имка пластового тиску не розпочалось на першій стадії. Обводненість росте від 0% до 2,4%.
Період безводній видобутку тривав 10 років - з 1953 р по 1962 р, з 1962 р почалося поступове зростання обводнення.
Накопичена видобуток нафти до кінця I стадії склала 539,5 тис. т. Темп відбору від затверджених початкових видобутих запасів нафти 1,81%. Поточна нефтеотдача 0,025.
II - стадія 1963-1964. Характеризується максимальної видобутком нафти 401,1 тис. Т. Основне завдання цієї стадії здійснюється шляхом буріння свердловин резервного фонду, регулювання режимів свердловин.
Накопичена видобуток нафти до кінця II стадії склала 1320,2 тис.т. Темп відбору від затверджених початкових видобутих запасів нафти 3,42%. Поточна нефтеотдача 0,062.
Зростання відборів рідини і нафти при відносній стабілізації відповідних дебітів і невеликому зростанні обводнення.
III - стадія розробки почалася з 1965-1995. Характеризується інтенсивному зниженні темпу розробки на тлі прогресуючого обводнення свердловин.
Накопичена видобуток нафти на 01.01.1995 становить 8926,7 тис.т. Темп відбору від затверджених початкових видобутих запасів нафти 1,17%. Поточна нефтеотдача 0,420.
Зменшення річних відборів нафти відбувалося із середнім темпом 4,9% (в окремі роки відзначався як невелике зростання видобутку, так і збільшення темпів зниження - до 25% на рік). З відбору рідини відбувалося постійне невелике збільшення до середини етапу.
Середні дебіти нафти поступово знижувалися з 94,4 до 9,4/сут.
У цей період введено в експлуатацію основний фонд свердловин (26 видобувні) і фактично закінчується формування системи розробки.
IV - стадія розробки почалася з 1996 року. Характеризується низькими темпами розробки. Спостерігається високій обводнення 90,3% і повільне зменшення видобутку нафти.
Накопичена видобуток нафти до кінця 2010 року склала 10123,0 тис.т. Темп відбору від затверджених початкових видобутих запасів нафти 0,33%. Поточна нефтеотдача 0,477.
Малюнок 1
Аналіз обводнених пласта в першій стадії розробки
Основні причини обводнених продукції видобувних свердловин наступні:
Поклад пластова, стелить підошовними водами, прорив води стався по найбільш проникною (0,86 мкм 2) частини пласта, що і стало однією з причин обводнення продукції видобувних свердловин. Таким чином, випереджаюче заводнення відбувається з боку найбільш проникною, підошовної частини пласта. Верхні нефтенасищенной інтервали з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями практично не працюють.
Аналіз застосування геолого-технічних заходів (ГТМ)
На радаевского родовищі проводяться соляно-кислотні обробки привибійну зон видобувних свердловин. Обробка привибійну зон у видобувних свердловинах до зростання поточних дебітом.
Таблиця №8 Аналіз застосування геолого - технічних заходів
Вид ГТМГод разработкіПрірост КІН, д.ед.2006.2007200820091. Обрабокі свердловин ВУС3,14,43,43,90,009
Поверхнево активні речовини здатні накопичуватися на поверхні зіткнення двох тіл, званою поверхнею розділу фаз, або міжфазної поверхнею. Поверхнево активні речовини - це ті речовини, адсорбція яких з розчинів вже при вельми малих концентраціях (десяті й соті частки%) призводить до різкого зниження поверхневого натягу. До них відносяться органічні сполуки діфільного будови, тобто містять в молекулі атомні групи, сильно розрізняються по інтенсивності взаємодії з навколишнім середовищем (у найбільш практично важливому випадку - водою).
Використовується для відключення обводнених (вироблених) інтервалів пласта або усунення міжпластовому перетоків. В'язко пружні склади
синтетично водорозчинний полімер
сшивающий реагент
вода
Основні властивості ВУС:
широкий температурний діапазон застосування (20-160 С)
можливість управління гелеобразования;
високі характеристики гелю;
можливість руйнування складу хімічними методами;
простота і надійність приготування композиції.
Характеристика системи впливу на пласт
Поклад розробляється з внутріконтурного заводнением. У 1970-1972 рр. на Сергіївському куполі сформований розрізає ряд з 5 нагнітальних свердловин. У 1982-1984 рр. переведені під нагнітання ще 6 свердловин. Розрізає ряд д...
