оефіцієнт нафтовіддачі - 9,8%. Відбір від НИЗ - 32%. Залишкові запаси оцінюються в обсязі 2086,3 тис.т або 110 тис.т у перерахунку на 1 свердловину видобувного діючого фонду (малюнок 2.5).
Видобуток нафти по об'єкту в 1999 році склала 23,3 тис.т нафти. Середня обводненість продукції за останній рік зросла з 46,5% до 59,9%. На 1.01.2000 року на об'єкті пробурено 69 свердловин. Чинний на кінець 2000 року фонд склав 4 нагнітальних і 16 видобувних свердловин. Таким чином, поточне співвідношення діючих і нагнітальних і видобувних свердловин 1:4. Аналіз розподілу свердловин діючого фонду по дебитам нафти і обводнення продукції на 1.01.2000 р. показав, що значна частина фонду (75%) свердловин об'єкта є малодебітних (q н <5 т / добу). Слід зазначити, що до 1998 року на об'єкті склалася суттєва перекомпенсація закачуванням відборів, досягнута через істотне перевищення проектного значення приемистости. Поточна компенсація в 1997 році перевищила проектну в 2 рази, а в 1998р.- Уже в 4 рази. Причиною послужило освоєння свердловин при підвищених тисках нагнітання, що, як правило, призводить до утворення техногенних тріщин і різким проривів води. Безсумнівно, таке положення не сприяє раціональній виробленні запасів нафти.
.3 Оцінка ефективності вироблення запасів
Оцінка ефективності реалізованої системи розробки необхідна для контролю вироблення запасів, застосування різних методів впливу на пласти і привибійну зону свердловин і забезпечення рівномірності витіснення нафти водою, для обгрунтування можливості переведення вийшли з експлуатації свердловин на вищерозміщені пласти.
При розробці нафтових покладів зміна сумарного водонефтяного фактора (ВНФ - відношення накопиченої видобутку води до накопиченої видобутку нафти в поверхневих умовах) залежить від динаміки обводнення і темпів відбору рідини і впливає на величину як поточного, так і кінцевого коефіцієнта вилучення нафти (КІН). Для пластів АВ1 (3) +2 (1), БВ8, БВ10, ЮВ1 побудовано залежності КІН=f (ВНФ).
Для оцінки ефективності розробки пластів також будувалися залежності КІН=f (t), де t-відношення накопиченої видобутку рідини до початкових балансовими запасами. Використання параметра t дозволяє проаналізувати зміну КІН залежно від обсягу прокачаної рідини. Як видно з цих даних, у міру збільшення обводнення криві швидко виполажіваются, причому темпи зростання ВНФ і t випереджають темпи зростання КІН. При високій обводнення криві повинні асимптотично наближатися до горизонтальної лінії, що відповідає кінцевому КІН для даної поклади. Характер розташування кривих відносно горизонтальної лінії, свідчить про те, що при існуючій системі розробки досягнення проектної нафтовіддачі не може бути забезпечено.
По кожному пласту побудовано залежності обводнення і темпу відбору нафти від сумарного відбору нафти, які також свідчать про низьку виробленні запасів нафти. Зростання обводнення значно випереджає збільшення відбору нафти.
Для того щоб знати, в яких умовах буде відбуватися доразработки розглянутої поклади необхідно, крім аналізу поточного стану, оцінити параметри, що характеризують ступінь вироблення запасів нафти при сформованих умовах розробки. Такими параметрами є:
рухливі запаси нафти (Qподв.),
коефіцієнт охоплення (Кохв.),
коефіцієнт вилучення н...
