Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с интервалами замещенными нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 202,6 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 59 аварийных и высокообводненных скважин, из которых в 2009 году добыто 159,574 тыс. т нефти, средний дебит на конец года по ним составил 16,9 т/сут. В отчетном году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 2004 - 2009 годы. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за год составила 454,085 тыс.т нефти при среднем дебите на конец года - 12,1 т/сут, с начала внедрения метода добыто всего 790,050 тыс. т нефти. Анализ результатов бурения боковых стволов подтверждает, как факт подъема газо-нефтяного контакта и внедрение нефти в газовую шапку, так и подъем водо-нефтяного контакта. Анализ эффективности бурения боковых стволов показывает, что для выбора скважин для бурения боковых стволов недостаточно иметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенные толщины. При прочих равных условиях, положительные результаты получены в скважинах с небольшим этажом газоносности или при неконтактном залегании нефтенасыщенных толщин.
В 2009 году было введено в разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2 т/сут при среднегодовой обводненности — 61,36 %. Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице № 5.1.
По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчетном году было закачано 136747,3 тыс.мЗ воды, на 4871 тыс мЗ больше, чем в 2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1292, действующий - 1139 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 336,7 мЗ/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 96,4 %, с начала разработки 108,3 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3 атм, компенсация за год составила 101,3 %, с начала разработки — 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до 189,3 атм, что на 20,7 атм ниже первоначального. По ДНС пластовое давление удерживается на уровне200-203 атм, по ДНС - 5, 8, 13, 16, 19 превысило 203 атм. По ДНС-17 пластовое давление менее 200 атм (198,1), хотя за год возросло на 6,5 атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки - 87%. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 203,5 атм при годовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11- более 205 атм при компенсация с начала разработки , превышающей 100 %. По пласту АС-11 пластовое давление на конец года составило 208,1 атм при компенсации за год 84 %, с начала разработки 125,4 %.
По пластам АС-9 и АС-10 Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 25629,648 и 34482,947 тыс. м3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует. Пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3-208,1 атм при первоначальном 210 атм. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 141563,886 тыс. м3. С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2009 год установлены штуцера в 40 нагнетательных скважинах, в 125 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 25 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 37 нагнетательных скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС-10 6 рядов (29 нагнетательных скважин). С целью совершенствования системы воздействия и регулирования выработки запасов разработаны совместно с ТО
За отчетный год по месторождению добыто 6129,301 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %,по ДНС-13 - 12,0 %, по ДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 - 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 - 3753 м3/т, ДНС-3 - 1146 м3/т, ДНС-13- 1694 м3/т, ДНС-14 - 2643 м3/т при среднем по месторождению 742 м3/т. В отчетном году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них 9 скважин из-за прекращения фонтанирования.
Сведения по исследованию скважин приведены в таблицах № 5.8, 5.9. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 1,8 %. Всего промыслово-геофизических исследований за 2002 год проведено 1940 при плане 1725 (115 %).
Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год составил 22 % по добывающим и 70,2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и положением газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 136 добывающих скважинах и 46 нагнетательных. Для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 28 контрольных скважинах. Всего этим методом исследовано 35 скважин. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных.
Из данной опорной сети исследовано 122 скважины. Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 138 скважинах. В 2009 году планируемый объем промы слово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4845 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4894 скважины.
Физико-химические исследования жидкости проведены в 3803 скважинах, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении отчетного года всего замерено этой установкой 433 скважины. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС (1735 исследований при общем количестве – 1940).
Таблица 1.4.1 - Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению
| Показатели | Ед. изм. | Пласт АС-9 | Пласт AC-10 | ПластAC-11 | Объект AC | Пласт БС-18 | Пласт БС-82 | Итого |
| 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| Добыча нефти за год | т | 3639028 | 4299486 | 315415 | 8253929 | 719 | 3102 | 8257750 |
| в т.ч. фонтан. | т | 47971 | 19043 | 793 | 67807 | 67807 | ||
| ЭЦН | т | 3464140 | 4254648 | 314603 | 8033391 | 719 | 3102 | 8037212 |
| ШСН | т | 126917 | 25795 | .19 | 152731 | 152731 | ||
| Количество | ||||||||
| действующих | ||||||||
| скважин в начале года | СКВ | 1851 | 2013 | 143 | 3588 | 3588 | ||
| в конце года | СКВ | 1860 | 1985 | 139 | 3558 | 4 | 3562 | |
| Среднесуточная добыча | ||||||||
| нефти за год | т/с | 9969,9 | 11779,4 | 864,2 | 22613,5 | 2,0 | 8,5 | 22624,0 |
| в начале года | " | 9651,8 | 12076,5 | 863,7 | 22592 | 3,6 | 22595,6 | |
| в конце года | " | 10120,0 | 11940,6 | 806,0 | 22866,6 | 60,6 | 22927,2 |
| по нефти на конец года | т/с | 5,6 | 6,2 | 5,9 | 6,5 | 28,5 | 6,5 | |
| в т.ч. фонтан. | " | 4,0 | 1,4 | 1,0 | 3,3 | 3,3 | ||
| ЭЦН | " | 6,1 | 6,4 | 6,1 | 6,9 | 28,5 | 7,0 | |
| ШГН | " | 1,7 | 1,1 | 1,7 | 1,7 | |||
| Добыча нефти с начала | ||||||||
| разработки | т | 59134185 | 95088808 | 10403971 | 164626964 | 2151 | 3102 | 164632217 |
| Обводненность за год | % | 90,87 | 93,68 | 94,00 | 92,71 | 38,02 | 47,77 | 92,70 |
| в начале года | % | 90,71 | 93,39 | 93,86 | 92,49 | 42,86 | 92,48 | |
| в конце года | % | 90,86 | 93,68 | 93,86 | 92,69 | 35,72 | 92,67 | |
| Количество | ||||||||
| обводненных | ||||||||
| скважин в начале года | СКВ. | 1849 | 2013 | 143 | 3586 | 3586 | ||
| в конце года | и | 1859 | 1985 | 139 | 3557 | 4 | 3561 | |
| Закачка воды за год | т.мЗ | 55035,762 | 76984,929 | 4726,609 | 136747,3 | 136747,3 | ||
| Приемистость 1 скв. | ||||||||
| среднесуточная | мЗ/с | 266,6 | 327,0 | 392,2 | 336,7 | 336,7 | ||
| Количество | ||||||||
| действующих | ||||||||
| нагнетательных скважин | ||||||||
| в начале года | СКВ. | 559 | 648 | 33 | 1112 | 1112 | ||
| СКВ. | 577 | 665 | 33 | 1139 | 1139 |
Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями насыщения 14,5-20 Мпа и сравнительно низким газосодержанием. Содержание метана в нефтях пласта АС10 достигает 31 процента, молекулярная масса нефти высокая – 162. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10 и АС11 тяжелые, пласта АС9 – средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов - смолистые. Все нефти вязкие, парафинистые.