фондом видобувних свердловин знаходиться в межах 119-186 ат. Мінімальне значення пластового тиску не більше 120 ат відзначено по свердловинах 67 і 810. За нагнітальним свердловинах пластовий тиск не замірявся. Останній замір по 14 свердловині був проведений в 2008р., За результатами якого пластовий тиск склало 495 ат.
Поточне пластовий тиск за основним фондом видобувних свердловин на II блоці змінюється в широкому діапазоні від 85,1 (скв. 1023) до 287,1 ат (скв.1005). Основна група свердловин експлуатується нижче тиску насичення. Вище тиску насичення експлуатуються наступні свердловини: 715,410, 703, 702, 507, 1005, що знаходяться під прямим впливом нагнітальних свердловин. Решта видобувні свердловини, зважаючи складного геологічної будови, вираженого в многопластовом характері покладів, низької проникності і уривчастості продуктивних горизонтів, відчувають недостатній вплив нагнітальних свердловин, незважаючи на майже 100% поточну компенсацію. Найменші значення пластового тиску, заміряні в 2010 - 2011 рр., Спостерігаються в скв.108, 1002, 1 019, 903, 1022, 1023 (від 86 до 134 ат).
Пластовий тиск, за результатами замірів в 2010 - 2011 рр. , В зоні закачування змінюється від 376 (скв. 901) і до 565,6 ат (скв. 502), тобто перепад тисків між зоною закачування та відбирання може досягати 400 ат. Розробка покладів нафти на III блоці здійснюється на режимі розчиненого газу. За всіма добувним свердловинах пластовий тиск знизилося нижче тиску насичення. Пластовий тиск по трьох діючих свердловинах змінюється від 106,9 (скв. 1102) до 244,3 ат (скв. 1 009 - завмер 2009 року). З 2010 - 2011 рр. заміри пластового тиску проводилися тільки в свердловині 1102. За даними замірів пластовий тиск в зоні дренування свердловини 1 102 стабілізувалося на рівні 106 ат, через можливого впливу нагнітання води в свердловину 1107, в якій пластовий тиск заміряні на рівні 553,5 ат.
Б - Північно-Східний ділянку
Заміри поточного пластового тиску не проводилися. Початковий пластовий тиск за результатами випробування розвідувальної свердловини 9-БТ було заміряні в двох інтервалах і склало: 463,5 ат (- 4181м - VIII горизонт), 506,6 (- 4260м - X горизонт). Продуктивні горизонти за результатами випробування виявилися низькопродуктивними.
В - Західну ділянку
Пластовий тиск, заміряне в 2009р. в свердловині 450, склало 210 ат.
Д - Південний ділянку
Початкові пластові тиску на нижньому олігоцені Південної ділянки замірялися в свердловині 15-БТ і змінюються від 433 - 436 ат. Об'єкти за результатами випробування виявилися низькопродуктивними.
.3 Аналіз поточного стану р?? зработкі та ефективності витіснення нафти водою для поклади олігоцену родовища Білий Тигр
.3.1 Верхній Олігоцен
Верхнеолігоценовий комплекс виділений на Північному, Центральному, Північно-Східному і Південному ділянках. Відкладення верхнього олігоцену складаються з п'яти продуктивних горизонтів: I, II, III, IV і V.
На даний момент розробляються поклади нафти на всіх дільницях. Розробка покладів верхнього олігоцену була розпочата в 1992 році.
За станом на 01.01. 2012 загальний фонд верхнього олігоцену складається з 22 свердловин: 20 діючих свердловин і однієї бездіяльною у видобувному фонді, однією діючою свердловини в нагнітальному фонді.
Максимальний річний рівень видобутку нафти був досягнутий в 2005 р і склав 128,5 тис. т. За звітний період видобуто 81,8 тис. т нафти і 86,3 тис. т рідини. Середній дебіт свердловин на нафту 11,5 т/добу, по рідини - 12,2 т/добу. Накопичена видобуток нафти 869,9 тис. Т, обводненість 5,3%.
МГЗ нафти по ділянках затверджені в кількості 31768 тис. т (категорії P1 + P2), які добуваються - 2 818 тис. т. Поточний КІН становить 0,027 д. од., залишкові видобувні запаси - одна тисяча дев'ятсот сорок вісім тис. т. У таблиці 1.4 наведені показники вироблення запасів верхнього олігоцену.
Таблиця 1.4
Показники вироблення запасів нафти покладів верхнього олігоцену
Північний і Центральний ділянки
Характеристика фонду свердловин
На 01.01.2012 р в загальному фонді знаходиться 18 свердловин. Видобувний фонд включає 17 діючих свердловин; нагнітальний фонд складається з однієї свердловини. У консервації та ліквідованих свердловин немає.
За 2011 р свердловина 700 переведена з видобувного фонду Північної ділянки верхнього олігоцену в нагнітальний фонд Північної ділянки нижнього олігоцену.
