n="justify"> Динаміка технологічних показників розробки
Розробка даного об'єкта проводилася непостійно в часі, що пов'язано з відсутністю проектного експлуатаційного фонду свердловин. Максимум видобутку нафти відзначається в 2005 році (128,5 тис. Т) у зв'язку зі збільшенням діючого фонду свердловин. Потім починається падіння рівнів видобутку через зниження дебіту свердловин, як по нафті, так і по рідини. Розробка поклади проводилася на природному режимі виснаження. У квітні 2009 року, вперше під закачування була освоєна свердловина 1003.
За 2011 р з покладу верхнього олігоцену видобуто 49,6 тис. т нафти, 20,7 млн.м 3 газу і 53,8 тис. т рідини. За станом на 01.01.2012 р накопичена видобуток нафти склав 836,5 тис. Т. Середній дебіт свердловин на нафту, в порівнянні, з минулим роком (10 т/добу.) Знизився і склав 7,9 т/добу. при зростанні обводнення з 3,3 до 7,8%.
Аналіз системи заводнення
З метою дослідної закачування води в продуктивні горизонти під нагнітання в 2009 р була переведена свердловина +1003 з початковою приемистостью 759 м 3/добу. Всього за два роки було закачано 226 тис. М 3 води, за 2011 р - 59 тис.м 3, в результаті чого поточна компенсація склала 64,2%, накопичена - 15,1%.
Основними реагують свердловинами є свердловини МСП - 10 - 1013, 1014, 1016. Як показує аналіз результатів замірів пластового тиску в 2010 р відзначалося зростання пластового тиску на 3-16 ат, але в 2011 у зв'язку з зменшенням обсягів закачування води пластовий тиск знизилося на 4-8 ат.
З метою оцінки ефективності впливу закачування на реагуючі свердловини також проводилося зіставлення динаміки видобутку нафти та рідини до і після переведення під нагнітання свердловини 1003. За результатами аналізу відзначається наступне:
відсутність змін в динаміці видобутку по свердловині 1013;
збільшення обводнення видобутої продукції свердловини 1014 з 6,42% в 2009 р до 18,3% в 2011 р і збільшення дебіту свердловини по нафті з 43,4 т/добу. до 83,9 т/добу. в 2010 р з наступним його падінням до 47,8 в 2011 р.;
незначне збільшення обводнення в свердловині 1 016 і дебіту по нафті з 17,8 т/добу. до 29,2 т/добу.
Аналіз вироблення запасів нафти
Північний і Центральний ділянки розглядаються спільно, оскільки досить чіткої межі між ними не виділяється.
Величина затверджених МГЗ категорій (P1 + P2) становить 19327 тис. т, НИЗ - 777 тис. т. Всього з початку розробки з даного експлуатаційного об'єкта видобуто 836,5 тис. т. Поточне значення КІН становить 0,043 д. од., темп відбору від НИЗ за 2011 р склав 6,4%. Відбір від НИЗ по верхньому олігоцену перевищив 100%, що вказує на більш сприятливі умови розробки, ніж було закладено в технологічній схемі.
Слід зазначити, що продуктивні відкладення верхнього олігоцену на Північному і Центральному ділянках завжди розглядалися, як поворотний експлуатаційний об'єкт і фонд свердловин збільшується тільки в міру їх вибуття з нижележащих експлуатаційних об'єктів.
Низька активність законтурне області і відсутність до 2009 р системи ППД визначають характер обводнення покладів верхнього олігоцену і низькі значення поточної обводнення - 7,8%.
Аналіз результатів інтерпретації PLT (8 свердловин) показує, що виробленням охоплені тільки II і III горизонти. За даними PLT обводнення свердловини +1016 переважно відбувається по нижній частині III горизонту, що відповідає інтервалам закачування води в нагнітальну свердловину 1003, вказуючи на їх взаємодію.
Південний ділянку
Характеристика фонду свердловин
Фонд Південної ділянки верхнього олігоцену складається з двох свердловин: 16БТ і 1207 . У 2011 році свердловина 16БТ введена з консервації у видобувний фонд і є діючою. Свердловина 1207 була введена в експлуатацію з буріння 23.07.2011 р з початковим дебітом 6,0 т/добу. безводної нафти. З 26.10.2011 р свердловина 1207 знаходиться в бездіяльності. Свердловина 441, знаходиться в експлуатації з 2007 р, переведена у видобувний фонд Південної ділянки нижнього міоцену.
Динаміка технологічних показників розробки
Поклад верхнього олігоцену Південної ділянки розроблялася з 2007р. однією свердловиною 441 з дебітом нафти 0,1 т/добу.
Протягом 2011 р трьома свердловинами, перебувало в експлуатації, по поклади було видобуто 4,8 тис. т безводної нафти і 0,63 млн.м 3 газу. Середній дебіт свердловин складає 14,1 т/добу.
