Лянторское нефтегазовое месторождение

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография

Лянторское месторождение расположено  в Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного  округа  Тюменской  области (рисунок 1.1.1).

В орогидрографическом отношении  территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (северная часть).

Гидрографическая сеть развита  широко и представлена рекой Пим  и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера – Монкетлор, Токтурылор, Энтльлор, Сыхтынлор и другие. На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах – участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесья. Заболоченность территории составляет 62%. Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод, четвертичных и палеогенных отложений, а также минерализованных и высокотемпературных вод.

Климат района резкоконтинентальный. Зима продолжительная и снежная, толщина снежного покрова достигает 1,5м. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе месторождения составляют  3° -  4°С.   

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1км², коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последнее время местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти. В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт Сургут, расположен в 80км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75км к юго-востоку от месторождения.

С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа район  получил значительные перспективы  развития всего народного хозяйства.

Указом Верховного Совета Российской Федерации 18 мая 1992 года рабочий поселок Лянторский стал городом  Лянтор.

1.2 Тектоника

По строению мезозойско-кайнозойского  платформенного чехла  Западно-Сибирская  плита  представляется в виде огромной чашеобразной геосинеклизы, окруженной со всех сторон складчатыми  сооружениями, консолидированными до начала общего прогибания и накопления платформенных толщ. Внутреннее строение плиты свидетельствует о высокой степени расчлененности рельефа ее складчатого основания и перекрывающих мезозойских и отчасти кайнозойских толщ, что и позволяет выделить три структурно-тектонических этажа.

Формирование  нижнего этажа  закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты и представлен он изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, поскольку изучение его возможно, в основном, геофизическими методами.

Промежуточный структурно-тектонический  этаж соответствует  отложениям пермотриассового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе методом отраженных волн, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту «Б₁₀» представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.

Наиболее полно изучен верхний  структурно-тектонический этаж, сложенный  мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся  в условиях устойчивого прогибания фундамента. Именно эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

Согласно тектонической карты  мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантейской  антеклизы в северо-западной части Сургутского свода, который вытянут в северо- северовосточном направлении на 425 км, его максимальная ширина 140 км. Амплитуда поднятия по поверхности фундамента около 500 м. Сургутский свод принадлежит к числу крупных поднятий непрерывного конседиментационного роста в юрском периоде и раннемеловую эпоху.

Здесь выделены положительные структуры  второго порядка: Востокинский  и  Пимский валы.

Пимский вал по отражающему горизонту  оконтуривается сейсмоизогипсой – 2700 м, в пределах которой его размеры составляют 20х190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой – 2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров.

К северу от Пимского вала находится  Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его  размеры 20 х 55 км. Он осложнен  поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть Лянторского месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту изогипсой – 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4 х 16 км. Ее амплитуда достигает 15 метров.

Следует отметить, что объединения  в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.

Первую информацию о структурном  строении Пимского и Востокинского валов дают сейсморазведочные работы,  проводимые с 1963 по 1965 гг. сейсмопартиями  9/63-64, 11/63-64.

Дальнейшие детализационные работы, проведенные в 1963-1967гг. позволили  подготовить данные структуры к  поисково-разведочному бурению. Была получена информация о строении различных горизонтов осадочного чехла  и связанных с ними отражающих границ.

1.3 Характеристика продуктивных  горизонтов

Нефтегазоносность Лянторского месторождения  связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи:

• газонефтяные – в пластах АС₉, АС₁₀, АС₁₁;
• нефтяные - в пластах – БС-8¹, БС-8², БС16-17, БС-18, БС-19-20, ЮС-2.

В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС₉, АС₁₀, АС₁₁, БС-8², БС-18.

Геологический разрез линии скважин приведен на рис. 1.3.1.

Основные характеристики продуктивных горизонтов приведены в таблице 1.3.1.

Пласты АС_9-11 объединены в один эксплуатационный объект. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению – сложно построенным.

Терригенный пласт АС₁₁ относится к нижней части эксплуатационного объекта и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС₁₁ изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 метров. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые конусообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам – Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным погружениям (сочленение Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур). Эффективные толщины пласта АС₁₁, также характеризуются широким диапазоном изменения от 2 – 4 до 28 – 30 метров. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую полосу), характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5, 6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС₁₁ Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиальном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16 ´ (4 – 6) км, высота 40 метров.

Характеристика продуктивных горизонтов

Таблица 1.3.1

Проницаемая часть пласта АС₁₁ изучена по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и в среднем по пласту составляет 24,5%, по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной 25,8%. Проницаемость изменяется от 2,2 · 10^-3 до 698 · 10^-3 мкм² среднем значении 266 · 10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части 258 · 10^-3 мкм² по водонасыщенной 276  · 10^-3 мкм². Средние значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229 ·10^-3 до 316 ·10^-3 мкм².

Коллекторские свойства пласта АС₁₁ определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536  · 10^-3 мкм² при вариациях 1·10^-3 - 1493 ·10^-3 мкм².

Эффективные толщины пласта АС₁₀ в пределах месторождения изменяются от 4 – 8 до 24 метров. В их плановом размещении не просматриваются четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленения Январской и Востокиннской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную переклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 6, 1, 19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанистости  пласта АС₁₀ очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2 – 1,0.

Газонефтяные залежи пласта АС₁₀ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС₁₀ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57х19км. Высота нефтяной оторочки 15-17м. Высота газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской – 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

Залежи пласта АС₁₀ отделяются от вышележащего пласта АС₉ глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющим почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС₁₀ изучены по 88 скважинам.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9 %  при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28% . Проницаемость изменяется от 1,3·10^-3 до 2735 ·10^-3 мкм². По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100·10^-3 до 500·10^-3 мкм². Участки с проницаемостью менее 100·10^-3 мкм² тяготеют к погруженным частям структурных отложений.

Коллекторские свойства пласта АС₁₀ определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1·10^-3 до 1493·10^-3 мкм² при среднем значении 590·10^-3 мкм².

Терригенный пласт АС₉ подсвиты характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС₇ и АС₈, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих  толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС₉ к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.

Залежи пласта АС₉ характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС₉ были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.

Основная залежь пласта АС₉ имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74м, Январской – 48 м, Востокинской – 43 м.

Проницаемая  часть  пласта АС₉ представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались  по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3%.

Наибольшая часть пород (80%) имеет  пористость 22-26% , у 13% пород - более 26%.

Проницаемость по пласту в среднем  составляет 299•10^-3 мкм² и изменяется от 1,1•10^-3 до 1830•10^-3 мкм². Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость от 100•10^-3 до 500•10^-3 мкм², проницаемостью более 500•10^-3 мкм² характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в  большинстве скважин имеют проницаемость  от 102•10^-3 до 495•10^-3 мкм². Участки с проницаемостью более 500•10^-3 мкм² отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади.

Участки развития коллекторов с  проницаемостью от 10•10^-3 до 100•10^-3 мкм²  выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

Коллекторские свойства по данным промысловой  геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24.6% при вариациях от 21 до 26%, проницаемости - 432•10^-3 мкм².

1.4 Состояние разработки месторождения

Лянторское  нефтегазовое месторождение введено  в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность  месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС₉, АС₁₀, АС₁₁, нефтенасыщенные - БС-8², БС-18. Пласты АС₉, АС₁₀, АС₁₁ объединены в один объект АС_9-11. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого ведется одной скважиной. Разработка месторождения велась согласно "Технологической схеме разработки Лянторского месторождения", составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и "Анализа разработки Лянторского месторождения", выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

• выделение одного объекта разработки АС_9-11;
• размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв;
• максимальный годовой объем добычи нефти - 10 млн. т/год, жидкости - 71,1 млн. т/год;
• закачка воды - 148 млн. м³/год;
• отбор природного газа – 10,7 млрд. м³/год;
• проектный фонд скважин - 6640.

В 1999 году утвердили "Дополнение к технологической  схеме разработки Лянторского месторождения", (протокол ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ № 2375 от 15.07.99 г.), выполненную ТО "СургутНИПИнефть". В нем проведена переоценка балансовых запасов нефти и газа на базе уточненных геолого-физических параметров пластов АС_9-11 и распределение их по типам геологического строения, рассмотрена эффективность применения площадной девятиточечной системы разработки по участкам ДНС. Дана характеристика распределения по площади неконтактных нефтенасыщенных толщин и контактных с газом и водой, даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию состояния разработки с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. На основании анализа разработки выполнены расчеты технологических показателей разработки.

По состоянию  на 1.01.2003 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 95,2 % проектного фонда. С начала разработки добыто 164632,217 тыс. т. нефти при текущей обводненности 92,67 %. За 2002 год добыто 8257,750 тыс. т нефти при плане 8000 (на 7,137 тыс. т больше чем в 2001 году), что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного "Технологической схемой разработки Лянторского месторождения".

Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс. т при плане 110195 тыс. т, что на 8774,753 тыс. т больше по сравнению с 2001 годом. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год - 6,5т/сут, по жидкости 88,5т/сут, при среднегодовой обводненности 92,7%, увеличение по отношению к 2001 году составило 0,61%.

Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2002 год составил 1952,613 тыс. т. нефти. ГРП провели в 11 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила 59,151 тыс. т., ГПП - в 16 добывающих и 2 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча составила 12,315 тыс. т.

Кроме того, проведена  гидромеханическая щелевая перфорация в 19 добывающих и 16 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто 25,862 тыс. т.

В течение 2002 года проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 25 добывающих и 15 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 8 добывающих и 57 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции в 23 добывающих. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 2 нагнетательных скважинах и в 7 - ликвидацию негерметичности забоя.

Эксплуатационный  фонд добывающих скважин на конец  года составил 3836, действующих - 3562, в периодической работе 130 скважин, из них 52 со слабым притоком, 1 с высоким газовым фактором, 77 с высокой обводненностью.

На 1.01.2003 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 92 скважины, из них дающих 51 со средним дебитом нефти на конец  года 3,3 т/сут. Добыча нефти по фонтанным  скважинам составила 67,807 тыс. т – 0,8 % от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи – 97,3 % составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8037,212 тыс.).

Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2003 года составил 3447 со средним дебитом нефти за год 6,8 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 297 со средним дебитом нефти 1,8 т/сут, добыча за 2002 год из этих скважин составила 152,731 тыс. т (1,9 %).

Неработающий  фонд добывающих скважин на 1.01.2003 года по месторождению составил 361 скважину, добывные возможности которых на конец года составили 1351,5 т/сут.

Извлечение  нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50 %  работают 131 скважина (3,7% действующего фонда), с обводненностью от 50 % до 90 % работают 793 скважины (22,3%). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90 % (2637 скважин - 74 %), из них 353 скважины работают с обводненностью более 98 % (9,9 %), добыча из них составляет 353,6 т/сут нефти и 26519,8 т/сут жидкости.

В ноябре 2002 года составлены мероприятия по сокращению непроизводительных отборов жидкости по 143 высокообводненным скважинам. Согласно протоколу № 587 от 6.11.2002г. НТС ОАО "Сургутнефтегаз" 77 добывающих скважин переведены в периодическую эксплуатацию, 28 скважин - в контрольно-пьезометрический фонд, 3 скважины переведены под нагнетание воды, 31 остановлены и переведены в бездействующий фонд, 2 скважины запущены в работу после проведенных ГТМ (дострел, РИР). Из общего числа скважин по 86 запланировано проведение ГТМ (РИР, дострел, бурение бокового ствола), в 2003 году в 44 скважинах, в 2004-2005 годы - в 42 скважинах. Кроме того, 42 высокообводненные скважины будут переведены в контрольно-пьезометрический фонд.

По основному  объекту разработки АС_9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в 2002 году было закачано 136747,3 тыс. м^З воды, на 4871 тыс. м^З больше, чем в 2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 м^З/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 м^З /сут.

Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа за год по месторождению составила 96,4 %, с начала разработки 108,3%. По пласту АС₉ 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. В среднем по ДНС пластовое давление удерживается на уровне 200-203 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 АС₁₀ 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 АС₁₀ достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11 – более 205 атм. при компенсации с начала разработки, превышающей 100 %.  По пласту АС₁₁ пластовое давление на конец года составило 208,1 атм. при компенсации за год 84%, с начала разработки 125,4%.

За 2002 год по месторождению добыто 6129,301 млн. м^З газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в 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 м^З/т, ДНС-3 - 1146 м^З/т, ДНС-13 - 1694 м^З/т, ДНС-14 - 2643 м^З/т при среднем по месторождению 742 м^З/т.  В 2002 году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2003 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.

Основные показатели разработки Лянторского месторождения  приведены в таблице 1.4.1.

Основные показатели разработки за 2002 год по Лянторскому месторождению

Таблица 1.4.1