Нафтовий поклад верхньо-середньоменілітових відкладів VIIIблоку розробляється сумісно з газонафтовим цих же відкладів Південно-Бистрицької складки свердловиною 20 з 10.1986 р. Розподіл продукції виконано за параметром mh у відношенні 0,4 до 0,6. Свердловина введена в експлуатацію з дебітом нафти 2,4 т/доб і після року консервації відновила видобуток при поступовому зменшенні дебіту до 0,6 – 0,3 т/доб. . Темпи відбору від початкових балансових запасів покладу категорії С1 266,7 тис.т становить біля 0,08 %. Свердловина продовжує експлуатуватись фонтанним способом при обводненості від 2% до 7% і газовому факторі 800 – 900 м3/т. Пластовий тиск від 35,9 МПа ( 05.1986 р.)зменшився до 17,6 МПа ( 08.1995 р. )з покладу видобуто 2,4 тис.т нафти, 2,5 тис.т рідини 1,1 млн.м3 нафтового газу. На свердловину припадає 248,9 тис.т рідини, 124,0 млн.м3 нафтового газу , закачано 1007,4 тис.т води.

В цілому з покладів Бистрицької складки станом на 01.01.98р. видобуто 238,4 т нафти, 248,9 т рідини, 124 млн.м3 нафтового газу, закачано 1007,4 тис.м3 води.

Щільність сітки свердловин на площі запасів категорії С1 дорівнює 88104 м2 на свердловину у верхньо- середньоменілітових відкладах та 233104 м2 на свердловину у нижньоменілітових.

Аналіз відбору запасів нафти з пластів

Розробка родовища розпочата в 1977 р. введенням в пробну експлуатацію нафтових покладів менілітових відкладів IV та V блоків Довбушанської складки свердловинами 301 і 1. по мірі продовження розвідувального буріння, паралельно з яким проводилось випереджувально-експлуатаційне, на протязі 2 років поклади вуглеводнів були виявлені в олігоценовому комплексі порід на решта блоків складки у її підвороті, на Бистрицькій та Південно-Бистрицькій складці.

Із загальної величини затверджених ДКЗ початкових запасів родовища 32604,8/2874,4 тис.т поклади Довбушанської складки вміщують 4741,3 / 130,9 тис.т ( 14,6% / 4,6% ), Бистрицької – 5488,2 / 1056,6 тис.т ( 35,2% / 36,7% ), Південно-Бистрицької – 4777,3 / 1686,9 тис.т ( 50,2% / 58,7% ).

Бистрицька складка

Коефіцієнт нафтовилучення на 1.01.1998 р. дорівнює 0,021 при кінцевому 0,092, відбір від видобувних запасів – 22,6%. Основна зона відбору запасів поширюється на поклади IV – V і VI блоків, депресії зосереджено 72,2% загальних балансових та видобувних запасів складки. На цих об’ктах відібрано відповідно 41,5 % і 20,2 %видобувних запасів, розробка їх проводиться з підтриманням пластового тиску закачкою в пласт води. Поклади II та VIII блоків з відбором видобувних запасів ( 9,3 10 )% розробляються поодинокими свердловинами на природніх режимах виснаження пластової енергії. Поклади III блоку потребують розбурювання, оскільки свердловина 68, яка експлуатувала їх сумісно з покладами Південно-Бистрицької складки, наприкінці 1996 р. через виснаженість виведена в контрольний фонд при накопиченому відборі 0,75 тис.т нафти.

В цілому по родовищу поточний коефіцієнт нафтовилучення досяг на 1.01.1998 р. 0,017 при затвердженому 0,086, видобувні запаси відібрано на 19%.

Вилучення видобувних запасів, що знаходяться на обліку Держбалансу може бути забезпечено за умов додаткових капітальних вкладень на промислове освоєння покладів Бистрицької та Південно-Бистрицької складок.

2.3Аналіз ефективності реалізуємої системи розробки

Система розробки, що склалася впродовж пробної експлуатації родовища, характеризується низькою спроможністю, обумовленою крім складних гірничо-геологічних умов недостатньою розбуреністю нафтоносних площ, а подекуди її відсутністю взагалі, наявністю у переважній більшості покладів режиму розчиненого газу, обмеженим розвитком процесів підтримання пластовогих тисків. Продовження розробки родовища із збереженням існуючої системи призведе до негативних, з огляду на вилучення запасів, кінцевих результатів – за базовим варіантом. Коефіцієнт нафтовилучення становитиме 0,01, а відбір від видобувних запасів – 23,1 %. Для покладів Бистрицької та Південно-Бистрицької складок система потребує докорінних змін, поклади Довбушанської складки через їх другорядність по величинам запасів, можуть бути дорозроблені наявним фондом свердловин на режимі розчиненого газу та змішаному режимі звилученням практично всіх видобувних запасів. Технічний стан видобувних та нагнітальних свердловин задовільний ідозволяє використовувати їх у подальшій експлуатації, а ремонтно-профілактичні заходи з депарафінізації НКТ і обладнання, герметизації обв’зок устя, заміни насосів, ліквідації обривів штанг і штоківпромивки вибоїв підтримують технологічні параметри роботи свердловин в оптимальних умовах. Об’єми робіт на протязі 10 р. експлуатації складають в середньому 28 операцій з депарафінізації на 25 свердловинах та 68 ремонтів на 33 свердловинах з частотою проведення відповідно 1,4 та 2,1. з метою інтенсифікації видобутку нафти та відновлення приймальності нагнітальних свердловин нафти родовищі проводились кислотні обробки та гідророзриви пластів різної модифікації. Серед кислотних обробок як найбільш ефективні переважали глино-кислотні обробки ( ГКО ) з типовою рецептурою розчину 12 м3 15 % НСІ + 1,2 т HF, ГРП – з закачкою в пласт 300 – 500 м3 рідини + 20 т піску, використовувались також технології розриву пороховими газами ПГД-БК. Результати свідчать про доцільність їх застосування під час наступної промислової розробки в зонах покладів з підвищеними пластовими тисками, нафти дренованих ділянках покладів проведення робіт ускладнюється через падіння тисків проти початкових майже нафти 50 %. При коефіцієнті використання фонду 1,0 коефіцієнт експлуатації у 1997 р. становив 0,936, в т.ч. по фонтанному фонду 0,938, по механізованому – 0,936.

2.4Обґрунтування виділених експлуатаційних об’єктів і вибір розрахункових варіантів розробки

2.4.1 Обґрунтування виділених експлуатаційних об’єктів за геолого-фізичними характеристиками пластів

Запаси нафти, газу і конденсату родовища