Обработка проводилась в декабре 2002 года, и о продолжительности эффекта, поэтому судить рано, т.к. он еще продолжается. Однако после проведенных ремонтно-изоляционных работ за пол года дополнительно уже получено более 2 500 тонн нефти, что при существующем режиме работы скважин не является пределом.
На месторождениях Камышитовое и С. Балгимбаева (Прикаспийский регион) для селективной изоляции в настоящее время (июль-сентябрь 2003 года) была использована также технология ВУС+АКОР БН 102. О результатах проведенных работ в целом говорить еще рано, но уже сейчас можно сказать, что при запуске скважин не отмечалось пескопроявления, что, к сожалению, имело место при работе только с полиакриламидом. В продукции обработанных скважин наблюдается снижение обводненности в среднем на 15 %. При этом на месторождении С. Балгимбаева положительный результат получен на 7 скважинах из 8 скважино-операций а общий первоначальный прирост дебита нефти составил 32,7 тонн/сут. или в среднем 4,67 тонн/сутки на одну эффективную скважинно/операцию. На месторождении Камышитовое (конец сентября 2003 года) положительный результат получен на 4 скважинах из 5 скважино-операций а общий первоначальный прирост дебита нефти составил 17, 2 тонн/сут. или в среднем 4,3 тонн/сутки на одну эффективную скважинно/операцию.
На месторождениях Северный Жолдыбай, Орысказган и Восточный Молдабек из-за низкой приемистости пластов, было принято решение провести селективную изоляцию небольшим объемом АКОРа, примерно 6-9 м3. Примененная технологическая схема также принесла положительные результаты.
По месторождению Северный Жолдыбай при проведении ремонтно-изоляционных работ больших проблем с закачкой водонаполненного раствора АКОР БН не было, т.е. согласно планов выполнения РИР закачано от 6 до 9 м3 композиции. Причем закачка в трех скважинах производилась без подъема подземного оборудования, т.е. через затрубное пространство. При этом на всех пяти обработанных скважинах получены положительные результаты (обводненность снижена на 4-7%, дебит по нефти вырос на 0,5-1,7 тонн/сут.). За два с половиной месяца дополнительная добыча составилила 252 тонны нефти. Ежесуточная дополнительная добыча составляет 5,0 т/сут. или в среднем 1,0 т/сут. на одну скважинно/операцию. Здесь следует отметить, что сравнительно низкие показатели дополнительно добытой нефти обусловлены тем, что РИР проводились на низко дебитных скважинах. Поэтому если абсолютный прирост дополнительно добытой нефти не очень велик, то относительно первоначального дебита увеличение произошло в среднем на 47%.
На месторождениях Б. Жоломанов и Восточный Молдабек в процессе закачки мы столкнулись с очень низкой приемистостью скважин. В некоторых случаях удалось закачать в пласт только 3 м3водонаполненного раствора АКОР БН 102. При этом закачка проводилась с минимально возможной скоростью. И, тем не менее, именно по этим месторождениям получен наиболее ощутимый эффект. Например, на месторождении Б. Жоломанов по скважине № 79 были получены следующие результаты: до обработки дебит по жидкости составлял 28,4 м3/сут, по нефти 5,5 т/сут., обводненность в среднем составляла 70 %. После обработки эти же показатели изменились соответственно 21,6 м3/сут., 10,5 т/сут., обводненность снизилась до 44 %.
Аналогичные результаты получены по скважинам № 78 и № 2 (см. табл. 2).
Таблица 2 – Режим работы скважин на месторождениях Б. Жоломанова и Восточный Молдабек до и после РИР