дебита |
дебита |
обводнённо |
|
ГТМ |
Название ГТМ |
сти за 6 |
нефти за 12 |
нефти за 12 |
сти за 12 |
|
|
|
месяцев |
месяцев, |
месяцев, % |
месяцев |
|
|
|
|
т/сут |
|
|
|
|
Термобарохимическая обработка |
15,1 |
0,4 |
36,5 |
15,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИДВ |
-6,8 |
0,4 |
20,9 |
-6,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ОПЗ |
Акустическо-химическое воздействие |
4,8 |
- |
- |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТГХВ в кислоте |
0,7 |
-0,7 |
-13,6 |
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Акустическое воздействие |
16,7 |
-1,6 |
-50,1 |
16,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перевод с ШГН на ЭЦН |
14,7 |
-8,2 |
-35,2 |
25,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение подвески насоса |
0,9 |
1,2 |
14,7 |
0,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Оптимиз |
Увеличение диаметра ШГН |
6,0 |
1,2 |
24,0 |
5,7 |
|
|
|
|
|
|
||
ация |
Увеличение диаметра ЭЦН |
15,1 |
-0,1 |
-0,5 |
16,6 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Увеличение параметров откачки |
5,4 |
0,2 |
3,8 |
5,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Перевод с УЭДН на ШГН |
6,7 |
0,0 |
-0,7 |
6,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Переход на новый горизонт |
20,8 |
2,9 |
417,4 |
20,8 |
|
Пере-вод |
|
|
|
|
|
|
Перевод из нагнетательной скважины в |
94,0 |
0,3 |
- |
94,0 |
||
|
||||||
|
добывающие |
|||||
|
|
|
|
|
||
|
РИР ЭМКО |
-13,8 |
- |
- |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция башмака |
-54,2 |
4,3 |
4 297,3 |
-54,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР с ПАА |
-13,8 |
2,5 |
672,7 |
-14,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция пластовой воды |
-12,5 |
1,5 |
194,6 |
-12,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР |
Отключение пласта С-V, C-VI |
-5,7 |
1,2 |
403,4 |
-5,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изоляция закачиваемых вод |
-4,0 |
0,8 |
120,4 |
-4,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отключение пласта |
-5,8 |
0,7 |
224,7 |
-5,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИР водонабухающим полимером |
-19,1 |
0,6 |
51,0 |
-19,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОВЦ цементом |
-4,5 |
-0,1 |
-26,3 |
-6,4 |
|
|
|
|
|
|
|