В данной работе рассмотрены геолого-физические характеристики месторождений Кыргызской Республики.
Ключевые слова : коллектор, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.
In this paper, the geological and physical characteristics of the deposits of the Kyrgyz Republic are considered.
Keywords: reservoir, porosity, permeability, oil saturation.
Литологическая характеристика коллекторов
Промышленная нефтеносность на месторождении Майли-Сай, как указывалось выше, приурочена к песчаным и карбонатным коллекторам сумсарского, туркестанского, алайского и сузакского ярусов палеогена, сложенных мелкозернистыми, карбонатными, известковистыми песчаниками и трещиноватыми кристаллическими песчанистыми известняками с прослоями глин, делящих разрез по несколько продуктивных пластов: III — в сумсарском, V — туркестанском, V«а» — в алайском и V — в сузакском ярусах. Ниже приводится металлическая характеристика V и V а пластов. V пласт залегает в 5 метрах от кровли туркестанского яруса и представлен известняками серыми, светло-серыми, крепкими, трещиноватыми, иногда песчанистыми.
3–4 метровым глинистым прослоем пласт разделен на две части V пласт отделяется от IV водоносного горизонта 5-метровой пачкой зеленных глин, а от Vа продуктивного пласта — 8-метровой пачкой известняковых глин.
Vа залегает в кровле алайского яруса и представлен известняками серыми, светло-серыми, крепкими, трещиноватыми иногда песчанистыми.
2-метровым глинистым прослоем пласт разделен на две части.
В известняке встречаются включения, а иногда и прожилки кристаллического кальцита.
Vа пласты отделяются от Vб водоносного пласта 2–3 метровым прослоем зеленых глин.
Пористость
Эффективная пористость определялась лабораторным путем по методике Преображенского.
Ниже приводятся данные средней эффективной пористости по пластам:
V пласт — 10,57 %
Проницаемость
По данным промысловых исследований средняя проницаемость залежей V и Vа пластов равна соответственно:70,1; 278,5 и 40,2 мд.
Лабораторное исследование кернов дает для величины проницаемости следующие пределы:
Для залежи V пласта от 0,7 до 4,27мд.
Нефтенасыщенность
Коэффициенты нефтенасыщенности пластов определены по кривым зависимости между проницаемостью и водонасыщенностью коллекторов составляют: по V пласта — 0,8
Общая эффективная толщина горизонта
Определение общих и эффективных мощностей производилось, главным образом, по данным каротажного материала.
Ниже приводится описание изменения общих и эффективных мощностей по пластам
V Пласт
Общая мощность V пласта колеблется от 10 до 15м. Наименьшая мощность пласта отличается в районе скважин № № 4, 32, и 57, расположенных в западной части структуры, а наибольшая — в районе скважины № 17, расположенной в восточной части структуры.
Общая среднеарифметическая мощность пласта равна 14 м. эффективная мощность пласта изменяется от 2,9 до 3,1м. Средняя эффективная мощность пласта равна 3,0м.
V Пласт
Общая мощность V пласта колеблется от 12 м. до 16 м. наибольшая мощность отличена в районе скважины № 72, расположенной в западной части структуры, а наибольшая в районе скважины № 112, расположенной в восточной части структуры.
Общая среднеарифметическая мощность пласта равна 14м. эффективная мощность пласта изменяется от 3,8м. до 4,1м. Средняя эффективная мощность пласта равна 4 м.
Начальное пластовое давление.
Начальное пластовое давление замеренное на площади Майли-Суу — IV, соответственно по V горизонтам, составило 17 и 18 кг/м 2 .
Ниже приводятся основные сведения о замерах пластового давления по пластам.
V пласт
Сведения о замерах давления по скважинам V пласта крайне отрывочны и малочисленны.
V пласт
Пластовое давление по Vа горизонту впервые замерялось в 1954 г. в зоне расположения скважин № 51, 57. Величина давления оказалось равной соответственно 54 и 78 атм. Больше замеров по этим скважинам не было. В 1955 г. впервые были замеры пластового давления по скважинам № 86, 95, 87. Величина давления оказалось равной соответственно 11, 35 и 12 атм. В 1956 г. давление замерялось по скважинам по скважинам № 86, 55, 56. Величина давления оказалось равной соответственно 12, 43 и 18 атм.
В последующие годы по этой группе скважин давление не замерялось. В настоящее время пластовое давление также не замеряется. Но по графику разработки можно сделать вывод — пластовое давление низкое. Для поддержания пластового давления введена разветвленная система заводнения, которая поддерживает его на искусственно водонапорном режиме.
Газовый фактор
Газовый фактор в начальный период эксплуатации месторождения Майли-Сай составлял 1,6–2,2 м 3 /т. С сентября 1953 г. наблюдается его увеличение. В период с 1954 г. по май 1958 г. величина газового фактора в среднем равнялось 60–85 м 3 /т. В мае 1958 г., в январе 1962 г. газовый фактор временами достигает 127–143 м 3 /т, а в среднем составляет 80–110 м 3 /т. Увеличение газового фактора произошло из-за значительного падения пластового давления, ниже давление насыщения 45,0 ат. в некоторых разрабатываемых участках залежи. В последующие годы газовый фактор снизился, благодаря вводу в эксплуатацию новых скважин с меньшим количеством попутного газа.
По VI горизонту величина газового фактора до 1962 г. удерживалось на уровне 25–35 м 3 /т.
В 1980 г. среднегодовой газовый фактор составил 22 м 3 /т. В последующие годы газовый фактор снизился.
Среднегодовой газовый фактор в 1998 г. составил 19,7 м 3 /т.
Начальные дебиты скважин
Разведка актиклиникальной структуры Майли-Суу была начата в 1944 г. Открывательницей месторождения является скважина № 3, давшая в 1948 г. III пласта фонтан нефти.
Начальный дебит скважины № 3 равнялся 2,0 т/сут. нефти.
Разработка V горизонта начата в августе 1950 г. вводом в эксплуатацию эксплуатационной скважины № 26 на западном поднятии структуры. Начальный дебит этой скважины равнялся 0,6 т/сут.
Разработка V горизонта начата в марте 1951г. вводом в эксплуатацию разведочной скважины № 14, находящийся на западном склоне. Начальный дебит равнялся 0,5т/сут.
Начальное положение водонефтяного контакта
В гидрогеологическом отношении по V горизонту месторождения Майли-Сай в центральной части Майли-Сайского выступа от месторождения Майли-Сай до площади Избаскент и Восточный Избаскент выделяется зона наиболее застойного водообмена. Более активный водообмен в восточной части Майли-Сайского выступа вызывает смещение нефтяной залежи на площади Майли-Сай в юго-западном направлении. В восточной части площади на северном крыле структуры отметки водонефтяного контакта равны 20–40м. В то же время в западной части структуры отметки водонефтяного контакта снижаются до 202м., на северном и южном крыле достигает 17м.
V горизонт характеризуется весьма замедленным водообменном.
Расчетные напоры пластовых вод V горизонта колеблются для площади Майли-Сай в пределах +1498,7 до +588м.
Общие сведения о состоянии разработки горизонтов
V . Горизонт
Разработка горизонта начата в августе 1950 г. вводом в эксплуатацию скважины № 26 на западном поднятии структуры. В пределах восточного поднятия разработка залежи начата в декабре 1951г. эксплуатацией разведочной скважины № 8.
В начале разрабатывалась в основном западная часть залежи, здесь она разбуривалась по треугольной сетке с расстоянием между скважинами в 200–250 м.
По мере ввода в эксплуатацию эксплуатационных скважин добыча нефти из залежи возрастало. Кроме того, проводились обработки зоны скважин соляной кислотой, что также способствовало росту добычи нефти. Вода в продукции появилась в начале 1952 г. в скважине № 16. Начиная с 1954 г. наблюдается падение добычи нефти и рост % обводненности. Объяснялось это падением пластового давления, продвижением контурных вод в при контурных скважинах.
В связи со значительным падением пластового давления (на 99атм. Против начального) в сентябре 1961 г. начата закачка воды в горизонт через законтурную скважину № 46, расположенную на западном поднятии. С 1962 г. ведется площадное заводнение.
В результате закачки воды в пласт в добыче нефти стала расти и в 1973 г. достигла максимального уровня, составлявшего 42 196 тонн.
График разработки V-горизонта идет ниже.
V горизонт
Разработка горизонта начата в марте 1951 г. вводом в эксплуатацию разведочной скважины № 14, находящейся на западном поднятии. В пределах восточного поднятия разработка начата в апреле 1955 г. эксплуатацией разведочной скважины № 17.
По мере разбуривания залежи в результате ввода новых скважин вода появилась на второй год разработки 0.5 %. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1960 г. и составляла 90980 т.
С целью увеличения запасов пластовой энергии и добычи нефти с мая по октябрь 1959 г. проводилась пробная закачка газа в горизонт. Нагнетание газа в залежь осуществлялось через присводовую скважину западного поднятия № 145. Всего было закачено 8,5млн. куб м. газа.
Однако эта пробная закачка газа положительных результатов не дала. Наоборот, в соседних скважинах наблюдалось снижение притоков нефти и увеличение газового фактора за счет прорыва газа к отдельным скважинам.
В октябре 1960 г. была начата закачка воды в пласт через приконтурные скважины № № 76, 77 западного поднятия. В восточной части залежи закачка воды была начата в сентябре 1962 г. через скважины № № 13,14, расположенные внутри контура нефтеносности.
С началом процесса заводнения залежи наблюдался рост отборов нефти из скважин, а также увеличения процента воды в продукции скважин.
Таблица 1
Фонд скважин по НГДУ на 01.01.13 г.
|
действующие |
В остановке |
Бездействующие |
Нагнетательные |
ликвидированные |
||||||||||||||||||||
|
компрессорные |
фонтанные |
насосные |
итого |
насосные |
Итого |
всего |
остан.в тек.году |
остан.с прош.лет |
Всего |
фонд нефт.скв. |
всего экспл. |
под закачкой |
остан. В 08.мецясе |
итого |
всего |
контрольные |
Фонд скв.всего |
после экспл. |
по тех.прич. |
по геолог.прич. |
выпол.свое назнач. |
итого |
фонд скв. |
Всего пробур. |
|
2 |
2 |
10 |
8 |
8 |
121 |
13 |
27 |
40 |
16 |
1 |
6 |
0 |
6 |
36 |
27 |
88 |
8 |
7 |
8 |
5 |
108 |
3 |
40 |
|
Таблица 2
Интенсификация (СКО) по месторождению Майли-Сай
|
№ п/п |
№ скв. |
Где числится |
Бурение начато |
Бурение окончено |
Дало при испытании V пл. |
Дало при испытании VII пл. |
дата вступления в экспл-цию |
Отработано суток с нач. экспл. |
|
1 |
52 |
Действ. |
19.09.89 г. |
01.10.89 г |
0,2 т /сут, нефти |
03.12.1989 г. |
2989,7 |
|
|
2 |
42 |
Действ. |
24.01.88 г |
09.02.88 г |
0,5 т/сут нефти |
26.02.1988 г. |
3693,5 |
|
|
3 |
50 |
Действ. |
24.08.89 г. |
08.09.89 г |
0,9 т/сут нефти |
04.12.1989 г. |
3290,4 |
|
|
4 |
39 |
Действ. |
23.12.87 г |
30.12.87 г. |
0,28 т/сут жидк. |
31.01.1988 г. |
3323,1 |
|
|
5 |
18 |
Действ. |
06.05.52 г. |
01.06.52 г |
0,25 т/сут нефти |
10.1988 г. |
1859 |
|
|
6 |
17 |
Действ. |
09.06.52 г |
01.07.52 г. |
42,8 м3/сут сол. вода с пл. нефти |
10.1988 г. |
1272,8 |
|
|
7 |
38 |
Действ. |
04.08.87 г. |
19.08.87 г |
- |
25.12.1987 г. |
3408,6 |
|
|
8 |
46 |
Действ. |
26.05.89 г |
16.06.86 г. |
3,7 м3/сут вода с пл.нефти |
25.07.1989 г. |
2104,7 |
|
|
9 |
44 |
Ликв. |
29.08.88 г |
27.09.88 г |
нефть с раст. газом 3,9 м3/сут, |
0,1т/сут нефти |
28.12.1988 г. |
630,2 |
|
10 |
43 |
Ликв. |
20.02.88г |
20.04.88 г |
приток будет опред. После вступления скв. в экспл. |
05.05.1988 г. |
2199,6 |
|
|
11 |
37 |
Ликв. |
02.06.87г |
01.07.87г |
вода 1,65 м3 /сут, 20 л/сут нефти |
29.08.1987 г. |
391,3 |
|
|
12 |
30 |
Ликв. |
25.06.53 г |
30.07.53 г |
0,5 т/сут нефти |
10.1988 г |
961,1 |
|
|
13 |
19 |
Ликв. |
27.07.52 г |
23.08.52 г. |
приток вода с нефтью 0,28 м3/сут, нефти 0,1т/сут |
приток соленной воды 150 м3 /сут, |
05.1989 г |
667,3 |
|
14 |
27 |
Ликв. |
29.08.52 г |
14.09.52 г. |
приток жидк. 0,52 м3 /сут, 50 % воды |
приток воды 0,28 м3 /сут, |
05.1988 г |
1087,1 |
|
15 |
45 |
Ликв. |
16.12.1988 г. |
1011,3 |
||||
|
16 |
47 |
Ликв. |
25.06.89 г |
05.07.89 г. |
приток жидк. 106 м3 /сут, воды |
04.11.1989 г. |
55,5 |
|
|
17 |
48 |
Ликв. |
14.07.89 г. |
29.07.89 г. |
солен. вода 3,6 м3 /сут, |
05.11.1989 г. |
54 |
|
|
18 |
49 |
Ликв. |
24.07.89 г |
16.08.89 г. |
0,3 м3 /сут, воды |
04.11.1989 г. |
45,6 |
|
|
19 |
16 |
Ликв. |
18.12.52 г. |
01.10.52 г. |
через 10 мм штуцер фонтан нефти 80 т/сут. |
|||
|
20 |
36 |
Ликв. |
17.11.54 г. |
29.12.54 г. |
приток нефти 0,157 т /сут, |
|||
|
21 |
45 |
Ликв. |
13.10.88 г |
21.10.88 г |
приток жидк. 0,26 т /сут, |
|||
|
22 |
35 |
разведоч. |
27.07.54 г |
29.08.54 г |
сухой |
|||
|
23 |
33 |
разведоч. |
23.09.53 г. |
09.03.54 г. |
сухой |
|||
|
24 |
14 |
разведоч. |
27.05.52 г |
18.07.52 г |
0,09 т/сут нефти с сол.вод. |
0,4 м3/сут сол.вода |
||
|
25 |
34 |
разведоч. |
26.06.54 г. |
22.07.54 г |
отр.результат |
|||
|
26 |
15 |
разведоч. |
27.06.52 г |
ликв. по тех прич. |
||||
|
27 |
13 |
разведоч. |
17.05.52 г |
02.06.52 г |
пласт. вода |
солен. вода |
||
|
28 |
32 |
разведоч. |
25.08.53 г |
30.09.53 г |
0,8 м3/сут сол. вода |
|||
|
29 |
21 |
разведоч. |
26.12.52 г |
11.05.53 г |
112,3 м3/сут сол.вода |
|||
|
30 |
23 |
разведоч. |
24.05.53 г |
17.07.53 г |
0,18 м3/сут сол. вода |
|||
|
31 |
31 |
разведоч. |
30.12.52 г |
25.03.53 г |
92,0 м3/сут горько-сол. вода |
|||
|
32 |
24 |
разведоч. |
10.09.52 г |
15.09.52 г. |
165,0 м3/сут сол. вода с запах.серо-водорода |
|||
|
33 |
28 |
разведоч. |
27.03.53 г |
07.10.53 г |
7,5 м3/сут горько-сол. вода |
|||
|
34 |
22 |
разведоч. |
28.11.52 г |
16.03.53 г. |
99,6 м3/сут горько-сол. вода |
|||
|
35 |
29 |
разведоч. |
03.04.53 г |
01.05.53 г |
52,8 м3/сут горько-сол. вода |
|||
|
36 |
20 |
разведоч. |
24.10.52 г |
25.12.52 г |
55,2 м3/сут горько-сол. вода |
при исп.III пл. горько-сол. вода |
||
|
37 |
25 |
разведоч. |
09.10.52 г |
15.10.52 г |
0,15 м3/сут слабосол. вода |
12,5 м3/сут прес. вода с серовод.запахом |
||
|
38 |
27 |
разведоч. |
29.08.52 г |
14.09.52 г. |
1,15 т/сут нефти со слабым газом |
0,4 м3/сут сол. вода |
||
|
39 |
29 |
разведоч. |
03.04.53 г |
01.05.53 г. |
— |
— |
||
|
40 |
26 |
разведоч. |
29.09.52 г. |
11.09.52 г. |
76,8 м3/сут сол. вода |
— |
||
Начальные дебиты скважин по месторождению Майли-Сай
Начальные дебиты эксплуатационных скважин колебались от 0,3 т/сут до 45 т/сут. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1988 году и составила 7794 тонн. Основная доля добычи нефти приходится на скважину № 43 (5626 тонн за 1988 год).
В 1989 году разведочное и эксплуатационное бурение на месторождении прекращено, так как дебиты работающих скважин снизились, а скважины № № 47, 48, 49 при испытании дали воду, скважины № № 43, 44, 45 обводнялись сразу после ввода их в эксплуатацию, но не смотря на ранее полученные не значительно положительные результаты в 2001 году бурение эксплуатационных и разведочных скважин возобновлено в целях доразведки месторождения и пробурено 10 скважин, в том числе 5 эксплуатационных и 5 разведочных (№ № 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62) из них в эксплуатационном фонде находятся 4 скв. (№ № 55, 56, 57, 58), в освоении после бурения 6 скв. (№ № 53, 54, 59, 60, 61, 62). На данном месторождении прослеживание нефтеносности V горизонта по результатам разведочных скважин (№ № 57, 58, 59, 60, 62) подтвердились, по направлению на северо-восток.
Площадь Майли-Сай расположена на северном борту Ферганской долины и входит в состав южных предгорий Чаткальского хребта. Район месторождения имеет сложный рельеф. Пересекается крупной сухой долиной Майли-Сай, имеющей меридиональное простирание и совпадающей с направлением падения крыльев структуры. В пределах структуры имеется несколько небольших оврагов различного направления. В северо-восточной части площади, где на поверхности обнажаются палеогеновые отложения, известняковые пласты образуют зубчатый, скалистый рельеф.
Месторождение Майли-Сай приурочено к Майлисайской структуре, в тектоническом отношении представляющей собой западное погружение Карагундайской антиклинальной складки. На севере и юге Майлисайская структура осложнена тектоническими нарушениями типа «взброса». Площадь Майли-Сай благодаря обильным выходом жидкой нефти на поверхность земли, привлекла внимание исследователей и промышленников нефтяников с давних времен. Впервые этот район был осмотрен и описан Д. И. Романовским в 1890 году.
В 1901 году, на северном крыле складки вблизи выхода палеогена на поверхность, была пробурена первая скважина № 0 «Казенная», в которой из отложении V горизонта был получен фонтан нефти дебитом 25,0 т/сут. Это послужило основанием для продолжения разведочных работ. С 1901 года по 1912 год на месторождении Майли-Сай было пробурено 5 неглубоких скважин. В 1930 годах трестом «СредАзнефть» было пробурено еще 4 скважины, которые дали незначительное количество нефти и были ликвидированы.
В 1945–1949 годах в урочище Майли-Сай проводились разведочные работы на озокерит и урановых руд путем проходки шурфов и мелких шахт и бурением неглубоких крелиусных скважин. Большинство скважин было, расположено в непосредственной близости от выходов палеогена на дневную поверхность и в некоторых из них наблюдались, незначительные нефтепроявления. Разведочные работы на озокерит и руды были прекращены ввиду отсутствия их промышленных запасов.
В конце 1952 года разведочное бурение на Майли-Сайской антиклинали было возобновлено и подтверждена промышленная нефтеносность V горизонта в пределах всей структуры, подсчитаны промышленные запасы нефти. Дебиты нефти разведочных скважин быстро снижались, продукция скважин интенсивно обводнялась, отдаленность от нефтепромыслов, все это послужило основанием для отказа от организации добычи нефти в промышленных масштабах.
В последующие годы (с 1968 г.) эксплуатация некоторых разведочных скважин периодически возобновлялась, но быстро прекращалась из-за нерентабельности. И в 1963 году запасы нефти по месторождению Майли-Сай были переведены в категорию забалансовых.
В 1987 году институтом «СредАзНИПИнефть» была выдана рекомендация с целью ввода месторождения в промышленную разработку. В марте 1987 году решением ЦКЗ Миннефтепрома месторождение переведено в группу разрабатываемых с переводом забалансовых запасов нефти в балансовые запасы. В этом же 1987 году на месторождении было начато бурение эксплуатационных скважин № № 37, 38. В 1988 году пробурено и введено в эксплуатацию 5 скважин, в 1989 году 6 скважин.
Приказом Объединения «Киргизнефть» от 28.03.89г. № 185 месторождение Майли-Сай было введено из консервации в промышленную эксплуатацию.
В 1989 году институтом «СредАзНИПИнефть» был сделан отчет по «Пересчету запасов нефти палеогеновых отложений м-ния Майли-Сай», а также «Проект пробной эксплуатации месторождения Майли-Сай».
На месторождении нефтяным является только V горизонт туркестанских слоев палеогена, представленный серыми известняками и доломитами. V горизонт нарушениями разделяется на два блока. В плане залежь имеет подковообразную форму. Залежь пластовая сводовая, тектонически, геологически и гидрогеологически ограничена. Глубина залегания от 200 м. (северный блок) до 550 м. (южный блок). Пластовое давление 40 атм. (северный блок), 64 атм. (южный блок). Пластовая температура 35 С о . Режим залежи гравитационный.
Начальные дебиты эксплуатационных скважин колебались от 0,3 т/сут до 45 т/сут. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1988 году и составила 7794 тонн. Основная доля добычи нефти приходится на скважину № 43 (5626 тонн за 1988 год).
В 1989 году разведочное и эксплуатационное бурение на месторождении прекращено, так как дебиты работающих скважин снизились, а скважины № № 47, 48, 49 при испытании дали воду, скважины № № 43, 44, 45 обводнялись сразу после ввода их в эксплуатацию, но не смотря на ранее полученные не значительно положительные результаты в 2001 году бурение эксплуатационных и разведочных скважин возобновлено в целях доразведки месторождения и пробурено 10 скважин, в том числе 5 эксплуатационных и 5 разведочных (№ № 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62) из них в эксплуатационном фонде находятся 4 скв. (№ № 55, 56, 57, 58), в освоении после бурения 6 скв. (№ № 53, 54, 59, 60, 61, 62). На данном месторождении прослеживание нефтеностности V горизонта по результатам разведочных скважин (№ № 57, 58, 59, 60, 62) подтвердились, по направлению на северо-восток.
Таблица 3
|
М-ние |
нефть |
вода |
жидк |
обв. % |
Закачено воды (тыс.м 3 ) |
Примечание |
|
|
тыс.т |
тыс.т |
тыс.т |
|||||
|
Майли-Сай V пл. |
За 2012 г. |
0,377 |
0,096 |
0,473 |
20 % |
0 |
|
|
С начала разработки |
145,800 |
86,909 |
232,710 |
37 % |
0 |
||
В отчетном 2013 году фонд скважин на конец года по м-нию Майли-Сай составляло:
— действующий фонд — 9 скв
— бездействующий фонд — 7 скв
— в освоении — 4 скв
— эксплуатационный фонд — 20 скв
— нагнетательный фонд — 0 скв
— контрольный фонд — 0 скв
За отчетный 2013 год добыто 0,377 тыс. тонн нефти, 0,473 тыс. тонн жидкости, среднегодовая обводненность продукции составила 28 %.
По сравнению с прошлым 2012 г. добыча нефти увеличилась на 0,006 тыс. т., добыча жидкости снизилась на 0,027 тыс. т., действующий фонд на конец года увеличился на 3 скважины.
Добыча нефти по сравнению с прошлым годом изменилась незначительно:
Данные по разработке м-ния Майли-Сай V пласт представлены в таблицах 4, 5.
Таблица 4
|
Месторождение и пласт |
Фактическая добыча нефти (тыс. тонн) |
Сравнение |
|||||
|
2008 г |
2009 г |
2010 г |
2011 г |
2012 г |
2013 г |
+/- 2013/2012 г |
|
|
Майли-Сай V пл. |
0,633 |
0,724 |
0,448 |
0,354 |
0,371 |
0,377 |
+0,006 |
Таблица 5
|
Майли-Сай V пл. |
Добыча нефти (тонн) |
Добыча жидкости (тонн) |
Ср/год % обв. |
% обв. на конец года |
Фонд дейст. скв. на конец года |
Отработанное время скважинами дейст. фонда (сутки) |
Среднегод. дебит нефти 1-ой скважины т/сут |
|
2008 г |
633 |
1231 |
49 % |
54 % |
11 |
3745 |
0,169 |
|
2009 г |
724 |
1233 |
41 % |
36 % |
11 |
3857 |
0,187 |
|
2010 г |
448 |
693 |
35 % |
27 % |
9 |
2045 |
0,219 |
|
2011 г |
354 |
486 |
27 % |
25 % |
10 |
3376 |
0,105 |
|
2012 г |
371 |
500 |
26 % |
23 % |
6 |
2694 |
0,138 |
|
2013 г |
377 |
473 |
20 % |
28 % |
9 |
2420 |
0,156 |
|
Сравнение 2013/2012 гг. |
+6 |
-27 |
+6 % |
+5 % |
+3 |
-274 |
+0,018 |
