Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Введение

пласт скважина нефть

Анализ показателей разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д.)

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого - технических мероприятий (ГТМ).

1. Геолого-физические условия разработки основных продуктивных пластов

1.1 Условия залегания основных продуктивных пластов (характеристика, месторождения и климатические условия, тектоника и стратиграфия, нефтегазоводоносность, геологический разрез)

Радаевское нефтяное месторождение расположено в Сергиевском районе Самарской области в 12 км к западу от районного центра с. Сергиевска и в 15 км от конечной станции железнодорожной ветки Кротовка - Сургут. Вблизи месторождения расположены населенные пункты: с.с. Чекалино, Нероновка, Радаевка, Студеный Ключ и др.

Месторождение открыто в 1948 году первой поисковой скважиной №1, пробуренной в своде поднятия, выявленного структурно-геологической съемкой масштаба 1:25000. Промышленная нефть была получена из отложений бобриковского горизонта, позднее (в 1951 г.) - из отложений терригенного девона.

Район месторождения находится в переходной зоне от степи к лесостепи.

В пределах площади широко развиты карстовые процессы, проявляющие себя в образовании многочисленных воронок. Глубина их достигает 10-15 м, диаметр-до 50 м. Образование карстовых воронок, вероятно, связано с выщелачиванием неглубоко залегающих гипсов казанского яруса и последующим обрушением вышележащих пород.

Климат района континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура +3.5°С, среднегодовое количество осадков 426 мм.

Сергиевский район промышленно-сельскохозяйственный. Здесь на базе открытия и разработки нефтяных месторождений (Радаевского, Якушкинского, Козловского, Серноводского, Обошинского и др.) ведущую роль играет нефтедобыча.

На территории района имеется несколько глинокарьеров, обеспечивающих сырьем производство глинистых растворов для бурения глубоких скважин.

Площадь месторождения связана с районным центром с. Сергиевск автодорогой с покрытием. В 12 км к юго-востоку от месторождения проходит автомагистраль Самара - Уфа, а также нефтепровод «Дружба».

Радаевское месторождение введено в разработку в 1950 году. На 1.01.2006 г. накопленная добыча в целом по месторождению составила 34906 тыс. т., что составляет 86,27% от начальных извлекаемых запасов, числящихся на балансе.

Стратиграфия

В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста. Породы кристаллического фундамента на месторождении не вскрыты. Самыми древними осадками, вскрытыми на месторождении, являются породы бавлинской свиты, вскрытые скважинами 2, 3, 4, 50 и 76 и представленные пестроцветными песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и глин. В наиболее глубокой скважине №50 (3745 м) вскрытая толщина бавлинских осадков составила 1505 м.

Девонская система

Отложения нижнего девона на месторождении отсутствуют. Средний девон представлен отложениями эйфельского и живетского ярусов. Разрез эйфельского яруса сложен песчаниками, алевролитами, глинами, а также карбонатными породами (афонинские слои), к пористым разностям которых приурочен водоносный пласт Д-V. Толщина отложений яруса 10-13 м.

Живетский ярус в нижней части сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин воробьевского горизонта, в средней - песчано-глинистой пачкой ардатовского горизонта, среди которой выделяется 3-4-метровый карбонатный прослой (репер «остракодовый известняк»). С пропластками песчаника связаны водоносные пласты Д-III и Д-III. Верхняя часть яруса представлена отложениями муллинского горизонта, которые подразделяются на две пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - алевролитово-глинистую.

Верхний девон

Франский ярус. В нижней части представлен терригенными отложениями пашийского горизонта: песчаниками, алевролитами, глинами. К песчаникам пашийского горизонта приурочены пласты Д-I и Д-II; пласт Д-I на рассматриваемой площади является промышленно нефтеносным. Толщина горизонта 60-75 м.

Залегающие выше отложения тиманского горизонта представлены преимущественно алевролитово-глинистыми породами, в верхней части - карбонатно-глинистыми. Толщина горизонта 101-125 м.

Остальная часть франского яруса и фаменский ярус верхнего девона сложены карбонатными породами: известняками, мергелями, доломитами.

Каменноугольная система

Нижний карбон

Турнейский ярус сложен известняками с редкими прослоями доломитов. С проницаемыми разностями в верхней части яруса связан продуктивный пласт В₁. Толщина яруса 227-380 м.

Визейский ярус. Нижняя часть яруса сложена терригенными породами косьвинского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов: песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники кварцевые, тонко- и разнозернистые, слабо сцементированные. К песчаникам этой части разреза приурочены основные продуктивные пласты месторождения - от С-1 до С-IV. Толщина терригенных отложений изменяется от 55 до 160 м.

Верхняя часть яруса сложена преимущественно карбонатными породами окского надгоризонта: доломитами, реже - известняками. Толщина карбонатных отложений 193-246 м.

Серпуховский ярус сложен известняками и доломитами. Отмечаются редкие прослои глин, включения гипса и ангидрита. Толщина яруса 112-190 м.

Средний карбон

Башкирский ярус представлен известняками пелитоморфными и кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, местами кавернозными, реже - доломитами. Толщина 32-53 м.

Московский ярус. В основании яруса залегают отложения верейского горизонта, представленные преимущественно глинистыми породами, в нижней части - с прослоями карбонатных пород. Толщина горизонта 53-60 м. Остальная часть разреза московского яруса сложена карбонатными породами каширского, подольского и мячковского горизонтов: известняками и доломитами с прослоями глин. Толщина каширского горизонта 60-86 м., подольского -133-158 м., мячковского -106 -142 м.

Верхний карбон

Разрез представлен известняками и доломитами, иногда загипсованными, с включениями кремня. Толщина 219-361 м.

Пермская система

Нижняя пермь на месторождении представлена ассельским и сакмарским ярусами.

Ассельский ярус сложен доломитами с прослоями органогенно-обломочных известняков. Толщина 40-100 м.

Сакмарский ярус в нижней части представлен известняками с прослоями доломитов, местами разрушенных до состояния доломитовой муки, в верхней части - гипсами и ангидритами. Толщина яруса 25-43 м.

Верхняя пермь представлена отложениями казанского яруса, которые залегают на размытой поверхности сакмарского яруса и сложены доломитами, ангидритами и гипсами. Толщина яруса до 120 м.

Неоген

Отложения неогена по площади распространены не повсеместно. По данным крелиусного бурения толщина осадков местами достигает 74 м. Представлены они глинами известковистыми, плотными.

Четвертичные осадки представлены суглинками и глинами толщиной до 35 м

Тектоника

В региональном тектоническом плане Радаевское месторождение расположено в пределах Волго-Сокской палеовпадины, в прибортовой части Серноводско-Абдулинского авлакогена. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к восточному борту, а Малиновский купол - к осевой зоне Камско-Кинельской впадины. Радаевская структура расположена на Елховско-Боровском валу, который образован цепочкой поднятий, протягивающихся на восток - северо-восток. На оси вала располагаются (с запада на северо-восток): Филипповское, Кирилловское, Авралинское, Елховское, Горько-Овражное, Ивановское, Малиновское, Радаевское, Успенское, Боровское, Артамоновское локальные поднятия. С некоторыми из них связаны месторождения нефти.

Радаевская структура по отложениям каменноугольного возраста представляет собой крупную линейную складку, вытянутую в направлении с юго-запада на северо-восток. Складка имеет асимметричное строение: южное крыло крутое (углы падения до 11), северное - пологое (до 1 25 ).

По поверхности отложений бобриковского горизонта, основного нефтевмещающего объекта, в строении структуры прослеживаются осложняющие ее локальные купола (с юго-запада на северо-восток): Малиновский (2-й и 1-й участки), Радаевский, Студено-Ключевской, Сергиевский и несколько обособленно - Успенский. Установленные амплитуды куполов в границах внешнего контура нефтеносности основного пласта С-1, принятого в интервале абс. отметок -1189-1201 м, составляют: Малиновский 2-й-37.4 м, Малиновский 1-й-41 м, Радаевский-44 м, Студено-Ключевской-59 м, Сергиевский-57 м. Размеры структуры 21х3.5 км.

По кровле пласта Д-1, содержащего залежь нефти на Радаевском куполе, размеры купола по замкнутой изогипсе - 1910 м составляют 7х2.2 км, амплитуда 31 м.

По более молодым горизонтам среднего карбона и перми складка сохраняет свои основные особенности. В целом, отмечается совпадение структурных планов по различным маркирующим горизонтам карбона и девона.

Нефтегазоводоносность

Радаевское месторождение является многопластовым. Во вскрытом разрезе осадочного чехла промышленная нефтеносность установлена в терригенном девоне (пласт Д-1 пашийского горизонта) и нижнем карбоне (пласты В₁ турнейского яруса, С-II и C-III радаевского, С-I и С-Iа бобриковского горизонтов). Залежь нефти пласта С-I

Пласт С-I приурочен к верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, в основном, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями алевролитов и глин. Пласт залегает на средней глубине 1400 м, на 1.01.2006 г. вскрыт 281 скважиной.

Залежь нефти простирается узкой полосой с юго-запада на северо-восток до 20 км, объединяя единым контуром нефтеносности все купола структуры. Гипсометрическое положение водонефтяного раздела обосновано при подсчете запасов в пределах абс. отметок -1189-1201 м, причем отмечается его закономерное погружение с северо-востока на юго-запад, что совпадает с направлением регионального напора пластовых вод. Ширина залежи изменяется от 3 км на Сергиевском и Радаевском куполах до 1 км на 2-м участке Малиновского купола.

Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов.

Пласт характеризуется значительной неоднородностью. Его общая толщина изменяется в широких пределах: от 12-13 м в северо-восточной части площади (скважины 25, 26, 31 и др. Сергиевского купола) до 68.8 м в юго-западной (скв. 319 Малиновского купола). Увеличение толщин происходит по мере приближения к осевой зоне Камско-Кинельской впадины (Малиновский купол).

Значения эффективных толщин пласта также изменяются в широких пределах: от 2.1 м (скв. 13) до 61.9 м (скв. 319), что связано как с вариациями общих толщин, так и с изменчивостью фациального состава отложений, количеством и толщиной глинисто-алевролитовых прослоев в разрезе пласта. В ряде скважин пласт представлен монолитным песчаным телом (скв. 13,14, 23, 25 и др. Сергиевского купола, скв. 63, 174, 177, 180 Студено-Ключевского купола), в других - разделен непроницаемыми глинистыми перемычками на серию (до 11-13) проницаемых пропластков (скв. 340, 348 Малиновского купола).

Подсчет запасов нефти залежи пласта С-I 2 производился по участкам, границы которых проведены с учетом многокупольного строения структуры: Сергиевский, Студено-Ключевской и Радаевский купола, 1-й и 2-й участки Малиновского купола

1.2 Коллекторские свойства пласта

Лабораторные анализы керна выполнялись в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» и в КНИИ НП (ВОИГ и РГИ).

В целом объем исследований коллекторских свойств по керну, отобранному в 59 скважинах, включая плотные разности, составил: 1780 определений пористости и 1452 определений проницаемости. Для расчета средних значений были использованы данные 901 определения пористости и 613 - проницаемости по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов.

Геофизические исследования скважин проведены на большинстве подсчетных объектов. Пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов оценивалась по данным ГИС для 232 интервалов методом ПС и 514 интервалов методом НГК. Начальная нефтенасыщенность определялась по ГИС (по удельным электрическим сопротивлениям пород) на основе петрофизических зависимостей между параметром пористости и пористостью и параметром насыщения и водонасыщенностью, установленным по данным электрометрических исследований керна Радаевского месторождения. Средневзвешенные значения нефтенасыщенности рассчитывались в целом по 507 интервалам.

Пласт СI

Залежи нефти пласта СI отмечены на Сергиевском, Студено-Ключевском, Радаевском и Малиновском куполах месторождения.

Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.

Песчаники пласта бурые и коричневые с различными оттенками, неравномерно нефтенасыщенные. Состав песчаников кварцевый с включением единичных чешуек мусковита, зерен полевого шпата и циркона. Структура мелкозернистая. Текстура массивная, тонкослоистая, реже пятнистая. По данным гранулометрического анализа преобладают зерна фракции 0,25-0,1 мм. Зерна кварца угловатые, полуокатанные, реже окатанные. Часть зерен катаклазирована или корродирована вторичными минералами. Цемент в основном контактовый и поровый, частично базальный и пойкилитовый. В контактовом и поровом цементе содержится тонкослюдистый материал и пелитоморфный карбонат с органическим веществом. Пойкилитовый тип цементации представлен эпигенетическим кальцитом. Коллектор поровый. Пористость межзернового типа. Диаметр пор от 0,01-0,15 до 0,2-0,3 мм (поры выщелачивания). Каверны размером 1-1,5 мм. Поры сообщаются между собой микроканальцами и тонкими трещинами. В порах содержится пирит и битум. Наблюдаются трещины извилистые, прерывистые, развитые параллельно напластованию. К ним приурочено образование пор щелевидных, открытых.

Таблица №1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	пласт СI
	Сергиевский купол
Категория запасов	А
Средняя глубина залегания, м	1380
Тип залежи	пластовый
Тип коллектора	терри-генный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	10387
Объем нефтегазоносности, тыс. м3	110143
Средняя общая толщина, м	20,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	14,1
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м	10,6
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	5,4
Пористость, доли ед.	0,24
Ср. нефтенасыщенность доли ед.	0,95
Проницаемость, мкм2	2,313
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,77
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,8
Начальная пластовая температура, оС	26,5
Начальное пластовое давление, МПа	14,00
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	27,83
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,878
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,897
Абсолютная отметка ВНК, м	-1189
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,055
Пересчетный коэффициент доли ед.	0,948
Содержание серы в нефти, %	2,83
Содержание парафина в нефти, %	6,65
Давление насыщения нефти, МПа	5,88
Газосодержание нефти м3/т	27,69
Газовый фактор м3/т	25,63
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	1,42
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,155
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3	1,161
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,707
Нач. баланс. запасы нефти млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)	21,240
в том числе: по категории АВС1/С2	21,240/-
Нач. извл. запасы нефти, млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)	11,724
в том числе: по категории АВС1/С2	11,724/-
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,552
Плотность газа по воздуху доли ед.	1,064

1.3 Состав и физико - химические свойства пластовых жидкостей и газа

Характеристика нефти, газа Радаевского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом КНИИ НП, ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» и институтом «Гипровостокнефть».

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования шести глубинных из скважин №16, 23, 31, 211 и 41 поверхностной пробы из шестнадцати скважин.

По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти - 878,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 5,88 МПа, газосодержание - 27,69 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 27,83 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м³, газовый фактор - 25,63 м³/т, объёмный коэффициент - 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти - 125,38 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - 0,80%, углекислого газа - 2,07%, азота - 22,86%, гелия - не определяли, метана - 27,65%, этана - 20,18%, пропана - 20,52%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 26,44%. Относительная плотность газа по воздуху - 1,064, а теплотворная способность газа - 46528 кДж/м³.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,83%), высокосмолистая (15,26%), высокопарафиновая (6,65%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С - 33,0%.

Таблица №2 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Пласт СI(Б2) Сергиевского купола
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	4	6	5,29 - 6,37	5,88
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	4	6	25,90 - 31,08	27,69
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	4	6	1,058 - 1,076	1,067
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=	0,275	МПа	Т1=	20	С	4	6	-	21,25
Р2=	0,108	МПа	Т2=	18	С	4	6	-	2,16
Р3=	0,098	МПа	Т3=	20	С	4	6	-	0,29
Р4=	0,118	МПа	Т4=	40	С	4	6	-	1,06
Р5=	0,098	МПа	Т5=	40	С	4	6	-	0,87
Суммарное газосодержание, м3/т	4	6	-	25,63
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	4	6	-	1,055
Плотность, кг/м3	4	6	869,0 - 887,0	878,0
Вязкость, мПас	4	6	22,00 - 33,10	27,83
Температура насыщения парафином,°С
б) Газ газовой шапки
Давление начала и максимальной конденсации, МПа
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПас
Содержание стабильного конденсата, г/м3
в) Стабильный конденсат
Плотность, г/см3
Температура застывания, 0С
Вязкость при 20 0С, мПас
г) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент
Вязкость, мПас				1,42
Общая минерализация, г/л				251,3
Плотность (в пл. условиях), кг/м3				1,155

Таблица №3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

	Пласт СI (Б2) Сергиевского купола
Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль
Сероводород	0,794	0,80	-	-	0,886	0,80	0,004	0,04	0,030	0,20
Углекислый газ	2,178	1,70	-	-	2,954	2,07	0,001	0,01	0,087	0,45
Азот + редкие	15,985	19,60	-	-	20,767	22,86	-	-	0,606	4,92
в т.ч. гелий	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Метан	10,892	23,33	-	-	14,387	27,65	0,001	0,01	0,420	5,96
Этан	15,420	17,62	0,040	0,39	19,683	20,18	0,058	0,54	0,630	4,77
Пропан	30,644	23,88	0,319	2,13	29,339	20,52	0,671	4,29	1,507	7,78
Изобутан	2,487	1,47	0,085	0,43	1,829	0,97	0,132	0,64	0,181	0,71
Н. бутан	12,231	7,23	0,325	1,65	6,569	3,49	0,687	3,33	0,858	3,36
Изопентан	7,140	3,40	0,091	0,37	0,406	0,17	0,118	0,46	0,127	0,40
Н. пентан	1,050	0,50	0,800	3,27	2,693	1,15	0,990	3,86	1,040	3,28
Гексаны	1,179	0,47	0,085	0,29	0,106	0,04	0,129	0,42	0,129	0,34
Гептаны	-	-	-	-	-	-	-	-	0,000	-
Остаток (С8+высшие)	-	-	98,255	91,47	0,381	0,10	97,208	86,40	94,385	67,83
Молекулярная масса	34,95	294,33	30,86	281,49	230,33
Молекулярная масса остатка	-	316,67	-	316,67	316,67
Плотность:
газа, кг/м3	1,452			1,282
газа относительная (по воздуху)	1,205			1,064
нефти, кг/м3			902,0			897,0	878,0

Таблица №4. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт СI (Б2) Сергиевского купола
	Количество исследованных	Диапазон	Среднее
	скв.	проб	изменения	значение
Вязкость динамическая, мПас:
при	20°С	16	41	65,91 - 317,54	125,38
	50°С
Вязкость кинематическая, м2/с
при	20°С	16	41	(72,53 - 349,44) Ч10-6	137,98Ч10-6
	50°С
Температура застывания,°С	11	28	-18 - (-1)	-9
Температура насыщения парафином,°С
Массовое содержание, %	Серы	16	40	1,61 - 3,66	2,83
	Смол силикагелевых	15	40	11,37 - 23,69	15,26
	Асфальтенов	15	40	2,50 - 11,54	4,89
	Парафинов	16	40	4,60 - 10,01	6,65
	Солей
	Мехпримесей
Содержание воды, %об	3	3	6,00 - 70,00	29,33
Температура плавления парафина,°С	12	26	48 - 57	51
	н.к. - 100°С	12	14	3,0 - 6,0	5,0
Объемный	до 150°С	12	14	10,0 - 14,0	11,0
выход фракций, %	до 200°С	12	14	13,0 - 20,0	17,0
	до 250°С	4	6	22,5 - 27,0	25,0
	до 300°С	12	14	24,0 - 38,0	33,0
Классификация нефти	Высокосернистая, высокопарафиновая, высокосмолистая

Воды продуктивных пластов CI, CIa, СII, СIIа, СIIб, CIIIа, CIIIб, В₁ и ДI Радаевского месторождения изучались по данным глубинных и, в основном, поверхностных проб лабораториями ВОИГ и РГИ, Гипровостокнефть, НГДУ «Сергиевскнефть».

Район Радаевского месторождения характеризуется весьма сложной гидрогеологической обстановкой, что связано с приуроченностью месторождения к погребенной Камско-Кинельской впадине, нижнекарбоновые осадки которой (особенно в районе Малиновского купола) представлены мощной толщей песчано-глинистых пород.

Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности этого района, воды пластов CI, CIa, СII, СIIа, СIIб, CIIIа, CIIIб, В₁ относятся к зоне затрудненного водообмена, а воды пласта ДI - к зоне застойного режима. Зона сероводородных вод с затрудненным водообменом имеет нижнюю границу в кровле тиманского горизонта. В пределах площади распространения Камско-Кинельской впадины района Мухановского, Дмитриевского и других соседних месторождений, указанная граница располагается стратиграфически выше, в подошве терригенного пласта бобриковского горизонта, где пластовые воды радаевского и косьвинского горизонтов приобретают облик вод терригенного девона. В районе Радаевского месторождения пластовые воды радаевского горизонта по химсоставу незначительно отличаются от пластовых вод бобриковского горизонта (немного повышается содержание кальция, брома, уменьшается первая соленость, увеличивается метаморфизация).

Характеристика химического состава вод пласта СI приводится по результатам, полученным при освоении разведочных и эксплуатационных скважин на всех разрабатываемых куполах месторождения.

Залежь нефти пласта СI на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах с 1970 года разрабатывается с заводнением попутной водой этого же пласта. Результаты большого количества проведенных анализов показывают, что химический состав вод пласта постоянен.

Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,161 г./см³ (в пластовых условиях 1,155 г./см³), минерализация 251,29 г./л. Вязкость определялась по палеткам. В пластовых условиях в среднем она равна 1,40-1,42 мПа·с, в поверхностных условиях - 1,68 мПа·с. В составе воды содержится 8,56 г./л ионов кальция, 2,54 г./л магния, 1,08 г./л сульфатов. Первая соленость 85,3%-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,86).

Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH₄-11,2%, C₂H₆+высшие - 3,2%, N₂-59,8%. Газонасыщенность - 165 см³/л, общая упругость газа - 3,39 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Водообильность бобриковского горизонта изменяется в широких пределах от 0,35 м³/сут (скв. 14 Студено-Ключевской купол), 4,2 м³/сут (скв. 82 Успенский купол) до 53 м³/сут (скв. 28 Сергиевский купол).

Статический уровень в скважине 39 (Радаевский купол) установился на абсолютной отметке +42 м.

В пределах Радаевского месторождения, как и на обширной территории Самарского Заволжья, воды бобриковского горизонта (пласт СI) обладают удивительно устойчивым химическим составом. Они имеют высокую первую соленость и низкую метаморфизацию. В водорастворенном газе преобладает азот.

Таблица №5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде пластов СI+СIа Сергиевского купола

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
Cl-	21	22	4059,80-4694,90	4324,39
SO42-	21	22	4,79-13,74	11,21
HCO3-	21	22	0,33-12,45	5,94
Ca2+	21	22	189,87-250,25	213,45
Мg2+	21	22	90,05-129,58	3715,59
Na+ + K+	21	22	3470,87-4076,96	3715,59
Примеси:	-	-	-	-
PH	4	4	5-5	5

1.4 Характеристика запасов нефти месторождения, подсчет запасов нефти и газа

Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.

- Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов

- По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти - 878,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 5,88 МПа, газосодержание - 27,69 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 27,83 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м³, газовый фактор - 25,63 м³/т, объёмный коэффициент - 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти - 125,38 мПа·с.

- В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста.

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2011 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q_бал = F * h * m * с * л * q (1.1)

Q_бал - это балансовые запасы, тыс. т

F - площадь нефтеносности - 10387 тыс. м²

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10,6 м

m - коэффициент пористости - 0,24 доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - 0,95 доли ед.

с - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,899т/м³

q - пересчетный коэффициент - 0,941 доли. ед

q= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Qбал = 10387х 10,6 х 0,24 х 0,95 х 0,899 х 0,941 = 21240 тыс. т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Qизвл = Qбал х К где (1.2)

К - коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0,552 доли ед.

Qизв = 21240 х 0,552 = 11724 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011 г. составят

Q_{бал. ост} = Qбал - Qдоб (1.3)

Qдоб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-10123 тыс. т.

Qост. бал.= 21240-10123 =11117 тыс. т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011 г. составляет

Q_{извл.ост.} = Qизвл - Qдоб (1.4)

Qизвл.ост = 11724 -10123 = 1601 тыс. т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

_V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 21240 х 27,5 = 584,1 млн.м^{3 (1.5)}

Г - газовый фактор по пласту - 27,5 м³.

V_{нач.изв} = Qизв. нач х Г (1.6)

_{Vнач.изв} = 11724 х 27,5 = 322,4 млн. м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2010

Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г (1.7)

_{Vбал.ост.газа} = 11117х 27,5= 305,7 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Qизв.ост.неф х Г (1.8)

Qизвл.ост.газа =1601х 27,5 =44,02 млн. м³

Таблица №6 Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.

Запасы нефти тыс. т	Запасы газа мил. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
21240	11724	11117	1601	584,1	322,4	305,7	44,02

2. Характеристика системы разработки (режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин, карта разработки)

За весь период разработки месторождения было выполнено более 20 технологических документов. В них совершенствовалась технология разработки эксплуатационных объектов, анализировалось состояние разработки, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы и значения прогнозной нефтеотдачи.

Впервые проект разработки пласта СI была составлена институтом «Гипровостокнефть» в 1955 г. Залежь угленосного горизонта была разбита на четыре купола, разделенных пережимами: Сергиевский, Студено-Ключевской, Радаевский и Западно-Радаевский (Малиновский).

Проектом предусматривалось расположить скважины на залежи рядами с плотностью сетки 350х400 м.

Пласт СI Сергиевского купола рекомендовалось разрабатывать двумя кольцевыми рядами. В сводовой части дополнительно были размещены 6 скважин. Всего на куполе была размещена 41 добывающая скважина. На 1 скважину приходилось 233 тыс. т извлекаемых запасов и 27 га площади.

На Студено-Ключевском куполе 38 эксплуатационных скважин размещались тремя линейными рядами. На I скважину приходилось 174 тыс. т извлекаемых запасов нефти и 26,5 га площади нефтеносности.

На Радаевском куполе предусматривалось пробурить 42 скважины. На 1 эксплуатационную скважину приходилось 135 тыс. т нефти извлекаемых запасов и 22,3 га площади.

Малиновский купол, который тогда назывался Западно-Радаевским, был плохо разведан, и его извлекаемые запасы ориентировочно составляли всего 1,5 млн. т. На этом участке предполагалось разместить 16 скважин. На 1 скважину приходилось 97 тыс. т извлекаемых запасов и 42,5 га площади нефтеносности.

В целом залежь пласта СI планировалось эксплуатировать 137 скважинами.

Так как законтурная зона пласта в то время была плохо изучена, то рекомендовалось внедрить на месторождении законтурное заводнение залежи. Количество нагнетательных скважин составляло 25 единиц. Расстояние между нагнетательными скважинами было принято равным 1250-1300 м, а в приконтурной зоне они размещались на расстоянии 400-500 м и от контура нефтеносности.

Пласт девона ДI и В₁ турнейского яруса в то время были недостаточно разведаны, поэтому в техсхеме не рассматривались.

Разбуривание залежи в дальнейшем проводилось в полном соответствии с технологической схемой разработки.

На основании анализа разработки пласта СI, выполненного в 1959 г., были внесены некоторые коррективы в систему размещения скважин.

В 1967 г. институтом «Гипровостокнефть» был составлен проект разработки основных продуктивных пластов Радаевского месторождения - пластов СI, СII, СIII и В₁. По девону были даны рекомендации по разведке. Проект разработки утвержден ЦКР 25.03.1968 г.

К моменту составления проекта разработки весь ранее намеченный фонд скважин по пласту СI был пробурен полностью, за исключением скважин Малиновского купола. В процессе разработки было установлено, что пласт СI, имеет активный упруго-водонапорный режим и может быть разработан без поддержания пластового давления. К этому времени были пробурены 2 нагнетательные скважины: №312 и №313. В первый основной эксплуатационный объект были выделены пласты СI, СII, СIII, на долю которых приходилось 65% всех балансовых запасов нефти месторождения.

Проектом разработки пласт СI на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах рекомендовалось разрабатывать существующим фондом эксплуатационных скважин без поддержания пластового давления. Проектный максимальный уровень добычи нефти - 1 млн. т до 1970 г. должен быть достигнут за счет форсированного отбора жидкости. Этот уровень добычи нефти должен был сохраняться до 1976 г.

По некоторым скважинам были даны рекомендации о дострелах невскрытой эффективной нефтенасыщенной части пласта.

Для залежи нефти пласта В₁ данная работа является технологической схемой Пласт предлагалось разрабатывать самостоятельной сеткой скважин плотностью 600х600 м. Запроектировано 35 добывающих, 16 нагнетательных и 11 резервных скважин.

В 1992 г. предприятием «Нефтеотдача» выполнена технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта СI Радаевского месторождения с применением метода комплексного воздействия на пласт химреагентами по Сергиевскому и Студено-Ключевскому куполам.

Начало процесса внедрения полимерного заводнения планировалось: на Радаевском куполе - с 1992 г., на Сергиевском - с 1994 г., на Студено-Ключевском - с 1995 г.

Последней проектной работой на Радаевское месторождение является «Авторский надзор», выполненный институтом «Гипровостокнефть» в 1996 г., в которой были даны рекомендации по совершенствованию системы разработки эксплуатационных объектов. К внедрению был рекомендован 4-й вариант разработки (протокол ЦКР №2525 от 19.01.2000 г.).

На I объекте (залежь пласта СI Радаевского, Сергиевского и Студено-Ключевского куполов) блоковая система разрезающих нагнетательных рядов дополнена очаговыми нагнетательными скважинами. За счет изменения направления фильтрационных потоков жидкости к моменту составления авторского надзора на объекте дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.

Внедрение полимерного воздействия, предусмотренное на 1-м объекте работами на 1992-1995 гг. в авторском надзоре смещено на 1997-1998 гг.

Кроме того, предложено продолжить осуществление метода изменения направления фильтрационных потоков жидкости с кратковременными циклами воздействия.

3. Динамика основных показателей разработки

Разработка залежи начата в 1952 г. с вводом в эксплуатацию скважины 16 фонтанным способом с дебитом безводной нефти в первый месяц работы 97,1 т/сут. Разбуривание и ввод в эксплуатацию скважин в основном был закончен к 1959 г., в эксплуатационном фонде пласта числились 44 скважины. Всего в эксплуатации на пласт пребывало 46 скважин.

Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах - до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв. 16 (203,2 т.т), которая фонтанировала в период 1952-57 гг.

Период безводной добычи продолжался 10 лет - с 1952 г. по 1961 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.

На 01.01.2009 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 - действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В₁), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64%) оборудованы ЭЦН, 9 - ШГН.

За 2009 г. из залежи отобрано 38,4 т. т нефти, 405,3 т. т жидкости, обводнённость продукции 90,5%. Всего по состоянию на 01.01.2009 г. добыто 10124,0 т. т нефти (или 86,4% от НИЗ). Наибольший накопленный отбор приходится на скв. 211 (865,4 т. т), расположенную в северной части купола, период эксплуатации которой -1958-2004 гг., в настоящее время - в бездействии.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти, текущим дебитам и обводнённости (по состоянию на 01.01.2010 г.) представлено в таблице №7, из которой видно, что 11 скважин действующего фонда (или 44%) работали с дебитом нефти менее 1 т/сут; дебит жидкости изменялся в широких пределах от 11 м³/сут до 142 м³/сут; обводнённость изменялась в пределах 78ч97%, в основном составляя 90-95%.

Максимум в годовой добыче нефти (401,1 т. т) был достигнут в 1959 г., жидкости - 1449 т. т в 1987 г., максимальный среднесуточный дебит нефти составлял 118 т/сут в 1953 г., жидкости - 132,9т/сут в 1987 г.

В 1970 г. на Сергиевском куполе начата закачка воды. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин - под закачкой, 2 - в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость - 253,4 м³/сут. Накопленный объём закачки - 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1970 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.

В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 - находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции. С учетом анализа текущего состояния разработки и с целью повышения эффективности выработки запасов в настоящей работе будут предложены мероприятия по выводу скважин из бездействия.

На основании таблицы показателей разработки пласта Б₂(С₁) Радаевского месторождения и графика разработки можно выделить четыре стадии разработки анализируемого объекта.

Таблица №7 Показатели разработки пласта Б₂(С₁) Радаевского месторождения

год	нефть (тыс. т)	жидк. (тыс. т)	дейст. фонд доб. скв.	обводн.	закачка воды (тыс. м3)	действ. фонд нагн. скв.	Темп отбора от НИЗ%	Степень выработ	Нефтеот	Накоп
1953	26,3	26,3	1	0,0	0,0	0	0,22	0,2	0,001	26,3
1954	43,0	43,0	1	0,0	0,0	0	0,37	0,6	0,003		69,3
1955	42,6	42,6	3	0,0	0,0	0	0,36	1,0	0,005	111,9
1956	94,7	94,7	5	0,0	0,0	0	0,81	1,8	0,010	206,6
1957	120,8	121,4	10	0,5	0,0	0	1,03	2,8	0,015	327,4
1958	132	133	12	0,6	0,0	0	1,1	2,9	0,016	345
1959	156	158	18	0,8	0,0	0	1,3	3,3	0,018	389
1960	179	181	24	1	0,0	0	1,5	3,7	0,021	439
1961	202	205	30	1,8	0,0	0	1,7	4,2	0,023	487
1962	212,0	217,4	36	2,4	0,0	0	1,81	4,6	0,025	539,5
1963	379,6	380,5	40	0,2	0,0	0	3,24	7,8	0,043	919,1
1964	401,1	402,2	36	0,3	0,0	0	3,42	11,3	0,062	1320,2
1965	331,1	331,4	30	0,1	0,0	0	2,82	14,1	0,078	1651,3
1966	304,9	305,5	25	0,2	0,0	0	2,60	16,7	0,092	1956,2
1967	332,7	361,6	36	8,0	0,0	0	2,84	19,5	0,108	2288,8
1968	341,8	412,4	38	17,1	0,0	0	2,92	22,4	0,124	2630,6
1969	308,0	396,5	40	22,3	0,0	0	2,63	25,1	0,138	2938,6
1970	287,0	398,1	40	27,9	0,0	0	2,45	27,5	0,152	3225,6
1971	270,6	403,1	38	32,9	0,0	0	2,31	29,8	0,165	3496,3
1972	310,2	483,5	38	35,8	0,0	0	2,65	32,5	0,179	3806,5
1973	293,1	478,0	37	38,7	0,0	0	2,50	35,0	0,193	4099,6
1974	282,5	492,4	38	42,6	0,0	0	2,41	37,4	0,206	4382,1
1975	262,5	464,7	36	43,5	35,5	2	2,24	39,6	0,219	4644,6
1976	283,7	511,5	36	44,5	191,3	2	2,42	42,0	0,232	4928,4
1977	271,5	526,7	35	48,5	190,7	3	2,32	44,4	0,245	5199,9
1978	249,5	513,4	34	51,4	178,5	4	2,13	46,5	0,257	5449,4
1979	290,7	685,9	34	57,6	606,4	4	2,48	49,0	0,270	5740,1
1980	303,8	794,0	33	61,7	597,3	5	2,59	51,6	0,285	6044,0
1981	273,5	838,7	32	67,4	751,5	5	2,33	53,9	0,297	6317,5
1982	263,8	1079,4	34	75,6	960,1	5	2,25	56,1	0,310	6581,3
1983	244,5	1226,5	34	80,1	960,1	5	2,09	58,2	0,321	6825,8
1984	217,9	1169,1	36	81,4	815,2	5	1,86	60,1	0,332	7043,6
1985	230,2	1218,7	36	81,1	997,6	5	1,96	62,0	0,342	7273,9
1986	222,5	1276,3	36	82,6	1054,4	5	1,90	63,9	0,353	7496,4
1987	204,2	1217,1	36	83,2	1131,8	11	1,74	65,7	0,363	7700,6
1988	194,9	1252,6	32	84,4	1385,4	9	1,66	67,3	0,372	7895,5
1989	208,9	1434,8	32	85,4	927,3	10	1,78	69,1	0,382	8104,3
1990	155,3	1419,3	31	89,1	748,7	10	1,32	70,5	0,389	8259,7
1991	143,9	1408,3	31	89,8	982,7	10	1,23	71,7	0,396	8403,6
1992	136,4	1449,0	31	90,6	1068,3	10	1,16	72,8	0,402	8540,0
1993	137,4	1124,4	31	87,8	846,6	10	1,17	74,0	0,409	8677,4
1994	111,7	1204,7	31	90,7	958,6	10	0,95	75,0	0,414	8789,1
1995	137,6	1162,0	31	88,2	928,6	10	1,17	76,1	0,420	8926,7
1996	115,6	1257,7	31	90,8	687,1	10	0,99	77,1	0,426	9042,3
1997	84,0	1432,6	31	94,1	730,1	10	0,72	77,8	0,430	9126,3
1998	103,9	1214,4	31	91,4	847,7	10	0,89	78,7	0,435	9230,3
1999	104,3	1079,1	31	90,3	799,5	10	0,89	79,6	0,439	9334,5
2000	113,7	1221,1	31	90,7	819,8	10	0,97	80,6	0,445	9448,3
2001	107,9	1273,6	31	91,5	869,8	9	0,92	81,5	0,450	9556,2
2002	98,0	1119,3	31	91,2	828,2	9	0,84	82,3	0,455	9654,1
2003	92,0	998,4	28	90,8	1072,8	9	0,78	83,1	0,459	9746,1
2004	75,8	960,4	28	92,1	878,9	9	0,65	83,8	0,462	9821,9
2005	82,5	1016,9	28	91,9	758,2	9	0,70	84,5	0,466	9904,4
2006	74,2	847,5	28	91,2	925,4	9	0,63	85,1	0,470	9978,5
2007	35,9	357,2	26	90,0	691,9	9	0,31	85,4	0,471	10014,4
2008	33,0	321,3	23	89,7	669,5	9	0,28	85,7	0,473	10047,4
2009	38,3	343,8	23	88,9	732,2	9	0,33	86,0	0,475	10085,6
2010	38,4	405,3	25	90,5	821,2	9	0,33	86,4	0,477	10123,0

I - стадия разработки началась с 1953 по 1962. Характеризуется ростом добычи нефти с 26,3 тыс. т. до 212,0 тыс. т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Поддержание пластового давления не началось на первой стадии. Обводненность растет от 0% до 2,4%.

Период безводной добычи продолжался 10 лет - с 1953 г. по 1962 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.

Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 539,5 тыс. т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,81%. Текущая нефтеотдача 0,025.

II - стадия 1963-1964. Характеризуется максимальной добычей нефти 401,1 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.

Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1320,2 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,42%. Текущая нефтеотдача 0,062.

Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.

III - стадия разработки началась с 1965-1995. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.

Накопленная добыча нефти на 01.01.1995 составляет 8926,7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,17%. Текущая нефтеотдача 0,420.

Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 4,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.

Средние дебиты нефти постепенно снижались с 94,4 до 9,4/сут.

В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (26 добывающие) и фактически заканчивается формирование системы разработки.

IV - стадия разработки началась с 1996 года. Характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненость 90,3% и медленное уменьшение добычи нефти.

Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10123,0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.

Рисунок 1

Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки

Основные причины обводнености продукции добыващих скважин следующие:

Залежь пластовая, подстилается подошвенными водами, прорыв воды произошел по наиболее проницаемой (0,86 мкм²) части пласта, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.

Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

На Радаевском месторождении проводятся соляно-кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин. Обработка призабойных зон в добывающих скважинах к росту текущих дебитов.

Таблица №8 Анализ применения геолого - технических мероприятий

Вид ГТМ	Год разработки	Прирост КИН, д.ед.
	2006.	2007	2008	2009
1. Обрабока скважин ВУС	3,1	4,4	3,4	3,9	0,009

Поверхностно активные вещества способны накапливаться на поверхности соприкосновения двух тел, называемой поверхностью раздела фаз, или межфазной поверхностью. Поверхностно активные вещества - это те вещества, адсорбция которых из растворов уже при весьма малых концентрациях (десятые и сотые доли%) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. К ним относятся органические соединения дифильного строения, то есть содержащие в молекуле атомные группы, сильно различающиеся по интенсивности взаимодействия с окружающей средой (в наиболее практически важном случае - водой).

Используется для отключения обводненных(выработанных) интервалов пласта или устранения межпластовых перетоков. Вязко упругие составы

- синтетически водорастворимый полимер

- сшивающий реагент

- вода

Основные свойства ВУС:

- широкий температурный диапазон применения (20-160 С)

- возможность управления гелеобразования;

- высокие прочностные характеристики геля;

- возможность разрушения состава химическими методами;

- простота и надежность приготовления композиции.

Характеристика системы воздействия на пласт

Залежь разрабатывается с внутриконтурным заводнением. В 1970-1972 гг. на Сергиевском куполе сформирован разрезающий ряд из 5 нагнетательных скважин. В 1982-1984 гг. переведены под нагнетание еще 6 скважин. Разрезающий ряд дополнен очаговыми скважинами. За счет осуществления изменения направления фильтрационных потоков жидкости в целом по пласту СI на Радаевском месторождении дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.

Очаговое заводнение способствует интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, которые в недостаточной степени охватываются воздействием основной системы заводнения. Участки для очагового заводнения выбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти по скважинам и снижения во времени пластового давления на участке. Нагнетательные скважины из эксплуатационных на участке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие при осуществлении очагового заводнения - предпочтительное размещение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие ее эксплуатационные скважины.

На Сергиевском куполе осуществление внутриконтурной закачки сточной воды способствовало стабилизации и росту пластового давления. В 2010 году среднее пластовое давление возросло до 13,4 МПа и было лишь на 1,4 МПа ниже начального.