Выводы

В результате анализа эффективности системы ППД пласта 1БС9 Крайнего месторождения можно сделать следующие выводы:

наблюдается снижение пластовых давлений средневзвешенного и в зоне отбора, не смотря на рост давления в зоне закачки, что приводит к нерациональному снижению пластовой энергии

обводненность продукции в скважинах центрального и южного участков объекта составляет 80-96%, при этом попутно добываемая вода относится к опресненной, как и закачиваемая

необходимо проведение ПГИ на северном участке пласта, так как попутно-добываемая вода - минерализованная

в связи с высокой послойной неоднородностью пласта 1 БС9, обводнения скважин по отдельным наиболее проницаемым пропласткам необходимо применение потокорегулирующих технологий для селективного отключения наиболее промытых пропластков

рекомендуется применение гелеобразующей композиции в следующих скважинах: 2006, 2007, 2Э08 и 2009

на завершающей стадии разработки возможно и необходимо поддерживать пластовое давление на уровне значительно ниже начального, что приводит: 1) к увеличению коэффициента нефтеизвлечения; 2) сокращению отбора попутно добываемой воды и объемов ее закачки [8].

Список использованных источников

1. Разработка и эксплуатация НМ Западной Сибири / под ред. В.П.Максимова, М., Недра, 1979

2. Авторский надзор за текущим состоянием разработки и реализацией проектных решений на месторождениях, разрабатываемых ОАО "Сибнефть-ННГ" за 2000г. Крайнего месторождения

3. Авторский надзор за текущим состоянием разработки и реализацией проектных решений на месторождениях, разрабатываемых ОАО "Сибнефть-ННГ за 2001г. Крайнего месторождения

4. Данные программы "Гео"

5. Данные программы "АРМ-гидродинамика"

6. Данные программы "АРМ-химик"

7. Экспертное заключение по крайнему месторождению, ООО "ТЭРМ"-ОАО "СибНИИНП", Тюмень, 1999

8. Оптимизация систем заводнения в различных геолого-промысловых условиях на разных стадиях разработки А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.З. Лапидус, Нефтяное хозяйство, 1995.