Всього на 1.01.1998р. із свердловини видобуто 40.7тис.т нафти, 2.Ітис.т води і 11 .бмлн.м3 газу .

Свердловина 73 - В.В. введена в експлуатацію в листопаді 1971р. У свердловині спочатку були випробувані відклади вигодської і бистрицької світ еоцену, а також нижньоменілітові відклади олігоцену, котрі виявились обводненими . Після проведення ізоляційних робіт сумісно випробувалися відклади середньо - верхньоменілітових підсвіт в інтервалі 3575 - 3775м (відмітки мінус 3340 - мінус 3142м) . В результаті отримано приплив нафти дебітом 4.86т/доб при динамічному рівні 2963м . Після дострілу верхньо-менілітових відкладів в інтервалі 3475 - 3330м (відмітки мінус 3041 - мінус 2897м) дебіт нафти дорівнював ІЗ.бт/доб. В експлуатацію свердловина вве-дена з середньодобовим дебітом нафти 8.9т/доб. і газовим фактором 180м3/т. В 1972р. спостерігається помітне пониження дебіту нафти з 5.2т/доб. (січень) до О.бт/доб. (грудень). У цьому ж році спостерігається інтенсивний ріст газо-вого фактору з 160м3/г в січні до 2000м3/т в травні і до кінця року він утри-мується в межах 1500 - 1778м3/г . На рівні 2000м3/г газовий фактор утриму-вався і в 1973 році, а дебіт нафти в другому півріччі зменшився до О.іт/доб. У зв'язку з відсутністю промислового припливу нафти і високим газовим фак-тором у січні 1974р. свердловина переведена в контрольні . Всього із сверд-ловини відібрано 0.65тис.т нафти, О.Зтис.т води і О.бмлн.м3 газу .

Свердловини 73 і 74 - В.В. розташовані на Кропивницькому блоці Ви-года - Витвицького родовища . На 1.01.1998р. із верхньо - середньоменіліто-вого покладу цього блоку видобуто 41.3тис.т нафти, 2.4тис.т води і 12.2млн.м3 газу . Від початкових видобувних запасів відібрано 5.9% нафти . Поточний коефіцієнт нафтовилучення досягнув 0.009 .

Свердловина 4 - Лоп. розташована на Південно - Долинському блоці. Дана свердловина при випробуванні верхньоменілітових відкладів в листо-паді 1981р. в інтервалі 3520 - 3205м (відмітки мінус 2958.8 - мінус 2649.1м) дала приплив нафти дебітом 4т/доб . В жовтні 1982р. свердловина введена в експлуатацію з середньодобовим дебітом нафти І.От/доб. і газовим факто-ром 169м3/г . У 1983 - 198бр.р. дебіт нафти утримувався на рівні 0.1 -1.2т/доб. Починаючи з 1987р. до 1995р. середньорічний дебіт нафти ста-білізувався і становив 0.4 - 0.5т/доб. В 1996 -1997р.р. дебіт нафти різко змен-шився і дорівнював 0.04 - 0.09т/доб.

Початковий газовий фактор свердловини дорівнював 169м3/г (жовтень 1982р.), а з 1983р. до 1985р. збільшився з 286 до 400м3/т . За період 1986 - 1990р.р. середньорічний газовий фактор знаходився у межах 309 -438м3/г, а в подальшому він коливався в межах від 208 до 788м3/т (1991 -1996р.р.) . У 1997р. газовий фактор дорівнював 245м3/г, що значно менше його величини у 1996 році — 788м3/г .

Початковий дебіт води свердловини 4 - Лоп. дорівнював 1.2м3/доб, (обводнення 53%), та до грудня 1982 року він зменшився до 0.1м3/доб. Вели-

[ ке початкове обводнення продукції пояснюється відбором води, що погли-I нулась пластом в процесі освоєння свердловини . В 1983 році середньодобо-I вий дебіт води дорівнював 0.1ма/доб (в квітні — 0.5м*/доб), що при низьких | величинах середньодобових дебітів нафти (0.2 - 0.9т/доб) привело до І збільшення обводнення продукції . В 1984 - 1986р.р. свердловина періодично давала безводну продукцію . В 1986р. середньорічне обводнення продукції дорівнювало 4.7%, а в 1987 - 1990р.р. знаходилось на рівні 1.9% - 7.1% . В 1996р. свердловина давала безводну продукцію . Динаміка основних показ-ників роботи свердловини 4 - Лоп. наведена на рисунку 3.2.

Всього із свердловини на 1.01.1998р. відібрано 2.3тис.т нафти, 0.4тис.т води і 0.8млн.м3 газу . Від початкових видобувних запасів Південно-Долинського блоку відібрано 1.4% нафти . Поточний коефіцієнт нафтовилу-чення досягнув 0.002.

На 1.01.1998 року із верхньо - середньоменілітового покладу родови-ща відібрано 43.7тис.т нафти, 2.8тис.т води і ІЗ.Омлн.м3 газу . Від початко-вих видобувних запасів нафти відібрано 5.1%, коефіцієнт нафтовилучення становить 0.008 .

Характеристика фонду свердловин та співставлення проектних і фак-тичних показників розробки Вигода - Витвицького родовища подані в таб-лицях 3.1 та 3.2. Динаміка основних технологічних показників розробки на-ведена в таблиці 3.3 та рисунку 3.3.

Велика різниця між проектними і фактичними показниками розробки в 1997р. пояснюється тим, що відповідно до технологічної схеми розробки починаючи з 1997р., передбачалось введення із буріння нових свердловин .

Початковий пластовий тиск у покладі, заміряний 9.12.1967р. у сверд-ловині 74 - В.В. на глибині 3400м (відмітка мінус 2951м) дорівнював 32.0МПа (на відмітці мінус 3120 — 33.2МПа) . За даними замірів у кон-трольній свердловині 73 - В.В. середній за 1997р. (сім замірів) пластовий тиск дорівнював 33.2МПа, на глибині 3550м (відмітка мінус 3120м) . Тобто за період розробки родовища (Кропивницький блок) пластовий тиск протя-гом 1967 - 1997р.р. не зменшився . Це пояснюється малим відбором нафти із пласта через наявність на Кропивницькому блоці лише однієї малодебітної видобувної свердловини, накопичений відбір якої дорівнює 40.7тис.т. Крім цього, початковий пластовий тиск, заміряний у свердловині 74 - В.В міг бу-ти заниженим через неповне відновлення його з причин низьких фільтрацій-них властивостей колекторів .

4 ОБГРУНТУВАННЯ ПЕРЕВЕДЕННЯ ЗАПАСІВ НАФТИ РОДО-ВИЩА ДО КАТЕГОРІЇ ВАЖКОВИДОБУВНИХ

Промислова нафтоносність Вигода- Витвицького родовища пов'язана з малопотужними, невитриманими по площі та розрізу пластами пісковиків та алевролітів, які характеризуються середньою пористістю 9% (за даними промислової геофізики) та гідропровідністю 2 - 5мҐПа-с . Про неодно-рідність колекторів по площі нафтоносності свідчать результати досліджень свердловин на продуктивність. Із трьох пробурених видобувних свердловин