35.84 т/добу і 36.99 т/добу. Обводненість продукції в цілому склала 3.10%.
У цілому по території закачано 1362.33 тис.м3 води, накопичена з закачування склала 4980.68 тис.м3. Середня прийомистість нагнітальних свердловин знаходиться на рівні 178.39 м3/добу.
Поточна компенсація відбору знаходиться на рівні 79.15%.
рік
За аналізований період в цілому по території відібрано 1500.20 тис.т нафти, рідини 1632.96 тис.т. Накопичена видобуток нафти досягла 5965.5 тис.т і 6182.9 тис.т рідини.
Середній дебіт діючих свердловин в цілому по нафті склав 36.57 т/добу, по рідини 39.8 т/добу.
У продуктивні пласти закачано 1694.20 тис.м3 води з середньою приемистостью 200.8 м3/добу. Обводненість продукції в цілому 8.13%. В цілому по території накопичена закачування склала 6674.88 тис.м3 води.
Поточна компенсація відборів рідини закачуванням знаходиться на рівні 89.27%.
У 2008 рік видобуток нафти в цілому станом на 01.01.03 р склала 2149.63 тис.т і 2454.38 тис.т рідини при середній поточної обводнення 18.2%. Накопичена видобуток нафти та рідини на дату аналізу досягла 8115.12 тис.т і 8637.32 тис.т.
Середній дебіт діючих свердловин в цілому по нафті складає 44.28 т/добу, по рідини 50.56 т/добу.
У цілому по території в продуктивні пласти закачано 1821.4 тис.м3 води, накопичена закачування води склала 8496.23 тис.м3.
Середня прийомистість нагнітальних свердловин знаходиться на рівні 170.59 м3/добу.
Поточна компенсація відборів рідини закачуванням склала 51.7%.
рік
Видобуток нафти в цілому станом на 01.01.04 р склала 2803.3 тис.т. і 3637.7 тис.т рідини, середня обводненість склала 22.9%. Накопичена видобуток по нафти та рідини становить 10918.4 тис.т і 12275.0 тис.т відповідно.
Середній дебіт діючих свердловин по нафти та рідини на дату аналізу становить 45.3 т/добу і 58.8 т/добу.
Середня прийомистість нагнітальних свердловин знаходиться на рівні 207.4 м3/добу.
Поточна компенсація відборів рідини закачуванням становить 50.6%.
2.1.3 Аналіз вироблення запасів нафти і газу
Для вивчення поточного стану вироблення запасів нафти з об'єктів розробки родовища складені карти відносин сумарних відборів нафти до питомою геологічними запасами по свердловинах в їх умовних зонах дренажу за покладами М-I, М-II, Ю-I, Ю-II, Ю-III. Кількість видобутої нафти, віднесене до початковим геологічними запасами дає уявлення про поточний коефіцієнті нефтеізвлеченія (КІН тек). Різниця (1-КІН тек) вказує на частку залишкових запасів, недреніруемие або слабодреніруемих при існуючій системі розробки (определяютя як різниця між балансовими запасами і накопиченої видобутком). Розрахунки проводилися наступним чином. Площа розробки кожної поклади була розділена на умовні зони дренажу, виходячи з положення, що зона дренажу дорівнює половині відстані між сусідніми свердловинами об'єкта. Потім для кожної свердловини були підраховані початкові геологічні запаси нафти об'ємним методом. Ефективні товщини, коефіцієнти пористості і нефтенасищенності оцінені за даними ГДС, коефіцієнт вилучення нафти, питома вага нафти і перерахункових коефіцієнт взяті з роботи. Для кожної експлуатаційної свердловини визначена накопичена видобуток станом на 01.07.2009р. Якщо в умовній області дренування свердловини об'єкта перебувала свердловина поза сітки розробки, її накопичена видобуток додавалася до видобутку основний свердловини. Накопичена видобуток свердловини, що знаходиться на кордоні умовних областей дренування декількох свердловин, ділилася між цими свердловинами пропорційно їх ефективної товщині. Таким же чином ділилася видобуток нагнітальних свердловин, колишніх у відпрацюванні на нафту. У свердловинах, що експлуатують два поклади, накопичена видобуток була поділена пропорційно розкритим перфорацією ефективним толщинам по кожній поклади.
За поклади М-II найбільш високі накопичені відбори нафти припадають на свердловину +1035 (КІН тек - 0.61), в інших свердловинах величина КІН тек не перевищує 0.3. Найбільшою виробленні піддалася прикордонна зона поклади в центральній частині родовища.
У таблиці 2.2. наведені значення КІН тек за покладами та об'єктам розробки на дату аналізу. Найбільшою виробленні піддався III об'єкт розробки, поточний КІН досяг 0.29. Найменш вироблені колектори Ю- IV горизонту, КІН тек - 0.17.
Зіставляючи карти КІН тек з картами ізопахіт можна зробити припущення про наявність невиробленими запасів нафти по деяких дільницях покладів. Однак це припущення необхідно підтв...
