Электронный научный журнал

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

Все рассматриваемые скважины вводились с ГРП, кроме № 297Р Северо-Конитлорского месторождения [4, 5]. Технологические показатели по скважинам, работавших на пластах ачимовской толщи, сведенные на дату ввода скважин, представлены на рисунке, (рисунок 4). Рассматриваемый период после ввода составляет 8 месяцев, т.к. многие скважины после короткого срока работы выводились из действующего фонда по причине высокой обводненности продукции в них, либо останавливались для смены насоса на менее производительный, в связи со снижением дебита жидкости в скважине ниже допустимого.

Средний входной дебит жидкости составил 37,4-34,5 т/сут и уже к концу рассматриваемого срока эксплуатации снижается почти в два раза и составляет 19,5 т/сут. Средний дебит нефти так же уменьшается по отношению к входному, с 4,9-7,3 т/сут до 3,9 т/сут. Обводненность входная составляет в среднем 79,8-87 % и к концу 8 месяца эксплуатации остается практически неизменной.

Рисунок 4 - Дебиты нефти, жидкости и обводненность сведенные на дату ввода. Кочевское, Северо-Кочевское, Северо-Конитлорское месторождения.

На Северо-Конитлорском месторождении на залежи объекта Ач в районе скважины № 297Р были введены в эксплуатацию три добывающие скважины (№ 601, № 603, № 607) с ГРП и одна (№ 297Р) без ГРП. Все четыре скважины пробурены в схожих геологических условиях, только в скважине № 297Р эффективная нефтенасыщенная толщина превышает соответствующие значения остальных скважин, рисунок 5.

Рисунок 5 - Геологический разрез по скважинам №№ 297Р, 601, 607, 603 Северо-Конитлорского месторождения

На 01.01.2014 года скважины № 601, № 603 и № 607 находятся в консервации (по техническим причинам), скважина № 297Р - в бездействии.

По всем скважинам, введенным с ГРП, отмечается высокий уровень входной обводненности, от 81 % (скв. № 601) до 99 % (скв. № 603), дебиты жидкости - на относительно стабильном уровне. В скважине № 297Р (ввод без ГРП) входная обводненность составила 51 %, дебит жидкости снизился в четыре раза, с 52 т/сут до 12 т/сут (рисунки 6-7).

Рисунок 6 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Северо-Конитлорское месторождение. Объект Ач. Скважина № 297Р

Рисунок 7 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Северо-Конитлорское месторождение. Объект Ач. Скважина № 607

Максимальные дебиты нефти из ачимовских отложений рассматриваемых месторождений получены в скважинах Кочевского месторождения, кроме скважины № 297Р Северо-Конитлорского месторождения. В скважине № 5540У (пласт Ач10, ввод с ГРП) после приобщения с ГРП пласта Ач90 (февраль 2008 года) получен кратковременный максимальный дебит нефти 61,3 т/сут, жидкости - 73,5 т/сут при обводненности 16,6 %. В течение года дебит нефти снизился до 16 т/сут и стабилизировался на уровне 14-15 т/сут, дебит жидкости – 30-31 т/сут, обводненность - около 50 %. На конец 2013 года дебит нефти составил 8,7 т/сут, дебит жидкости – 24,4 т/сут, обводненность - 64,3 %.

В скважине № 70Р при вводе с ГРП (апрель 2008 года) получен максимальный дебит нефти около 30 т/сут, жидкости – 106 т/сут при обводненности 72 %. К маю 2009 года дебит по нефти снизился до 2,6 т/сут, по жидкости – 25,5 т/сут, обводненность увеличилась до 90 %. Однако, после проведения ОПЗ дебиты нефти жидкости увеличились, обводненность продукции уменьшилась. В конце 2013 года дебит нефти составил 12,7 т/сут, жидкости – 29,4 т/сут при обводненности 56,8 %. В данной скважине, так же как и в скважине № 5540У, эксплуатируется пласт Ач90. В остальных скважинах этот пласт не вскрыт, либо отсутствует.

В скважине № 297Р Северо-Конитлорского месторождения получен дебит нефти 25,6 т/сут, жидкости – 52 т/сут при обводненности 50,8 %. В данной скважине в эксплуатации пласт Ач4.

Не многим меньше получены дебиты нефти при эксплуатации скважин №1850, №7341, №5240У, Кочевского месторождения. Дебиты нефти составили 20,9 т/сут, 15,3 т/сут, и 15,2 т/сут соответственно. В данных скважинах работает верхняя часть пласта Ач9. По скважинам, работающим на пласт Ач11 (№1693, №1687), максимальные дебиты нефти составили 18,9 т/сут и 11,5 т/сут.

В остальных скважинах Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений получены максимальные дебиты нефти менее 10 т/сут.

Во всех скважинах отмечается существенное снижение дебитов жидкости. В скважинах, введенных с ГРП, за 8 месяцев дебит жидкости снижается в 2 раза, с 37,2 т/сут до 19,5 т/сут. В скважине № 297Р (ввод без ГРП) дебит жидкости снизился с 52 т/сут до 12 т/сут.

Продуктивность нижних пластов ачимовских отложений в пределах Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений характеризуется более низкими значениями, чем верхние (Ач90, верх Ач9) в связи с уплотнением пород с глубиной, что приводит к уменьшению количества открытых пор и их размеров и уменьшает ФЕС коллекторов. По причине низких ФЕС необходим подбор, апробирование геолого-технических мероприятий при освоении скважин, в т.ч. и нетрадиционных видов ГРП. Геолого-технические мероприятия должны быть направлены не только на увеличение продуктивности скважин, но и на снижение доли воды в добываемой продукции.

Высокая обводненность продукции скважин обусловлена составом пород ачимовской толщи, отличающихся от пластов группы БС комплексом глинистых минералов, входящих в состав цемента коллекторов, преимущественным развитием гидрослюдисто - хлоритового типа цемента.

В связи с низкими фильтрационными свойствами пород ачимовской толщи, происходит существенное снижение дебита жидкости за непродолжительный период времени, вследствие ограниченного притока флюидов из удаленной зоны пласта.