сності.
Пласт девону Дi і В 1 турнейского ярусу в той час були недостатньо розвідані, тому в техсхеме не розглядалися.
Розбурювання поклади надалі проводилося в повній відповідності з технологічною схемою розробки.
На підставі аналізу розробки пласта СI, виконаного в 1959??., Були внесені деякі корективи в систему розміщення свердловин.
У 1967 р інститутом «Гіпровостокнефть» був складений проект розробки основних продуктивних пластів радаевского родовища - пластів СI, СII, СIII і В 1. За девону були дані рекомендації з розвідки. Проект розробки затверджений ЦКР 25.03.1968 р
До моменту складання проекту розробки весь раніше намічений фонд свердловин по пласту СI був пробурений повністю, за винятком свердловин Малиновського купола. У процесі розробки було встановлено, що пласт СI, має активний пружно-водонапірний режим і може бути розроблений без підтримки пластового тиску. До цього часу були пробурені 2 нагнітальні свердловини: №312 і №313. У перший основний експлуатаційний об'єкт були виділені пласти СI, СII, СIII, на частку яких припадало 65% всіх балансових запасів нафти родовища.
Проектом розробки пласт СI на Сергіївському, студія-Ключевском і радаевского куполах рекомендувалося розробляти існуючим фондом експлуатаційних свердловин без підтримки пластового тиску. Проектний максимальний рівень видобутку нафти - 1 млн. Т до 1970 р повинен бути досягнутий за рахунок форсованого відбору рідини. Цей рівень видобутку нафти повинен був зберігатися до 1976
За деякими свердловинах були дані рекомендації про дострелили нерозкритій ефективної нефтенасищенной частини пласта.
Для поклади нафти пласта В 1 дана робота є технологічною схемою Пласт пропонувалося розробляти самостійної сіткою свердловин щільністю 600х600 м. Запроектовано 35 видобувних, 16 нагнітальних і 11 резервних свердловин.
У 1992 р підприємством «нафтовіддачі» виконана технологічна схема дослідно-промислової розробки пласта СI радаевского родовища із застосуванням методу комплексного впливу на пласт хімреагентами по Сергиевскому і студія-Ключевскому куполам.
Початок процесу впровадження полімерного заводнення планувалося: на радаевского куполі - з 1992 р, на Сергіївському - з 1994 р, на студії-Ключевском - з 1995
Останньою проектною роботою на радаевского родовище є «Авторський нагляд», виконаний інститутом «Гіпровостокнефть» в 1996 р, в якій були дані рекомендації щодо вдосконалення системи розробки експлуатаційних об'єктів. До впровадження був рекомендований 4-й варіант розробки (протокол ЦКР №2525 від 19.01.2000 р.).
На I об'єкті (поклад пласта СI радаевского, Сергіївського і студія-Ключевського куполів) блокова система розрізають нагнітальних рядів доповнена вогнищевими нагнітальними свердловинами. За рахунок зміни напрямку фільтраційних потоків рідини до моменту складання авторського нагляду на об'єкті додатково видобуто 1,7 млн. Т нафти.
Впровадження полімерного впливу, передбачене на 1-му об'єкті роботами на 1992-1995 рр. в авторському нагляді зміщено на 1997-1998 рр.
Крім того, запропоновано продовжити здійснення методу зміни напрямку фільтраційних потоків рідини з короткочасними циклами впливу.
3. Динаміка основних показників розробки
Розробка поклади розпочата в 1952 р з введенням в експлуатацію свердловини 16 фонтанні способом з дебітом безводної нафти в перший місяць роботи 97,1 т/добу. Розбурювання і введення в експлуатацію свердловин в основному був закінчений до 1959 р в експлуатаційному фонді пласта значилися 44 свердловини. Всього в експлуатації на пласт перебувало 46 свердловин.
Фонтанний період видобутку відзначений в 21 свердловині і тривав, в основному, до 1957 р, в окремих свердловинах - до 1959 р Всього фонтанні способом відібрано 489,6 т.т нафти, максимальний відбір припадає на вкв. 16 (203,2 т.т), яка фонтанировала в період 1952-57 рр.
Період безводній видобутку тривав 10 років - з 1952 р по 1961 р, з 1962 р почалося поступове зростання обводнення.
На 01.01.2009 р експлуатаційний фонд видобувних свердловин складає 29 свердловин, з них 25 - діючих (в т.ч. 5 спільних пл.CI + В 1), 4 бездіяльних (в т.ч. одна сумісна). З числа діючих 16 одиниць (64%) обладнані ЕЦН, 9 - ШГН.
За 2009 р з покладу відібрано 38,4 т. т нафти, 405,3 т. т рідини, обводненность продукції 90,5%. Всього станом на 01.01.2009 р видобуто 10124,0 т. Т нафти (або 86,4% від НИЗ). Найбільший накопичений відбір припадає на скв. 211 (865,4 т. Т), розташовану в північній частині купола, період експлуатації якої - 1958...
