Cтраница 3
Полученные по состоянию на дату анализа коэффициенты текущей нефтеотдачи заводненных зон пластов по основным залежам Серафимовского месторождения характеризовали эффективность их эксплуатации при высоких темпах отбора жидкости. В результате анализа выявлено, что основными резервами компенсации падения добычи являлись: организация очагового заводнения в зонах пласта с пониженным пластовым давлением; разрезание пласта Дх Серафимовской и Лео-нидовской площадей на отдельные блоки и осуществление переноса фронта закачки к зоне отбора по мере обводнения продукции скважин; бурение эксплуатационных скважин в застойных зонах пласта и в намечающихся участках стягивания внутреннего контура нефтеносности; эксплуатация других объектов в слабопродуктивных безводных скважинах; перевод обводненных скважин на другие продуктивные пласты; интенсификация отборов жидкости высокопроизводительными электропогружными насосами и большегрузными станками-качалками. [31]
Разработка девонских залежей Башкирии показала, что одним из основных критериев при выборе плотности сетки скважин в водо-нефтяных зонах являются начальные запасы нефти, приходящиеся в среднем на одну скважину. Достигнутая в настоящее время плотность сетки скважин в пределах водо-нефтяных зон большинства девонских залежей явно недостаточна для сколько-нибудь полного охвата их ( водо-нефтяных зон) разработкой. В связи с этим возникает необходимость бурения дополнительных эксплуатационных скважин. Однако из-за того, что уплотняющие скважины будут работать с низкими дебитами и с начала эксплуатации давать обводненную продукцию, а накопленная добыча по ним не превысит нескольких десятков тысяч тонн нефти, сплошное разбуривание водо-нефтяных зон на данном этапе не может считаться экономически оправданным. Более полная выработка водо-нефтяных зон, вероятно, в принципе возможна и через существующую сетку скважин при применении более высокопроизводительного насосного оборудования для интенсификации отборов жидкости ( нефти) из скважин. [32]