Подвижные запасы, оцененные без учета проведения ГРП, как накопленная добыча нефти до обводненности продукции 99%, составляют для участка -493.1 тыс.т (при проектной величине 586.8 тыс.т). Изменение характеристики вытеснения за счет проведения ГРП влечет увеличение подвижных запасов до 687.4 тыс.т (или на 39.3%), превышая, таким образом, проектную величину.

Для оценки рентабельной величины нефтеизвлечения используем величину рентабельного дебита скважин, полученную специалистами СибНИИНП для условий Самотлорского месторождерия - qн= 8 т/сут. Для условий рассматриваемого участка предел рентабельной эксплуатации оценен 1.7 тыс.т в месяц. Полученные величины извлекаемых запасов составили 358 тыс.т для варианта без ГРП и 557.7 тыс.т с ГРП. Достигаемая величина КИН - 0.293 и 0.457, соответственно (при текущей величине для данного типоразреза - 0.215). Прирост извлекаемых запасов нефти за счет проведения ГРП на участке составит, таким образом, 55.8%.

Результаты проведения ГРП в краевых зонах пласта АВ13.

Для оценки эффективности ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных объектов Самотлорского месторождения проанализируем показатели работы 8 скважин пласта АВ13. Все скважины расположены в коллекторах типа ПК, СПК.

Результаты сведем в таблицу 3.5. Данные на 1.01.96 г.

Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта АВ13 Самотлорского месторождения

Таблица 3.5

Рассмотрим несколько наиболее показательных примеров:

Скважина 1203. Вскрытая эффективная толщина - 5.2 м. Коэффициент расчлененности - 3. Тип разреза - СПК. С даты вводы до производства ГРП скважина работала с дебитом жидкости 5-10т/сут. К началу производства ГРП обводненность продукции превысила 90% (по-видимому из-за притока законтурных вод), при этом дебит жидкости составлял 3-5т/сут. За 12лет работы скважина отобрала 21.3тыс.т нефти (при экономически оправданном отборе 25-30тыс.т за 15лет). Таким образом, исходя из соображений экономически оправданной эксплуатации, данную скважину представлялось целесообразным законсервировать, при этом капитальные вложения при бурении и обустройстве данной скважины не были бы восполнены. Проведение ГРП позволило в 5 раз увеличить дебит скважины по жидкости, снизив обводненность продукции за счет более интенсивной работы верхних нефтенасыщенных интервалов разреза, ранее не охваченных выработкой. Дебит нефти составил 10.2 т/сут. За 2 года и три месяца после ГРП скважиной было отобранно 5.5 тыс.т нефти, общая накопленная добыча нефти на 1.01.96 составила 26.8 тыс.т при текущей обводненности 26-30%.

Скважина 15026. С момента ввода скважина эксплуатировала два продуктивных объекта - пласта АВ13 (два пропластка с эффективными толщинами по 1.0 м) и пласт АВ2-3 (два пропластка 0.8 и 1.4 м). Тип разреза СПК. До производства ГРП скважина работала с дебитом жидкости в пределах 10 т/сут. За 10 лет работы обводненность продукции достигла 99% при текущем дебите нефти 0.1 т/сут, накопленный отбор нефти достиг лишь 13.6 тыс.т. После проведения ГРП и отключения пласта АВ2-3 обводненность продукции снизилась до 15-20% при дебите по жидкости 10-15 т/сут. За три года после ГРП скважиной было отобранно 3.0 тыс.т нефти, при этом обводненность не увеличилась.

Скважина 16846. Вскрытая эффективная толщин -1.0 м. Коэффициент расчлененности - 1. Тип разреза - СПК. С даты ввода до производства ГРП скважина работала нестабильно, с частыми остановками, дебит жидкости колебался от 1 до 30 т/сут. В последний год работы перед ГРП обводненность продукции находилась в пределах 50-60% при дебите жидкости, стабилизировавшемся на 7-9 т/сут. Накопленная добыча нефти (за 9 лет и 9 месяцев) составила 23.1 тыс.т. После ГРП дебит жидкости по скважине увеличился в 2.6 раза, обводненность в первый год работы после ГРП составила 30-40%, дебит нефти 10-15 т/сут. За 3 года после ГРП скважиной было отобранно 5.2 тыс.т нефти, общая накопленная добыча нефти составила 28.3 тыс.т.