гоцену:
переведені з інших об'єктів розробки:
свердловина 700 з видобувного фонду Північної ділянки верхнього олігоцену переведена в нагнітальний фонд Північної ділянки нижнього олігоцену;
свердловина 911 з нагнітального фонду Центрального блоку фундаменту переведена у видобувний фонд Північної ділянки нижнього олігоцену.
Динаміка технологічних показників розробки
Максимальний річний відбір нафти досягнутий в 2004 році (733,3 тис. т) після чого почалося плавне зниження дебітів як по нафті так і по рідини при зростанні обводнення. Підтримання видобутку нафти на досить постійному рівні забезпечується, в основному, збільшенням фонду експлуатаційних свердловин і проведенням ГТМ.
За 2011 р з покладу нижнього олігоцену видобуто 464 тис. т нафти, 164800000. м 3 газу і 612 тис. т рідини. Станом на 01.01.12 р накопичена видобуток нафти склав 11272 тис. Т. Середньодобовий дебіт нафти свердловин склав 29 т/добу. при обводнення 24,2%.
Поклади нафти I блоку введені в розробку в 1987 р Максимальний річний рівень видобутку нафти в 284,6 тис. т був досягнутий в 1989 р У наступний період, аж до 2011 р, річні рівні видобутку нафти, завдяки введенню нових свердловин, операціям по ГРП і ОПЗ, перекладу свердловин на газліфтний спосіб експлуатації, підтримувалися на рівні близько 70 - 100 тис. т. За 2011 р видобуток нафти склав 62,0 тис. т, рідини - 98,6 тис. т. З початку розробки видобуто 2953,9 тис. т нафти і 3287,6 тис. т рідини. Середній дебіт нафти склав 12,6 т/добу. при обводненості 37%.
У квітні 1988 в розробку вводяться продуктивні горизонти II блоку. Максимальний рівень видобутку нафти припадає на 2004 р і склав 643,2 тис. Т нафти. Період 1998 - 2003 рр. характеризується наростанням видобутку нафти до максимального рівня, що пов'язано з введенням нових свердловин, переведенням видобувних свердловин на газлифт, успішним проведенням ОПЗ. Потім річний видобуток падає і складає в 2011р. 374,9 тис. Т нафти. Накопичена видобуток нафти - 7856,8 тис. Т, рідини - 8760,9 тис. Т. Поточний дебіт нафти склав 37,8 т/добу. при обводнення 22,9%.
У 1993 р розпочато розробку нафтових покладів III блоку. Свердловини вводилися в експлуатацію фонтанні способом з дебітами від 50 до 345 т/добу. безводної нафти. Їх експлуатація супроводжувалася різким падінням дебіту і швидким наростанням газового фактора, причиною яких було зниження пластового тиску в зонах дренування. Роботи з інтенсифікації припливу істотного впливу на збільшення дебітів не чинили. В даний час на III блоці експлуатує три видобувні свердловини. Максимум річного видобутку нафти припадав на 1996 та склав 43 тис. Т. У 2011 р річний видобуток нафти склала 27,06 тис. Т, рідини - 27,6 тис. Т. З початку розробки видобуто нафти - 460,2 тис. т, рідини - 486,6 тис. т. Середній дебіт нафти, в порівнянні з попереднім роком, збільшився і склав 25 т/добу. при обводнення 2,1%.
Аналіз системи заводнення
Спочатку продуктивні відклади нижнього олігоцену передбачалося розробляти за трехрядной системі розробки з розміщенням свердловин за схемою 600x600 м (відстань між нагнітальними свердловинами 300 м).
Після відкриття фундаменту за результатами проведення багатоваріантних техніко-економічних розрахунків, для нижнього олігоцену була рекомендована семикрапковим майданна система, з відстанню між свердловинами 600х600 м в поєднанні з підвищеними тисками нагнітання і з наступною її трансформацією в виборчу систему розробки на окремих ділянках у міру уточнення геологічної будови.
На практиці реалізувати запроектовану систему розробки виявилося скрутним і, в даний час, експлуатаційний об'єкт розробляється за нерівномірній сітці із застосуванням виборчого заводнення.
Всього в 2011р. в пласт закачано 1126,6 тис. м 3 води, що довело значення поточної компенсації до 116,4%. Середня прийомистість нагнітальних свердловин 302 м 3/добу. Накопичена закачування становить 16123 тис.м 3.
Впровадження системи заводнення розпочато на другий рік розробки (1989 г.), але основна частина проектного фонду нагнітальних свердловин була введена в експлуатацію до 1999 року, тобто через 11 років після початку розробки. До цього часу пластовий тиск по продуктивним обріїв наблизилося до тиску насичення, а за деякими з них знизилося нижче критичного значення. Виборчий введення нагнітальних свердловин дозволив інтенсифікувати процес розробки, збільшити і стабілізувати значення пластового тиску вище тиску насичення. Однак, реалізована на практиці система розробки характеризується істотною недокомпенсацією відборів рідини закачиваемой водою протягом усього періоду р...
