Разработка Арланского месторождения
Содержание
1 Геологическая часть
1.1 Краткая геолого-промысловая
характеристика нефтяного
1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод
2 Технологическая часть
2.1 Текущее состояние разработки
и динамика основных
2.2 Обводнение скважин и пластов
2.3 Исследование пластов и продуктивности скважин
2.4 Расчет нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы
3 Проектная часть
3.1 Анализ системы и технология разработки
3.2 Сравнительный анализ
результатов и особенности
3.3 Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов
Вывод и предложения
4 Организационная часть
4.1 Охрана труда, техника
безопасности и
4.2 Охрана окружающей среды
в процессе разработки
Заключение
Список используемой литературы
Введение
Открытие кладовых «черного золота» положило началу динамичному развитию северо заподной окраины Башкортастана. В 1957 году буровики КрасноКраснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразведка» пробурили здесь около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти. Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать мощное эксплутационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи жизненно важного сырья. Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с центром в п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году. Уже к лету 1958 года был построен и сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Кутерем - Уфа, а в июле того же года Арланская нефть, начала поступать на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.
Применяя все новое и передовое, нефтяники Арлана быстро наращивали добычу углеводородного сырья. Один за другим организовались новые промыслы. Управление росло и развивалось, превратившись вскоре в одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий республики и отрасли. В 1970 году НГДУ «Арланнефть» вышло на первое место в АНК «Башнефть» по добыче нефти и удерживает эту позицию до сих пор. В 1981 году управление награждено орденом Трудового Красного знамени. В 1982 году достигнут максимальный объем годовой добычи нефти – 8795 тыс. тонн. За 40 лет деятельности нефтидобытчики Арлана извлекли из недр 250 млн. 534 тыс. тонн «черного золота», ввели в эксплуатацию 6350 тыс. кв. м жилья. НГДУ «Арланнефть» добывает ежегодно около 4,5 млн. тонн, разрабатывает 5 месторождений.
1 Геологическая часть
1.1 Краткая геолого-промысловая
характеристика нефтяного
Арланское месторождение - одно из крупных месторождений Башкирии. Это месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки:
- месторождение занимает
огромную площадь и
- месторождение многопластовое,
продуктивные пласты очень
- залежи содержат нефть
повышенной вязкости. Извлечение
нефти обычными методами
- в нефти содержится
небольшое количество
Арланская нефтеносная площадь Арланского нефтяного месторождения расположена на северо-западе Башкирии в междуречье рек Камы и Белой (Арланско-дюртюлинский вал) Бирской седловины. Площадь нефтеносности составляет 460 км2. На северо-востоке к Арланской площади примыкает Николо-Березовская площадь, на юго-востоке - Ново-Хавинская, на северо-западе - Вятская. Арланская площадь расположена на территории Краснокамского района.
Арланское нефтяное месторождение приурочено очень к крупному поднятию платформенного типа с углами падения крыльев 20°-40°.
Общая вскрытая мощность осадочного покрова на Арланском нефтяном месторождении превышает 3000 м., при этом на долю Бавлинских месторождений приходится свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и теригенно - карбонатными породами, верхние - гасми-карбонатными отложениями.
Основным промышленным отложением являются песчанные пласты, теригенным толщи нижнего карбоната, кроме того-нефть.
Так же нефть обнаружена в известняке турнейского яруса. Изучено несколько залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием артоногенно-обломочных сгустков и органно-шламовых разностей. Дебит скважины из турнейских известняков колеблется 0.1 - 5.2 м/с, с содержанием воды от 12% до 30%.
В разрезе многих скважин в добриковском горизонте встречаются углеродисто-глинистые сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30 - 40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6-8 пластов, нефтенасыщенными являются верхние 6-7 пластов.
До 1956 года было пробурено 4 глубоких разведочных скважин № 1,2,3,4, с глубиною около 2000м, вскрывшие бавлинские отложения. Эти скважины в общих чертах выявили соответствие тектоники нижнекамских и каменно угольных отложений и несоответствие их по девонским отложениям.
Первые разведочные скважины, согласно проекта, закладывались по треугольнику с расстоянием между скважинами 7-8км. Глубина составляла 1400м, с проектным горизонтом-турнейский ярус нижнего карбона. В задачу скважин ставилось выяснение и детализация тектоники и контура нефтеносности залежи нефти в угленосном горизонте. Была изменена методика. В основу была положена профильная сетка с расстоянием между скважинами и профилями 2 км.
В среднекаменноугольных
отложениях по данным керна выделяются
нефтеносные пласты, приуроченные к
отложению следующих
Общая мощность осадочных парод от верхнепермских до отложении бавлинской свиты составляет около 2075м. В геологическом строении площади принимают участие осадочные породы следующих геохронологических систем: додевонские /бавлинские/, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные.
1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского яруса.
Бобриковский горизонт.
Сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения. Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в пределах от 0 до 30 м.
Породы шестого пласта перекрываются аргилитами, которые хорошо прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до 3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 - 1 м., который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего объединяется с пластом Сv1.
Выше аргиллитов залегает песчано-алевролтовый пласт СV0. Песчаники темно-серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые, слабоцементированные, иногда известняковые.
На месторождении пласт
представлен преимущественно
Выше разрез представлен пачкой песчано - алевроллитовых пород, которая разделяется маломощным аргеллитом на два самостоятельных продуктивных пласта Су (нижний) и Су1(верхний), который представлен неравномерно-глинистыми и буровато-серыми песчаниками.
Песчаники пятого пласта темно- серые, глинистые, слабоцементированные, перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые, иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров.
Выше по разрезу следует аргеллитовый прослой. Аргилиты темно-серые, дисперсные, вьдержанные по площади, имеют четко выраженную геофизическую характеристику.
Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С1у0). Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого пласта темно- буровато-серые, тонко- дисперсные, неравномерно-глинистые, иногда сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.
На известковистых аргиллитах залегает пласт С111,представленный песчано-алевролитовыми породами. Песчаники темно- буровато-серые, кварцевые, сильно глинистые, олевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в пределах 0,8 - 6,5 м. Пласт С11 имеет самое широкое развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, слабоцементированные.
Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С1 по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые, кварцевые, глинистые, в менее глинистых участках нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м.
На определенных участках
месторождения пласт С1
Аргиллиты темно-серые, прослоями алевритистые, участками интенсивно пиритизированные, в нижней части окремнелые. Иногда среди аргиллитов встречаются тонкие прослои (до 2х см.) сидеритовой породы, сложенные крупными сферолитами диаметром до 3-х мм.
Алевролиты кварцевые мелкозернистые с глинистым и глинисто-угловистым цементом порового и базального типов, участками цемент кальцитовый.
Мощность горизонта обычно 2- 3 м., но иногда уменьшается до 0,5 метров. Увеличения мощности отложении горизонта до 4-5 метров.
Радаевский горизонт.
К радоевскому горизонту относится пачка аргиллито-песчаных пород, залегающая непосредственно на аргиллитах елховского горизонта.
Аргиллиты сложены темно-серым, плотными, крепкими, угластыми разностями, иногда породы сильно сидеритизированы, отмечаются также отпечатки и остатки обугленных растений. Степень углефикации остатков сильная. Песчаники светло-серого цвета, кварцевые, мелкозернистые, плохо отсортированные, известковистые. В алевролитах и песчаниках отмечаются включения желваков пирита. В песчаниках отмечается также неравномерное нефтенасыщение. Мощность горизонта в типовых разрезах колеблется от 0 до 10 метров. В разрезах эрозионных впадин мощность его увеличивается до 100 метров и более.
Докембрия
К докембрию условию относят
породы кристаллического фундамента,
подстилающие вышележащие осадочный
комплекс пород. Породы кристаллического
фундамента вскрыты непосредственно
под действием терригенных
В верхней части они обычно представлены сильно хлоритизированными и карбонатизированные амфиболитами зеленых оттенков, последние разнозернистые, розовато серого цвета.
В некоторых скважинах были подняты мелкозернистые рогообманковые платоклазовые граниты ярко красной окраски.
Вятская месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное),
Продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение раздельной закачки воды с диференцированным давлением. Залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи, в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).
Тектоника
Расположенная на северо-западе Барская седловина примыкает к обширной Верхнекамской впадине, а на юго-востоке постепенно переходит в Восточный склон Русской платформы.
Арланское нефтяное месторождение приурочено к юго-западному борту Калтасинского прогиба, где проходит полоса разломов, идущих вдоль северо-восточного склона Татарского свода и ориентированных в северо-западном направлении. Разлом, проходящий в районе с. Калтасов, вытянут в северо-восточном направлении.
На юго-западном борту Бирской седловины в междуречье Сюнь и База падение кровли горизонта составляет 3-4 м., и на 1 км., около 10-140. Далее к востоку от оси Бирской седловины падение слоев в среднем составляет 2 м. на 1 км. Особый интерес представляют замкнутые опускания, большинство которых сосредоточены в северной части зоны. Размеры мелких опусканий по кровле терригенной толщи изменяются от З, 5 х2, 5 км до 0,7 х 0,4 км., глубины от 5 до 20 метров. Наиболее крупные купола - Юсуповский, Ново-Хазинский, Ашитский и Нагаево-Актынышбашевский.
Арланское нефтяное месторождение связано со сложными тектоно-седиментационными структурами, формирование которых происходило в течении длительного времени под влиянием тектонических, седиментационных, гравитационных и других факторов.
Вятское месторождение находится
в юго-восточной части
Наиболее крупными населенными пунктами, ближе всех расположенными к вятскому месторождению, являются города Сарапул, и Камбарка одновременно являются крупными ж.д. станциями Казанской железной дорогой и речными портами.
Юго-Восточная часть Удмуртии, расположенная в междуречье реки Камы и её правого притока р.Иж. Выделяются в Сарапульскую возвышенность с максимальными высотами 220-240м. над уровнем моря. На Вятской площади эта возвышенность образует водораздельную гряду между правобережными притоками р. Камы и левобережными притоками р.Иж, она имеет отметки высот до 240м и делит площади на две части. На описываемую площадь месторождения падает восточная, более расчлененная часть гряды с сильно пересеченным рельефом. Реки, стекающие с водораздельной возвышенности в Каму, маловедны, очень коротки, имеют глубокие и узкие долины. Здесь встречаются многочисленные глубокие овраги. Долина р.Камы ассиметричная, с крутым обрывистым правым берегом и пологим левым. Впадающим в неё правобережные притоки, как Ветлянка, Сухаревка, Жидковка и другие более мелкие реки и ручейки, являються мелководными и используются для удовлетворения нужд населения в хозяйственных целях и как источники технической воды для бурения скважин.
Западная часть площади расположена в бассейне р. Кырыкмас, левого притока р.Иж. В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентально умеренно-холодного климата. Лето обычно короткое и сравнительно теплое, а зима продолжительная и холодная.
1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод
Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от -1173 до -1188 м.
Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12-14%.
Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.
Нефти терригенной толщи нижнего карбона тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.
В процессе разработки продолжали исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей - 251 проба из 91 скважины. Пласты I, IV и V раздельных анализов не имеют.
Нефть представляет собой
смесь углеводородов, содержащую кислородные,
сернистые и азотистые
Плотность нефти составляет 850 кг/м2.
Вязкость при температуре 20 С - 3,2 мПа*С
Температура застывания -11,3 С
Молярная масса - 117,4 кг/моль
Температура -27,9.
Массовое содержание серы - 0,2 %.
Смол силикагелевых - 3,3%, асфальтенов - 0,5%, парафина - 3,1%.
Пластовая температура - 47 С.
Коэффициент сжимаемости - 24,3 (1/МПа*10)
Объемный коэффициент 1,695.
Химический состав газов в Талинском месторождении представляет собой смесь предельных углеводородов СnH2n+2, метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8.
Мольное содержание % углекислого газа - 0,8, азота - 0,5, метана - 44,3%, этана - 11,5%, пропана - 11,8%, изобутана - 2,8%, изопентана - 2,2%. Молярная масса в пределах 67,2 - 89,0.
Плотность газа - 0,85 кг/м3.
Плотность воды, насыщающая пласты в данном месторождении - 1003 кг/м3, минерализированная. Основными ионами являются Cl+, HCO3, CO32, Nab, Ca2+, Mg2+, K+. Обводненность продукции за 1996 г. составила 92%. Коэффициент сжимаемости - 0.004-0.005%. Вязкость воды в пластовых условиях - 0.8СП.
На Арланском месторождении продуктивным является 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаники ТТНК, корбанатные коллекторы московского яруса и пласт известняка верейского горизонта.
Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.
На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную разведку запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал.
В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведку отдельных площадей со значительным различием во времени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо - березовское, Уртаульское, Новохазинское. Потому первые подсчеты запасов производили по месторождениям, не связанных друг с другом. В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно.
На дату пересчета существенно увеличилась информация о коллекторах и флюидах. Так, пластовые нефти исследованы по 213 пробам, поверхностные - по 2357 из 1878 скважин, пористость и проницаемость определена почти по 6000 образцов керна.
Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строение продуктивной толщи нижнего карбона, был накоплен богатый материал по разработке месторождения. Естественно, что результаты пересчета запасов стали значительно точнее.
Подсчет осуществляли раздельно по пластам. В санитарных зонах населенных пунктов, водозабора, а также в лесоохранной зоне выделены за балансовые запасы.
Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами:
- по зависимости пористость
- при минимальной толщине
- по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 метров пористость составляет 14,4%;
- по результатам обработке
материалов геофизических
- по приемистости
- по скважинам, пробуренным на не фильтрующимся растворе, при минимальной нефтенасыщенности 30-33% нижний предел -15%;
- по связи пористость - проницаемость.
Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновые данные из 9 скважин, пробуренных со вскрытием продуктивных пластов раствором на нефтяной основе.
Средние значения нефтенасыщенности составили: на Николо - Березовской площади -82, на Вятской - 83, на Новохазинской - 85 и на Арланской - 87%. Следует отметить, что априорное увеличение объемов нефтенасыщенных пород в целом по пластам и площадям в последствии создало большие трудности при анализе и проектировании разработки площадей, особенно, отдельных блоков и участков, а также при переводе запасов в более высокие категории, потому что в каждом случае приходилось производить пересчеты с внесением поправок.
При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС. В свою очередь их интерпретация основана на петрофизических параметрах керна.
Нефтенасыщенность коллекторов ТТНК исследовали в лабораторных условиях В.М. Бирезин, К.Я. Коробов и др. по остаточной водонасыщенности образцов керна. Результаты исследования остаточной водонасыщенности показали, что существует закономерная зависимость этого параметра от пористости коллекторов. В последние годы К.Я. Коробов установил, что эта зависимость определяется не только пористостью коллекторов, но и их литолого-коллекторскими свойствами.
2 Технологическая часть
2.1 Текущее состояние
разработки и динамика
Арланская площадь введена в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 г. число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 г. разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959) и проекту разработки (1961). После 1965 г. — по утвержденной Генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961 г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.
Разработка залежей ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями.
1. Через 12 лет после
начала эксплуатации площади
добыча нефти достигла своего
максимального уровня и
2. Фонд действующих скважин
растет длительное время
Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г. и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно. Так, в 1968—1989, т. е. в течение более чем 20 лет, это соотношение колебалось в пределах 4,5—5,0 и лишь в последние годы увеличилось до 7,2. Постоянство этого параметра во времени, объясняется двумя причинами. Во-первых, одновременно с увеличением числа добывающих скважин пропорционально увеличивалось и число нагнетательных. Во-вторых, такое соотношение в значительной степени поддерживалось целенаправленно, т. к. было принято наиболее эффективным соотношение 3 — 4. Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т. к. бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и сейчас. Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последних лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам. Темпы вывода скважин из эксплуатации, по всей видимости, будут нарастать, т. к. осталось отобрать всего 6,5% НИЗ, а обводненность продукции в целом по площади составила 95%.
3. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г. (51,4 млн.м3 в пластовых условиях). В последние 3 года наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3, т. е. на 7,4%. Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора жидкости происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.
4. Темпы отбора от начальных
извлекаемых запасов на
5. Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществлялась с заводнением пластов, для этого объекта специфично не полное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Не смотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в VI пласте. В то же время активность напора, видимо, была недостаточной для поддержания нарастающих объемов отбора жидкости. Этим фактором, на наш взгляд, можно объяснить увеличение приемистости нагнетательных скважин при практически постоянном соотношении числа добывающих и нагнетательных скважин. Так, приемистость от 498 (1976) выросла до 479 м3/сутки(1989). За этот период времени дебит жидкости в среднем вырос от 46,7 до 96,7 м3/сутки, т. е. в 2,07 раза при росте приемистости в 2,4. Предположение, что разница отражает увеличение отбора жидкости из VI пласта, подтверждается опережающей выработкой его запасов.
2.2 Обводнение скважин и пластов
Процесс обводнения продукции скважин Арланского месторождения характеризуется коротким периодом безводной эксплуатации с быстрым ростом содержания воды. После достижения 90%, обводненность увеличивается медленно (рис. 146). В целом по ТТНК месторождения при обводненности более 90% предстоит отобрать треть запасов.
