Виділення одного об’єкта розробки АС 9-11; розміщення добувних та нагнітальних свердловин
- Виділення одного об'єкта розробки АС 9-11;
- розміщення видобувних та нагнітальних свердловин за зверненою дев'ятиточковою системою із щільністю сітки 16 га/скв.
З 1999 року родовище розробляється на підставі «Доповнення до технологічної схеми розробки Лянторського родовища», виконаного ТО «СургутНІПІнафта» (протокол ЦКР Міністерства палива та енергетики України № 2375 від 15.07.99 р.). У роботі проведено переоцінку балансових запасів нафти та газу на базі уточнених геолого-фізичних параметрів пластів АС9-11 та розподіл їх за типами геологічної будови, розглянуто ефективність застосування майданної дев'ятиточкової системи розробки на ділянках ДНС.
Дано характеристику розподілу за площею неконтактних нафтонасичених товщин і контактних з газом і водою, надано рекомендації щодо подальшого вдосконалення стану розробки із застосуванням нових методів збільшення нафтовіддачі пластів. З аналізу розробки виконані розрахунки технологічних показників розробки.
Ефект від проведення капітальних ремонтів за 2002 рік склав 1952,613 тис. т нафти, ГРП провели в 11 добувних свердловинах і 1 нагнітальній, додатковий видобуток склав 59,151 тис. т, ДПП - у 16 добувних і 2 нагнітальних т.т.
Крім того, провели гідромеханічну щілинну перфорацію в 19 добувних і 16 нагнітальних свердловинах, додатково видобуто 25,862 тис. т. Протягом звітного року провели роботи з відновлення герметичності експлуатаційних колон у 25 добувних та 15 нагнітальних свердловинах, ремонтно-ізоляційних 8 видобувних та 57 нагнітальних свердловинах, щодо зниження обводненості продукції в 23 видобувних, зметою регулювання заводнення провели ізоляцію пласта у 2 нагнітальних свердловинах, у 7 – ліквідацію негерметичності вибою.
Розподіл обводненості площею показує, що з об'єкту розробки АС9-11 за всіма ДНС поточна обводненість становить > 90 %, за винятком ДНС-1, 17, 18, 19, підвищене обводнення (> 94 %) відзначається як у районах з високим ступенем виробітку запасів - ДНС - 2, 3, 4 так і з низьким ступенем виробітку - ДНС - 10 , 13, 14. Контроль над виробленням запасів проводиться у районах ДНС. Характер виробітку залежить від геологічної будови родовища, максимальна кількість залишкових запасів визначається в монолітній зоні, де зосереджено максимальний відсоток початкових запасів. Найбільший обсяг накопиченого видобутку припадає на ДНР -3, видобуток з початку розробки склав 24193,093 тис. т. нафти, ДНЗ - 4 -16811,004 тис.т., ДНЗ - 6 - 15461,085 тис.т., що відповідно складає 14,7%, 10,2%, 9,4% від накопиченого видобутку за родовищем. Відповідно до аналізу розподілу поточних балансових запасів нафти відзначається нерівномірність вироблення запасів нафти по ДНС, що у значною мірою залежить від співвідношення у цих зонах ділянок із різним типом геологічного будови об'єкта розробки. Найбільший ступінь виробітку спостерігається на ДНЗ - 4 - 31,7%, ДНЗ - 7 - 25,3%, ДНЗ-3 -25,5%, ДНЗ - 11 - 24,8%, найменша - в районах ДНЗ - 13 - 7 ,1%, ДНЗ - 14 - 7,6%, ДНЗ-19 - 9,7%, ДНЗ - 12 - 10,5%, Основні поточні відбори нафти зосереджені на ДНЗ - 6 (9% річного видобутку за родовищем), ДНЗ - 17 (8,9%), ДНЗ - 3 (7,3%). Аналіз вироблення запасів проводився за результатами досліджень методами ДВС щодо контролю за станом розробки, а також за результатами дострілів у газонафтовій та газовій зонах. Зазначено, що продовжуєтьсяпроцес стягування контурів нафтогазоносності як через відбір газу з газової шапки, так і в результаті формування системи впливу, при нагнітанні води в підгазову зону. За даними РК у 2002 році впровадження рідини в газову шапку відмічено у 169 свердловинах, у тому числі впровадження нафти – у двох свердловинах. Для залучення в розробку контактних та переміщених запасів нафти за поточний рік здійснено достріли в 78 свердловинах. Більшість дострілів - 67 свердловин було спрямовано залучення у розробку спочатку газонасичених інтервалів, у процесі розробки заміщених нафтою.