оповнений вогнищевими свердловинами. За рахунок здійснення зміни напрямку фільтраційних потоків рідини в цілому по пласту СI на радаевского родовищі додатково видобуто 1,7 млн. Т нафти.
Осередкове заводнення сприяє інтенсифікації розробки і збільшенню нафтовіддачі пластів на окремих ділянках поклади, які в недостатній мірі охоплюються впливом основної системи заводнення. Ділянки для осередкового заводнення вибирають за показниками порівняно низьких дебітів нафти по свердловинах і зниження в часі пластового тиску на ділянці. Нагнітальні свердловини з експлуатаційних на ділянці (вогнищі) заводнення вибирають за тими ж принципами, що і при виборчому заводнении. Додаткова умова при здійсненні осередкового заводнення - переважне розміщення нагнітальної свердловини в середині ділянки, що забезпечує рівномірний вплив закачування води на навколишні її експлуатаційні свердловини.
На Сергіївському куполі здійснення внутріконтурного закачування стічної води сприяло стабілізації та зростання пластового тиску. У 2010 році середнє пластовий тиск зросла до 13,4 МПа і було лише на 1,4 МПа нижче початкового.
Аналіз зміни енергетичного стану поклади
Початковий пластовий тиск на Сергіївському куполі прийнято рівним 14,0МПа.
Поклад за типом пластова, з обширною водонефтяной зоною, режим поклади упруговодонапорний.
Розробка велася без ППД з 1953 по 1970 рр. До 1961 року, судячи з одиничним вимірами, відзначалося зниження пластового тиску до 7,8-10,7 МПа і в середньому склало 9 МПа. У зв'язку з круговою системою розміщення свердловин зовнішні ряди екранували свердловини внутрішнього ряду, що сприяло створенню зони зниженого пластового тиску уздовж центральної частини Сергіївського купола.
У 1971 р розпочато закачування стічної води в п'ять свердловин, що утворюють розрізає ряд по Сергиевскому куполу. Пластовий тиск в зоні ріжучого ряду нагнітальних свердловин до 1976 перевищило початковий тиск на 2,5 - 3,5 МПа, а в середньому по поклади зросла до 11,8 МПа.
У 1983-1985 рр. на Сергіївському куполі переведені під закачування 5 свердловин, тим самим розрізає нагнітальний ряд доповнений вогнищевими нагнітальними свердловинами. Здійснення підтримки пластового тиску змінило кінематику фільтраційних потоків рідини, привело до перерозподілу зон дренування видобувних свердловин. За рахунок здійснення заходи щодо зміни напрямку фільтраційних потоків рідини з пласта СI радаевского родовища додатково видобуто 1,7 млн. Т нафти.
У наступні роки середнє пластовий тиск стабілізувався на рівні 12 - 13 МПа. На дату складання звіту низьке пластового тиску (8,6 МПа) зберігається в зоні суміжною зі студії - Ключевским куполом, в районі скв. 165. Тут нагнітальна вкв. 206 в бездіяльності з 1996 р з технічних причин.
Станом на 01.01.2010 р закачування стічної води ведеться в 9 нагнітальних свердловин, поточна компенсація відбору рідини закачуванням становить 226,3%, накопичена - 73,3%. Пластовий тиск, за замірами 2006-2010 рр., Відновилася до 12,8-13,5 МПа. У 2006 році середнє пластовий на Сергіївському куполі склало 12,7МПа. Початкова пластова температура становила 26,5 ° С.
Аналіз поточного стану розробки родовища на дату аналізу
У експлуатаційному фонді на 01.01.2010 р числяться 11 свердловин, з них 9 свердловин - під закачуванням, 2 - в бездіяльності, ліквідовані 3 свердловини. Річний обсяг закачування склав 821,2 т. М3, поточна компенсація відбору закачуванням 226,3%, прийомистість - 253,4 м 3/добу. Накопичений обсяг закачування - 28449,0 т. М3, найбільший накопичений обсяг - 4919,8 т.м3 припадає на скв. 191, що знаходиться під закаченокой з 1971 р після відпрацювання на нафту і розташовану в західній частині купола.
Накопичена видобуток нафти до кінця 2010 року склала 10124,0 тис.т. Темп відбору від затверджених початкових видобутих запасів нафти 0,33%. Поточна нефтеотдача 0,477.
Характеристика фонду свердловин
На 01.01.2011 р експлуатаційний фонд видобувних свердловин складає 29 свердловин, з них 25 - діючих (в т.ч. 5 спільних пл.CI + В 1), 4 бездіяльних (в т.ч. одна сумісна). З числа діючих 16 одиниць (64%) обладнані ЕЦН, 9 - ШГН.
Таблиця №9 Розподіл фонду свердловин пласта СI за основними показниками експлуатації станом на 1.01.2011 р
Інтервал№№ скважінКол-воI. За дебитам нафти, т/добу lt; 113,21,30,200,201,215,218,219,220, 1193,1213111- 523,205,22335 - 10189,192,195,203,209,223610-2050,165,214,221,12045 II. За дебитам рідини, м3/сут 1-513,21,30,200,201,218,219,1193,121395-10215,220210-50203,205,223350-10023,50,189,192,195...
