План разработки месторождения Каракудык

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОРГАНИЗАЦИИ

Дата основания организации - декабрь 2005 года. Оператор проекта - ТОО  «КаракудукМунай». Партнером ЛУКОЙЛа  по проекту является Sinopec (50%). Разработка месторождения осуществляется в  соответствии с контрактом на недропользование, подписанным 18.09.1995. Срок действия контракта - 25 лет.  Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области, в 360 км от г. Актау. Остаточные извлекаемые запасы углеводородов – 11 млн. тонн. Добыча в 2011 году – 1,4 млн. тонн нефти (доля ЛУКОЙЛа – 0,7 млн. тонн) и 150 млн. кубометров газа (доля ЛУКОЙЛа – 75 млн. кубометров). Инвестиции с начала проекта (c 2006) – более 400 млн. долларов в доле ЛУКОЙЛа. Общая численность работников – около 500 человек, из них граждане Республики Казахстан – 97%.  В развитие проекта ЛУКОЙЛ планирует вложить в своей доле до 0,1 млрд. долл. до 2020 года. 

2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В географическом отношении  месторождение Каракудук расположено  в юго-западной части плато Устюрт. Административно относится к  Мангистаускому району Мангыстауской  области Республики Казахстан.

Ближайшим населенным пунктом  является железнодорожная станция  Сай-Утес, расположенная в 60 км к юго-востоку. В 160 км от месторождения находятся станция Бейнеу. Расстояние до областного центра г.Актау 365 км.

В орографическом плане  район работ представляет собой  пустынную равнину. Абсолютные отметки  поверхности рельефа колеблются в пределах от +180 м до +200 м. Район работ характеризуется резко континентальным климатом с жарким сухим летом и холодной зимой. Наиболее жаркий месяц лета – июль с максимальной температурой до +45^оС. В зимний период минимальная температура достигает -30-35^оС. Среднегодовое количество осадков 100-170 мм. Для района характерны сильные ветра, переходящие в пыльные бури. В соответствие со СниП 2.01.07.85 район месторождения по ветровому давлению относится к III району (до 15 м/с). Летом преобладают ветры С-З направления, зимой - С-В. Снежный покров на территории работ неравномерен. Толщина в наиболее погруженных низменных участках достигает 1-5 м.

Животный и растительный мир района беден и представлен  видами, типичными для зон полупустынь. Характерна редкая травяная и кустарниковая  растительность: верблюжья колючка, полынь, солянка. Животный мир представлен  грызунами, пресмыкающимися (черепахи, ящерицы, змеи) и паукообразные.

Естественных водоисточников в районе работ нет. В настоящее  время источниками водоснабжения  месторождения питьевой воды, на технические  нужды и нужды пожаротушения  является волжская вода из магистрального водовода «Астрахань-Мангышлак», а  также специальные водозаборные скважины глубиной до 1100 м. на альбсеноманские отложения.

Район работ является практически  незаселенным. В 30 км восточнее от месторождения Каракудук проходит железная дорога Макат – ст.Мангышлак, вдоль которой проложены действующие нефте и газопроводы Узень-Атырау – Самара и «Средняя Азия –Центр», а также высоковольтная линия электропередач Бейнеу – Узень. Сообщение между промыслом и населенными пунктами осуществляется автотранспортом.

3. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Характеристика геологического строения

Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза

В результате поисково-разведочного и эксплуатационного бурения  на месторождении Каракудук вскрыта  толща мезо-кайнозойских отложений  с максимальной толщиной 3662 м (скважина 20), начиная триасовыми и заканчивая неоген-четвертичными включительно.

Ниже дается характеристика вскрытого разреза месторождения.

Триасовая система  – Т. Пестроцветная терригенная толща триасового возраста представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин, окрашенных в различные оттенки серого, коричневого до зеленовато-серого цвета. Минимальная вскрытая толщина триаса отмечается в скважине 145 (29м) и максимальная – в скважине 20 (242 м).

Юрская система  – J. Со стратиграфическим и угловым несогласием на подстилающих породах триаса залегает толща юрских отложений.

Разрез юры представлен  в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.

Нижний отдел  – J₁. Нижнеюрский разрез в литологическом отношении сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчаник светло-серый с зеленоватым оттенком, мелкозернистый, плохо отсортированный, крепко сцементированный. Глины и алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком. Аргиллиты темно-серые с включениями ОРО. В региональном отношении  к отложениям нижней юры приурочен горизонт Ю-XIII. Толщина нижнеюрских отложений колеблется  в пределах 120-127м.

Средний отдел  – J₂. Среднеюрская толща представлена всеми тремя ярусами: батским, байосским и ааленским.

Ааленский ярус - J₂a.  Отложения ааленского возраста залегают на нижележащих со стратиграфическим и угловым несогласием и представлены чередованием песчаников, глин и реже алевролитов. Песчаники и алевролиты окрашены в серые и светло-серые тона, для глин характерна более темная окраска. В региональном отношении к данному стратиграфическому интервалу приурочены  горизонты Ю –XI, Ю-XII. Толщина составляет более 100м.

Байосский ярус - J₂в. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, крепко сцементированные, неизвестковистые, слюдистые. Алевролиты светло-серые, тонкозернистые, слюдистые, глинистые, с включениями обуглившихся растительных остатков. Глины темно-серые, черные, местами плотные. К отложениям данного возраста приурочены продуктивные горизонты Ю-VI- Ю-X. Толщина составляет порядка 462м.

Батский ярус - J₂вt. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, переслаивающимися с глинами. В нижней части разреза доля песчаников возрастает с маломощными прослоями алевролитов и глин.  К отложениям батского яруса приурочены продуктивные горизонты Ю-III- Ю-V. Толщина изменяется от 114,8м до 160,7м.

Верхний отдел - J₃. Отложения верхней юры согласно залегают на нижележащих и представлены тремя ярусами: келловейским, оксфордским и волжским. Нижняя граница проводится по кровле глинистой пачки, которая четко прослеживается во всех скважинах.

Келловейский  ярус - J₃к. Келловейский ярус представлен переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. По литологическим особенностям в составе яруса выделяются три пачки: верхняя и средняя – глинистые с толщиной 20-30м, а нижняя – чередование пластов песчаников и алевролитов с пропластками глин. К нижней пачке келловейского яруса приурочены продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II.  Толщина колеблется от 103,2м до 156м.

Оксфордско-волжский яруса – J₃ox-v. Отложения оксфордского яруса представлены глинами и мергелями с редкими прослойками песчаников и алевролитов, при этом наблюдается некоторая дифференциация: нижняя часть – глинистая, верхняя – мергелистая.

Породы серые, светло-серые, иногда темно-серые, имеют зеленоватый  оттенок.

Разрез волжского времени  представляет собой толщу глинистых  известняков с прослоями доломитов, мергелей и глин. Известняки часто  трещиноватые и пористые, массивные, песчанистые, глинистые, с неровным изломом и матовым блеском. Глины  алевритистые, серые, известковистые, часто с включениями остатков фауны. Доломиты серые, темно-серые, скрытокристаллические, местами глинистые, с неровным изломом  и матовым блеском.  Толщина  пород колеблется от 179м  до 231,3м.

Меловая система  – К. Отложения меловой системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов. Расчленение разреза на ярусы произведено по каротажным материалам и сопоставлением с соседними площадями.

Нижний отдел  – К₁. Нижнемеловые отложения сложены породами неокомского надъяруса, аптского и альбского ярусов.

Неокомский надъярус – К₁пс. На подстилающих волжских отложениях согласно залегает толща неокомского интервала, объединяющего три яруса: валанжинский, готеривский, барремский.

Разрез в литологическом отношении сложен песчаниками, глинами, известняками и доломитами. Песчаники  мелкозернистые, светло-серые, полимиктовые, с карбонатным и глинистым  цементом.

 На уровне готеривского  интервала разрез в основном  представлен глинами, мергелями  и только вверху прослеживается  горизонт песков. Барремские отложения  выделяются в разрезе по пестроцветной  окраске пород и литологически  сложены глинами с прослоями  песчаников и алевролитов. По  всему разрезу неокомского возраста  наблюдается наличие пачек алеврито-песчаных  парод.  Толщина отложений неокомского  надъяруса колеблется от 523,5м   до 577м.

Аптский ярус – К₁а. Отложения данного возраста перекрывают нижележащие с размывом, имея с ними четкую литологическую границу. В нижней части разрез сложен преимущественно глинистыми породами с редкими прослоями песков, песчаников, алевролитов, а в верхней – равномерным чередованием глинистых и песчаных пород.  Толщина изменяется от 68,7 м  до 129,5м.

Альбский ярус – К₁al. Разрез состоит из переслаивания песков, песчаников и глин. По структурно-текстурным особенностям породы не отличаются от нижележащих. Толщина изменяется от 558,5 м  до 640 м.

Верхний отдел  – К₂. Верхний отдел представлен отложениями сеномана и турон-сенона.

Сеноманский ярус – К₂s. Отложения сеноманского яруса представлены глинами, чередующимися с алевролитами и песчаниками. По литологическому облику и составу породы данного возраста не отличаются от альбских отложений. Толщина колеблется от 157м до 204 м.

Турон-сенонский  нерасчлененный комплекс – К₂t-cn. В низах описываемого комплекса выделяется туронский ярус, сложенный глинами, песчаниками, известняками, мелоподобными мергелями, являющимися хорошим репером.

Выше по разрезу залегают отложения сантонского, кампанского, маастрихтского ярусов, объединенные в сенонский надъярус, представленные в литологическом отношении мощной толщей переслаивающихся мергелей, мела, мелоподобных известняков и карбонатных  глин.

Толщина отложений турон-сенонского комплекса варьирует от 342м  до 369м.

Палеогеновая  система – Р. Палеогеновые отложения представлены белыми известняками, зеленовато-мергельной толщей и розовыми алевролитовыми глинами.  Толщина изменяется от 498м   до 533 м.

Неоген-четвертичная системы – N-Q. Неоген-четвертичные отложения сложены преимущественно карбонатно-глинистыми породами светло-серого, зеленого и бурого цвета и известняками – ракушечниками. Верхняя часть разреза выполнена континентальными осадками и конгломератами. Толщина отложений варьирует от 38 м   до 68 м.

3.2. Тектоника

Согласно тектоническому районированию месторождение Каракудук  расположено в пределах Арыстановской  тектонической ступени, которая  входит в состав Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий западной части Туранской плиты 

По материалам сейсморазведочных  работ МОГТ-3Д (2007г.), проведенных  ОАО «Башнефтегеофизика», структура  Каракудук по отражающему горизонту  III представляет брахиантиклинальную складку субширотного простирания размерами 9х6.5км по замкнутой изогипсе минус 2195м, с амплитудой 40м.  Углы падения  крыльев с глубиной увеличиваются: в туроне- доли градуса, в нижнем мелу -1-2˚. Структура по отражающему горизонту V представляет антиклинальную складку, разбитую многочисленными нарушениями, возможно, некоторые из них нетектонического характера. Все основные разломы, описываемые далее по тексту, прослеживаются по данному отражающему горизонту.  Складка субмеридионального простирания состоит из двух сводов, оконтуренных изогипсой минус 3440м, выявленных в районе скважин 260-283-266-172-163-262 и 216-218-215. По изогипсе минус 3480м складка имеет размеры 7.4х 4.9км и амплитуду 40м.

Поднятие на структурных  картах по юрским продуктивным горизонтам имеет почти изометричную форму, осложненную серией разрывных нарушений, делящих структуру на несколько  блоков. Самым основным нарушением является нарушение F₁ на востоке, который прослеживается по всему продуктивному разрезу, и делит структуру на два блока: центральный (I) и восточный (II). Блок II опущен относительно блока I с увеличением амплитуды смещения  с юга на север от 10 до 35м. Нарушение F₁ наклонного характера и с глубиной смещается с запада на восток. Данное нарушение подтверждено бурением скважины 191, где часть юрских отложений порядка 15м на уровне продуктивного горизонта Ю-IVА отсутствует.

Нарушение F₂ проведено в районе скважин 143, 14 и отсекает центральный блок (I) от южного блока (III). Обоснованием для проведения данного нарушения послужила не только сейсмическая основа, но и результаты опробования скважин. Например, из числа базовых скважин рядом со скважиной 143 находится скважина 222, где при опробовании горизонта Ю-I получена нефть, а в скважине 143 – вода.

Нарушение F₃ проведено по результатам сейсморазведочных работ в районе скважин 1-13-109-110 и прослеживается вверх по разрезу до поверхности продуктивного горизонта Ю-VI. Данное нарушение образует на западной периклинальной части структуры западный блок (IV).

Нарушение F₄ наклонного характера проводится в районе скважин 11, 176, 181, 182, примыкая  к нарушению F₁, тем самым, образуя между центральным и восточным блоками самостоятельный блок V. Данное нарушение прослеживается вверх по разрезу до поверхности продуктивного горизонта Ю-I.

Амплитуды выявленных нарушений, кроме основного F₁, незначительные, до 5м

3.3. Нефтегазаностность

Во вскрытом разрезе продуктивными  являются отложения келловейского, батского, байосского ярусов юрской системы, к которым приурочены 10 номенклатурных горизонтов (Ю-I - Ю-X), при этом в некоторых из них выделяется по два продуктивных пласта.

В стратиграфическом диапазоне  привязка продуктивных горизонтов следующая: к келловейскому ярусу  приурочены горизонты Ю-I и Ю-II, к батскому ярусу – Ю-III – Ю-V, к байосскому ярусу – Ю-VI – Ю-Х. Таким образом, в общей сложности насчитывается 11 продуктивных объектов, объединенных в 4 основных и один возвратный эксплуатационных объекта: I эксплуатационный объект включает два верхних горизонта Ю-I-Ю-II; II эксплуатационный объект – горизонты Ю-VI-Ю-VII,  III  эксплуатационный объект – горизонты Ю-VIII–Ю-IХ,  IV эксплуатационный объект – горизонт Ю-Х, возвратный объект - горизонты Ю-III - Ю-IV – Ю-V.

Продуктивный  горизонт Ю-I четко прослеживается по всей площади месторождения и состоит из двух пластов Ю-IА и  Ю-IБ, при этом пласт Ю-IА является промышленным нефтеносным, а пласт Ю-IБ – водоносным по ГИС.

Продуктивный  пласт  Ю-IА.

Впервые приток нефти из данного пласта получен в скважине 1 в 1971-72 гг. в  интервале 2600-2610м с  дебитом 16,5  т/сут. на 5 мм штуцере, выявившем промышленную нефтегазоносность и коммерческое открытие месторождения Каракудук.

Покрышкой для залежи служит глинистая пачка толщиной 20 м.

Данный пласт является основным в первом объекте эксплуатации.

Положение ВНК в блоке  I отбивается на абсолютной отметке минус 2445,5м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 152, данная отметка подтверждается результатами опробования в скважинах 207, 110, в которых подошва интервала опробования находится на отметках минус 2444,2м и минус 2443,7м соответственно. В блоке II ВНК отбивается на отметке минус 2436,4м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 197.  В блоке V  ВНК принят на отметке минус 2448,6м, что соответствует подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 22. С учетом принятой отметки ВНК площадь продуктивности – 58253,8 тыс. м²  

Залежь является пластово-сводовой, тектонически экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-II рассматривается в объеме двух продуктивных пластов Ю-IIА и Ю-IIБ, выделение которых обосновано характером насыщения пластов-коллекторов.

Продуктивный  горизонт Ю-IIА. Первый приток нефти был получен в скважине 4 при опробовании интервала 2663-2670 м, где дебит составил 2,11 т/сут при Нср.дин=479 м. Фонтанный приток нефти дебитом 41,8 т/сут на 5 мм штуцере получен в скважине 10 в 1975-76 гг. при опробовании интервала 2637-2646 м.

Положение ВНК отбивается  в блоке I на отметке минус 2479,0м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 4, в блоке II – на отметке минус 2462,1м по нижним дырам перфорации в скважине 194, в блоке V- на отметке минус 2474,5м, соответствующей середине расстояния между пластами, где получена безводная нефть в скважине 176 и вода в скважине 22, в блоке III- на отметке минус 2485,8м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта   в скважине 143.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 28536,3 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  пласт Ю-IIБ. Впервые пласт был опробован в скважине 1 в интервале 2668-2686 м в 1970 г., при этом наблюдался слабый приток пластовой воды с удельным весом 1,14 г/см³.

Положение ВНК в блоке  I отбивается на абсолютной отметке минус 2461,2м по подошве опробованного пласта-коллектора в скважине 158, в блоке II - на отметке минус 2489м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 194,  в блоке V - на отметке минус 2462,1м по  подошве опробованного пласта-коллектора в скважине 188.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 10486тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-III.  Впервые приток нефти из этого продуктивного горизонта был получен в 1975 г. в скважине 10 при опробовании интервала 2696-2713 м, при этом дебит нефти составил 1,08 т/сут при Нср.дин.=846 м.

Положение ВНК  в блоке  I  взято на абсолютной отметке минус 2488,2м по кровле водоносного опробованного пласта в скважине 12.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 6191,3 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-IV  рассматривается в объеме  двух отдельных продуктивных пластов – Ю-IVА и Ю-IVБ.

Продуктивный  пласт Ю-IVА. Продуктивность пласта выявлена в 1976 г, когда в скважине 7 в интервале опробования 2702-2713 м на 26 мм колодке был получен приток нефти дебитом 3,2 т/сут.

Положение ВНК в блоке  I взято на абсолютной отметке минус 2523м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважинах 21 и 156, в блоке III – на отметке минус 2554,6 м по подошве опробованного нефтеносного пласта в скважине 143.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 12197,6 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  пласт Ю-IVБ. На поисковом этапе из данного продуктивного пласта при опробовании результаты были или отрицательные, или в виде незначительных притоков воды с пленкой нефти. Только в скважине 7 при снижении уровня в интервале 2718-2724 м наблюдался периодически фонтанирующий приток нефти и воды дебитом 7,4 т/сут.

ВНК по пласту  в блоке  I отмечается на отметке минус 2538,2м по прямому контакту нефть-вода в скважине 7, при опробовании скважина периодически фонтанировала нефтью, газом и водой.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 8733,8 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически  и литологически  экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-V делится на два продуктивных пласта – Ю-VА и Ю-VБ.

Продуктивный  пласт  Ю-VА. Впервые приток нефти из этого продуктивного пласта был получен в скважине 7 в 1975 г. в интервале 2751-2772 м.

ВНК по пласту в блоке  I принят на отметке минус 2569,8м по подошве интервала опробования в скважине 7, откуда получена нефть, что соответствует кровле опробованного интервала в скважине 8, где получена вода, в блоке II - на отметке минус 2624,5м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 256.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 12305,1 тыс.м².

Продуктивный  пласт  Ю-VБ.  Данный продуктивный пласт нефтеносен в блоке I, где ВНК принят на отметке минус 2593,8м, соответствующей кровле нижнего опробованного пласта  в скважине 7.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 7328,8 тыс.м².

Продуктивный  горизонт Ю-VI делится на два продуктивных пласта – Ю-VIА и Ю-VIБ.

Продуктивный  пласт  Ю-VIА. Данный продуктивный пласт нефтеносен в блоках I, II, IV, V.

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2651,6м по подошве опробованного пласта-коллектора в скважине 148, в блоке II - на отметке минус 2691м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 198, в блоке V – на отметке минус 2651,6м по аналогии с принятой отметкой ВНК в блоке I,  в блоке IV – на отметке минус 2687,1м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 117. 

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 31001,3 тыс.м².

Продуктивный  пласт  Ю-VIБ. 

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2690,4м по спаду сопротивления в скважине 102, в блоке II - на отметке минус 2726 м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 195.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 14097,5 тыс. м².

Продуктивный  горизонт Ю-VII.

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2760,1м, что соответствует подошве интервала перфорации в скважине 181, где получен приток нефти, во II блоке на отметке минус 2783,6м по подошве нефтенасыщенного по ГИС пласта в скважине 196, в V блоке – на отметке минус 2777,5м по подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 183 и по кровле водонасыщенного пласта-коллектора в скважине 168.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 27828,9 тыс.м².

Продуктивный  горизонт Ю-VIII делится на два продуктивных пласта – Ю-VIIIА и Ю-VIIIБ.

Продуктивный  пласт  Ю-VIIIА.

ВНК по пласту в блоке  I принят на отметке минус 2793,5м на середине расстояния между интервалами коллекторов в скв.226, что не противоречит результатам опробования в скважине 12, в блоке V - на отметке минус 2814,5 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 176.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 17100,1 тыс.м².

Продуктивный  пласт  Ю-VIIIБ. 

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2847,64м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 125. В районе скважины 190 выделяется локальная залежь, условно ВНК на отметке минус 2895,9м по подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора.  Толщина коллектора равна 1,7м (блок IIа).

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 18287 тыс. м².

Продуктивный  горизонт Ю-IX. ВНК в блоке I принят на отметке -2847,6м по подошве интервала перфорации в скважине 102.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 4902,6 тыс. м².

Продуктивный  горизонт Ю-X. ВНК в блоке I принят на отметке минус 2960,5м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 263, в блоке V - на отметке минус 2990 м по подошве нефтенасыщенного опробованного пласта в скважине 176.  С учетом принятого положения ВНК площадь продуктивности 18315 тыс.м².

4. ТЕХНИКа И ТЕХНОЛОГИя ДОБЫЧИ НЕФТИ

Обоснование и выбор способа  добычи на период разработки месторождения  Каракудук проведены на основании  анализа эксплуатации скважин с  учетом геолого-промысловой характеристики пластов, физико-химических свойств флюида и условий разработки «Проекта разработки месторождения Каракудук».

На дату составления проекта  разработки добыча нефти на месторождении  проводится фонтанным и механизированным способами.

Скважины (кроме скважины 107), разрабатывающие горизонты Ю-I, II фонтанируют стабильно с различными дебитами нефти (12-111 т/сут) и обводненностью до 5 %. Со дня ввода в эксплуатацию фонтанирование скважин сопровождалось снижением дебитов жидкости и  нефти, что обусловилось падением пластового давления и ухудшением коллекторских  свойств призабойной зоны. Кроме  того, условия фонтанирования ограничиваются тем, что текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями уже существенно снижены. Поддержание пластового давления, не привело к росту пластового давления в связи с тем, что нагнетательные скважины расположены далеко от добывающих скважин. В скважинах 158 и 196 для увеличения производительности провели ГРП, в  результате которого были получены ощутимые приросты дебитов, однако продолжительная  эффективность этого дорогостоящего метода интенсификации не гарантируется. Скважина 107 фонтанирует периодически (два-три дня в месяц) с маленьким  дебитом нефти (4 т/сут) и обводненностью      2 %, в ходе исследований по определению  градиента давления по стволу скважины ниже глубины 2190 м имеется столб  воды. На основании вышеизложенного  следует, что в скважинах, разрабатывающих  горизонты Ю-I, II, фонтанирование должно обеспечиваться поддержанием пластового давления, систематическим проведением  ГРП, но при увеличении обводненности  и снижении производительности они  будут планомерно переводиться на механизированный способ эксплуатации.

Скважины 101 и 102, разрабатывающие  горизонты Ю-VIII, IX фонтанируют с  дебитами нефти 24.4 и 17 т/сут и обводненностью 10 %. Со дня ввода в эксплуатацию фонтанирование скважин сопровождалось снижением дебитов жидкости и  нефти, что обусловилось падением пластового давления и ухудшением коллекторских  свойств призабойной зоны. Начиная  с 2004 года за счет поддержания пластового давления скважиной 88, в обеих скважинах  произошел рост пластового давления без существенного увеличения обводненности, после чего дебиты жидкости и нефти  во времени снижаются незначительно. Стабильное фонтанирование скважин  обеспечивается за счет высокого газового фактора (285 м³/т). В скважине 101 для увеличения производительности провели ГРП, в результате которого был получен ощутимый прирост дебита нефти (48 т/сут), однако в процессе эксплуатации дебит нефти при росте пластового давления планомерно снижался, следовательно, эффективность этого дорогостоящего метода интенсификации бесспорная, но не продолжительная. Скважина 87 с высоким пластовым давлением (26.9 МПа) фонтанирует периодически (два-три дня в месяц) с маленьким дебитом нефти (5 т/сут) и обводненностью 10 %, в ходе исследований по определению градиента давления по стволу скважины установлено, что ниже глубины 1150 м имеется столб воды. На основании вышеизложенного следует, что скважины, разрабатывающие горизонты Ю-VIII, IX, будут фонтанировать с поддержанием пластового давления, систематическим проведением ГРП, но с увеличением обводненности, будут переводиться на механизированный способ эксплуатации.