Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЧЕТЫРЕХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке четырех эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным и карбонатным типом коллектора.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты. При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам (Патент РФ №2474676, опубл. 10.02.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором производят выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Срок выработки запасов месторождения приближают к среднему сроку гарантированной службы скважин, при котором по техническим причинам ликвидируют не более 20% эксплуатационного фонда скважин. Для этого осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин для группы залежей месторождения с увеличением количества скважин и ускорением сроков разработки. При этом эксплуатацию месторождения осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей месторождения, объединенных перемычками неколлектора толщиной не более 30 м в порядке убывания их продуктивности, начиная с максимально продуктивных (Патент РФ №2307923, опубл. 10.10.2007 - прототип).

Недостатком известных технических решений является неравномерная выработка запасов нефти и связанная с ней низкая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи.

Задача решается тем, что в способе разработки четырех эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения, включающем выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению выделяют четыре эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 95% остаточных геологических запасов нефти, причем два объекта относятся к карбонатному типу коллектора и являются шестым и десятым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, а два других объекта относятся к терригенному типу коллектора и являются вторым и седьмым, разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, седьмого - до третьей стадии разработки, а шестого и десятого - до начальной стадии разработки, выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго, шестого, седьмого и десятого объектов устанавливают в пределах соответственно (8,0-8,3):(1,0-1,1):(2,3-2,5):1, а нагнетательных скважин в пределах (35,0-40,0):(2,4-2,8):(5,8-6,3):1, на втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные, на шестом объекте бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в соотношении (1,0-1,1):1, бурят горизонтальные и многозабойные добывающие скважины в соотношении (1,6-1,8):1, переводят 4,0-4,5% добывающих и 1,4-1,6% нагнетательных скважин из общего фонда второго эксплуатационного объекта, а также проводят 0,2-0,3% боковых горизонтальных стволов из общего фонда второго эксплуатационного объекта, на 2,3-2,5% фонда шестого объекта применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи (ОРД) со вторым эксплуатационным объектом, 3,3-3,7% фонда шестого объекта переводят из добывающих в нагнетательные, на седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта, на десятом объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (1,6-1,9):1, переводят 6-8% добывающих и нагнетательных скважин из общего фонда седьмого эксплуатационного объекта, переводят 10-12% скважин общего фонда данного объекта в нагнетательные, попутную пластовую воду собирают со всех четырех объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором, шестом, седьмом и десятом объектах, при этом за первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по шестому объекту за первые три года бурят 6-10% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 5-8% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т.ч. с ОРД) 1,2-1,4% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 3-6% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, проводят 2-5% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т ч с ОРД) 1,2-2,6% запланированных к переводу со второго объекта скважин, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу скважин, по десятому объекту за первые три года бурят 3,9-4,3% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, переводят с седьмого объекта 2,2-2,7% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 1,8-2,4% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, переводят с седьмого объекта 0,8-1,7% запланированных к переводу скважин.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу и темп разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения основное влияние оказывает созданная система разработки. Неравномерность выработки объектов разработки многопластового месторождения вызывает необоснованные затраты на обезвоживание нефти, длительное поддержание в рабочем состоянии элементов обустройства месторождения, непроизводительные затраты на систему поддержания пластового давления. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На многопластовом месторождении, состоящем из 10 объектов, выделяют четыре самостоятельных объекта разработки: второй, шестой, седьмой и десятый при счете снизу. Второй и седьмой представлены пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, а шестой и десятый объекты - массивными залежами с карбонатным типом коллектора. Разработка объектов ведется с поддержанием пластового давления закачкой рабочего агента - пластовой воды. Второй объект находится на завершающей стадии разработки, состоит из двух горизонтов, шестой - на начальной стадии, состоит из одного горизонта, седьмой - на третьей стадии, состоит из одного горизонта, десятый - на начальной стадии, состоит из трех горизонтов. Доля в остаточных геологических запасах данных четырех объектов составляет в сумме более 95%.

Выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго, шестого, седьмого и десятого объектов устанавливают в пределах соответственно (8,0-8,3):(1,0-1,1):(2,3-2,5):1, а нагнетательных скважин в пределах (35,0-40,0):(2,4-2,8)(5,8-6,3):1.

На втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные.

На шестом объекте бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в соотношении (1,0-1,1):1, бурят горизонтальные и многозабойные добывающие скважины в соотношении (1,6-1,8):1, переводят 4,0-4,5% добывающих и 1,4-1,6% нагнетательных скважин из общего фонда второго эксплуатационного объекта, а также проводят 0,2-0,3% боковых горизонтальных стволов из общего фонда второго эксплуатационного объекта, на 2,3-2,5% фонда шестого объекта применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи (ОРД) со вторым эксплуатационным объектом, 3,3-3,7% фонда шестого объекта переводят из добывающих в нагнетательные.

На седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта.

На десятом объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (1,6-1,9):1, переводят 6-8% добывающих и нагнетательных скважин из общего фонда седьмого эксплуатационного объекта, переводят 10-12% скважин общего фонда данного объекта в нагнетательные.

Попутную пластовую воду собирают со всех четырех объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором, шестом, седьмом и десятом объектах.

За первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов.

По шестому объекту за первые три года бурят 6-10% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 5-8% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т.ч. с ОРД) 1,2-1,4% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 3-6% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, проводят 2-5% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т.ч. с ОРД) 1,2-2,6% запланированных к переводу со второго объекта скважин.

По седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу скважин.

По десятому объекту за первые три года бурят 3,9-4,3% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, переводят с седьмого объекта 2,2-2,7% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 1,8-2,4% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, переводят с седьмого объекта 0,8-1,7% запланированных к переводу скважин.

После бурения скважины вводят в эксплуатацию.

Расчеты показывают, что при такой организации разработки все четыре объекта будут выработаны приблизительно в одно время с разницей в 4-6 лет. Расчетная нефтеотдача составит по месторождению порядка 50% вместо 47% по проекту.

Разброс количества скважин, например тех, что на седьмом объекте вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, обусловлен тем, что точечное значение 3,3 реально никогда не реализуется на месторождении в связи с тем, что часть скважин постоянно находится в подземном или капитальном ремонте, часть скважин находится в резерве или выводится из резерва, вод в эксплуатацию новых скважин производится неравномерно и т.д. По практике эксплуатации скважин указанный разброс охватывает количество скважин в эксплуатации в течение года. Нижеуказанные разбросы также отвечают этим условиям. В примере указаны точечные значения, но следует иметь в виду, что эти значения могут изменяться в пределах указанных разбросов.

Пример конкретного выполнения способа.

На Ромашкинском месторождении выделяют:

- кыновско-пашийский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 1750 м), являющийся вторым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из двух горизонтов: кыновского и пашийского. Пластовая температура составляет 40°C, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 19,9%, проницаемость 374 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,3 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления закачкой воды и находится на завершающей стадии, характеризуется высокой обводненностью - более 80%;

- турнейский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 1187 м), являющийся шестым при счете снизу. Объект представлен массивными залежами с карбонатным типом коллектора, состоит из одного горизонта. Пластовая температура составляет 25°C, пластовое давление 12 МПа, пористость 12,8%, проницаемость 46 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 24,1 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на начальной стадии;

- бобриковский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 1134 м), являющийся седьмым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из одного горизонта. Пластовая температура составляет 25°C, пластовое давление 11 МПа, пористость 23%, проницаемость 1,539 Д, вязкость нефти в пластовых условиях 29 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на третьей стадии;

- верейско-башкирско-серпуховский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 850-892 м), являющийся десятым при счете снизу. Объект представлен массивными залежами с карбонатным типом коллектора, состоит из трех горизонтов: верейского, башкирского и серпуховского. Пластовая температура составляет 23°C, пластовое давление 7,2 МПа, пористость 12,9%, проницаемость 177 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 49 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на начальной стадии.

Доля в остаточных геологических запасах данных двух объектов составляет в сумме 95,1%.

Для дальнейшей выработки запасов на кыновско-пашийском эксплуатационном объекте предусматривают:

- бурение 2172 вертикальных (в т.ч. двух разведочных) и 481 горизонтальной добывающих скважин;

- бурение 820 вертикальных и 161 горизонтальной нагнетательных скважин;

- проводку из простаивающего фонда 307 БС и 97 БГС;

- перевод 1747 скважин из добывающих в нагнетательные;

- применение МУН: на добывающих скважинах - ГРП, ТБИВ, СНПХ-9030, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД, НБП, гипан и проч.; на нагнетательных скважинах - ПАВ АФ_9-12, ГЭР, ГЭС-М, ПАВ АФ_9-6, КПС, СПС, ПГК, ЩПК, ВУКСЖС и проч.

За первые три года бурят 275 новых скважин и проводят 70 боковых стволов, за четвертый год бурят 90 новых скважин и проводят 24 боковых ствола, за пятый и шестой года бурят по 85 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, за седьмой, восьмой и девятый года бурят по 80 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, в течение последующих семи лет бурят по 80 новых скважин и проводят по 25 боковых ствола ежегодно, далее - остальные.

Общий фонд по объекту составит 23327 скважин, в т.ч. 15426 добывающих, 7795 нагнетательных, 106 специальных скважин) Фонд скважин для бурения - 2653 добывающие (в т.ч 481 ГС), 981 нагнетательная (в т.ч. 161 ГС).

Для дальнейшей выработки запасов на турнейском эксплуатационном объекте предусматривают:

- бурение 109 добывающих скважин (в т.ч. 49 скважин малого диаметра);

- 102 горизонтальных (ГС) добывающих;

- 59 многозабойных горизонтальных (МЗГС) добывающих;

- 104 нагнетательных скважин;

- перевод 985 добывающих, 358 нагнетательных и 59 добывающих скважин с проводкой боковых горизонтальных стволов с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта;

- ввод 60 скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) с кыновско-пашийским эксплуатационным объектом;

- перевод 88 скважин из добывающих в нагнетательные;

- применение методов увеличения нефтеотдачи: на добывающих скважинах - ЦНСКО, ПАКС, КСМД, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД; на нагнетательных скважинах - ГЭР, ГЭС-М, КПС, СПС, ВУКСЖС, НМЖС, ЩПК и пр.

За первые три года бурят 31 добывающую скважину, проводят 4 боковых горизонтальных ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 18 добывающих скважин, далее ежегодно проводят по 2 боковых горизонтальных ствола, за четвертый год бурят 14 добывающих скважин и переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 17 добывающих скважин, за пятый и шестой года бурят по 19 добывающих скважин ежегодно и переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта соответственно 20 и 23 добывающих скважин, за седьмой год бурят 20 добывающих скважин, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 27 добывающих скважин, за восьмой год бурят 18 добывающих скважин, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 31 добывающую скважину, за девятый год бурят 17 добывающих скважин, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 34 добывающих скважин, далее - остальные.

Общий фонд по объекту составит 2482 скважины, в т.ч. 1940 добывающих, 540 нагнетательных, две специальные. Фонд скважин для бурения - 270 добывающих (в т.ч. 102 ГС, 59 МЗГС), 104 нагнетательных.

Для дальнейшей выработки запасов на бобриковском эксплуатационном объекте предусматривают:

- бурение 73 вертикальных добывающих скважин малого диаметра;

- 149 горизонтальных добывающих скважин;

- 22 вертикальных и 26 горизонтальных нагнетательных скважин;

- перевод 698 добывающих скважин с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта (в т.ч. с проводкой 141 бокового ствола и применением оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на 290 скважинах и одновременно-раздельной добычи и закачки на 93 скважинах);

- перевод 100 нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) с кыновско-пашийским объектом;

- перевод 34 скважин из добывающих в нагнетательные (в т.ч 18 скважин с ОРЗ);

- проводку из 140 скважин простаивающего фонда боковых стволов;

- применение методов увеличения нефтеотдачи: на добывающих скважинах - ГРП, ТБИВ, КФС, СНПХ-9030, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД, на нагнетательных скважинах - ГЭР, ПАВ АФ9-12, ГЭС-М, ПАВ АФ9-6, КПС, СПС, ВУКСЖС, ПГК, ЩПК.

За первые три года бурят 40 добывающих скважин, проводят 46 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 64 добывающе скважины, на протяжении последующих четырех лет ежегодно бурят по 8 добывающих скважин, проводят по 15 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта по 20 добывающих скважин, на восьмой год бурят 9 добывающих скважин, проводят 15 боковых ствола, переводят (в т ч с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 21 добывающую скважину, на девятый год бурят 8 добывающих скважин, проводят 10 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 20 добывающих скважин, далее - остальные.

Общий фонд по объекту составит 5777 скважин, в т.ч. 4534 добывающие, 1241 нагнетательная, две специальные. Фонд скважин для бурения - 222 добывающие (в т.ч. 149 горизонтальных), 48 нагнетательных (в т.ч. 26 горизонтальных).

Для дальнейшей выработки запасов на верейско-башкирско-серпуховском эксплуатационном объекте предусматривают:

- бурение 470 вертикальных скважин малого диаметра;

- бурение 251 горизонтальной добывающей скважины;

- бурение 25 вертикальных и 25 горизонтальных нагнетательных скважин;

- перевод 325 добывающих и 106 нагнетательных скважин с бобриковского эксплуатационного объекта;

- перевод 233 скважин под закачку воды;

- проведение комплекса методов увеличения нефтеотдачи: на добывающих скважинах - ЦНСКО, КГРП, ПАКС, КСМД, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД, на нагнетательных скважинах - ГЭР, ГЭС-М, КПС, СПС, ВУКСЖС, НМЖС, ЩПК.

За первые три года бурят 32 добывающие скважины, переводят с бобриковского объекта 11 добывающих скважин, за четвертый и пятый года бурят по 15 добывающих скважин и переводят с бобриковского объекта от 4 до 5 добывающих скважин ежегодно, за шестой, седьмой и восьмой года бурят по 17 добывающих скважин и переводят с бобриковского объекта от 5 до 7 добывающих скважин ежегодно, за девятый год бурят 18 добывающих скважин и переводят с бобриковского объекта 7 добывающих скважин, далее - остальные.

Общий фонд по объекту составит 2095 скважин, в т.ч. 1890 добывающих, 205 нагнетательных. Фонд скважин для бурения - 721 добывающая (в т.ч 251 горизонтальная), 50 нагнетательных (в т.ч. 25 горизонтальных).

Т.к. для системы поддержания пластового давления воды на турнейском и верейско-башкирско-серпуховском объектах не хватает, а на кыновско-пашийском и бобриковском ее, наоборот, много, то пластовую воду, отделившуюся от нефти, добытой со всех четырех объектов, направляют на подготовку, где воды смешивают, осредняют, очищают от примесей и закачивают через нагнетательные скважины во все четыре объекта разработки.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки объектов.

В результате за весь срок разработки с рассматриваемых эксплуатационных объектов Ромашкинского нефтяного месторождения за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, добыто:

- с кыновско-пашийского объекта 2223251 тыс.т нефти, в т.ч. 151417 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,528 д.ед. Без применения предлагаемого способа при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 2176933 тыс.т, в т.ч 105099 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,517 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,011 д.ед.;

- с турнейского объекта 39590 тыс.т нефти, в т.ч. 33441 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,243 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 18912 тыс.т, в т.ч. 12763 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,116 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,127 д.ед.

- с бобриковского объекта 239961 тыс.т нефти, в т.ч. 83188 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,420 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 196745 тыс.т, в т.ч. 39972 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,344 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,076 д.ед.;

- с верейско-башкирско-серпуховского объекта 42612 тыс.т нефти, в т.ч. 35139 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,218 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 26058 тыс.т, в т.Ч. 18585 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,133 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,085 д.ед.

В целом по четырем объектам добыто 2545414 тыс.т нефти, в т.ч. 303185 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,499 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 2418648 тыс.т, в т.ч. 176419 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,474 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет в целом по четырем объектам 0,025 д.ед., из которых согласно расчетам:

- 0,010 - прирост за счет совместного использования скважин двух объектов посредствам ОРД и ОРЗ;

- 0,009 - прирост за счет требуемой геологическими особенностями объекта 100%-ой компенсации отбора закачкой по турнейскому и верейско-башкирско-серпуховскому объектам благодаря использованию воды кыновско-пашийского и бобриковского объектов;

- 0,006 - прирост за счет прочих мероприятий.

Разработка кыновско-пашийского объекта завершается через 43 года после внедрения технологии, турнейского - через 47 лет, бобриковского - через 46 лет, верейско-башкирско-серпуховского - через 49 лет после начала проведения мероприятий по предложенному способу.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи.