1 геологический раздел 1 Орогидрография

• Название: 1 геологический раздел 1 Орогидрография
• Дата: 25.01.2022
• Размер: 2.35 Mb.
• Имя файла: Geologia_LN.doc
• Тип: Документы; #341636
• страница: 1 из 4

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Орогидрография

На Лянторском месторождении гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота раз­личных размеров. Озера занимают 22% территории месторождения. Наиболее крупные озера: Энтьлор, Токтурылор, Монкетлор, Сыхтынглор, Киуснэлор, Неримлор и другие.

На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Боль­шая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами, на северо-востоке отличается сплошная озерно-болотная система.

Лесные мас­сивы расположены вдоль реки и на водоразделах участками среди об­ширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и снежная, часты метели и снегопады, толщина снежного покрова достигает 1,5 метров. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе месторождения составляют –3⁰С… –4⁰С.

Районный центр г.Сургут является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Тобольск, Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами севера и юга области, а также с европейской частью страны.

Среди источников питьевого и технического водоснабжения воз­можно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод, четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализован­ных и высокотемпературных вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает од­ного человека на 1 км², коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) за­нимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении ра­бот по разработке и добыче нефти. В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. На рисунке 1.1 представлена обзорная карта.


Рисунок 1.1 – Обзорная карта

1.2 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три струк­турно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в па­леозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими поро­дами, под­вергнувшимися орогенезу.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует от­ложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского место­рождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значи­тельно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа на территории изу­чаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различ­ной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов дости­гают более 40 метров.

Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадоч­ного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фунда­мента и представлены терригенными отложениями. Они характеризу­ются пликативными дислокациями.

Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского плат­форменного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское ме­сторождение расположено в пределах Хантыйской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.

Пимский вал по отражающему горизонту «А» оконтуривается сейсмоизогипсой – 2700 метров, в пределах которой, его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой - 2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Лянторского месторождения находится Востокин­ский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его раз­меры 20х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучае­мого месторождения.

Востокинская структура является наиболее круп­ной, оконтуривается по отражающему горизонту «А» изогипсой - 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального прости­рания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров. Следует отметить, что объединение в пределах одного месторож­дения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражаю­щему горизонту «А», ставит под сомнение наличие между ними про­гиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представля­ется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры. С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоам­плитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тай­бин­ское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянтор­ского месторождения.

В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отло­жениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов 1994 года были выделены следующие залежи:

- газонеф­тя­ные - в пластах АС9, АС10, АС11;

- нефтяные - в пластах БС8¹, БС8², БС16…17, БС18, БС19…20, ЮС2. В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС8², БС18. По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС 9…11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.

Залежь пласта АС11 относится к нижней части эксплуатацион­ного объекта АС 9…11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, фор­мирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.). Общая толщина пласта

АС11 изменяется в очень широком диапа­зоне значений от 4 до 50 метров. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоми­нающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к при­сводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным погружениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянтор­ской, Январской и Востокинской структур). Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются ши­ро­ким диапазоном изменения от 2…4 до 28…30 метров. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиаль­ную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бор­там Лянторской структуры. Максимально опесчаненным пласт является на Лянторской площади, на западном и северном структурных погружениях Востокинского поднятия; в пределах восточной и южной частей месторождения его песчаность снижается. В подсчете запасов 1994 года запасы нефти пласта АС11 утверждены по 4 залежам: в районе разведочной скважины 79Р (Востокинское поднятие), в районе скважины 2Р и 11Р (Январская структура), в районе скважин 9Р, 25Р , 5Р (Лянторская площадь).

Залежь нефти района скважины 79Р (Востокинская площадь) приурочена к куполовидному поднятию с размерами 5,5×2,0 километров. ВНК принят на абсолютной отметке – 2047 метров. Высота залежи – 7 метров. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта – 4,5 метров. По типу залежь пластово- сводовая, водоплавающая. Запасы нефти оценены по категории С2. Залежь района скважины 2Р (Январская площадь) приурочена к локальному поднятию с размерами 4,2х2,0 километров ВНК отбивается на отметке 2050 метров. Высота залежи 15 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 5.5 метров при среднем значении 1.7 метров.

Толщина перемычки, отделяющей рассматриваемый пласт от
вышележащего, изменяется от 2 до 4 метров и лишь в районе скважин 7116, 7115, 6109 оказывается меньше 2 метров. Толщина плотного раздела на уровне ВНК изменяется от 2 до 4 метров. За контуром залежи толщина перемычки оказывается меньше 2-х метров. Запасы нефти залежи отнесены к категории С1 и связаны с водонефтяной зоной. Залежь района скважины 11Р (Январская структура) имеет размеры 7.5x2.5 километров и контролируется брахиантиклинальной складкой северо-восточного простирания. Высота залежи достигает 32 метров. ВНК принят на отметке - 2050 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Нефтенасыщенная толщина пласта АС11 изменяется от 1.0 до 15.4 метров при среднем значении 7.0 метров. В пределах залежи выделяются водонефтяная, газоводонефтяная и газонефтяная зоны, из которых водонефтяная является самой значительной, занимая 95% площади. На 71% площади залежи нефть находится в контакте с водой; толщина перемычки в этой части менее 2 метров. На уровне ГНК преимущественная толщина перемычки находится в пределах от 0 до 2,0 метров. Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиан­тиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направ­лении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Раз­меры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 метров. Значительная часть площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности является неразбуренной в связи с низкими предполагаемыми значениями или полным отсутствием нефтенасыщенных толщин в этой зоне. Залежь пласта АС11 от вышележащего пласта АС10 на рассматриваемом участке отделяются весьма незначительной и очень изменчивой по толщине перемычкой, значение которой изменяется от 0,6 до 3,0 метров. В ряде скважин песчаные пласты сливаются, образуя единый гидродинамически связанный резервуар. Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в че­ты­рех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменя­ется от 19,3 до 28,6 % и в среднем по пласту составляет 24,5 % (25%) по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водонасыщенной - 25,8%.

Про­ницаемость изменяется от 2.2×10^-3 до 698×10^-3 мкм² при среднем значе­нии 266×10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части - 258×10^-3 мкм², по водо­насыщенной-276 ×10^-3 мкм². Среднее значения по скважинам сущест­венно не различаются и изменяются от 229 ×10^-3 до 316×10^-3 мкм².

Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по дан­ным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости более 500×10^-3 мкм² отмечаются в центральной части месторож­дения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницае­мостью 536×10^-3 мкм² при вариациях 1×10^-3…

1493×10^-3 мкм².

Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения из­меняются от 4…8 до 24 метров. В них плановом размещении не просматри­ва­ется четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тя­готеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Восто­кин­ском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его юж­ную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субши­ротного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанности пласта АС10, очень близок пове­дению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента пес­чанности весьма широк и находится в пределах 0.2…1,0.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добываю­щим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные за­пасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов 1994 года залежи пласта АС10 были выделены в преде­лах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Ян­вар­скую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной за­лежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 километров.

Основная залежь представлена нефтяной оторочкой подстилающего типа с газовой шапкой и подошвенной водой. Газовая шапка приурочена к центральным частям структур. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС11 связаны с водонефтяной, газонефтяной и газоводонефтяной зонами.

Размеры залежи в пределах основной площади 57х19 километров, высотой нефтяной оторочки 15…17 метров, высотой газовой шапки на Лянторской структуре – 44 метров, Январской – 35 метров, Востокинской – 18 метров. Нефтенасыщен­ная толщина изменяется от 0,4 до 22 метров при среднем значении 7,5 метров. Га­зонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 метров.

Газовые шапки небольших размеров на Лянторском поднятии последовательно окаймляются газонефтяной и газоводонефтяной зонами. На Январском и Востокинском поднятиях чистогазовая зона выделяется в единичных скважинах. Водонефтяная зона приурочена к краевой части залежей и имеет максимальное развитие в прогибах между поднятиями.

Подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа на 94,6% площади; толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 3-х метров. Неконтактные нефтенасыщенные толщины выделяются в скважинах водонефтяной и чистонефтяной зон.

Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющий почти повсе­местное распространение.

Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезерни­стых и алевролитов крупно- и среднезернистых.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24…28% Проницаемость изменяется от 1,3×10^-3 до 2735 ×10^-3 мкм² при среднем значение 399×10^-3 мкм². По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100×10^-3 до 500×10^-3 мкм². Участки с проницаемостью менее 100 ×10^-3 мкм² тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской под­свиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах место­рождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также при­сводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны мини­мальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянтор­ской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

Эффективная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 2…4 до 16 метров.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченно­сти эффективных максимальных толщин пласта АС9 к вос­точным при­склоновым участкам структурных поднятий, за исключе­нием Восто­кинского поднятия, в пределах которого они образуют дос­таточно об­ширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров.

В подсчете запасов 1994 года газонефтяные залежи пласта АС9 были выде­лены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Восто­кинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточ­ная площадь) и Тутлимской структур.

Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чистонефтяная зона выделяется условно при рассмотрение пласта АС9 отдельно от пласта АС10.

В морфологическом отношение пласт АС9 на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанности 0,73 и расчлененностью 2,2. На юге, юго-востоке Лянторской залежи коэффициент песчанности снижается до 0,46, расчлененность увеличивается до 3,3. Высоким коэффициентом песчанности характеризуется восточный склон Востокинского поднятия (0,9…1,0), где песчаные коллектора пластов АС9 и АС10 сливаются в единый резервуар. В крыльевой части структур кровельная и подошвенная части пласта часто глинизируются.

Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72х22 километров, высоту неф­тяной оторочки 17 метров, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 метров, Январской - 48 метров, Востокинской - 43 метров. Чистогазовая зона занимает основную площадь залежи и представлена двумя газовыми шапками. Газоводонефтяная зона выделена лишь в отдельных скважинах. Газонефтяная, нефтяная и водонефтяная зоны узким кольцом окаймляют газовые шапки. На Январском поднятие и в прогибах между поднятиями ширина нефтяной оторочки увеличивается до 5…6 метров. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 15 метров, составляя в среднем 4,3 метров. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 метров.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 сква­жин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широ­ком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%).

Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22…26% , у 13% пород - более 26%.

Проницаемость по пласту в среднем составляет 299 ×10^-3 мкм² и из­меняется от 1,1 ×10^-3 до 1830 ×10^-3 мкм². Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100 ×10^-3…500 ×10^-3 мкм², проницаемость более 500 ×10^-3 мкм² характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102×10^-3 до 495×10^-3 мкм². Участки с проницаемо­стью от 10×10^-3 до 100×10^-3 мкм² выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

В пределах месторождения, оконтуриваемого внешним контуром нефтеносности плата АС 9_, толщина перемычек между пластами АС9 и АС10 изменяются в очень широком диапазоне значений 0…14 метров.

На большей части Лянторского месторождения перемычка между пластами АС9 и АС10 незначительна по толщине и платы, по видимому, гидродинамически связаны. Толщина перемычки между пластами АС10 и АС11 изменяется в пределах от 0 до 24м. Зоны максимальных толщин непроницаемых разделов в плане размещены крайне неравномерно.

Максимальная по размерам зона увеличенных толщин перемычки (от 6 до 20…24 метров) приходится на собственно Лянторскую структуру (район ДНС-19, 2). Они часто характеризуются вытянутыми формами (район ДНС-1, 3, 5, 6), образуя полукольца и кольца. В центральной и северной частях месторождения, а также в пределах Тайбинской и Таняунской структур - зоны максимальных толщин распределены крайне неравномерно по площади, а преимущественный диапазон изменения перемычек здесь составляет 0…4.0 метров.

К характеристикам нефти относятся: плотность на поверхности в стандартных условиях от 873,4 до 917,8 кг/м³; плотность в стандартных условиях от 813 до 846 кг/м³; вязкость нефти на поверхности от 30,1 до 104,5 МПа∙с.; вязкость нефти в пластовых условиях от 3,66 до 7,92 МПа∙с; давление насыщения от 10,9 до 15,6 мПа ; газовый фактор при условиях сепарации от 39 до 55 м³/т; газосодержание от 41,9 до 73,3м³/т; пересчетный коэффициент от 0,89 до 0,92 доли ед.; объемный коэффициент от 1,123 до 1,174 доли ед.; объемный коэффициент при условиях сепарации от 1,105 до 1,14 доли ед.; массовое содержание: серы- 0,9…1,9 %; смол силикагелевых- 7,3…8,9 %; парафинов- 2,3…4,2 %; асфальтенов- 2,2…4,7 %; точка кипения- 89..111 C°; температура застывания- от –32 до –24 C°.

К характеристикам газа относятся: удельный вес- 0,750…0,867 кг/м³; начальное пластовое давление - 20,39МПа; пересчетный коэффициент – 200 м³/м³; поправка на t°- 0,82 доли единиц; коэффициент газонасыщенности- 0,74…0,79 доли единиц.; давление в газовой шапке (конечное) 0,14 МПа; молекулярная масса – 18,04…20,86; поправка на свойства газа – 1,12…1,15 доли ед. Также в состав газа входит метан, этан, пропан, изобутан + н. бутан, изопентан + н. пентан, гексан + высшие, двуокись углерода, азот.

К характеристикам воды относятся: плотность в пластовых условиях- 1,0012 т/м³; плотность в поверхностных условиях- 1,001…1,01 т/м³; минерализация- 13,04 г/л; вязкость- 0,51 сПз; вязкость закачиваемой воды в пластовых условиях-0,51 сПз; объемный коэффициент- 1,007 единиц.; газосодержание, в том числе сероводорода – 2,61 м³/т. Тип сеноманской воды – хлор-кальциевая.
1.4 Текущее состояние разработки месторождения
Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. В эксплуатации находятся пласты АС9, АСЮ, АС11, объединённые в один объект АС9-11 и объект БС8/2, нефтеносность которого установлена на Тутлимской структуре. В 2014 году месторождение разрабатывалось на основании «Дополнения к проекту разработки Лянторского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол №5728 ЦКР Роснедр по УВС от 07.11.2013), в котором предусматривается:

- выделение четырех эксплуатационных объектов: АС9-11, БС8/2, БС18,

ЮС2.

Применение следующих систем разработки:

По основному объекту разработки АС9-11:

- на основной площади - обращённая девятиточечная, трехрядная с разме-щением скважин по сетке 400x400 м в сочетании с очаговым, приконтурным и барьерным заводнением;

На восточной площади:

- по Тайбинской и Таняунской площадях - трёхрядная с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением;

- на Тутлимской площади - трёхрядная с размещением горизонтальных и наклонно-направленных скважин по квадратной сетке 500x500 м в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением;

- на участке слияния Востокинской и Таняунской площадей (в районе скважины №83Р) - трёхрядная с размещением скважин по квадратной сетке 566x566 м в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением;

- в районе скважин №80Р, 12Р и на площади под территорией города Лянтор - избирательная система размещения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с элементами приконтурного заводнения с расстоянием между скважинами от 400 до 800 м;

- в центральной части Лянторского поднятия в районе скважины №3004Р - обращённая девятиточечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке 800x800 м.

По объекту БС8/2:

- разработка пласта на упруго-водонапорном режиме с элементами избирательной системы заводнения.

По объекту БС18:

- разработка пласта возвратным фондом, получаемым за счет зарезки боковых горизонтальных и наклонно-направленных стволов при капитальном ремонте скважин, выполнивших свое проектное назначение на объекте АС9-11. Во всех скважинах проведение ГРП.

По объекту ЮС2: 

- разработка пласта возвратным фондом, получаемым за счет зарезки боковых наклонно-направленных стволов при капитальном ремонте скважин, выполнивших свое проектное назначение на объекте АС9-11. Во всех скважинах проведение ГРП. При необходимости бурение эксплуатационных скважин.

Применение следующих технологий по интенсификации добычи нефти и методов повышения нефтеотдачи пластов: ГРП, обработки призабойной зоны с применением физико-химических методов, закачка оторочек потокоотклоняющих составов, перфорационные, изоляционные, гидродинамические, бурение горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов при КРС.

Проектный фонд по месторождению составляет 6029 скважин. На 01.01.2015 пробурено 5982 скважины, из них: добывающих - 4310, нагнетательных - 1516, водозаборных - 137, газовых -19. Проектный фонд реализован на 99,22 %.

С начала разработки месторождения отобрано 239657,201 тыс.т нефти, что составляет 90,6% от начальных извлекаемых запасов.

За отчётный год по месторождению добыто 4154,776 тыс.т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,57%, от текущих извлекаемых запасов - 14,25%. В 2014 году в эксплуатацию введены 2 новые добывающие скважины (все по объекту АС9-11), добыча из них составила 0,808 тыс.т нефти, среднегодовой дебит одной новой скважины по нефти составил 9,98 т/сут, по жидкости 46,6 т/сут, среднегодовая обводнённость 78,61%.

Добыча жидкости по месторождению за 2014 год составила 125038,361 тыс.т. Среднегодовой дебит одной действующей скважины составил по нефти - 3,55 т/сут, по жидкости - 106,8 т/сут, среднегодовая обводнённость 96,68%. Динамика добычи нефти и жидкости представлена на рисунке 1.2.