ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 147
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Продукция скважины 60 не обводнилась за весь срок эксплуатации скважины. ОИЗ залежи составляют 30,1 тыс. т. По скважине 60 был замер пластового давления в 1984 г., 14,1 атм. (Рисунок 4.27 Начальное пластовое давление по скважине 60 оценивается в 78 атм. По состоянию на 01.01.2015 г., скважина 60 ликвиди- рована, скважина 96 находится в наблюдательном фонде. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 96 (ввод скважины из наблюдательного фонда, проведение РИР).
1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 TO10 2014
Обводненностъ (вес). % • Рпл. атм. Qж. т/еще
Рисунок 4.27 — Динамика показателей разработки XIX блока IV пласта
Блок XX разрабатывался с 1952 по 2014 год скважинами 14, 91 и 70. Накопленная добыча нефти составила 32,4 тыс.т, скважины отработали 62 года, достигнут КИН 0,456 при угвержденном 0,493. Дебит скважин, как и во многих других блоках, заметно разнит- ся: если скважины 91 и 14 запущены совместно с пластом III и V, с безводным дебитом 0,7-2,7 т/сут, то скважина 70 была запущена с безводным дебитом 18,3 т/сут. К концу сро- ка эксплуатации скважины 91 и 14 снизили дебиты жидкости до 0,02-0,3 т/сут, скважина 70 была остановлена с дебитом 4,5 т/сут жидкости и 71 % обводненности.
По состоянию на 01.01.2015 г., залежь не разрабатывалась, скважина 70 переведена на объект I, скважина
14 в наблюдении, 91 ликвидирована. По скважине 70 было два за- мера пластового давления в 1982 г. (14,8 атм.), 2014 г. (3,9 атм) (Рисунок 4.28). Начальное пластовое давление по скважине 70 оценивается в 81 атм. Судя по замерам пластового давления, пластовое давление в зоне её дренирования сильно снижено, подошвенные во- ды неактивны, происходит точечный прорыв воды к скважине. По динамике обводнения скважины можно выделить 1974 г., когда обводненность резко возросла с 10 до 50 % и
скважина была остановлена. Учитывая низкие значения пластового давления, скважина 70 обладает высокой продуктивностью.
ОИЗ залежи составляют 2,6 тыс. т. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 70 (перевод на объект после отработки на объект I).
120
р 100
- п 80
## 60
14 8
20
0
1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985
'
1989 1993 1997 2001 2005 2009 TO 13
800
п
700
600
500
400 н
100
Обвоg Dось{всј.% Qж.mqz •Pmi.ыm •lLны.ш
Рисунок 4.28 Динамика показателей разработки XX блока IV пласта
Блок XXI находится в разработке с 1954, разрабатывался скважинами 66 и 21. Накопленная добыча нефти составила 45,7 тыс.т, скважины отработали 55 лет, достигнут КИН 0,610 при утвержденном 0,653. Скважины 66 и 21 сильно различаются по дебитам. Скважина 21 эксплуатировала совместно три пласта: III, IV, V, проработала с дебитом 0,4- 0,8 т/сут без снижения, обводненность варьировалась от 30 до 85 %. Скважина 66 была запущена с дебитом 14,1 т/сут, по состоянию на 01.01.2015 г. дебит составлял 2,1 т/сут жидкости при обводненности 82 %.
По состоянию на 01.01.2015 г., по залежи работала скважина 66. По скважине 66 было четыре замера пластового давления в 1973 г. (17,4 атм.), 1982 г. (20,4 атм.), 1991 г. (18,9 атм.), 2011 г. (8,2 атм). Начальное пластовое давление по скважине 66 оценивается в 73 атм. По скважине 21 было также четыре замера пластового давления: в 2011 г. (6,2 атм.), 2014 г. (1,2-4,6 атм.) (Рисунок 4.29). Начальное пластовое давление по скважине 21 оценивается в 76 атм. Пластовое давление в залежи сильно снижено, работа аквифера малозначительна. ОИЗ залежи составляют 3,3 тыс. т. Рекомендуется дальнейшая разра- ботка залежи скважиной 66.
н
1955 1959 1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 2011
Обводненность (вес). % Qж. т/еще • Рпл. атм. • Ндіоі. м
Рисунок 4.29 — Динамика показателей разработки XXI блока IV пласта
Блок ХХХІІІб разрабатывался с 1963 по 1991 год скважиной 120. Накопленная до- быча нефти составила 1,4 тыс.т, скважина отработала, с перерывами, 17 лет. Дебит сква- жины по жидкости с 14,1 снизился до 0,2 т/сут, продукция с 20 % обводнилась до 51 %. Основную часть времени скважина работала с дебитом 0,3-0,4 т/сут. Замеров пластового давления нет, однако по резкой снижающейся динамике дебита жидкости можно сделать вывод о преобладании yпpyroгo режима. ОИЗ залежи составляют l 1,6 тыс. т. Кандидатом для дальнейшей разработки запасов является скважина 120 (ввод скважины из ожидания ликвидации пласта III).
ОбъектV
Установлено одиннадцать залежей нефти и одна залежь газа. Залежи пластовые, частично литологически экранированные. Площадь нефтеносности составляет 1261 тыс.мz, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 9,1 — 21,2 м. Начальные геологиче- ские запасы нефти категории B+C1 составляют 1652 тыс.т (16,2 %
от запасов месторожде- ния категории В+С I), по категории C2 178 тыс.т. (19,0 % от запасов месторождения кате- гории C2) (Таблица 4.22).
Разработка объекта ведется с 1951 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Восемь залежей нефти введены в разработку. Залежи разрабатывались единичными сква- жинами, в настоящий момент разрабатывается одна. В эксплуатации перебывали двена- дцать добывающих скважин, в настоящее время действующий фонд состоит из двух сква- жин.
Плотность сетки скважин по залежам пласта составила от 4,7 до 15,0 га/скв, в це- лом по объекту 10,5 га/скв.
ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ
Таблица 4.21 – Технологические показатели разработки объекта V
Таблица 4.22 — Показатели выработки по блокам объекта V
1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 TO10 2014
Обводненностъ (вес). % • Рпл. атм. Qж. т/еще
Рисунок 4.27 — Динамика показателей разработки XIX блока IV пласта
Блок XX разрабатывался с 1952 по 2014 год скважинами 14, 91 и 70. Накопленная добыча нефти составила 32,4 тыс.т, скважины отработали 62 года, достигнут КИН 0,456 при угвержденном 0,493. Дебит скважин, как и во многих других блоках, заметно разнит- ся: если скважины 91 и 14 запущены совместно с пластом III и V, с безводным дебитом 0,7-2,7 т/сут, то скважина 70 была запущена с безводным дебитом 18,3 т/сут. К концу сро- ка эксплуатации скважины 91 и 14 снизили дебиты жидкости до 0,02-0,3 т/сут, скважина 70 была остановлена с дебитом 4,5 т/сут жидкости и 71 % обводненности.
По состоянию на 01.01.2015 г., залежь не разрабатывалась, скважина 70 переведена на объект I, скважина
14 в наблюдении, 91 ликвидирована. По скважине 70 было два за- мера пластового давления в 1982 г. (14,8 атм.), 2014 г. (3,9 атм) (Рисунок 4.28). Начальное пластовое давление по скважине 70 оценивается в 81 атм. Судя по замерам пластового давления, пластовое давление в зоне её дренирования сильно снижено, подошвенные во- ды неактивны, происходит точечный прорыв воды к скважине. По динамике обводнения скважины можно выделить 1974 г., когда обводненность резко возросла с 10 до 50 % и
скважина была остановлена. Учитывая низкие значения пластового давления, скважина 70 обладает высокой продуктивностью.
ОИЗ залежи составляют 2,6 тыс. т. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 70 (перевод на объект после отработки на объект I).
120р 100
- п 80## 60
14 8
20
0
1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985
'
1989 1993 1997 2001 2005 2009 TO 13
800
п
700
600
500
400 н
100
Обвоg Dось{всј.% Qж.mqz •Pmi.ыm •lLны.ш
Рисунок 4.28 Динамика показателей разработки XX блока IV пласта
Блок XXI находится в разработке с 1954, разрабатывался скважинами 66 и 21. Накопленная добыча нефти составила 45,7 тыс.т, скважины отработали 55 лет, достигнут КИН 0,610 при утвержденном 0,653. Скважины 66 и 21 сильно различаются по дебитам. Скважина 21 эксплуатировала совместно три пласта: III, IV, V, проработала с дебитом 0,4- 0,8 т/сут без снижения, обводненность варьировалась от 30 до 85 %. Скважина 66 была запущена с дебитом 14,1 т/сут, по состоянию на 01.01.2015 г. дебит составлял 2,1 т/сут жидкости при обводненности 82 %.
По состоянию на 01.01.2015 г., по залежи работала скважина 66. По скважине 66 было четыре замера пластового давления в 1973 г. (17,4 атм.), 1982 г. (20,4 атм.), 1991 г. (18,9 атм.), 2011 г. (8,2 атм). Начальное пластовое давление по скважине 66 оценивается в 73 атм. По скважине 21 было также четыре замера пластового давления: в 2011 г. (6,2 атм.), 2014 г. (1,2-4,6 атм.) (Рисунок 4.29). Начальное пластовое давление по скважине 21 оценивается в 76 атм. Пластовое давление в залежи сильно снижено, работа аквифера малозначительна. ОИЗ залежи составляют 3,3 тыс. т. Рекомендуется дальнейшая разра- ботка залежи скважиной 66.
н1955 1959 1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 2011
Обводненность (вес). % Qж. т/еще • Рпл. атм. • Ндіоі. м
Рисунок 4.29 — Динамика показателей разработки XXI блока IV пласта
Блок ХХХІІІб разрабатывался с 1963 по 1991 год скважиной 120. Накопленная до- быча нефти составила 1,4 тыс.т, скважина отработала, с перерывами, 17 лет. Дебит сква- жины по жидкости с 14,1 снизился до 0,2 т/сут, продукция с 20 % обводнилась до 51 %. Основную часть времени скважина работала с дебитом 0,3-0,4 т/сут. Замеров пластового давления нет, однако по резкой снижающейся динамике дебита жидкости можно сделать вывод о преобладании yпpyroгo режима. ОИЗ залежи составляют l 1,6 тыс. т. Кандидатом для дальнейшей разработки запасов является скважина 120 (ввод скважины из ожидания ликвидации пласта III).
ОбъектV
Установлено одиннадцать залежей нефти и одна залежь газа. Залежи пластовые, частично литологически экранированные. Площадь нефтеносности составляет 1261 тыс.мz, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 9,1 — 21,2 м. Начальные геологиче- ские запасы нефти категории B+C1 составляют 1652 тыс.т (16,2 %
от запасов месторожде- ния категории В+С I), по категории C2 178 тыс.т. (19,0 % от запасов месторождения кате- гории C2) (Таблица 4.22).
Разработка объекта ведется с 1951 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Восемь залежей нефти введены в разработку. Залежи разрабатывались единичными сква- жинами, в настоящий момент разрабатывается одна. В эксплуатации перебывали двена- дцать добывающих скважин, в настоящее время действующий фонд состоит из двух сква- жин.
Плотность сетки скважин по залежам пласта составила от 4,7 до 15,0 га/скв, в це- лом по объекту 10,5 га/скв.
ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ
Таблица 4.21 – Технологические показатели разработки объекта V
| Годы и периоды | Добыча, тыс.т | Весовая обводнен- ность, % | Коэффиц- иент нефте извлече- ния, доли ед. | Закачка рабочего агента, тыс.м3 | Фонд скважин на конец периода | Дебит, т/сут | Приеми с-тость по воде, м3/сут | ||||||||||
| нефти | воды | жидкости | всего | добыва ющих | нагн.н | ефти | жид- кости | ||||||||||
| текущая | накоп- ленная | текущая | накоп- ленная | текущая | накоп- ленная | годовая | накоп- ленная | ||||||||||
| 1951 | 8,0 | 8,0 | 0 | 0 | 8,0 | 8,0 | 0 | 0,005 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 17,2 | 17,2 | 0 | |
| 1952 | 19,1 | 27,0 | 0,0 | 0,0 | 19,1 | 27,0 | 0,0 | 0,016 | 0 | 0 | 5 | 5 | 0 | 19,4 | 19,4 | 0 | |
| 1953 | 26,4 | 53,4 | 0,4 | 0,4 | 26,8 | 53,8 | 1,6 | 0,032 | 0 | 0 | 6 | 6 | 0 | 18,1 | 18,4 | 0 | |
| 1954 | 32,4 | 85,9 | 1,0 | 1,5 | 33,5 | 87,3 | 3,1 | 0,052 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 13,2 | 13,6 | 0 | |
| 1955 | 30,4 | 116,3 | 2,1 | 3,5 | 32,5 | 119,8 | 6,4 | 0,070 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 9,3 | 10,0 | 0 | |
| 1956 | 23,1 | 139,4 | 2,4 | 5,9 | 25,5 | 145,3 | 9,3 | 0,084 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 7,6 | 8,4 | 0 | |
| 1957 | 18,2 | 157,5 | 1,5 | 7,4 | 19,6 | 164,9 | 7,5 | 0,095 | 0 | 0 | 10 | 10 | 0 | 4,8 | 5,2 | 0 | |
| 1958 | 15,3 | 172,9 | 1,5 | 8,9 | 16,8 | 181,7 | 8,9 | 0,105 | 0 | 0 | 11 | 11 | 0 | 3,9 | 4,3 | 0 | |
| 1959 | 13,4 | 186,2 | 1,7 | 10,6 | 15,1 | 196,8 | 11,4 | 0,113 | 0 | 0 | 11 | 11 | 0 | 3,4 | 3,8 | 0 | |
| 1960 | 9,5 | 195,8 | 1,8 | 12,4 | 11,3 | 208,2 | 15,9 | 0,118 | 0 | 0 | 11 | 11 | 0 | 2,4 | 2,9 | 0 | |
| 1961 | 7,0 | 202,8 | 2,7 | 15,1 | 9,7 | 217,8 | 27,7 | 0,123 | 0 | 0 | 11 | 11 | 0 | 1,8 | 2,4 | 0 | |
| 1962 | 6,3 | 209,0 | 3,5 | 18,6 | 9,8 | 227,7 | 36,0 | 0,127 | 0 | 0 | 10 | 10 | 0 | 1,7 | 2,7 | 0 | |
| 1963 | 5,1 | 214,2 | 3,0 | 21,6 | 8,1 | 235,8 | 36,7 | 0,130 | 0 | 0 | 10 | 10 | 0 | 1,7 | 2,7 | 0 | |
| 1964 | 4,5 | 218,6 | 2,3 | 24,0 | 6,8 | 242,6 | 34,5 | 0,132 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 1,4 | 2,1 | 0 | |
| 1965 | 4,3 | 222,9 | 3,6 | 27,6 | 7,9 | 250,4 | 45,9 | 0,135 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 1,3 | 2,5 | 0 | |
| 1966 | 3,5 | 226,4 | 1,8 | 29,4 | 5,3 | 255,8 | 34,0 | 0,137 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 1,1 | 1,7 | 0 | |
| 1967 | 3,0 | 229,4 | 1,9 | 31,3 | 4,9 | 260,7 | 39,5 | 0,139 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 1,0 | 1,6 | 0 | |
| 1968 | 3,1 | 232,4 | 1,2 | 32,5 | 4,2 | 264,9 | 27,6 | 0,141 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 1,1 | 1,6 | 0 | |
| 1969 | 2,3 | 234,8 | 1,1 | 33,6 | 3,4 | 268,3 | 31,6 | 0,142 | 0 | 0 | 9 | 9 | 0 | 0,9 | 1,3 | 0 | |
| 1970 | 2,0 | 236,7 | 1,2 | 34,7 | 3,1 | 271,5 | 37,4 | 0,143 | 0 | 0 | 7 | 7 | 0 | 0,8 | 1,2 | 0 | |
| 1971 | 1,8 | 238,6 | 1,4 | 36,1 | 3,2 | 274,7 | 42,8 | 0,144 | 21,2 | 21,2 | 8 | 7 | 1 | 0,7 | 1,3 | 204,7 | |
| 1972 | 1,4 | 240,0 | 1,6 | 37,7 | 3,0 | 277,7 | 52,3 | 0,145 | 2,3 | 23,4 | 8 | 7 | 1 | 0,6 | 1,2 | 9,4 | |
| 1973 | 1,3 | 241,3 | 1,8 | 39,5 | 3,2 | 280,8 | 57,6 | 0,146 | 2,4 | 25,8 | 8 | 7 | 1 | 0,5 | 1,3 | 9,4 | |
| 1974 | 1,1 | 242,4 | 1,1 | 40,6 | 2,2 | 283,0 | 49,2 | 0,147 | 1,4 | 27,3 | 8 | 7 | 1 | 0,5 | 0,9 | 9,4 | |
| 1975 | 0,8 | 243,2 | 0,8 | 41,3 | 1,5 | 284,5 | 49,2 | 0,147 | 0,7 | 28,0 | 8 | 7 | 1 | 0,4 | 0,8 | 8,6 | |
| 1976 | 0,2 | 243,4 | 0,1 | 41,4 | 0,3 | 284,8 | 34,0 | 0,147 | 1,0 | 29,0 | 7 | 6 | 1 | 0,1 | 0,2 | 4,5 | |
| 1977 | 0,1 | 243,5 | 0,1 | 41,5 | 0,2 | 285,0 | 60,2 | 0,147 | 0 | 29,0 | 7 | 7 | 0 | 0,0 | 0,1 | 0 | |
| 1978 | 0,1 | 243,6 | 0,0 | 41,6 | 0,1 | 285,1 | 41,8 | 0,147 | 0 | 29,0 | 7 | 7 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 | |
| 1979 | 0,1 | 243,6 | 0,0 | 41,6 | 0,1 | 285,2 | 42,0 | 0,147 | 0 | 29,0 | 7 | 7 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 | |
| 1980 | 0,1 | 243,7 | 0,0 | 41,7 | 0,1 | 285,3 | 42,8 | 0,147 | 0 | 29,0 | 7 | 7 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 | |
| 1981 | 0,1 | 243,7 | 0,0 | 41,7 | 0,1 | 285,4 | 42,8 | 0,148 | 0 | 29,0 | 7 | 7 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 | |
| 1982 | 0,1 | 243,8 | 0,0 | 41,7 | 0,1 | 285,5 | 46,4 | 0,148 | 0 | 29,0 | 7 | 7 | 0 | 0,0 | 0,1 | 0 | |
| 1983 | 0,0 | 243,8 | 0,0 | 41,8 | 0,1 | 285,6 | 13,9 | 0,148 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,1 | 0,1 | 0 | |
| 1984 | 0,1 | 243,9 | 0,0 | 41,8 | 0,1 | 285,7 | 42,2 | 0,148 | 0 | 29,0 | 4 | 4 | 0 | 0,1 | 0,2 | 0 | |
| 1985 | 0,2 | 244,0 | 0,2 | 42,0 | 0,4 | 286,0 | 54,0 | 0,148 | 0 | 29,0 | 5 | 5 | 0 | 0,2 | 0,5 | 0 | |
| 1986 | 0,0 | 244,1 | 0,8 | 42,8 | 0,9 | 286,9 | 95,3 | 0,148 | 0 | 29,0 | 6 | 6 | 0 | 0,0 | 0,8 | 0 | |
| 1987 | 0,7 | 244,8 | 1,4 | 44,2 | 2,1 | 289,0 | 65,9 | 0,148 | 0 | 29,0 | 6 | 6 | 0 | 0,4 | 1,3 | 0 | |
| 1988 | 1,1 | 245,9 | 0,5 | 44,7 | 1,6 | 290,6 | 31,0 | 0,149 | 0 | 29,0 | 4 | 4 | 0 | 0,8 | 1,1 | 0 | |
| 1989 | 2,2 | 248,1 | 0,2 | 44,9 | 2,5 | 293,0 | 9,6 | 0,150 | 0 | 29,0 | 4 | 4 | 0 | 1,6 | 1,8 | 0 | |
| 1990 | 1,6 | 249,7 | 0,2 | 45,1 | 1,8 | 294,8 | 12,0 | 0,151 | 0 | 29,0 | 4 | 4 | 0 | 1,2 | 1,3 | 0 | |
| 1991 | 1,1 | 250,9 | 0,2 | 45,3 | 1,3 | 296,2 | 13,2 | 0,152 | 0 | 29,0 | 4 | 4 | 0 | 1,2 | 1,4 | 0 | |
| 1992 | 1,6 | 252,5 | 0,1 | 45,4 | 1,7 | 297,9 | 7,5 | 0,153 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 2,0 | 2,2 | 0 | |
| 1993 | 2,4 | 254,9 | 0,2 | 45,7 | 2,6 | 300,5 | 8,6 | 0,154 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 2,4 | 2,6 | 0 | |
| 1994 | 1,7 | 256,5 | 0,2 | 45,8 | 1,8 | 302,4 | 8,6 | 0,155 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 1,6 | 1,8 | 0 | |
| 1995 | 1,1 | 257,6 | 0,2 | 46,1 | 1,3 | 303,6 | 18,3 | 0,156 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 1,1 | 1,3 | 0 | |
| 1996 | 0,8 | 258,4 | 0,2 | 46,2 | 1,0 | 304,6 | 19,1 | 0,156 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 1,3 | 1,6 | 0 | |
| 1997 | 0,6 | 258,9 | 0,6 | 46,8 | 1,2 | 305,8 | 52,2 | 0,157 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,8 | 1,7 | 0 | |
| 1998 | 0,3 | 259,2 | 0,3 | 47,1 | 0,6 | 306,3 | 51,2 | 0,157 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 0,5 | 0,9 | 0 | |
| 1999 | 0,2 | 259,4 | 0,3 | 47,4 | 0,5 | 306,8 | 56,7 | 0,157 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,3 | 0,6 | 0 | |
| 2000 | 0,2 | 259,6 | 0,3 | 47,7 | 0,5 | 307,3 | 58,4 | 0,157 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,2 | 0,6 | 0 | |
| 2001 | 0,3 | 260,0 | 0,7 | 48,4 | 1,1 | 308,3 | 67,6 | 0,157 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,3 | 1,0 | 0 | |
| 2002 | 0,5 | 260,4 | 0,6 | 49,0 | 1,1 | 309,4 | 56,9 | 0,158 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,4 | 1,0 | 0 | |
| 2003 | 0,3 | 260,7 | 0,4 | 49,5 | 0,7 | 310,2 | 60,9 | 0,158 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,3 | 0,7 | 0 | |
| 2004 | 0,2 | 260,9 | 0,4 | 49,8 | 0,6 | 310,7 | 65,1 | 0,158 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,2 | 0,5 | 0 | |
| 2005 | 0,2 | 261,1 | 0,5 | 50,3 | 0,7 | 311,4 | 66,3 | 0,158 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,2 | 0,6 | 0 | |
| 2006 | 0,4 | 261,6 | 0,7 | 51,0 | 1,1 | 312,5 | 61,8 | 0,158 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,4 | 1,1 | 0 | |
| 2007 | 0,4 | 261,9 | 0,6 | 51,6 | 1,0 | 313,5 | 62,7 | 0,159 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,3 | 0,9 | 0 | |
| 2008 | 0,2 | 262,2 | 0,4 | 52,0 | 0,6 | 314,2 | 63,3 | 0,159 | 0 | 29,0 | 3 | 3 | 0 | 0,3 | 0,8 | 0 | |
| 2009 | 0,1 | 262,3 | 0,2 | 52,2 | 0,3 | 314,5 | 62,3 | 0,159 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,6 | 0 | |
| 2010 | 0,6 | 262,9 | 2,4 | 54,6 | 3,0 | 317,5 | 80,8 | 0,159 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 1,1 | 5,9 | 0 | |
| 2011 | 0,8 | 263,7 | 1,8 | 56,5 | 2,6 | 320,1 | 70,0 | 0,160 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 1,3 | 4,2 | 0 | |
| 2012 | 0,6 | 264,3 | 1,9 | 58,3 | 2,5 | 322,6 | 75,3 | 0,160 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 0,9 | 3,8 | 0 | |
| 2013 | 0,4 | 264,6 | 1,5 | 59,8 | 1,8 | 324,4 | 79,4 | 0,160 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 0,6 | 2,9 | 0 | |
| 2014 | 0,4 | 265,0 | 1,8 | 61,6 | 2,1 | 326,6 | 83,4 | 0,160 | 0 | 29,0 | 2 | 2 | 0 | 0,7 | 3,9 | 0 | |
Таблица 4.22 — Показатели выработки по блокам объекта V
| Показатель | в целом | XIVa | XVI6 | XVI | XVII | XVIII | XIX | XX | XXI | XXXII Іб | XXXI V | XXXII I |
| НГЗ,тыс.т | 1830 | 90 | 130 | 223 | 178 | 124 | 439 | 173 | 165 | 59 | 71 | 178 |
| НИЗ,тыс.т | 749 | 32 | 15 | 102 | 83 | 63 | 195 | 91 | 85 | 13 | 27 | 43 |
| НFЗгаза,тыс.т | 8 | 0 | 8 | 0 | 0 | (J | 0 | 0 | 0 | 0 | (J | 0 |
| Накопленная добыча нефти, тыс.т | 265,0 | 2,5 | 10,8 | 19,2 | 48,0 | 18,5 | 91,0 | 42,0 | 33,1 | () | () | () |
| Текущий КИН, д.ед. | 0,145 | 0,028 | 0,083 | 0,086 | 0,270 | 0,149 | 0,207 | 0,243 | 0,201 | () | () | (J |
| Отбор от НИЗ, % | 35,4 | 7,9 | 71,7 | 18,8 | 57,8 | 29,3 | 46,7 | 46,1 | 38,9 | | | |
| ОИЗ нефти, тыс. т | 484,0 | 29,5 | 4,2 | 82,8 | 35,0 | 44,5 | 104,0 | 49,0 | 51,9 | 13,0 | 27,0 | 43,0 |
| Перебывавший до- бывающий фонд, ед. | 12 | 1 | 1 | 2 | 1 | 1 | 3 | 1 | 2 | 0 | 0 | t) |
| Уд. нак. добыча на l переб. скв., тыс.т | 22,1 | 2,5 | 10,8 | 9,6 | 48,0 | 18,5 | 30,3 | 42,0 | 16,5 | | | |
| ПCC, га/скв. | 10,5 | 11,8 | 16,0 | 6,5 | 9,9 | 6,9 | 6,5 | 9,9 | 4,4 | | | |