Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти
Сопоставление расчетных коэффициентов нефтеизвлечения по эксплуатационным объектам Западно-Сургутского месторождения и вариантам разработки со значениями, утвержденными ГКЗ Роснедра в 2016 году.
Анализ результатов расчетов технологических показателей говорит о том, что по всем эксплуатационным объектам в рекомендуемых вариантах разработки, предусматривающих реализацию наиболее интенсивной программы ГТМ, утвержденная величина коэффициентов нефтеизвлечения достигается.
Выполнен также анализ сомножителей расчетных коэффициентов нефтеизвлечения – коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата. Величина среднего коэффициента охвата вычислялась путем деления КИН на средний коэффициент вытеснения.
Средние значения коэффициентов вытеснения определялись в процессе гидродинамического моделирования. В качестве исходных данных использовались петрофизические зависимости между объемными насыщенностями, полученными по лабораторным исследованиям керна.
Реализация плотных сеток скважин, поддержание в процессе разработки высоких коэффициентов использования фонда, а также применение объемных программ ГТМ и в частности зарезки боковых стволов, позволило по основным объектам прогнозировать достижение высоких КИН.
В 2005 году фактические показатели по добыче нефти и жидкости находятся на проектном уровне.
В 2014 году фактическая добыча нефти составила 2681.5 тыс.т при проектной 2650.9 тыс.т, жидкости – 9218.4 тыс.т при проектной – 8703.7 тыс.т. Превышение добычи нефти связано с объемами зарезки БГС. В 2014 году проведена зарезка боковых стволов в 23 скважинах при проектных - 14. Из боковых стволов фактически добыто 87.4 тыс.т нефти при проектной добыче –43.1 тыс.т. Фактические дебиты по жидкости выше проектных: факт – 32.2 т/сут, проект – 27.4 т/сут. По этой причине фактическая добыча жидкости выше проектной.
В 2014 году фактическая добыча нефти составила 2740.7 тыс.т нефти при проектной – 2564.8 тыс.т, жидкости – 10228.3 тыс.т при проектной – 8914.7 тыс.т. Фактический действующий фонд добывающих скважин (795) соответствует проектному. Фактические дебиты скважин превышают проектные: по нефти – 9.7 т/сут при проектных – 8.1 т/сут, по жидкости – 36.1 т/сут при проектных – 28.3 т/сут. Превышение фактических дебитов обеспечивается проводимыми на объекте в большом объеме геолого – технологическими мероприятиями по увеличению производительности скважины.
Закачка воды в пласт БС10 ведется с 1967 года. За период 1967 – 1972 гг. под закачку были освоены скважины 1 – 4 разрезающих рядов, расположенных в пределах контура нефтеносности объекта БС1. Из 50 скважин совместно с объектом БС1 работали 36. Ввод нагнетательных скважин остальных разрезающих рядов проводится с 1981 года, одновременно с организацией заводнения в зоне площадной системы разработки и очагового заводнения по блокам. В 2002 – 2003 годах организована закачка воды в разрезающих рядах Восточной залежи (11 участок).
С начала разработки под закачкой на пласт БС10 перебывало 363 скважины, на зону площадного заводнения приходится 76 скважин, в 72 скважинах организовано очаговое заводнение по блокам. В 66 скважинах закачка велась совместно на объект БС10 или объект БС11.
Закачка воды в пласт БС11 начата в 1981 году в одиночные скважины, работающие на два пласта БС10 и БС11. В 1988 – 1992 годах организуется закачка воды в скважинах разрезающих рядов 4 – 7 блоках, а также формируется поперечное разрезание в 4 – 6 блоках.
С начала разработки под закачкой на объекте БС11 перебывало 67 скважин.
С начала разработки в пласт закачено 204434 тыс.м3 воды.
По состоянию на 1.01.2016 года в целом по объекту БС10-11 нагнетательный фонд состоит из 347 скважин, в том числе действующих – 252, бездействующих – 19, в консервации – 8, пьезометрические – 32, ликвидированные – 36 Из 252 действующих скважин под закачкой на пласт БС11 находится 56 скважин, из них в 23 скважинах (41%) закачка воды проводится совместно с пластом БС10. В бездействующем фонде пласта БС11 находится 2 скважины, в пьезометрическом фонде числится 4 скважины, совместные с пластом БС10. Всего фонд нагнетательных скважин БС11 состоит из 62 скважин.
С начала разработки в объект БС10-11 закачено 221823 тыс.м3 воды, в том числе в пласт БС10 – 208952 тыс.м3, в пласт БС11 – 12871 тыс.м3. Накопленная компенсация отборов закачкой составляет 113.7%
В 2014 году закачка воды в объект БС10-11 составила 12574.6 тыс.м3, в том числе в пласт БС10 – 11479.7 тыс.м3, в пласт БС11 – 1094.9 тыс.м3. Закачка воды производилась в 252 скважинах, приемистость скважин по воде составило 141.9 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой – 115.3%.
За период 1991 – 2014 гг. среднее пластовое давление ласта БС10 находится на уровне 22.2 – 23.3 МПа, т.е. практически на уровне начального – 23.2 МПа; в зонах отборов – на 0.1 – 2.1 МПа ниже начального.
Зоны пониженного давления отмечаются в первом блоке в районе скважин №3072, 20К, во втором – в районе скв. №1415, 3138, 193, 2К, в блоке 3а – в районе скв. №3290, 1967, в пятом блоке – в районе скв. №252, 3355, 330, в шестом блоке – в районе скв. №1936 – 1647, 3476 – 3459, 446.
В целом энергетическое состояние пласта БС10 удовлетворительное. Пластовое давление в целом по пласту БС11 за период 1991 – 2014 гг. практически находится на уровне начального – 23.2 МПа Зоны пониженного пластового давления (1.6 – 4.0 МПа) отмечаются в западной части залежи в районе скв. №1639 – 1650.
Для контроля за выработкой запасов нефти пласта БС10 проводятся следующие промыслово-геофизические исследования:
гидродинамическая дебитометрия (расходометрия);
термоэлектрический индикатор притока;
термометрия;
влагометрия; плотностнометрия; резистивиметрия;
гамма – метод и локатор муфт.
Исследования проводились с целью:
определения интервалов притоков пластового флюида и поглощения нагнетаемой воды;
выявления источника обводнения;
изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;
уточнения интервалов перфорации.
Для контроля за изменением текущей нефтенасыщенности пластов БС10 и БС11 в 2003 году пробурена контрольная скважина в интервале пластов БС10 и БС11 обсаженная стеклопластиковой колонной и четыре эксплуатационные скважины с открытым забоем. Исследования проводятся методами электрометрии ИК и ВИКИЗ. Результаты исследований использованы при анализе выработки запасов пластов БС1, БС2-3 и БС10.
По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин определялись параметры выработки пластов:
- коэффициент работающей толщины - отношение работающей толщины к эффективной нефтенасыщенной перфорированной толщине пласта (определяется методами термометрии и расходометрии);
- коэффициент вторичного вскрытия - отношение эффективной перфорированной толщины к общей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта;
- коэффициент охвата толщины пласта процессом вытеснения - отношение работающей толщины ко всей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта;
- коэффициент заводняемой толщины – отношение заводняемой толщины ко всей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта (определяется методами на приток и состав флюида: термометрия, расходометрия, влагометрия, резистивиметрия, плотностнометрия);
- коэффициент вытеснения по данным ГИС.
где: Кнн – коэффициент начальной нефтенасыщенности; Кнт – коэффициент текущей нефтенасыщености (определяется по электрометрии или данным С/О каротажа в скважинах пробуренных на поздней стадии разработки и контрольных скважинах).
Исследования по контролю за выработкой запасов пласта БС10 промыслово-геофизическими методами на 01.04.2016 года проведены в 550 добывающих, 210 нагнетательных и 15 контрольных скважинах.
В анализе выработки запасов использованы материалы интерпретации электрометрии скважин пробуренных на поздней стадии разработки в заводненных зонах пласта.
Эффективная нефтенасыщенная, толщина пласта изменяется в значительном диапазоне от 1.0 до 26.8 при средней толщине пласта 9.0 метров. Пласт имеет высокую вертикальную расчлененностью. Наиболее выдержанная по площади кровельная часть пласта. Нижняя часть пласта нередко залегает в виде отдельных линз продуктивных пропластков, что во - многом влияет на процесс вытеснения запасов нефти.
В целом пласт представлен коллекторами с различными фильтрационно-емкостными свойствами.
Перфорацией вскрыто 81% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины 0.93. В процесс разработки вовлечено 75% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Отмечена определенная особенность в обводнении продукции скважин: после некоторого периода работы скважины практически безводной продукцией или небольшого содержания воды (до 12%) происходит резкое обводнение продукции скважины (до 80%). Это указывает на то, что закачиваемая вода с опережением продвигается по наиболее проницаемым и выдержанным по площади пропласткам, имеющим небольшую толщину. После прорыва нагнетаемой воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам резко снижается темп отбора нефти из продуктивных интервалов, по которым фронт продвижения нагнетаемых вод замедлен.
Поэтому отмечено, что с улучшением коллекторских свойств пласта и уменьшением расчлененности его толщины, увеличиваются показатели выработки.
Средний коэффициент заводнения толщины пласта БС10 по состоянию на
01.01.2016 года – 0.50. При этом наблюдается широкий диапазон изменения коэффициента заводняемой толщины по площади залежи нефти пласта БC10: от 0.07 до 1.00.
Все это указывает на значительную неравномерность продвижения закачиваемой воды по площади залежи нефти пласта БС10, то есть здесь образовались "языки" заводнения, приводящие к обводнению продукции определенных скважин. В результате наблюдаются зоны, в которых произошло значительное обводнение продукции скважин, в то время как соседние скважины работают с небольшим содержанием воды.
Такой характер продвижения нагнетаемой воды, преимущественно наблюдается в южной части месторождения и объясняется разновременностью ввода в эксплуатацию скважин.
Закачка воды в пласт БС10 начата в 1970 - 1972 годах. Бурение резервных и уплотняющих скважин осуществлялось в 1980 - 1993 годах. Еще до бурения уплотняющих скважин были созданы каналы ("языки") обводнения.
Контрольная скважина №3536К, пробуренная в сентябре 1999 года рядом с добывающей скважиной №452. Обводнение продукции скважины №452, на дату бурения контрольной скважины №3536К – 55%. Пласт БС10 в пробуренной контрольной скважине №3536К нефтенасыщен. Изменений в характере насыщения пласта БС10 в скважине №3536К спустя почти два года после бурения не отмечено.
В ближайшие нагнетательные скважины №№529, 530 закачка воды осуществляется соответственно с 1981 и 1982 гг. Закачено около 1.4 млн.м3.
С 2004 года в скважине №3536К по результатам исследований отмечается уменьшение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС10. За шесть лет коэффициент нефтенасыщенности пласта уменьшился 0.61 до 0.51. Коэффициент вытеснения нефти составил 0.16. Обводнение продукции соседней скважины №452 на март 2016 года 59%.
Исследования углерод-кислородным методом позволили оценить текущее значение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС10.
Данные исследований показывают, что процессом выработки охвачена вся толщины пласта БС10. Пласт вырабатывается не равномерно по разрезу и площади залежи. Коэффициент вытеснения по скважинам изменяется в диапазоне от 0.013 до 0.66. Аналогичная ситуация и с выработкой пласта по разрезу.
Таким образом, по площади плата БС10 наблюдается довольно сложный характер выработки. Здесь присутствуют и "языки" заводнения, и влияние структурного палеографического залегания пласта на процесс продвижения воды, и наличие гравитационного перераспределения нагнетаемой воды, и выдержанность (не выдержанность) отдельных продуктивных пропластков по площади залежи нефти (наличие отдельных продуктивных линз).
По данным электрометрии уплотняющих скважин пробуренных в 1993-97 годах, текущая нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 м до 9.2 м. Уменьшение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС10 отмечается во всех уплотняющих скважинах. Коэффициент текущей нефтенасыщенности изменяется от 0.21 до 0.61. Среднее значение коэффициента вытеснения нефти по уплотняющим скважинам равно 0.31. Максимальное значение коэффициента вытеснения нефти - 0.70. При этом минимальное значение текущей (остаточной) нефтенасыщенности 0.21.
Источник обводнения продукции скважин - закачиваемая вода
При высокой расчлененности пласта организовать эффективное воздействие на каждый продуктивный пропласток чрезвычайно трудно. Поэтому практически во всех разрабатываемых зонах имеются пропластки, выработка запасов нефти которых происходит за счет собственной упругой пластовой энергии.
В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыто 87% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины 0.94 и изменяется в диапазоне от 0.41 до 2.42. В процесс вытеснения вовлечено 82% нефтенасыщенной толщины пласта.
Вывод по разделу
В основу формирования систем размещения скважин на участках пласта БС10, которые в плане совмещаются с пластом БС1 (участки 2, 3а, 3б, 4, 5) были положены технологические решения первых проектных документов (1966 г., 1969 г.).
Базовые системы размещения скважин:
– трехрядные (участки 2, 4, 5);
– пятирядная (участок 3а + 3б).
На участках 6, 7, 8 первоначально была также запроектирована трехрядная система размещения скважин с расстояниями 700 м от нагнетательных до трех добывающих рядов и 600 м между рядами добывающих скважин. Плотность сетки: общая – 37.1 га/скв., в зоне отбора – 36 га/скв.
В проектном документе 1978 года было принято решение о дальнейшем разбуривании основной залежи объекта БС10 по площадной девятиточечной системе (участок 9) и усилении рядных систем путем очагового заводнения.
Таким образом, в соответствии с данным решением участок 3 нагнетательным рядом был разделен на 2 участка (3а и 3б), на участках 2, 4, 5, 6, 6а в центральных рядах было организовано очаговое заводнение.
В результате трансформации рядные системы (и, частично, площадная на участке 9) были уплотнены, организовано очаговое заводнение. Реализованные плотности сетки скважин составили: от 12 га/скв. (участок 2) до 37.1 га/скв. (участки 7, 8)
В 1996 году по распоряжению МПР от 08.10.1996 г. №ВБ-61/2594 в категорию балансовых запасов были переведены запасы Восточной залежи БС10, которая расположена в пределах санитарной зоны г. Сургута (пойменная часть и акватория реки Обь). В 1997 году на залежь (участок 11) по трехмерной системе (600х600 м) было размещено 57 скважин (добывающих – 27, нагнетательных – 10, зависимых – 20) (протокол НТС ОАО “Сургутнефтегаз” от 30.06.97 г. №69). В 2001 – 2003 гг. на участке было пробурено 42 скважины, в том числе: 9 скважин – горизонтальных.
На первом этапе освоения (1965 – 1977 гг.) на пласт БС10 эксплуатировалось 290 скважин. На втором этапе освоения (1978 – 1991 гг.) в эксплуатацию на объект введено 783 скважины, на третьем этапе (1992 – 2014 гг.) – 418 скважин. В целом за период 1965 – 2014 гг. на объекте БС10 перебывало в эксплуатации 1491 скважина.
По состоянию на 1.01.2016 г. на объекте БС10 добыто 78486.7 тыс.т нефти. Основной объем добычи – 43755.6 тыс.т (56%) обеспечен скважинами, введенными в эксплуатацию на втором этапе освоения
Эффективность использования фонда выше для скважин первого этапа, средняя добыча нефти на одну скважину составила 88 тыс.т, 56 тыс.т, 22 тыс.т (соответственно по этапам освоения). В среднем по объекту на одну скважину отобрано 52.6 тыс.т.
Средний дебит нефти по пласту БС10 составляет 9.8 т/сут, обводненность – 74.2%.
Проведенный анализ показывает, что зарезка боковых горизонтальных стволов на слабодренируемых участках является более эффективным мероприятием, чем бурение уплотняющих скважин. Использование скважин на добычу с других пластов зарезкой БГС эффективнее стандартного перевода с объекта на объект.
Количество и технологическая эффективность применения боковых стволов по участкам различна.
Эффективность БГС прежде всего зависит от объема и структуры остаточных запасов нефти, а также от геологических параметров в зонах дренирования скважин с БГС.
Карты начальных и остаточных запасов нефти по результатам моделирования, карты текущих нефтенасыщенных толщин по результатам геофизических исследований. Полученные результаты различными методами исследований в основном согласуются между собой.
Проведена также оценка извлекаемых запасов нефти методами характеристик вытеснения. Для решения этой задачи были использованы характеристики Камбарова, Назарова, Лысенко.
Среднее прогнозное значение КИН по характеристикам вытеснения в целом по объекту БС10-11 оценивается на уровне 0.413 без боковых стволов – 0.370.
По совершенствованию систем разработки объекта БС10-11 рекомендуются следующие мероприятия: зарезка БГС в 171 скважинах, в том числе: из эксплуатационного фонда в 117 скважинах, из пьезометрического фонда – 32, из консервации – 2, из скважин других объектов – 14, перевод под закачку в 10 скважинах, перевод на другие объекты – 26 скважин, дострел интервалов 238 скважинах, изоляция пластов - 16 скважинах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В заключение работы можно сделать следующие выводы.
На Западно-Сургутском месторождении в разработке находятся пласты АС9, БС1, БС2-3, БС4, БС10-11, ЮС1 и ЮС2. Основной отбор и анализ керна проводился на этапе разведки и проектирования схемы разработки месторождения до 1990 г.
Общий фонд скважин – 2920 соответствует фонду скважин, утвержденному в проектных документах 1991 г. и 2004 г. В связи с решением о замене бурения уплотняющих скважин на бурение боковых стволов, фонд скважин, предусмотренный для бурения, отнесен к резервному фонду на всех объектах (кроме объекта ЮС2).
На пласт БС12 планируется пробурить боковой ствол из скважины № 516 (ЦДНГ-5 нагнетательная в ликвидации) объекта БС10, на пласт ЮС1 – боковые стволы из скважин №№ 2004 (ЦДНГ-3 добывающая), 2005 (ЦДНГ-3 нефтяной пьезометр), 2503 (ЦДНГ-3 нагнетательная) объекта ЮС2.
За период 2005 – 2015 годов в 197 скважинах, пробуренных на месторождении по состоянию на 01.01.2005 г., планируется зарезка боковых стволов. С учетом стволов, ранее пробуренных в 117 скважинах, общий фонд скважин с боковыми стволами составит 314. В 2005 – 2014 годах боковые стволы планируется пробурить в 69 скважинах. Необходимо отметить, что в данный фонд не включены проектные многоствольно-разветвленные скважины, размещенные на участках ОПР горизонта ЮС2.
За период 2004-2016гг. объемы воздействия на пласты составляют 2063 скважино-операций, что на 9% меньше объемов предусмотренных в проектной работе 2004г. Основное снижение объемов связано с отказом от применения закачек оторочек химреагентов через кустовые насосные станции и переходом к адресной закачке в нагнетательные скважины, при существенном увеличении технологической эффективности на одну скважино – операцию (в 3-4 раза). Практически в 2 раза увеличен объем применения ГРП (проект-117, план-245), что связано с разработкой более эффективных технологий его проведения, в том числе в горизонтальных скважинах и боковых стволах. Дополнительно планируется добыть 5003.4 тыс.т нефти, или на 9.4% выше проектного значения (4573.9 тыс.т). Превышение связано, в основном, с увеличением объемов применения ГРП.
Доля нефти, дополнительно добытой за счет применения методов воздействия, составит за 2004 – 2016 годы – 26%, в том числе: за счет ГРП – 14% .
По состоянию на 1.09.2014г. на балансе предприятия числится 1498 скважин, в том числе: добывающих – 1124, нагнетательных – 374. В эксплуатационном фонде числится: добывающих – 733 (действующих – 719, бездействующих – 14), нагнетательных – 229 (действующих – 208, бездействующих – 21).
Коэффициент использования: добывающих скважин – 0.98, нагнетательных скважин – 0.90. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0.97, нагнетательных скважин – 0.98.
В неработающем фонде числится 156 добывающих скважин (в пьезометрическом фонде).
Средний дебит скважин по нефти составил 9.9 т/сут, по жидкости – 34.6 т/сут. Средняя обводненность продукции – 71.5%.
С обводненностью выше 90% эксплуатируется 154 скважины, годовая добыча нефти из этого фонда незначительна – 151.6 тыс.т. (9.4% от основной добычи). С дебитами нефти до 5 т/сут эксплуатируется 427 скважин с суммарной годовой добычей – 261.7 тыс.т.
Сопоставление фактических и проектных показателей позволило сделать следующие выводы. В 2000 – 2005 годах добыча нефти по объекту возрастает от 1517.5 тыс.т до 2382 тыс.т. Основная причина роста – разбуривание Восточной залежи и бурение боковых стволов. В 2014 году по проекту планировалось пробурить 11 боковых ствола с дебитом нефти 24.5 т/сут, запущено 14 скважин с дебитом 27.1 т/сут.
За счет превышения дебита нефти и фактически отработанного времени над расчетными значениями фактическая добыча из БС превышает проектную – 42.6 тыс.т за 8 месяцев при проекте 43.1 тыс.т. за год. Добыча нефти по перешедшему фонду – 1611.1 тыс.т выше проектной – 1487.9 тыс.т на 123.2 тыс.т.
Анализ выработки запасов нефти показал, что средний коэффициент вторичного вскрытия толщины пласта составляет 0.81.
Пласт работает по всей эффективной перфорированной толщине. Коэффициент работающей толщины 1.0. В процесс разработки вовлечено 84% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Повсеместное и наиболее монолитное строение имеет лишь верхняя часть пласта. Нижняя часть значительно расчленена, нередко выклинивается и образует отдельные продуктивные линзы. Как показали результаты исследований выработкой охвачена вся продуктивная толщина пласта. Коэффициент заводнения толщины пласта составил 0.65 при диапазоне изменения от 0.10 до 0.92.
Выработка запасов происходит неравномерно и по разрезу и по толщине пласта БС10.
Закачиваемую воду пласт принимает по всей эффективной перфорированной толщине. Перфорацией вскрыто 84% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Коэффициент работающей толщины – 1.06 обеспечивает вовлечение в процесс вытеснения 90% эффективной нефтенасыщенной толщины. Коэффициент охвата заводнением – 0.90.
Максимальные текущие нефтенасыщенные толщины отмечаются в зонах стягивающих рядов практически по всей площади пласта БС10. Остаточные нефтенасыщенные толщины до 8 метров приурочены к южной части пласта (район реки Обь).
Зоны с наибольшей плотностью запасов нефти перспективны для бурения боковых стволов.
Анализ эффективности реализуемой системы разработки позволил сделать заключение о том, что в основу формирования систем размещения скважин на участках пласта БС10, которые в плане совмещаются с пластом БС1 (участки 2, 3а, 3б, 4, 5), также были положены технологические решения первых проектных документов (1966, 1969гг.). Базовые системы размещения скважин: 3-ех рядные (участки 2, 4, 5), 5-ти рядная (участок 3а + 3б).
На участках 6, 7, 8 первоначально была также запроектирована трехрядная система размещения скважин с расстояниями 700м от нагнетательных до трех добывающих рядов и 600м между рядами добывающих скважин. Плотность сетки: общая – 37.1 га/скв., в зоне отбора – 36 га/скв.
В проектном документе 1978г. было принято решение о дальнейшем разбуривании основной залежи объекта БС10 по площадной 9-ти точечной системе (участок 9) и усилении рядных систем путем очагового заводнения.
Таким образом, в соответствии с данным решением участок 3 нагнетательным рядом был разделен на 2 участка: 3а и 3б, на участках 2, 4, 5, 6, 6а в центральных рядах было организовано очаговое заводнение. На Восточной залежи (участок 11) система размещения скважин – трехрядная (600х600м).В результате трансформации рядные системы (и частично площадная на участке 9) были уплотнены, организовано очаговое заводнение. Реализовааные плотности сетки скважин составили: 12 (участок 2) – 37.1 га/скв. (участки 7, 8).
Бурение боковых стволов осуществляется с 1999 года. По состоянию на 1.09.2014г. пробурено 110 боковых стволов, в том числе: горизонтальных – 92; добыто 42.6 тыс.т нефти (3% общего объема годовой добычи). Всего за 1999 – 2014 годы отобрано 2267.6 тыс.т нефти. Применение БС является эффективным мероприятием по вовлечению в активную разработку запасов нефти, слабодренируемых основной сеткой скважин.
По состоянию на текущую дату из пласта БС10 добыто 75039 тыс.т нефти, отбор от НИЗ составил 76.6% при обводненности 71.5%. Накопленный водонефтяной фактор – 1.0, текущий – 2.3.
Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды – 97.8%, накопленная – 112.5%. Система заводнения обеспечивает поддержание пластового давления на уровне начального: текущее пластовое давление составляет 23.0 МПа при начальном – 23.2 МПа.
Прогнозный КИН по объекту БС10 без учета дополнительной добычи нефти от применения боковых стволов оценивается на уровне 0.37 при числящемся на балансе – 0.39. Применение боковых стволов позволит увеличить КИН до 0.40.
Таким образом, реализуемые на объекте БС10 системы разработки являются эффективными и позволяют превысить утвержденный КИН.