ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 68
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3/сут. За 2011 год введено под закачку 11 скважин, действующий фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1262 скважины, среднегодовая приемистость одной скважины составила 304,95 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учётом добычи прорывного газа закачкой за год по объекту АС9-11 составила 100,3%, с начала разработки 103,2%. По пласту АС9 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 193,4 атм., по сравнению с 01.01.2011 года давление снизилось на 4,1 атм. Пластовое давление по районам ДНС-3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12, 13, 14, 17, 18, 20 удерживается на уровне 191,7-199,5атм., а по ДНС- 2, 10, 11, 16, 19 от 200,9 до 206,5 атм. Давление в газовой шапке снижено до 166,5 атм., что на 43,5 атм. ниже первоначального. Компенсация по пласту АС9 за год составила 111,7%, с начала разработки – 97,7%. По пласту АС10 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 201,1 атм., по сравнению с 01.01.2011 года давление выросло на 0,3 атм. Компенсация за год по пласту АС10 составила 94,2% и 106,5% с начала разработки. Пластовое давление на 01.01.2012 года по районам ДНС составило более 200 атм., кроме ДНС-3 – 196,5 атм., ДНС-7 – 199 атм., ДНС-10 – 199,5 атм., ДНС-14 198,4 атм., ДНС-19 – 198,3 атм. Давление распределяется от 196,5 атм. (ДНС-3) до 207,5 атм. (ДНС-16). По пласту АС11 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 204,5 атм., по сравнению с 01.01.2011 года снизилось на 0,2 атм., минимальное пластовое давление 197 атм. наблюдается в районе ДНС-3, максимальное 209,1 атм. по району ДНС-8. Компенсация за год по пласту АС11 составила 74,1%, с начала разработки 113,8%.
В 2011 году для поддержания пластового давления по пласту БС8/2 закачано 383,192 тыс.м3 воды, среднесуточная закачка воды по пласту составила 1049,8 м3/сут. За 2011 год под закачку введена 1 скважина, действующий фонд состоит из 2 нагнетательных скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 411,15 м3/сут. Пластовое давление по пласту БС8/2 (ДНС-18) на 01.01.2012 года составило 222 атм., по сравнению с 01.01.2011 годом снизилось на 1 атм. Компенсация за текущий год составила 43,4% и 24,2% с начала разработки.
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по месторождению на конец года составил 1330, действующий – 1264 скважин.
На Тайбинской и Таньяунской структурах Лянторского месторождения изменена система воздействия на пласт на трёхрядную систему в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. На данный момент сформировано 10 разрезающих рядов, состоящих из 71 нагнетательной скважины. По мере обводнения скважин, находящихся в отработке, будет продолжено формирование рядов.
В 2011 году с целью поддержания плановой компенсации отбора жидкости организована внутрикустовая закачка на кустах №302, 303, 306, 310, 375, 526. В связи с организацией внутрикустовой закачки на к.302, 303, 306, 310 в юго-восточной части Лянторской структуры из бездействия прошлых лет запущено 10 нагнетательных скважин, 10 скважин переведено в водозаборный фонд.
За отчётный год по месторождению отбор попутного газа составил 1915054,895 тыс.м3. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 4, 6, 13, 20 сопровождается большими объёмами добычи газа, что составляет по ДНС-2-8,7%, по ДНС-4-11,7%, по ДНС-6-17,3%, по ДНС-13-10,7%, по ДНС-20-9,8% от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-2-787 м3/т, ДНС-4-1311 м3/т, ДНС-6-785 м3/т, ДНС-12-863 м3/т, ДНС-13-559 м3/т, ДНС-20-629 м3/т при среднем по месторождению 387 м3/т. По состоянию на 01.01.2012 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 169 скважин. Всего в течение года с повышенным газовым фактором работала 271 скважина.
На месторождении ликвидированы 482 скважины, что составляет 8,1% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 49 нефтяных, в пьезометрическом - 509 нефтяных, 22 нагнетательных, 6 газовых и 20 водозаборных скважин. Законсервированы 53 нефтяные и 3 нагнетательные скважины.
Исследования на месторождениях выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году, и «Проекта разработки Лянторского месторождения». Объёмы основных видов гидродинамических исследований за 2011 год представлены в таблице 3.14. Запланированные объёмы исследований выполнены. При плане 4568 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4652 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. За отчётный год на месторождении проведены гидродинамические исследования на 32 скважинах, оснащённых ТМС. Контроль изменения пластового давления в газовой шапке ведется в 50 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2011 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 23,6%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2011 году проведены ИК в 58 добывающих скважинах, что составляет 1,7 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 332 добывающие и 151 нагнетательная скважины. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 6 глубинных проб из 2 скважин и на образцах 27 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 738 скважинам.
Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2011 год проведено 1232 при плане 920. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчётный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 15% и 28,6% по нагнетательным скважинам. Ведётся контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 59 добывающих скважинах, в 42 - нагнетательных и в 47 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2011 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 48 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 232 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 178 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2454 при КРС выполнено 2057. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.15.
Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчётного года по месторождению проведено этой установкой 2541 замер в 914 скважинах.
Таблица 3.1
Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению
Таблица 3.14
Промыслово-гидродинамические исследования
Продолжение таблицы 3.14
В 2011 году для поддержания пластового давления по пласту БС8/2 закачано 383,192 тыс.м3 воды, среднесуточная закачка воды по пласту составила 1049,8 м3/сут. За 2011 год под закачку введена 1 скважина, действующий фонд состоит из 2 нагнетательных скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 411,15 м3/сут. Пластовое давление по пласту БС8/2 (ДНС-18) на 01.01.2012 года составило 222 атм., по сравнению с 01.01.2011 годом снизилось на 1 атм. Компенсация за текущий год составила 43,4% и 24,2% с начала разработки.
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по месторождению на конец года составил 1330, действующий – 1264 скважин.
На Тайбинской и Таньяунской структурах Лянторского месторождения изменена система воздействия на пласт на трёхрядную систему в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. На данный момент сформировано 10 разрезающих рядов, состоящих из 71 нагнетательной скважины. По мере обводнения скважин, находящихся в отработке, будет продолжено формирование рядов.
В 2011 году с целью поддержания плановой компенсации отбора жидкости организована внутрикустовая закачка на кустах №302, 303, 306, 310, 375, 526. В связи с организацией внутрикустовой закачки на к.302, 303, 306, 310 в юго-восточной части Лянторской структуры из бездействия прошлых лет запущено 10 нагнетательных скважин, 10 скважин переведено в водозаборный фонд.
За отчётный год по месторождению отбор попутного газа составил 1915054,895 тыс.м3. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 4, 6, 13, 20 сопровождается большими объёмами добычи газа, что составляет по ДНС-2-8,7%, по ДНС-4-11,7%, по ДНС-6-17,3%, по ДНС-13-10,7%, по ДНС-20-9,8% от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-2-787 м3/т, ДНС-4-1311 м3/т, ДНС-6-785 м3/т, ДНС-12-863 м3/т, ДНС-13-559 м3/т, ДНС-20-629 м3/т при среднем по месторождению 387 м3/т. По состоянию на 01.01.2012 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 169 скважин. Всего в течение года с повышенным газовым фактором работала 271 скважина.
На месторождении ликвидированы 482 скважины, что составляет 8,1% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 49 нефтяных, в пьезометрическом - 509 нефтяных, 22 нагнетательных, 6 газовых и 20 водозаборных скважин. Законсервированы 53 нефтяные и 3 нагнетательные скважины.
Исследования на месторождениях выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году, и «Проекта разработки Лянторского месторождения». Объёмы основных видов гидродинамических исследований за 2011 год представлены в таблице 3.14. Запланированные объёмы исследований выполнены. При плане 4568 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4652 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. За отчётный год на месторождении проведены гидродинамические исследования на 32 скважинах, оснащённых ТМС. Контроль изменения пластового давления в газовой шапке ведется в 50 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2011 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 23,6%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2011 году проведены ИК в 58 добывающих скважинах, что составляет 1,7 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 332 добывающие и 151 нагнетательная скважины. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 6 глубинных проб из 2 скважин и на образцах 27 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 738 скважинам.
Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2011 год проведено 1232 при плане 920. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчётный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 15% и 28,6% по нагнетательным скважинам. Ведётся контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 59 добывающих скважинах, в 42 - нагнетательных и в 47 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2011 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 48 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 232 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 178 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2454 при КРС выполнено 2057. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.15.
Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчётного года по месторождению проведено этой установкой 2541 замер в 914 скважинах.
Таблица 3.1
Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению
| N п/п | Показатели | Ед. изм. | Пласт АС9 | Пласт АС10 | Пласт АС11 | Объект АС | Объект БС18 | Объект БС8/2 | ИТОГО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Добыча нефти | ||||||||
| | за год | тыс.т | 2222,611 | 2463,357 | 185,107 | 4871,075 | 0,004 | 78,503 | 4949,582 |
| | в т.ч. фонтан | тыс.т | 29,301 | 9,593 | 0 | 39,384 | 0 | 0 | 39,384 |
| | ЭЦН | тыс.т | 2124,555 | 2440,362 | 185,107 | 4750,024 | 0,004 | 78,503 | 4828,531 |
| | ШГН | тыс.т | 68,665 | 13,002 | 0 | 81,667 | 0 | 0 | 81,667 |
| 2 | Количество действующих скважин | ||||||||
| | в начале года | скв. | 1765 | 1830 | 122 | 3261 | 1 | 30 | 3292 |
| | в конце года | скв. | 1746 | 1821 | 124 | 3238 | 0 | 29 | 3267 |
| 3 | Среднесуточная добыча нефти | ||||||||
| | за год | т/сут | 6089,3 | 6748,9 | 507,1 | 13345,4 | 0 | 215,1 | 13560,5 |
| | в начале года | т/сут | 6379,3 | 7173,8 | 611,5 | 14164,5 | 0,8 | 240 | 14405,3 |
| | в конце года | т/сут | 5635,6 | 6607,2 | 447,1 | 12689,9 | 0 | 194,1 | 12884 |
| 4 | Средний дебит по нефти на 1 скважину | ||||||||
| | на конец года | т/сут | 3,25 | 3,66 | 3,61 | 3,95 | - | 6,69 | 3,97 |
| | в т.ч. фонтан | т/сут | 3,36 | 2,01 | - | 3,53 | - | - | 3,53 |
| | ЭЦН | т/сут | 3,29 | 3,69 | 3,61 | 3,99 | - | 6,69 | 4,02 |
| | ШГН | т/сут | 2,22 | 1,6 | - | 2,35 | - | - | 2,35 |
| 5 | Добыча нефти с начала разработки | ||||||||
| | | тыс.т | 87071,589 | 125920,116 | 12329,936 | 225321,641 | 3,978 | 1283,326 | 226608,945 |
| 6 | Темп отбора от НИЗ | ||||||||
| | | % | 2,46 | 1,9 | 1,3 | 2,1 | 0 | 4,8 | 2,09 |
| 7 | Добыча нефти от НИЗ | ||||||||
| | | % | 96,5 | 96,7 | 86,6 | 95,9 | 2,2 | 78,9 | 95,7 |
| 8 | Обводненность | ||||||||
| | за год | % | 95,54 | 96,76 | 96,14 | 96,27 | 96,72 | 91,01 | 96,24 |
| | в начале года | % | 95,35 | 96,6 | 95,25 | 96,08 | 96,92 | 89,75 | 96,04 |
| | в конце года | % | 95,82 | 96,79 | 96,6 | 96,41 | - | 91,82 | 96,38 |
| 9 | Количество обводненных скважин | ||||||||
| | в начале года | скв. | 1765 | 1830 | 122 | 3261 | 1 | 30 | 3292 |
| | в конце года | скв. | 1746 | 1821 | 124 | 3238 | 0 | 29 | 3267 |
| 10 | Закачка воды за год | тыс.м3 | 60233,230 | 74942,440 | 3678,226 | 138853,896 | 0 | 383,192 | 139237,088 |
| 11 | Среднесуточная закачка воды | ||||||||
| | за год | м3/сут | 165022,5 | 205321,8 | 10077,3 | 380421,6 | 0 | 1049,8 | 381471,5 |
| 12 | Приемистость на 1 скважину за год | ||||||||
| | | м3/сут | 234,97 | 306,02 | 259,67 | 304,95 | - | 411,15 | 305,17 |
| 13 | Количество действующих нагнетательных скважин | ||||||||
| | в начале года | скв. | 715 | 677 | 41 | 1265 | 0 | 2 | 1267 |
| | в конце года | скв. | 711 | 685 | 38 | 1262 | 0 | 2 | 1264 |
Таблица 3.14
Промыслово-гидродинамические исследования
| N | Вид исследования | Ед. | Лянторское | Маслиховское | Назаргалеевское | |||||||||||||||||
| п/п | | изм. | план | факт | %охв. | план | факт | %охв. | План | факт | %охв. | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |||||||||||
| | Добывающие | | | | | | | | | | | |||||||||||
| 1 | Рпл. + Нстат. | скв | 1763 | 1862 | 100 | 36 | 43 | 100 | 60 | 63 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 7041 | 7118 | | 144 | 157 | | 240 | 243 | | |||||||||||
| 2 | Рзаб. + Ндин | скв | 3275 | 3320 | 100 | 73 | 82 | 100 | 118 | 119 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 39300 | 39407 | | 874 | 905 | | 1416 | 1416 | | |||||||||||
| 3 | КВД + КВУ | скв | 334 | 332 | 9,9 | 9 | 12 | 13,8 | 16 | 12 | 10,1 | |||||||||||
| | | опер | 334 | 350 | | 9 | 12 | | 16 | 17 | | |||||||||||
| 4 | ИК | скв | 55 | 58 | 1,7 | 2 | 2 | 2,3 | 3 | 3 | 2,5 | |||||||||||
| | | опер | 55 | 58 | | 2 | 2 | | 3 | 3 | | |||||||||||
| | Нагнетательные | | | | | | | | | | | |||||||||||
| 5 | Рустье | скв | 1278 | 1302 | 100 | 42 | 44 | 100 | 46 | 46 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 65082 | 65757 | | 2016 | 2016 | | 2208 | 2208 | | |||||||||||
| 6 | КПД | скв | 151 | 151 | 11,6 | 4 | 5 | 11,4 | 6 | 8 | 17,4 | |||||||||||
| | | опер | 151 | 151 | | 4 | 5 | | 6 | 8 | | |||||||||||
| 7 | ИК | скв | 55 | 55 | 4,2 | 4 | 4 | 9,1 | 6 | 6 | 13,0 | |||||||||||
| | | опер | 55 | 55 | | 4 | 4 | | 6 | 6 | | |||||||||||
| | Другие виды | | | | | | | | | | | |||||||||||
| 8 | Отбор глубинных | скв | 4 | 2 | 0,06 | 2 | 3 | 3,4 | 0 | 0 | 0,0 | |||||||||||
| | проб | опер | 12 | 6 | | 6 | 9 | | 0 | 0 | | |||||||||||
| 9 | Пробы на % Н2О | скв | 3290 | 3350 | 100 | 76 | 87 | 100 | 118 | 119 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 110508 | 110540 | | 3640 | 3764 | | 5664 | 5713 | | |||||||||||
| 10 | Хим. анализ нефти | скв | 27 | 27 | 0,8 | 12 | 12 | 13,8 | 12 | 12 | 10,1 | |||||||||||
| | | опер | 27 | 27 | | 12 | 12 | | 12 | 12 | | |||||||||||
| 11 | Хим. анализ воды | скв | 706 | 738 | 22,0 | 51 | 51 | 58,6 | 113 | 118 | 99,2 | |||||||||||
| | | опер | 706 | 738 | | 51 | 51 | | 113 | 118 | | |||||||||||
| 12 | Замер дебита скв. | скв | 3290 | 3350 | 100 | 76 | 87 | 100 | 118 | 119 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 169391 | 170030 | | 3640 | 3828 | | 5664 | 5713 | | |||||||||||
| 13 | Замер газового | скв | 3290 | 1187 | 35,4 | 76 | 75 | 86,2 | 118 | 0 | 0,0 | |||||||||||
| | фактора | опер | 3290 | 13213 | | 76 | 916 | | 118 | 0 | | |||||||||||
| 14 | Замер приемистости | скв | 1278 | 1302 | 100 | 42 | 44 | 100 | 46 | 46 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 65082 | 65757 | | 2016 | 2016 | | 2208 | 2208 | | |||||||||||
| 15 | Замер дебита | скв | 0 | 12 | 100 | 2 | 2 | 100 | 2 | 3 | 100 | |||||||||||
| | водозаборных скв. | опер | 0 | 174 | | 96 | 80 | | 96 | 92 | | |||||||||||
| 16 | Хим. анализ воды | скв | 0 | 4 | 0,1 | 2 | 2 | 100 | 2 | 3 | 100 | |||||||||||
| | ВЗ скв. | опер | 0 | 4 | | 8 | 7 | | 8 | 10 | | |||||||||||
Продолжение таблицы 3.14
| N | Вид исследования | Ед. | Санинское | Западно-Камынское | Северо-Селияровское | |||||||
| п/п | | изм. | план | факт | %охв. | план | факт | %охв. | план | факт | %охв. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| | Добывающие | | | | | | | | | | | |
| 1 | Рпл. + Нстат. | скв | 51 | 66 | 100 | 162 | 204 | 100 | 31 | 31 | 100 | |
| | | опер | 203 | 234 | | 635 | 709 | | 124 | 124 | | |
| 2 | Рзаб. + Ндин | скв | 101 | 121 | 108 | 320 | 379 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 1200 | 1296 | | 3765 | 3884 | | 744 | 744 | | |
| 3 | КВД + КВУ | скв | 51 | 66 | 100 | 162 | 204 | 100 | 31 | 31 | 100 | |
| | | опер | 203 | 234 | | 635 | 709 | | 124 | 124 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| 4 | ИК | скв | 101 | 121 | 108 | 320 | 379 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 1200 | 1296 | | 3765 | 3884 | | 744 | 744 | | |
| | Нагнетательные | | | | | | | | | | | |
| 5 | Рустье | скв | 39 | 46 | 100 | 116 | 142 | 100 | 23 | 23 | 100 | |
| | | опер | 1872 | 2096 | | 5452 | 6264 | | 1080 | 2084 | | |
| 6 | КПД | скв | 2 | 2 | 4,3 | 8 | 19 | 13,4 | 4 | 4 | 17,4 | |
| | | опер | 2 | 2 | | 8 | 19 | | 4 | 4 | | |
| 7 | ИК | скв | 2 | 2 | 4,3 | 9 | 9 | 6,3 | 1 | 1 | 4,3 | |
| | | опер | 2 | 2 | | 9 | 9 | | 1 | 1 | | |
| | Другие виды | | | | | | | | | | | |
| 8 | Отбор глубинных | скв | 3 | 6 | 4,92 | 8 | 11 | 2,8 | 1 | 0 | 0,0 | |
| | проб | опер | 9 | 18 | | 24 | 33 | | 3 | 0 | | |
| 9 | Пробы на % Н2О | скв | 101 | 122 | 103 | 322 | 391 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 4800 | 4939 | | 15156 | 16746 | | 2976 | 2984 | | |
| 10 | Хим. анализ нефти | скв | 7 | 21 | 17,2 | 30 | 30 | 7,7 | 3 | 3 | 4,9 | |
| | | опер | 7 | 21 | | 30 | 30 | | 3 | 3 | | |
| 11 | Хим. анализ воды | скв | 86 | 85 | 69,7 | 227 | 228 | 58,3 | 31 | 31 | 50,8 | |
| | | опер | 86 | 87 | | 227 | 229 | | 31 | 31 | | |
| 12 | Замер дебита скв. | скв | 101 | 122 | 100 | 322 | 391 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 4800 | 5177 | | 15156 | 16765 | | 2976 | 2984 | | |
| 13 | Замер газового | скв | 101 | 75 | 61,5 | 322 | 305 | 78,0 | 62 | 48 | 78,7 | |
| | фактора | опер | 101 | 1027 | | 322 | 3668 | | 62 | 570 | | |
| 14 | Замер приемистости | скв | 39 | 46 | 100 | 116 | 142 | 100 | 23 | 23 | 100 | |
| | | опер | 1872 | 2096 | | 5452 | 6264 | | 1080 | 2084 | | |
| 15 | Замер дебита | скв | 1 | 2 | 158,3 | 15 | 18 | 100 | 3 | 3 | 100 | |
| | водозаборных скв. | опер | 48 | 76 | | 720 | 795 | | 144 | 144 | | |
| 16 | Хим. анализ воды | скв | 1 | 2 | 100 | 15 | 17 | 100 | 3 | 3 | 100 | |
| | ВЗ скв. | опер | 4 | 4 | | 60 | 61 | | 12 | 11 | | |
1 2 3 4 5 6 7 8 9