Однак широке дорозбурювання родовища експлуатаційними свердловинами на заключній стадії дорозробки є технологічно і економічно необґрунтованим через низьку поточну продуктивність горизонтів (дебіти газу по свердловинах складають 1-10 млн. м3 /д) при їх значній обводненості та низьких пластових тисках, а також через мінливість колекторських та фільтраційних властивостей об’єктів розробки по площі. Все це ускладнює надійне розташування нових свердловин по площі газових покладів та якісне розкриття ними продуктивних горизонтів при існуючій технології буріння. Внаслідок цього будуть отримані слабі припливи газу із горизонтів , котрі не компенсують витрат на буріння свердловин (вартість однієї експлуатаційної свердловини на Рудківському родовищі залежно від глибини складає від 1 до 1,2 млн. грн.). При цьому не виключна можливість попадання окремих свердловин в низько продуктивну зону горизонтів.

Буріння нових свердловин виправдане тільки на ділянках покладів, слабо – дренованих наявною кількістю свердловин, з підвищеним поточним пластовим тиском. Такі ділянки, як правило, знаходяться на периферійних частинах газових покладів.

У в’язку з тим рекомендується пробурити 3 оцінюючі свердловини 226-Р, 227-Р відповідно на південно – західній, південно – східній та північно – західній перикліналях сарматської брахіантиклінальної структури (див. рис. 1.5) глибиною 1550-1600 м для встановлення ступеня відробки в цих частинах родовища юрсько – гельветських відкладів та горизонтів нижнього сармату.

У випадку отримання промислового припливу газу із одного або кількох горизонтів свердловин будуть використані для експлуатації.

В цілях найбільш повної відробки продуктивного розрізу родовища наявним фондом газовидобувних свердловин рекомендується також послідовне переведення їх по мірі виснаження та обводнення із нижчезалягаючих об’єктів розробки на вищезалягаяючі.

Виходячи із кількості свердловин і можливості їх повернення на вищезалягаючі горизонти, розглядаються такі 3 варіанти подальшої дорозробки родовища:

І варіант – передбачає розробку родовища існуючим фондом газо видобувних свердловин з повною ліквідацією після обводнення та виснаження об’єкту, що експлуатується ними в даний час;

ІІ варіант – відрізняється від І варіанту тим, що передбачає переведення частини існуючого фонду свердловин на вищезалягаючі об’єкти по мірі закінчення експлуатації ними нижнього об’єкту;

ІІІ варіант – передбачає дорозробку родовища існуючим фондом свердловин з переведенням частин його на вищезалягаючі об’єкти та збільшення його на дві свердловини за рахунок вводу в експлуатацію двох оціночних свердловин (одну на юрсько – гельветський поклад і одну на поклад горизонтів НД-9 та НД-8).

Станом на 01.01.1996 р. в експлуатаційному фонді нараховувалось 16 свердловин: І-Р, 5А-Р, 14-Р, 16Р, 31-Р, 32-Р, 34-Р, 50-Р, 105-Р, 215-Р, 217-Р, 218-Р, 219-Р, 220-Р, 225-Р. Дві свердловини 14-Р і 31-Р, що виснажились із юрсько – гельветського покладу знаходились в консервації після випробування відповідно горизонту НД-9Б і горизонту НД-11. Таким чином діючий фонд свердловин на кінець 1995 р. складався із 14 свердловин. В свердловині 14-Р після підключення до газозбірної сітки буде експлуатуватися горизонт НД-9Б, а свердловиною 31-Р планується експлуатація горизонту НД-11, з якого при випробуванні в цій свердловині отриманий низький приплив газу з водою з максимальним дебітом 1,8 1-10 млн. м3 /д при тиску на голівці 0,7 Мпа.

На протязі 1996 р. із діючого фонду вибула свердловина 34-Р, що експлуатувала юрсько – гельветський поклад. Свердловина ліквідована через виявлене при проведенні капітальних робіт порушення в експлуатаційній колоні. Внаслідок цього фонд газо видобувних свердловин по родовищі зменшився до 13 при одній пакерній свердловині (216-Р), що експлуатує роздільно два об’єкти покладу горизонтів НД-9, НД-8 та поклад НД-7. По об’єктах розробки фонд свердловин розподіляється таким чином:

- юрсько – гельветський поклад – 5 свердловин (1, 5А, 32, 50, 105);

- поклад горизонтів НД-9, НД-8 – 4 свердловини (16, 216, 217, 218);

- поклад горизонту НД-7 – 2 свердловини (216, 219);

- поклад горизонту НД-4 – 3 свердловини (215, 220, 225).

Як вже відмічалось горизонт НД-7 в пакерній свердловині 216-Р повністю виснажився, а свердловина 219-Р близька до повного обводнення (дебіт газу по ній складає 1 тис. м3/д при високому водяному факторі). Після ліквідації останнього фонд діючий зменшився до 12 свердловин.

Законсервовані свердловини 14-Р і 31-Р намічається вести в експлуатацію в 1997 р. відповідно на горизонт НД-9Б і горизонт НД-11. Однак експлуатація горизонту НД-11 свердловиною 31-Р буде короткочасною через непромислове скупчення газу в ньому та низький дебіт газу при низькому тиску на голівці. Тому свердловину в подальшому можна буде використати для експлуатації вищезалягаючих об’єктів розробки.

Виходячи із коефіцієнта падіння дебіту газу, із діючого фонду юрсько – гельветського покладу в 1997 р. вибуде свердловина І-Р, в 1998 р. свердловина 5А-Р. Свердловину І-Р можна буде перевести на експлуатацію покладів горизонтів НД-9-8, а свердловина 5А буде ліквідована через відсутність об’єктів повернення. Із аналогічних міркувань із фонду горизонтів НД-9-8 буде виведена свердловина 16-Р в 1997 р. і свердловина 217-Р – в 2001 р. Для експлуатації цього об’єкта рекомендується використати, окрім свердловини І-Р, поглинальну свердловину 130-Р, в якій горизонти НД-9-8 газонасичені, з 1998 р. та свердловину 31-Р – 3 2001 р. Замість цієї свердловини в якості поглинальної можна обладнати ліквідовану із юрсько – гельветського покладу свердловину 44-Р.

2.3. Рекомендації з дорозбурювання родовища

Обґрунтування постановки оціночного буріння.

Аналіз розробки Рудківського родовища показує що ступінь розробки експлуатаційних об’єктів в окремих частинах родовища надто нерівномірний. Якщо поточні пластові тиски (по нижньосармтських горизонтах НД-9, НД-7) в південно – східній частині родовища змінюються в межах 1,59-2,4 МПа то в північно – західній частині вони досягають 4,19-4,69 Мпа.

В той