дження нафти, комплекс проведених геофізичних та гідродинамічних досліджень свердловин. Було уточнено положення кордонів раніше виявлених покладів нафти. br/>
2.2 Пласт Т 3
Пласт введений в розробку в травні 2004 року свердловиною 95. Станом на 01.01.2009 р. накопичена видобуток нафти склав 442,8 тис. тонн, рідини - 1081,4 тис. тонн. У жовтні 2005 року організована закачування. Вагова обводненість продукції становить 77,8%, поточний коефіцієнт нефтеизвлечения - 0,301 д. од, відбір від початкових видобутих запасів склав 50,5% (Таблиця 4.13, Рисунок 4.14, графічне додаток 23). Видобуток нафти за 2008 рік по пласту склала 91,7 тис. т., рідини - 412,3 тис. т.
Станом на 01.01.2009 р. в експлуатаційному фонді числиться 5 діючих видобувних свердловин - 95, 98, 102, 105, 110 (Південний купол); 3 нагнітальних свердловини - 64, 93, 106 (Південний купол).
Закачування на пласті Т3 організована через рік після введення пласта в розробку - у жовтні 2005 року. З метою ППД розміщено прісної води 234,9 тис.м3. Накопичена компенсація склала 21,7%. Середня прийомистість однієї нагнетательной свердловини - 97,2 м3/добу. p> Розробка пласта з 2004 по 2007 рр.. включно характеризується зростанням рівнів видобутку нафти та рідини, обумовленим введенням нових свердловин, у 2008 р. зниження рівнів пояснюється вибуттям однієї свердловини. Обводненість видобутої продукції різко зростає з 6,8% в 2005 р. до 77,8% в 2008 р. Зростання обводнення обумовлений розкриттям в нових свердловинах, що розробляють спільно пласти Т1, Т21 і Т22, водонасичених або розташованих близько в ВНК інтервалів, а також наявність заколонних перетоків.
3. Методика розрахунку
Заводнення - це основний спосіб розробки нафтових родовищ в даний час і на найближчу перспективу. Різноманітні системи розробки із закачуванням води в пласт. Застосування кожної з них зумовлено певними геолого-фізичними умовами на тому чи іншому родовищі. Методика розрахунку основних показників розробки при заводнении визначається такими передумовами: форма покладу (коло або смуга), характер витіснення нафти водою (поршневое або непоршневое) і розрахункова модель пласта (однорідний або неоднорідний). p align="justify"> Геометричну форму поклади нафти для виконання розрахунків технологічних показників її розробки визначають виходячи з умов схематизації. Відомо, що більшість нафтових родовищ мають форму, близьку до еліпса. При співвідношенні малої і великої півосей еліпса менше однієї третини, реальна поклад схематизируется смугою з двостороннім живленням. Якщо це співвідношення більше однієї третини, то поклад схематизируется або кільцем, або колом при величині цього співвідношення, близького до одиниці. Необхідно дотримуватися критерії схематизації, згідно з якими реальна і схематизували поклади повинні містити одні й ті ж запаси нафти, рівні параметри нафтоносн...
