Анализ изменения энергетического состояния залежи.

Начальное пластовое давление на Сергиевском куполе принято равным 14,0МПа.

Залежь по типу пластовая, с обширной водонефтяной зоной, режим залежи упруговодонапорный.

Разработка велась без ППД с 1953 по 1970 г.г. К 1961 году, судя по единичным замерам, отмечалось снижение пластового давления до 7,8-10,7 МПа и в среднем составило 9 МПа. В связи с круговой системой размещения скважин внешние ряды экранировали скважины внутреннего ряда, что способствовало созданию зоны пониженного пластового давления вдоль центральной части Сергиевского купола.

В 1971 г. начата закачка сточной воды в пять скважин, образующих разрезающий ряд по Сергиевскому куполу. Пластовое давление в зоне разрезающего ряда нагнетательных скважин к 1976 г. превысило начальное давление на 2,5 - 3,5 МПа, а в среднем по залежи выросло до 11,8 МПа.

В 1983 –1985 г.г. на Сергиевском куполе переведены под закачку 5 скважин, тем самым разрезающий нагнетательный ряд дополнен очаговыми нагнетательными скважинами. Осуществление поддержания пластового давления изменило кинематику фильтрационных потоков жидкости, привело к перераспределению зон дренирования добывающих скважин. За счет осуществления мероприятия по изменению направления фильтрационных потоков жидкости из пласта СI Радаевского месторождения дополнительно добыто 1,7млн. т нефти.

В последующие годы среднее пластовое давление стабилизировалось на уровне 12 – 13 МПа. На дату составления отчета низкое пластового давления (8,6 МПа) сохраняется в зоне смежной со Студено – Ключевским куполом, в районе скв.165. Здесь нагнетательная скв.206 в бездействии с 1996 г. по техническим причинам.

По состоянию на 01.01.2010 г. закачка сточной воды ведется в 9 нагнетательных скважин, текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 226,3%, накопленная – 73,3 %. Пластовое давление, по замерам 2006-2010 г.г., восстановилось до 12,8-13,5 МПа. В 2006 году среднее пластовое на Сергиевском куполе составило 12,7МПа. Начальная пластовая температура составляла 26,5°С.

Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.

В эксплуатационном фонде на 01.01.2010г. 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 1971 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.

Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10124,0тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.