Анализ эффективности применяемых методов

Рассмотрев результаты проведённых мероприятий, можно констатировать следующее:

В целях интенсификации добычи нефти были проведены ОПЗ скв. 860, 866, 873 эксплуатирующих пласты Б2+В1, показавшие высокую эффективность. Обработка скв. 860 проводилась дважды (в мае 2011 г. и в мае 2012 г.). В результате проведения 4 скважино-операций дополнительно было получено 4679 т нефти, что составляет в среднем 1170 т дополнительно добытой нефти на 1 скв.-опер. В двух скважинах эффект продолжается.

От проведения кислотного гидроразрыва пласта (ГРПК) в двух скважинах (№№ 870, 864) дополнительно было получено 421 т нефти (211 т нефти на 1 скв.-опер.), эффект продолжается.

При оценке дополнительной добычи нефти от проведенных ГТМ использованы данные Недропользователя.

2.7 Анализ действующего фонда скважин объекта Б2+В1

Отбор жидкости из продуктивного пласта Б₂ бобриковского горизонта осуществляется через 10 действующих скважин, из которых 9 скважин перфорированы совместно с турнейским ярусом, из них две скважины остановлены. Только на бобриковский горизонт работают две действующие скважины.

Распределение фонда скважин, участвовавших в эксплуатации в 2015 г. по показателям эксплуатации приведено в нижеследующих табл. 2.5-2.7.

В 2015 г. скважины эксплуатировались с дебитами по нефти от 1 (скв. 857) до 37 т/сут. (скв. 878), средний дебит нефти составил. Распределение скважин по дебитам по нефти наглядно показано в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Распределение действующего фонда скважин объекта Б2+В1 по дебитам нефти, т/сут по состоянию на 01.01.2016 г.

В 2015 г. скважины эксплуатировались с дебитами по жидкости от 25 м³/сут (скв. 81) до 285 м³/сут (скв. 875), средний дебит жидкости – 88 м³/сут. Распределение скважин по дебитам по жидкости наглядно показано в табл. 3.2.

Таблица 2.6

Распределение действующего фонда скважин объекта Б2+В1 по дебитам жидкости, м³/сут по состоянию на 01.01.2016 г.

В 2015 году скважины эксплуатировались с обводненностью от 62% (скв. 878) до 97% (скв. 97). Средняя обводненность за декабрь 2015 г. по скважинам объекта составила 25,3 %. Распределение скважин по обводненности наглядно показано в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Распределение действующего фонда скважин объекта Б2+В1 по обводненности, % по состоянию на 01.01.2016 г.

Технологический режим действующих добывающих скважин объекта Б2+В1 Кушникоовского месторождения приведен в табл. 2.8 [12].

Таблица 2.8

Технологический режим работы скважин объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения, ПАО «Оренбургнефть»

(по состоянию на 01.01.2016г.)