Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин
 Скачать 0.98 Mb.
|
|
2.10 Запасы нефти По состоянию на 1.01.89г. на балансе ВГФ по Талинской и Южно-Талинской площадях числятся начальные балансовые запасы промышленных категорий В+С1: По пласту ЮК10-945605 тыс. тонн: По пласту ЮК11-229349 тыс. тонн: В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11-1174954 тыс.тонн. В том числе в границах, утвержденных ГКЗ переданы для разработки ПО «Красноленинскнефтегаз» следующие запасы: по пласту ЮК 10-693550 тыс. тонн, По пласту ЮК 11-208347 тыс.тонн, В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11 -901897 тыс.тонн. Эти запасы были утверждены ГКЗ СССР (протокол №9878 от 11.12.1985г.) по результатам подсчета выполненного Главтюменьгеологией в 1985г. (по материалам 65 разведочных и 200 эксплутационных скважин). В 1989 году институтом УкрГипроНИИнефть произведена переоценка балансовых запасов нефти принятая ПКЗ Главтюменнефтегаза. Использованы материалы 164 разведочных и 2030 эксплутационных скважин. Суммарная величина балансовых запасов категорий В+С1, в границах ГКЗ СССР, уменьшилась на 25% по сравнению с утвержденными ГКЗ. Общее уменьшение запасов обусловлено в основном уменьшением нефтенасыщенной толщины на 16 и 25% соответственно по пластам ЮК10 и ЮК11, уменьшением коэффициента пористости на 4%, коэффициента насыщенности на 6% и 1% и пересчетного коэффициента на усадку нефти на 8% и 4%.Одновременно увеличилась площадь нефтеносности на 9% и 6%, главным образом, за счет перевода части запасов из категории С2 в промышленные категории. В связи с резкой фильтрационной неоднородностью пород, по площади и разрезу, возникла необходимость дифферинциации запасов по проницаемости коллекторов. Запасы подсчитанные в породах с очень низкой проницаемостью 1-10*10Ï  -по категории В+С1 составляют 98262 тыс.тонн, по категории С2-10547 тыс.тонн или соответственно 19% и 21% всех запасов этих категорий На долю пород с низкой проницаемостью (1-22*10Ï ) приходится 36% запасов категории В+С1,что составляет 191878 тыс. тонн и 42% запасов категории С2-20367 тыс. тонн. Высокопроницаемые породы с проницаемостью более 20*10 мкм содержат лишь 19% запасов категорииВ+С1 96740 тыс. тонн и 11% запасов категории С2 5634 тыс. тонн. По экспертной оценке из этого количества (примерно 8-10%) запасов приходится на долю суперколлекторов с проницаемостью более 80*10 мкм .Обращает внимание на себя очень небольшая плотность запасов приходящихся на единицу площади залежи. Она равна 5,98 тыс.тонн на 1 га. Помимо структуры запасов по проницаемости, существенное значение имеет распределение запасов по площади. В частности, в окраинных зонах залежи (где эффективная нефтенасыщенная толщина не превышает 4 м, сокращаясь до нуля на границе нефтеносности) сосредоточено 37760 тыс. тонн по пласту ЮК10 и 7250 тыс. тонн по пласту ЮК11 запасов нефти. Очевидно, они не будут вовлечены в разработку ввиду нерентабельности бурения скважин в зонах со столь низкой толщиной пласта. Анализируя подсчет балансовых запасов 1989г. следует обратить внимание на следующие обстоятельства: Прежде всего, ввиду большой фильтрационной неоднородности, важнейшим вопросом оценки балансовых запасов является обоснование нижних пределов свойств пород включаемых в состав промышленных коллекторов. Как в 1985г., так и в 1989г. в качестве нижних пределов коллектора были приняты: проницаемость 1*10 мкм , пористость 11% и остаточная водонасыщенность 50-60%. Анализ сопостановления проницаемости по ГИС и по данным керна ([2], книга 1, рис. 4.30) показал, что наблюдаются значительное их расхождение. Проницаемость 1*10 мкм , по исследованию керна, соответствуют значению проницаемости определенным по ГИС от 1*10 до 10*10 мкм . Поскольку подсчет и дифференциация запасов по проницаемости проведены по данным ГИС, то запасы коллекторов с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 (98769 тыс.тонн категории В+С1 и 9839 тыс.тонн. категории С2 пласта ЮК10) оценены с низкой достоверностью, в связи с большой неопределенностью выделения нижней границы коллекторов.Особенностью геологического строения продуктивных пластов является значительная микрослоистость проницаемых пропластков, которая установлена по скважинам с высоким выносом керна. Существующие методы интерпретации комплекса ГИС не позволяют выделить имеющуюся микрослоистость проницаемых пропластков и дают только осредненную коллекторскую характеристику пропластка. Полученные данные свидетельствуют, что в классе коллекторов со средней проницаемостью по ГИС 20-200*10 мкм , 34.7% пород с проницаемостью менее 10*10 мкм . В коллекторах со средней проницаемостью более 200*10 мкм содержится 22,4% низкопроницаемых коллекторов. В целом по пласту ЮК10 низко проницаемые коллекторы составляют 46,2% всего объема коллектора категории С1,что соответствует 242642 тыс.тонн балансовых запасов нефти. Коллектор с проницаемостью до 20*10 мкм содержит 310018 тыс.тонн нефти категории С1,что составляет 59,1% запасов пласта этой категории и 30244 тыс. тонн категории запасов С2.Таким образом, поскольку в низкопроницаемых коллекторах сосредоточена большая часть балансовых запасов нефти, вопрос о нижних пределах свойств промышленных коллекторов Талинской площади весьма важен и требует целенаправленных специальных исследований. По описанию пород, в скважинах с высоким выносом керна, часто наблюдается чередование песчаных пород с неколлекторскими глинистыми прослоями толщиной от 1 до 10-ков сантиметров. Эти прослои на диаграммах ГИС не выделяются и включены в эффективную толщину. Что завышает запасы. Параметры пластовых нефтей изучены по многим пробам и на большей части площади достаточно стабильны. Тем не менее, отдельные пробы, признанные качественными, дают существенные отклонения по величине газосодержания и давления насыщения. Возможно это влияние частичного снижения пластового давления в первый период разработки залежи. Кроме того, в нескольких зонах вдоль восточной длины выклинивания пласта ЮК 10 установлены легкие нефти или конденсаты. Их плотность значительно повышена (до 683г/см3) против плотности основной части нефти (0,807г/см3).Отличаются они низким содержанием смол, асфальтенов, парафинов и серы, а выход фракций при нагреве до 300 град.°С достигает 91-98%. Происхождение и условия залегания легкой нефти не установлены. Балансовые запасы легкой нефти по категории С1+С2 составляют 9210 тыс.Следовательно, исследования пластовых нефтей должны быть продолжены. 3. Анализ состояния разработки Талинского месторождения .1 История проектирования разработки Талинского месторождения Эксплуатационное бурение на Талинской площади начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10. На основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП (протокол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1 (тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюменгеологией. Основными проектными решениями по разработке предусматривалось: выделение одного эксплуатационного объекта (пласты ЮК-2 - ЮК-11); площадная девятиточечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 х 400 м; механизированный способ с начала разработки. В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки с учетом приращенных в 1981-1982г. извлекаемых запасов нефти южной части площади в объеме 35.153 млн.тонн по категории С1. Необходимость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами: уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утверждалась ГКЗ СССР; переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки. Запасы нефти были подсчитаны на границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объеме 358783 тыс.тонн балансовых, 165003 тыс.тонн извлекаемых категории С1, 342046 тыс.тонн балансовых и 118380 тыс.тонн извлекаемых категории С2. В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось: по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.тонн, извлекаемых 309187 млн.тонн; по категории С2 балансовых 387088 млн.тонн. , извлекаемых 134753 млн.т. Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения: выделение двух эксплуатационных объектов Юк10-ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 х 400 м при расстоянии между первым добывающим нагнетательным рядом скважин 500 м (плотность сетки 18 га/скв.); способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г.), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м  (2000г);темп отбора нефти при проектном уровне - 3,8 % от начальных извлекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет; фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих -5224, нагнетательных 1766, резервных 1107; извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах, составляют 464,9 млн.т., конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,436; применение нестационарного заводнения; объем капитальных вложений за весь срок разработки - 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи - 32,6 руб/т. В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного проектированием в предыдущих документах. На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку, эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей. ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными технологическими положениями: выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11; блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м; оптимизацию сетки скважин для вовлечения в разработку слабопренируемых запасов нефти производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов; систему разработки, предложенную для южного участка, распространить на участках расширения контура нефтеносности. Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило «Технологические показатели по участку расширения Талинской площади» со следующими показателями: проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т. жидкости - 12,5 млн.т. закачка воды - 16,5 млн.м  .ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .общий фонд скважин - 1553. в том числе добывающих - 777. нагнетательных - 259. резервных - 517. применение механизированного способа эксплуатации (ЭЦН, ШГН); давление на устье скважин 1,8 МПа; приемистость нагнетательных скважин 400 м / сут.За период, прошедший после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров в оперативном порядке, проведены следующие проектные решения: увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.; временно отказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10; предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектных нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной отработки; организация совместной разработки пластов ЮК10 и ЮК11 на залежи 1 и 2 на участке №3; внедрение насосного способа добычи (ЭЦН, ШГН). Основные показатели разработки Таллиннского месторождения представлены в таблицах № 3.2.2., 3.2.3. 3.2 Анализ текущего состояния разработки Таллиннского месторождения График разработки представлен на рис. 3.2.1. Разработка Талинского месторождения направляется и регулируется проектными документами, что является отражением сложившегося в отечественной практике принципа многостадийного проектирования. Периодическое внесение в запроектированную систему разработки более или менее существенных изменений, вследствие уточнения уровней добычи нефти по мере детализации геологического строения продуктивных горизонтов, нашло свое отражение в последней Технологической схеме разработки Талинской площади. Согласно нее (Тех.схема СибНИИНП, ЦКР, МНП - февраль 1992г.) объектами разработки были выделены отдельно пласты ЮК10 и ЮК11 Тюменской свиты. Система воздействия была выбрана переходная с блоковой трехрядной на очагово-избирательную. Это объясняется тем, что система разработки, принятая в более ранних проектных документах, не позволила достичь запланированного объема добычи и, соответственно, прогнозируемого текущего коэффициента нефтеизвлечения. Основными геологическими факторами, определяющими низкую величину КИН, явились: низкая нефтевытесняющая способность воды (коэффициент вытеснения на уровне 0,53), высокая степень прерывистости продуктивных толщин, геологическая расчлененность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков толщиной менее 2м (до 70% от общего числа пропластков). В результате этого, по данным ГИС, установлена низкая степень вовлечения запасов углеводородов в разработку (45-65% перфорированной толщины пласта), резкая фильтрационная неоднородность продуктивных пропластков, значительная часть запасов нефти (40%) сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах с проницаемостью до 20*10-3 мкм2 Установленная структура определяет разноскоростную выработку запасов нефти. Темпы выработки запасов нефти различных групп коллекторов отличаются в десятки раз. Таким образом, остаются зоны, не подверженные влиянию ППД, так называемые “целики”, которые при удачном вскрытии первые месяцы эксплуатации дают стабильные притоки малообводненной продукции (до 20 т/сут). Таким образом, можно сказать, что рядная система разработки, принятая на Талинском месторождении в более ранних проектных документах, не учитывала особенностей геологического строения залежей. Соответственно переход на очагово-избирательную систему воздействия можно считать актуальной и правильной. Динамика обводнения скважин, эксплуатирующих пласты ЮК10 и ЮК11, характеризуется: непродолжительным безводным периодом, который изменяется по участкам от 200 до 400 суток и за который отбирается от 6 до 22 тыс.т. нефти, после появления воды в продукции скважин - резким ростом обводненности, который происходит за период от 250 до 730 суток и за который добывается от 3 до 10 тыс.тонн нефти, на последней стадии обводнения - стабилизацией обводненности на уровне 93-97%. Продолжительность стадии стабилизации в настоящее время изменяется от 0,9 до 4 тыс.тонн нефти, водонефтяной фактор - от 15 до 35. Установленный вид динамики обводнения скважин обусловлен наличием в разрезе продуктивных пропластков с резко различными фильтрационными свойствами. С целью улучшения характеристики выработки запасов нефти необходимо проводить работы в двух направлениях: изоляция выработанных и заводненных интервалов пластов, вовлечение в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов пластов. Также необходимо отметить, что на динамики ускоренного обводнения сказалось и то, что в первые годы разработки заводнение шло с нарушениями технологий. Процесс заводнения либо задерживался, что привело к падению пластового давления ниже проектных значений, либо проводился с избыточной закачкой объемов воды. Интенсивная закачка обеспечивала фонтанирование скважин, но при резко растущей обводненности (вследствие сильной фильтрационной неоднородности пластов происходил моментальный прорыв закачиваемой воды по суперколлекторам). В этих условиях фонтанирование скважин с высокой обводненностью не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослойки не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Кроме этого, высокие пластовые давления требуют увеличения плотности растворов глушения скважин при ремонтных работах, что ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта, а также ведут к удорожанию ремонтных работ. Во избежание вышеперечисленных сложностей оптимальными пластовыми давлениями можно считать - 275-280 атм. в зоне нагнетания и 260 атм. в зоне отбора (таблица № 3.2.4., 3.2.5., 3.2.6.). Локализация пластовых давлений в этих пределах позволила бы максимально оптимизировать работу добывающих скважин при механизированном способе добычи. Таким образом, опыт разработки пластов ЮК10 и ЮК11 показывает, что применение традиционных систем разработки, основным недостатком которых является размещение добывающих и нагнетательных скважин без учета конкретного геологического строения продуктивных пластов, имеющих выраженное зонально-слоистое строение, ведет к повышенным отборам попутной воды, соответственно снижению степени извлечения запасов нефти. Поэтому на современной стадии разработки необходимо оперативно определять особенности изменения фильтрационных свойств по разрезу и по простиранию продуктивных пластов с целью установления вертикальной и зональной неоднородности, а также выявления микро и макроразломов, образовавшихся вследствие неотектонических подвижек земной коры. Для решения данной задачи необходимо провести широкомасштабный курс исследовательских работ с привлечением методов гидропрослушивания, на основе которых построить карты неотектонических образований, схемы кореляции, которые позволят закладывать очаговые нагнетательные скважины с большей долей успешности. Кроме этого, скважины переводимые под нагнетание воды, как очаговые, необходимо закладывать так, чтобы разрез пласта имел однородную фильтрационную характеристику или высокопроницаемые интервалы, вскрытые скважиной, не прослеживались в окружающих добывающих скважинах. В случае, когда высокопроницаемый интервал имеет зональное распространение, его следует изолировать после выработки из него запасов, тем самым обеспечив более равномерную выработку нефти по остальной части разреза. Необходимо отметить, что даже при создании очагово-избирательной системы, близкой к идеальной, при обычной технологии заводнения пластов Тюменской свиты, характеризующихся сильно неоднородным строением, значительная часть запасов, сосредоточенных в малопроницаемых слоях, останется неохваченной процессом вытеснения. В подобных геологических условиях заводняемый пласт представляет собой, как бы бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных пропластков. Вовлечение в разработку данных нефтенасыщенных пропластков станет возможным при создании в таких коллекторах попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамических давлений. Тогда в пласте возникнут условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые участки для перемещения нефти из них в зоны активного дренирования (метод циклического воздействия). Кроме методов циклического заводнения, на Талинской площади одним из эффективных средств увеличения коэффициента нефтеизвлечения при вытеснении нефти водой может служить метод, основанный на создании в пласте неустановившегося процесса вытеснения путем изменения направления фильтрационных потоков. Этот метод может проводиться как на участках с высокой обводненностью пласта (р-н ДНС 27,28,30) , так и на участке с умеренной обводненностью (р-н ДНС 31). Большинство гидродинамических методов увеличения КИН применяются на существующей базе без больших капитальных вложений, что является немаловажным фактором в настоящее время. Но эффективность применяемых методов непосредственно зависит от состояния призабойной зоны скважин, мероприятий по повышению дебитов и приемистости, ремонтных работ. На практике эти проблемы не решаются с должным успехом. Успешность методов может быть максимальной при сочетании гидродинамических методов с физико-химическими. Но дорогостоящие методы, основанные на математическом моделировании процессов разработки, базирующихся на сложной технике, не получили широкого применения в НГДУ «Талинскнефть» в настоящее время. Это связано: с недостаточной оснащенностью производственных служб современными средствами электронно-вычислительной техники; слабой координацией работ по развитию автоматизированных систем управления и контроля за процессом разработки; большой сложностью в обмене геологической и технической информацией между проектирующими и нефтедобывающим предприятиями; естественным старением и слабым обновлением парка нефтепромыслового оборудования; не корректной интерпретацией первичного геофизического материала. Все это имеет место вследствие резкого сокращения финансирования НГДУ «Талинскнефть» в последние годы. Из вышеизложенного сделаны выводы: . Заводнение Талинского месторождения является и в ближайшие годы будет оставаться основным методом разработки. Поэтому изыскание способов повышения его эффективности является задачей первостепенной важности. . Решение проблемы эффективной разработки месторождения должно происходить по двум основным направлениям: изоляция высокообводненных пропластков и создание очагово-избирательной системы с учетом геологического строения залежей нефти. . Обновление базы данных по скважинам с учетом переинтерпритации первичных геофизических материалов. Отбор нефти и жидкости Добыча нефти: в 2000г. при бизнес - плане 1177,7 тыс.тонн добыто - 1218,1, в 1999 году при бизнес - плане 1213,5 тыс.тонн добыто 1209,5 тыс. тонн. По сравнению с 1998 годом - на 7,9 % меньше, когда было добыто 1311,9 тыс. тонн, в 1997 году - 1612,8 тыс. тонн, в 1996 году - 1940,6 тыс. тонн, в 1995 году - 3086,3 тыс. тонн. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 0,75% против 0,83% в 1999 году. Добыча нефти с начала разработки составила 51487,2 тыс. тонн, при этом текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 11,2%. Добыча жидкости в 1999 году составила 13938,1 тыс. тонн, по сравнению с 1999 годом больше на 26 %. По сравнению с 1994 годом добыча жидкости снизилась в 3 раза- 31089,2 тыс. тонн, в 1995 году добыча жидкости - 33130,3 тыс. тонн, в 1996 году - 31840,2 тыс. тонн, в 1997 году - 23527 тыс. тонн, в 1998 году - 11891,7 тыс. тонн. Средний дебит жидкости в 2000 г. составил 64,3 т/сут, против 46,8 т/сут в 1999 году, 52,1 т/сут в 1998 году., в 1997 году - 71,3 т/сут, в 1996 году - 93,2 т/сут, в 1995 - 79,1 т/сут. Средний дебит нефти составил 5,2 т/сут, против 5,5 т/сут в 1999 г., в 1998 году - 5,8 т/сут., в 1997 году - 4,9 т/сут, в 1996 году - 4,7 т/сут, в 1995 году - 6,6 т/сут. Обводненность продукции в среднем за 2000 г. составила 92%, за 1999 год составила 88,2%, 87,5% в 1998 году. Данные по добыче нефти, в т.ч. механизированным фондом, за 1999г. - 2000г. приведены в сводной таблице 3.1. Таблица 3.1 - Данные по добыче нефти механизированным фондом скважин
Таким образом, добыча нефти по сравнению с 2010 г. увеличилась на 0,7%, а добыча нефти мех.фондом на 11,6%, в т.ч. УЭЦН на 13,8%. Система ППД Талинское месторождение имеет блоковую систему разработки с 3-х рядным расположением добывающих скважин в блоке при расстоянии между ними 400м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего -600 м. Закачка воды в целях поддержания пластового давления на Талинской площади начата в 1983 году. По состоянию на 1.01.01. в продуктивные пласты закачано 399 163 571 тыс.м3 воды. В течение 1994 - 1997 г.г. закачка осуществлялась 10 КНС (КНС-16,17,5, 20,23,24,27,28,30,31), оснащенными 62 насосными агрегатами ЦНС 180-1900. Анализ показателей насосного оборудования КНС позволил установить, что их общая производительность значительно отличалась от предусмотренной в проектах обустройства в меньшую сторону. Фактическая средняя единичная производительность насосных агрегатов большинства эксплуатируемых КНС (151-189 м3/ч) превышает номинальную (150м3/ч). Учет закачиваемой воды осуществляется расходомерами типа СВЭМ-200, установленными на выкидных линиях насосных агрегатов и расходомерами, смонтированными в блок-гребенках кустов нагнетательных скважин (СВУ-200). В 1997 году в связи с экономией электроэнергии были остановлены и законсервированы КНС - 16, 17, 5, 20, 23, 24. На КНС - 27, 28, 30, 31 - оставили в работе 6 агрегатов. Фонд нагнетательных скважин на 1.04.2000 год составил 892, из них действующих - 113, в бездействии - 124, в освоении- 16, в консервации - 632, пьезометр - 1, в ликвидации - 6. Средняя закачка в месяц - 31258 м3, средняя приемистость скважин - 293 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях закачкой воды в целом по месторождению составила 79,3% (в 1998 году- 88,6%), с начала разработки 113,3%. |