Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных бо. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных солянокислотных обработок призабойной зоны пласта в горизонтальных стволах скважин Карсовайского месторождения
 Скачать 3.75 Mb.
|
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1.Текущее состояние разработки Карсовайского месторожденияМесторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением. Введено в промышленную разработку на основании технологической схемы разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики, составленной в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443», выполненной ОАО «Удмуртгеология» и согласованными с Западно-Уральским округом Госгортехнадзора РФ. Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. Начальные запасы прошли государственную экспертизу и подготовлены для составления проектного документа на разработку месторождения. В 2006 г. выполнен «Проект пробной эксплуатации Карсовайского месторождения». В 2012 году выполнен оперативный подсчет запасов углеводородного сырья отложений среднего карбона (Пласты В-II, B-III, А4-0+1, А4-2) Хомяковского поднятия Карсовайского месторождения. По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти по месторождению в целом составляет 595,0 тыс.т, жидкости – 775,9 тыс.т, обводненность – 39,3 %, отбор от НИЗ 4,7 %. Верейско-башкирский объект разрабатывается самостоятельным фондом скважин, касимовско-мячковско-подоло-каширский объект является объектом приобщения с использованием компоновок для ОРЭ и ОРЗ. 2.2.Анализ текущего состояния разработки месторождения в целом2.2.1.Сравнение утвержденных и фактических показателей разработкиВ соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки: - Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект - Верейско-башкирский объект До 2006 года на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин, в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443». В период с 2006 по 2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, начато опережающее бурение 12-ти скважин, с целью изучения режима работы залежи и установления оптимального режима работы скважин. В 2007 г. пробурены скважины: 1, 2, 5, 6, 133 в районе скважины 1443; в 2008 г. скважины: 7, 8, 9, 10, 11, 12 в районе скважины 1441 и скважина 134 в районе скважины 1443. Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки. В 2011 г. введено из бурения 29 скважин, включая поисковую скважину 401П. С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовало 77 скважин, в том числе 74 скважины на верейско-башкирском объекте и 8 скважин на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте (скв. 14, 67, 84 – работали только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте), закачка воды осуществлялась в 9 скважинах на верейско-башкирском объекте. Месторождение полностью недоразбурено. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % по категории С1+С2. Под закачкой находилось около 56 % от пробуренных нагнетательных скважин. По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3. Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации. В данной скважине при освоении пластов В-II и B-III верейского горизонта получена пластовая вода с пленкой нефти, в результате чего принято решение ликвидации заколонного перетока, которое оказалось неудачным (по данным ГИС вскрыто 3,6 м. эффективной нефтенасыщенной толщины). При освоении и опробовании пластов вышележащего объекта, так же получены неудовлетворительные результаты по причине заколонных перетоков и низкой продуктивности интервалов. Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рис.3-4.  Рис.3 – Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (Фонд добывающих скважин, добыча нефти, жидкости и закачка)  Рис.4 – Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (дебит нефти, жидкости и приемистость) Для сопоставления проектных и фактических показателей разработки были использованы показатели, утвержденные в проекте пробной эксплуатации (период 2007-2008 г.г.) и технологической схеме разработки (период 2009-2011 г.г.). Основным объектом месторождения, является верейско-башкирский объект, разрабатываемый собственной сеткой скважин, который так же является основным, по входной добыче нефти и жидкости (89 % накопленной добычи нефти, от суммарной добычи нефти по месторождению в целом). Касимовско-мячковско-подоло-кашисркий объект - объект приобщения. Поэтому, изменение или отклонение от проектных показателей разработки связанно с верейско-башкирским объектом. Проектные решения по бурению 12-ти новых скважин в 2007-2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации были выполнены, но следует отметить, что по новым скважинам были получены дебиты ниже запроектированных в 2007 году в 4,4 раза, в 2008 – в 1,3 раза. В результате чего, фактические показатели разработки в данный период, значительно ниже запроектированных. В 2007 году добыча нефти на 54 %, а в 2008 году на 48 % ниже проектного уровня. В соответствии, с проектом пробной эксплуатации добыча нефти из пластов касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта не предполагалась, таким образом фактическое отклонение уровней добычи нефти в анализируемый период значительно, более чем в три раза. Годовая добыча жидкости в эти годы, так же, ниже проектного уровня, более чем на 50%. Накопленные показатели в 2007 незначительно ниже запроектированных, но уже к 2008 г. отклонение по накопленной добыче нефти и жидкости составило более 20 %. Действующий фонд добывающих скважин в описываемый период соответствует или выше запроектированного. Таким образом, в период пробной эксплуатации месторождения с 2007 по 2008 г. включительно, отставание от проектных уровней добычи нефти связанно с низкими дебитами по новым скважинам. В значительной степени это связано с неподтверждением геологического строения эксплуатационных объектов принятого в подсчете запасов 2003 года. По результатам бурения новых скважин по данным ГИС наблюдается уменьшение прогнозных нефтенасыщенных толщин и увеличение газонасыщенных, что обусловлено наибольшим распространением газовых шапок, чем прогнозировалось на начальном этапе оценки геологического строения (рис.5-6). В районе скважины 1443, по верейским и башкирским залежам прогнозировалось, отсутствие газовой шапки, фактически же, верейские пласты насыщенны газом. Кроме того, практически все скважины, пробуренные в 2007 г. работали с большим газовым фактором, в результате чего из скважин 1, 2, 5, 6 пробурены боковые горизонтальные стволы. В период с 2009 г. по 2011 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости, в целом на уровне запроектированных (до 10 %). В 2009 году в сравнении с Технологической схемой разработки фактические годовые и накопленные показатели разработки по месторождению незначительно выше проектных, за счет большего дебита нефти вновь вводимых скважин, меньшего падения добычи нефти и ввода трех БННС (годовая добыча нефти: проект – 86,9 тыс.т, факт – 91,3 тыс.т, жидкости: проект – 93,8 тыс.т, факт – 98,8 тыс.т).  Рис.5 – Сравнение средней нефтенасыщенной толщины объектов разработки  Рис.6 – Сравнение средней газонасыщенной толщины объектов разработки В 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %, что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков). За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды. Подробнее сравнение утвержденных и фактических показателей разработки по объектам рассмотрено ниже. Сопоставление утвержденных и фактических показателей по месторождению представлено в табл.8 и на рис.7. Таблица 8 Сопоставление утвержденных и фактических показателей разработки Карсовайского месторождения в целом    Рис.7 – Сопоставление утвержденных и фактических показателей по месторождению в целом 2.2.2.Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, анализ состояния фонда скважинПо состоянию на 01.01.2012 г. на месторождении пробурено 79 скважин (из них 9 из поисково-разведочного бурения, скважины: 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443, 385R, 401П), в том числе, согласно проектному назначению, 45 добывающих, 25 нагнетательных. Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2012 г. приведено в табл.9. Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в табл.10. Все пробуренные скважины, являются проектными верейско-башкирского объекта, и практически все скважины изначально работали на данном объекте, кроме скважин 14, 67, 82, 84. Скважина 82, на текущий момент возвращена на объект в 2010 г. Скважина 67 – переведена на касимовско-мячковско-подоло-каширский объект с целью оценки продуктивности залежи. Скважины 14 и 84 переведенны в результате низкой успешности бурения непосредственно на объект назначения. На дату анализа всего в действующем добывающем фонде числится 69 скважин, 63 на верейско-башкисрком объекте и 6 переведенных на вышележащий объект. Одна скважина 401П числится в бездействии на верейско-башкирском объекте, в ожидании освоения – скважина Хомяковской структуры. Одна скважина 385R на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте – в консервации. В нагнетательном фонде числится девять скважин, все под закачкой и на верейско-башкирском объекте. Действующие добывающие скважины на месторождении оборудованы в основном ШГН – 65 скважин, и 3 ЭЦН. Диапазон дебитов скважин на 01.01.2012 .г по нефти – от 0,8 до 28,4 т/сут, по жидкости – от 1 до 112,3 т/сут. Средний дебит скважин по нефти 9,0 т/сут, по жидкости 14,4 т/сут. За 2009 - 2011 г.г. проанализировано выполнение программы ввода новых проектных скважин: – в 2009 г. введено 13 добывающих скважин, при запроектированном количестве – 12; – в 2010 г. пробурено на четыре скважины больше, одна скважина введена из специального фонда; – в 2011 г. на обоих объектах было введено 28 скважин, при запроектированном количестве – 25; Таким образом, следует отметить, полномасштабное бурение верейско-башкирского объекта собственной сеткой скважин, с небольшим опережением бурения. Разработка касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта ведется единичными скважинами возвратного фонда. Основные проектные решения по вводу новых скважин на объекты выполняется. Проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % (категория С1+С2). Таблица 9 Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2012 г.
Таблица 10 Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г.
Анализ состояния фонда скважин Верейско-башкирский объект На 01.01.2012 г. на объект пробурено 74 добывающих и нагнетательных скважин. За период 2009-2011 г.г. согласно «Технологической схеме разработки Карсовайского месторождения» на объект было пробурено 55 скважин. По состоянию на 01.01.2012 г. на объекте числится 63 добывающие скважины, из них одна в бездействии по причине ожидания освоения. Добыча нефти практически из всех скважин производится ШГН (56 скважин оборудованы насосами НГН-2-44, три – НГН-2-57, две скважины ЭЦН-50-2400 и одна скважина ЭЦН-80-2200). В нагнетательном фонде на объекте числятся 9 скважин, все под закачкой. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за декабрь 2010 года равен 0,97, коэффициент использования – 1,0. В 2007 году обратно на объект переведена скважина 1439, работавшая до этого в период с 2000 г. по 2003 г. В 2008 г. на скважине 2 пробурен ГС. В 2009 г. проведено бурение ГС на трех скважинах объекта, а так же введена под закачку из добывающего фонда скважина 1441, согласно действующего проектного документа. Все ГС пробурены по причине высокого газового фактора, падения дебита по нефти и жидкости. В 2010 г. на объект переведена проектная скважина 82, работавшая до этого только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте. В этом же году введена из бездействия высоко-обводненная скважина 1439. Под закачку из добывающего фонда введены скважины 47, 76, 1443. Так же в этом году введен боковой горизонтальный ствол в скважине 147B1 по причине высокой начальной обводненности скважины. В 2011 г. введены под закачку скважины 37, 54, 66, 69, 134. Так же стоит уделить внимание поисковой скважине 401П, находящейся в ожидании освоения. По результатам бурения данной скважины открыты залежи Хомяковской структуры, запасы нефти утверждены в 2012 году. На дату анализа дебит нефти по скважинам изменяется от 0,8 до 28,4 т/сут, составляя в среднем 9,2 т/сут. Средний дебит жидкости составляет 11,8 т/сут, изменяясь от 1,0 до 33,7 т/сут (не были учтены три выскообводненные скважины). Основная часть фонда скважин работает с обводненностью менее 20 %, лишь три высоко-обводненные скважины работают с долей воды более 90 %. Стоит отметить, что значительная часть фонда скважин (70 %) работает с дебитом нефти не превышающим 10 т/сут. Скважин же работающих с дебитом жидкости менее 10 т/сут более 50 %, а средний дебит нефти по данным скважинам составляет 5,6 т/сут. В целом же по 70 % фонда скважин дебит нефти не превышает 10 т/сут. Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено в табл.13 - 14 и на рис.8. Таблица 11 Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.
Таблица 12 Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.
Рис.8 – Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г. На данный момент, требуется выработка мероприятий для малодебитного фонда скважин со среднесуточным дебитом по нефти менее 5 т/сут. Всего таких скважин – 21, со средним дебитом по нефти – 3 т/сут. На начальном этапе разработки верейско-башкирского объекта Карсовайского месторождения, скважины с дебитом нефти менее 5 т/сут могут считаться как низкодебитные. Доля низкодебитных скважин начиная с 2007 г. растет, составляя к 2011 г. более 20 скважин действующего добывающего фонда. Количество скважин с дебитом нефти более 10 т/сут в период с 2008 г. по 2010 г. оставалось на одном уровне, лишь в 2011 г. наблюдается существенное увеличение дебита нефти вновь вводимых скважин, за счет ввода новых скважин. В целом же стоит отметить, рост добычи нефти из низкодебитного фонда и снижение доли добычи из высокодебитного фонда. Основной причиной падения добычи нефти из переходящих скважин, является падение добычи жидкости в результате падения пластового давления. Значительного влияния увеличения обводненности на уровни добычи нефти по объекту не наблюдается. Однако имеется группа скважин, с высокой обводненностью, по которым требуется выработка рекомендаций по изоляции водопритоков. На рис.9 представлены изменения добычи нефти. На рис.10 и рис.11 приведены гистограммы динамики количества малодебитных и высоко-обводненных скважин. Темпы падения добычи базового фонда верейско-башкирского объекта по состоянию на 01.01.2012 г. достаточно высокие и составляют 24,4 %. Высокий темп падения обусловлен потерями из-за недостаточной компенсации отборов системой ППД на месторождении. Из общей величины потерь 92% составляют потери из-за снижения пластового давления, которые в дальнейшем сложно будет восполнить. Попытки восстановления пластового давления путем увеличения объемов закачки приведут к значительному росту обводненности при имеющемся сильно неоднородном коллекторе. За весь срок разработки в добыче нефти из пластов объекта принимали участие 74 скважины. Накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации, составляет 5,9 тыс. т. В целом по объекту 9,5 % (7 скважин) добыли менее 1 тыс. т нефти на скважину, в основном это скважины пробуренные во второй половине 2011 г. и скважины переведенные под закачку на текущем объекте. Среди них так же, скважина 154 – высокообводненная и низкопродуктивная. Всего на объекте 5 скважин накопленная добыча нефти по которым превысила 20 тыс. т., это две разведочные скважины 1441, 1443 и высокопродуктивные скважины пробуренные в 2007 и 2008 г.г. (рис.12). В продукции 25 скважин 2011 года сразу был получена значительная обводненность, что нехарактерно для скважин пробуренных ранее на объекте. При этом по большей части пробуренного фонда, отмечается значительное падение дебитов нефти и жидкости к концу года в результате падения пластового давления на объекте разработки. Средний начальный дебит нефти 25 скважин, введенных в эксплуатацию в 2011 году, равен 17,5 т/сут (диапазон от 0,04 до 31,7 т/сут), при средней обводненности 12,4 % (диапазон от 1,3 до 68,9 %).   Рис.9 – Динамика падения суточной добычи переходящего фонда за 2011 г.  Рис.10 – Динамика количества малодебитных и высокодебитных скважин по верейско-башкирскому объекту  Рис.11 – Динамика количества малообводненных и высокообводненных скважин по верейско-башкирскому объекту  Рис.12 – Распределение скважин верейско-башкирского объекта по накопленной добыче нефти (тыс. т) по состоянию на 01.01.2012 г. 2.2.3.Анализ примененных на Карсовайском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефтиРациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования. Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта, при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС. Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины. За последние пять лет на Карсовайском месторождении было проведено 42 геолого – технических мероприятия (ГТМ) на добывающих и 11 мероприятий - на нагнетательных скважинах. За анализируемый период суммарная дополнительная добыча нефти от мероприятий составила 22,1 тыс. т или 4,7 % от всей добычи по месторождению за эти годы, средний прирост дебита составил 5,1 т/сут. С учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет дополнительно добыто 57,4 тыс. т нефти или 12,3 % от общей добычи за период. Дополнительная закачка воды в результате ГТМ на нагнетательных скважинах составила 68,8 тыс. м3 (по итогам в год проведения ГТМ) со средним приростом приемистости скважин 59 м3/сут. Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рис.13 и рис.14.  Рис.13 - Динамика добычи нефти и количества ГТМ  Рис.14 – Структура добычи нефти на Карсовайском месторождении Из графиков видно, что на стадии разбуривания месторождения при растущей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) особого влияния на годовую добычу не оказывает. Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде и добыча дополнительной нефти представлены в таблице 13, в таблице 14 приведены эффективности ГТМ по видам. Таблица 13 Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде  Таблица 14 Виды и показатели эффективности ГТМ на Карсовайском месторождении  Среди применяемых технологий отмечены: перфорационные работы, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ), гидроразрыв пласта (ГРП), ремонтно-изоляционные работы (РИР), ввод боковых стволов и перевод скважин на другие объекты. Динамика основных показателей эффективности ГТМ представлена на рис.15 и рис.16  Рис.15 – Динамика количества и видов ГТМ в целом по месторождению  Рис.16 – Динамика дополнительной добычи нефти по видам ГТМ По количеству лидерами являются мероприятия, связанные с перфорационными работами (23 мероприятия, что составляет 54,8 % от общего количества ГТМ), и на эти мероприятия приходится 55 % дополнительно добытой нефти. Наиболее эффективными оказались РИР (8,8 т/сут при средней эффективности ГТМ по месторождению 5,1 т/сут). Далее по эффективности идут мероприятия по вводу БС, ГРП, перфорационные работы. Низкоэффективными оказались ОПЗ и переводы на другой горизонт. Оптимизация ГНО проводилась во время выполнения других видов ГТМ, поэтому по ней эффективность и дополнительная добыча отдельно не выделены. Если анализировать ГТМ по годам, то наиболее высокоэффективным оказались перфорационные работы в 2007-2008 годах (+9,6 т/сут), ввод БС в 2008 году (+11 т/сут), РИР в 2009 году (+8,8 т/сут), ОПЗ в 2010 (+7,5 т/сут), ввод БС в 2011 году (+8,8 т/сут).  Рис.17 – Динамика удельной эффективности по видам ГТМ 2.2.4.Анализ выработки запасов нефтиАнализ выработки запасов по месторождению в целом, выполнен на запасы, числящиеся на государственном балансе. Так, на месторождении выделено три поднятия – Карсовайское, Южно-Карсовайское и Хомяковское поднятия включающие пласты верейского горизонта и башкирского яруса, рассматриваемые в качестве единого объекта разработки. Так же, на Карсовайском поднятии выделены в самостоятельный объект разработки пласты касимовского яруса и мячковского, подольского и каширского горизонтов. На указанную дату из залежей верейско-башкирского объекта добыто 527,2 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,014 и 4,7 % отбора от НИЗ. Из залежей касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта добыто 67,8 тыс. т. нефти, что соответствует текущему КИН 0,009 и 3,5 % от НИЗ при значении среднегодовой обводненности, равной 15,4 (таблица 15 и рис.18). Таблица 15 Структура запасов нефти  
2.2.5.Анализ эффективности реализуемой системы разработкиРазработка Карсовайского месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики», составленной в 2009 году и в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Карсовайского месторождения», составленного в 2012 году. Выделено два эксплуатационных объекта – верейско-башкирский и касимовско-подоло-каширский. Разбуривание верейско-башкирского объекта осуществляется самостоятельной сеткой скважин по обращенной семиточечной системе с расстоянием между скважинами 400 м. Система ППД находится на начальном периоде формирования (с 2010 года). Закачка осуществляется с забором воды из специальных водозаборных скважин с водоносных пластов башкирского яруса (А4-4, А4-5) и подачей непосредственно в нагнетательные скважины. Месторождение на первой стадии разработки. Текущее состояние разработки позволяет сделать выводы, что реализованная система разработки для геологических условий месторождения в целом эффективна и обеспечивает довольно высокие темпы разработки и нефтеотдачу. По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7%, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс.м3. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
