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 г.г. в авторском надзоре смещено на 1997 – 1998 г.г.

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