Приобское месторождение. 2

Введение

Актуальность проблемы. Одним  из перспективных направлений совершенствования  технологии добычи нефти является разработка нефтяных месторождений горизонтальными, наклонно-направленными и многоствольными скважинами. Применение таких скважин повышает эффективность освоения залежей нефти в пластах                                                         с низкой гидропроводностью и неоднородностью различной природы.

В определенном смысле горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины являются универсальным инструментом извлечения трудноизвлекаемых запасов. Согласно опыту использования такихскважин эффективность их применения отражается в увеличении объема выработки пласта при росте дебита более чем в 2-10 раз по отношению к классическим вертикальным скважинам. В зависимости от гсолого-физических свойств нефтяных залежей нефтеотдача в среднем повышается на 5-10% по сравнению с разработкой пласта вертикальными скважинами. Опыт применения горизонтальных скважин в России показывает, что в первый год эксплуатации технологически эффективно работают от 50-66% горизонтальных скважин. В некоторых неэффективно эксплуатируемых горизонтальныхскважинах зачастую наблюдается быстрое снижение дебита нефти в 1.2-5 раз и быстрый рост обводненности, в других -дебиты нефти оказываются меньше, чем в сопоставимых вертикальных скважин. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей при этом связано с обеспечением более продолжительного стабильного притока нефти к стволу горизонтальной скважины и регулированием режима эксплуатации горизонтальных скважин для продвижения водонефтяного контакта без преждевременного обводнения скважин.

Нефтеносные пласты, так или иначе, имеют неоднородность распределения пористости и проницаемости, причем в основном неоднородность ярко выражена в слоисто-неоднородных коллекторах. Как правило, малопроницаемые пропластки слабо вырабатываются из-за низкой скорости фильтрации и ускоренного прорыва воды в зоны высокопроницаемых пропластков. Для более эффективной разработки слоисто-неоднородных пластов был предложен ряд новых технологии, в том числе с применением многоствольных горизонтальных скважин, позволяющих вести выработку запасов по всему разрезу. Несмотря на существенный опыт бурения горизонтальных скважин в России и за рубежом, опыт их эксплуатации явно недостаточен. Решение вопросов повышения нефтеотдачи не устраняет проблем, связанных с эксплуатацией таких скважин, а в большинстве случаев некоторые из осложнений обостряются. Специфика осложнений предопределяет новые проблемы при воздействии на пласт с целью ограничения притоков воды и интенсификации добычи нефти. Эти проблемы связаны как с недостаточным развитием техники и технологии строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, так и с геологическим строением пласта.

Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений  Западной Сибири находятся на поздней  стадии разработки, которая характеризуются  значительной выработанностыо запасов нефти и высокой обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом, высокой расчлененностью коллектора, большие перепады абсолютных отметок кровли и подошвы залежи. Примерами таких залежей являются Северо-Янгтинское и Чатылькынское месторождения. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.

Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы, связанные с возможностью повышения эффективности добычи нефти, продления срока эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти. До недавнего  времени данная технология не находила широкого применения из-за отсутствия опыта и недостаточной теоретической  изученностью. В связи всё возрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных скважин  возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов ведения таких работ. Нефтепромысловые сервисные компании с каждым годом уделяют все большее внимания разработке и продвижению новых решений по дальнейшему внедрению данной технологии, что способствует популяризации ее преимуществ среди нефтегазовых компаний.

1. Общая характеристика Северо-Янгтинского месторождения

2. Особенности геологического строения и проблемы разработки Северо-Янгтинского месторождения

Северо-Янгтинское нефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в непосредственной  близости от разрабатываемого Муравленковского месторождения (рис. 1).

Рис. 1. Обзорная схема  Северо-Янгтинского  месторождения

Открыто в 1985 году бурением скв. 301Р, в которой при испытании пласта БС₁₁ получен непереливающий приток нефти дебитом 12,8 м³/сут и пластовой воды  - 5,5 м³/сут.      В тектоническом отношении  месторождение приурочено к одноименной структуре, находящейся в юго-западной части Верхне-Пурпейского структурного мыса, осложняющего западную периферию Северного вала Ямало-Тазовской    мегасинеклизы.  Геологический разрез месторождения является типичным для Ноябрьского региона и представлен мощной (более 3550-3650м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского, палеозойского фундамента.

До 2005 года представление  о мелкокупольной модели Северо-Янгтинского месторождения базировалось на данных поисково-разведочного бурения и 2Д сейсморазведочных работ   1991г.  Современные 3Д сейсмические  исследования  площади проведены в 2002-2003 г. в объеме 250 кв. км с цифровой обработкой данных на базе программного обеспечения Geocluster 32-узловой кластер ПК. Для  привязки сейсмических отражений к геологическим реперам и продуктивным пластам использовался комплекс скважинных сейсмических исследований (ВСП) и промыслово-геофизических данных (АК и ГГК).

Построение структурных карты по целевым отражающим горизонтам позволило выявить новое строение и более крупный купол на юге Северо-Янгтинской структуры, что вдвое увеличило запасы нефти месторождения и послужило основанием  для  его промышленного освоения. Промышленная нефтеносность Северо-Янгтинского месторождения установлена в терригенных отложениях мегионской свиты нижнего мела и связана с продуктивными пластами  БС₁₀¹, БС₁₀² и БС₁₁. Тип залежей пластово-сводовый, структурный  литологически-экранированный и массивный. На рис. 2 представлен геологический профиль продуктивных пластов на южном  куполе    Северо-Янгтинского месторождения. Особенностями геологического строения месторождения являются:  небольшое по запасам нефти (около 40 млн. тонн);  узкий этаж нефтеносности (от 2500 до 2600 м, т. е. 100 м); выделено четыре залежи нефти, залегающие в трех  продуктивных пластах мегионской свиты, и различающиеся по размерам, строению и фильтрационно-емкостным свойствам;  отмечается субмеридиональное расположение всех залежей и  совпадение в плане двух основных залежей - южной в пласте БС₁₀² и БС₁₁.  Площадь других залежей невелика и  контролируется небольшими и мелкими куполками.         

 Трудности освоения залежей заключаются:  в  сложности геологического строения продуктивных пластов, в высокой степени геологической неоднородности объектов (коэффициент песчанистости от  0, 38 до 0,67, коэффициент расчлененности от 3,7 до 10,9);  широким развитии водонефтяных зон, занимающих более  половины  (50-54%)  площади пластовых залежей; значительной изменчивости нефтенасыщенных толщин от  0,6 м по до 12,6 м в пределах залежи БС₁₀²; резкой вариации проницаемости коллекторов по разрезу и по площади, так  в  пласте БС₁₀² - от 1 до 68 мД при среднем значении 21 мД и в  пласте  БС₁₁ - от 2 - 13 мД в периферийной зоне залежи до 61 мД в центральной части залежи при среднем значении 15,4 мД; пониженной степени нефтенасыщенности, даже в зонах ЧНЗ этот параметр не превышает 0,57-0,59.

Залежь пласта БС₁₀¹ выявлена в 1986 году разведочной скважиной № 304, из которой получен приток нефти дебитом 2,4 м³/сут и воды 11,9 м³/сут.

Рис. 2.  Геологический профиль продуктивных пластов на южном  куполе  Северо-Янгтинского месторождения

Коллекторы продуктивного  пласта вскрыты девятью разведочными скважинами на а.о. -2523 - 2559м, а в пяти скважинах пласт заглинизирован. Геологическая неоднородность пласта БС₁₀¹охарактеризована коэффициентом расчлененности 1,7  и песчанистостью–  0,48.   

Залежь нефти  пласта БС₁₀¹ обособлена  и   находится к северу от основных, размеры залежи 4,5 х 2,5 км при высоте 7м.  В пределах контура нефтеносности (а.о. - 2527,2 м) площадь залежи – 990,3 га. По типу пластово-сводовая со средней нефтенасыщенной толщиной 3,8 м, коэффициент пористости -19%, коэффициент проницаемости по ГИС - 27  мД, коэффициент нефтенасыщенности - 0,595 и содержит нефти плотностью 0,859 г/см3, маловязкие и средней вязкости (от 10,7 мПа*с), объемный коэффициент - 1,148, газовый фактор - 58 м3/т, давление насыщения – 11,2 МПа. Доля запасов нефти -7,2%.

В продуктивном пласте БС₁₀² выявлено две нефтяные залежи: северная и южная. В опытно-промышленной разработке находится южная, основная залежь нефти.   Основная, южная залежь в продуктивном пласте БС₁₀² нефтиоткрыта в 1986 году: по типу – структурно-литологическая, с юго-запада ограничена зоной замещения. В пределах контура нефтеносности (ВНК на а.о. – 2571 м) размеры залежи составляют 8,5 х 5,0 км при высоте 22 м. Площадь залежи – 3584,8 га. 

В структурном плане границы  залежи совпадают с площадью залежи в нижнем пласте БС₁₁ и разделены глинистой перемычкой 20 м. Пласт характеризуется высокой степенью геологической неоднородности: коэффициентом расчлененности 3,9  и песчанистостью – 0,56. Нефтенасыщенная толщина в пределах залежи изменяется от 0,6 м до 12,6 м при средней 3,8м, среднее значение пористости 18,0 %, а гидродинамической проницаемости  21 мД, параметр нефтенасыщенности  0,57 - 0,58.  Нефти залежи БС₁₀² имеют среднее качество: плотность - 0,852 г/см³, вязкость - 11,33 мм²/с при содержании серы – 0,38, парафина – 3,14 %, смол силикагелевых – 5,41%,  асфальтенов - 1,35 %. Пластовые нефти имеют плотность – 0,755 г/см³, объемный коэффициент – 1,179, газосодержание – 79,3 м³/сут, давление насыщения – 12,9 МПа, вязкость– 0,94 мПа*сек. Доля запасов нефти составляет  26,8%.

Залежь в пласте БС₁₁ является базовой, открыта в 1985 году и установлена по результатам испытания разведочных скважин №№ 300, 301 и 314. Является неполнопластовой, массивной залежью нефти с уровнем ВНК на а.о. - 2611м. В пределах контура нефтеносности залежь вытянута в субмеридиональном румбе и имеет размеры по длине 9 км при ширине до 5 км, высота – 23 м. Площадь нефтеносности составляет 4095,6 га. Содержит основную долю запасов нефти на месторождении - 59%. Геологическая неоднородность пласта охарактеризована коэффициентами расчлененности 10,9  и песчанистости – 0,67. Нефтенасыщенные толщины изменяются  от 3,8 м до 16,6 м при среднем значении 7,1 м. Коллекторы имеют пористость 19,0 %, коэффициент проницаемости – 0,034 Д, нефтенасыщенность -57 %.  Нефти имеют плотность – 0,859 г/см³, кинематическую вязкость 13,2 мм²/с с содержанием  серы – 0,46 %, парафина – 3,1 %, смол силикагелевых – 4,2%, асфальтенов – 2,2 %. В пластовых условиях плотность нефти – 789 кг/м³, объемный коэффициент – 1,165, газосодержание – 68,1 м³/т при давлении насыщения – 10,4 МПа.

По плотности, выходу легких фракций и парафиносодержанию нефти продуктивных пластов  Северо-Янгтинского месторождения относятся к типу средних, по массовой доле серы – малосернистые. В таблице 1 приведены основные геолого-физические параметры продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения.

Месторождение введено в  эксплуатацию со следующими основными  положениями: -  выделены два эксплуатационных объекта (пласты БС₁₀², БС₁₁) с первоочередным разбуриванием нижнего объекта и доизучением верхнего; - система разработки с бурением горизонтальных добывающих и наклонно-направленных нагнетательных скважин; - поддержание пластовой энергии с формированием приконтурного заводнения на объекте БС₁₁ и площадного по  БС₁₀²; - система размещения скважин – неравномерная с расстоянием от 1000 до 1200 м; - фонд скважин по основному объекту БС₁₁ – 31, в т.ч. добывающих – 20, (из них 5 – горизонтальных), нагнетательных – 11;  В настоящее время пробурено 22 скважины (73% основного проектного фонда - рис. 3) 
 

Рис.3. Схема расположения скважин на южном куполе Северо-Янгтинского месторождения 

Основная доля накопленной  добычи нефти (80,4 %) приходится на основной объект разработки БС₁₁ и лишь 19,6 % приходится на объект БС₁₀². При отборе от НИЗ – 16,3%  обводненность достигает 51,4 %, текущий КИН – 0,052 при накопленном ВНФ – 0,70 доли ед.

Накопленная добыча нефти  по объекту БС₁₁ – 1252,4 тыс. т, а на 1 пребывавшую в эксплуатации скважину составила – 78,2 тыс. т, т.к. большинство (9) добывающих скважин многодебитные, с горизонтальным окончанием стволов. Накопленный  ВНФ по объекту БС₁₁ составляет 0,71 доли ед. При отборе 16,3 % от НИЗ текущая  обводненность добываемой продукции – 58,6 %, т.е. в 3,6 раза превышает степень использования НИЗ. Текущий КИН – 0,053 %.

По объекту БС₁₀² накопленная добыча нефти 304,6 тыс.т или 38,1 тыс.т/скв. и вдвое меньше БС₁₁, что объясняется меньшим (3) числом горизонтальных скважин и более поздним, на 1 год началом эксплуатационного разбуривания. При отборе от НИЗ 18,8 % текущая обводненность  продукции – 11,8 %. Текущий КИН – 0,051 % при низком накопленном ВНФ – 0,11 доли ед. Выработка запасов осуществляется эффективно, несмотря на осложняющие факторы. Низкая выработка запасов в объекте БС₁₁ связана с малым охватом пласта воздействием в результате анизотропного  строения пласта, сложности разработки неполнопластовой залежи нефти, вмещаемой сравнительно массивным резервуаром. В табл.1 представлены основные показатели выработки запасов объектов разработки и месторождения в целом.

Таблица 1 Показатели выработки запасов нефти по Северо-Янгтинскому месторождению по состоянию на 1.01.2009 г. 

Фонд скважин на месторождении  в настоящее время:  добывающих – 20, причем 12 скважин имеет горизонтальное окончание стволов, нагнетательных – 5. В целом для всех пластов, средний коэффициент охвата работой перфорированной толщины дренируемых объектов составил 0,86 при средней работающей толщине перфорированных пластов – 10.4 м.

По месторождению действующий  фонд при среднем дебите скважин  по жидкости 320 т/с и более чем  наполовину (или 11 скважин) является многодебитным, что характерно для горизонтальных и скважин, эксплуатирующих оба пласта,  8 - имеют дебит жидкости в диапазоне 50-100 т/сут и являются в основном наклонно-направленными и 1 скважина этого вида – среднедебитная (30,1 т/сут).

Малодебитные по нефти  скважины отсутствуют, низкодебитные скважины от 10-20 т/сут - 3 ед., среднедебитные от 20 до 50 т/сут – 4, высокодебитные в интервале 50-100 т/сут – 7 скважин или треть  фонда. Дебит нефти свыше 100 т/сут имеют 6 скважин с долей  30 % от дающего фонда.

В основном скважины пласта БС₁₀² работают с обводненностью менее 10 % и только две скважины, совместные на оба пласта имеют значительную степень обводнения от 46 до 87,3 %.  Более обводнена продукция пласта БС₁₁, а именно - 12 скважин,  из них семь - имеют водосодержание свыше 60 %, 4 ед. от 20 до 60 % и лишь 3 скважины имеют обводненность до 20 %. 

В результате проведения трассерных исследований в пласте БС₁₁ на нагнетательных скважинах №№ 1005, 1015 выявлена хорошая гидродинамическая связь между зонами нагнетания и отбора через обширную систему каналов. Скорость продвижения индикатора составила от 48 до 220 м/сут. Аномально высокие скорости фильтрации зарегистрированы в субмеридиональном направлении. Расчетная проницаемость зон дренирования составляет 25,5 мкм² при средней проницаемости по пласту   БС₁₁ – 0,034 мкм². Характер и интенсивность выноса индикатора на дневную поверхность свидетельствует о наличии взаимосвязи между зонами трещиноватости в различных частях залежи.

Суммарная доля попутно добываемой воды, прошедшей по высокопроводимым зонам пласта БС₁₁ к забоям контрольных добывающих скважин, не превышает 2-5% от  объема закачки.

Система заводнения, реализуемая на разрабатываемом участке залежи БС₁₁, неравномерно воздействует на различные его зоны. Наиболее подверженными влиянию нагнетательных скважин №№ 1015, 1005 являются краевые области в западной, северной и восточной частях залежи. Центральный и южный район представляются менее промытыми, район скважины № 1004Г в полной мере не охвачен процессом вытеснения. В пределах исследования фильтрационных потоков вокруг нагнетательной скважины 1011  установлено, что максимальные скорости фильтрационных потоков имеет западное направление, их абсолютные значения изменяются от 169 до 2053 м/сут. Активность воздействия нагнетательной скважины 1011 на исследованный участок залежи низкая.

                                                                                         Рис. 4.  Выявленные направления фильтрации на объекте БС 
Рис. 5. Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины № 1002Г 
Рис. 6.  Динамика  показателей  работы  горизонтальной  скважины № 1002Г 

На пласте БС₁₁ пробурено 9 горизонтальных скважин и, несмотря на тщательный выбор местоположения и траектории горизонтальных стволов, сопровождение процесса бурения, результаты оказались противоречивыми расчетным данным, т.к.  в продукции скважин через 1 - 3 месяца появляется подошвенная вода и в течение года последующей эксплуатации  происходит ее аномальный рост до 80%. Аномальное падение дебита нефти вследствие резкого обводнения характерно для горизонтальных скв.№ № 1002, 1006Г, 1020Г, 1009Г  и скв. 1014, 2003 - после приобщения пласта БС₁₁,  которое составило более половины от суммарного падения по объекту.  Проблема обводнения  в ходе эксплуатации скважины вызваны разными высокой депрессией на пласт и влиянием ППД, а также неудачным расположением  условно-горизонтальной части ствола относительно ВНК и переходной зоны залежи. Основные причины обводнения на примере скважин №1002, 1007Г.

Скважина  № 1002Г расположена между скважинами 1001Г и 1004Г с расстояниями в 600м от каждой и пробурена на растворе «Фло-Про» в двухствольной конфигурации с длиной верхнего горизонтального ствола - 381 м, в т.ч. по песчаникам 349 м;  нижнего – 563,2 м, в т.ч. по песчаникам 500,2 м.  По результатам ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 14,1 м при эффективной мощности – 22,0 м (зона ВНЗ). Продуктивная часть нижнего ствола обсажена фильтром в интервале глубин 2931,0-3504,2 м (а.о. – 2584,6-2596,96 м). Схематический разрез и профиль скважины № 1002Г представлены на рис. 5

Скважина введена в  эксплуатацию с начальными параметрами: дебит нефти – 782,0 т/сут, дебит жидкости – 883,7 т/сут при обводненности продукции – 11,5 %. В данный момент скважина эксплуатируется ЭЦН при Pзаб. = 156,8 атм.  с дебитом нефти 609,7 т/сут при обводненности 42,6 %. Накопленная добыча нефти на составляет 512,516 тыс. т. Динамика показателей работы скважины  № 1002Г  показана на рис.6. 

Наиболее эффективным  инструментом при определении причин быстрого роста обводненности продукции скважины является использование зависимости водонефтяного фактора и его производной от времени. По  графику ВНФ по скв. 1002Г (рис. 7) наметилась тенденция роста кривой   с высоким темпом, что связано с повышенными отборами жидкости. По характеру кривой можно диагностировать  проявление эффекта "конусообразования" пластовой воды. 

                                                                                                                    Рис.7.   Зависимость водонефтяного фактора от времени по скв. 1002Г 
Риc. 8.   График истории добычи по скв. 1002Г  
Рис. 9.   График  падения дебита нефти и воды по скв.1002Г

При анализе графика истории  добычи по скважине (рис.8) видно, как  прослеживаются тенденция увеличения темпа добычи воды и уменьшения темпа добычи нефти. Если спроецировать траектории падения и учесть, что сложившиеся тенденции будут неизменны, то можно спрогнозировать обводненность  продукции скважины графоаналитическим способом

По кривой падения дебита (рис.9) отмечаются колебания по нефти, вызванные технологическими условиями. Относительно стабильный дебит скважины свидетельствует о достаточной  гидродинамической проводимости прискважинной зоны. Отмечается тенденция роста дебита воды, связанное с конусообразованием. 

Резкое обводнение продукции  в результате прорыва воды по отдельным пропласткам выявлено  на примерегоризонтальной скв. № 1007Г.  Скважина пробурена в северо-восточной части залежи БС₁₁ с длиной горизонтального ствола: - 452,5 м, в т.ч. по песчаникам 430,0 м. По ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 10,7 м при эффективной – 15,1м (зона ВНЗ). Продуктивная часть ствола обсажена фильтром в интервале глубин 3088,0-3540,50 м (а.о. – 2597,87-2600,15 м). Геологический разрез и профиль скв.№ 1007 показан на рис.10.

Рис. 10.   Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины № 1007Г  
Рис. 11.   Динамика показателей работы горизонтальной скважины № 1007Г 

Скважина введена в  эксплуатацию с начальными параметрами: дебит нефти – 313,8 т/сут, дебит жидкости – 327,5 т/сут при обводненности добываемой продукции – 4,2 %. Динамика показателей работы скважины  № 1007Г представлена на рис.11. 

В данный момент скважина эксплуатируется  ЭЦН при Pзаб. = 141,5  ат дебитом нефти 91,3 т/сут,  жидкости – 463,8 т/сут и обводненностью 80,3 %. Накопленная добыча нефти составляет 73,173 тыс. т.

По зависимости водонефтяного  фактора от времени (рис.12) существенный рост ВНФ свидетельствует о прорыве воды по высокопроницаемому пропластку, т. е. по "канало-образованию". 

Данный график состоит  из двух частей: - в первой половине (1) прорыв воды произошел по менее  проницаемому пропластку, - чем по второму (2), о чем свидетельствует наклон кривой. Чем круче кривая ВНФ, тем более проницаем проводящий канал для водной фазы. На рис.13 опережение кривой роста дебита воды по отношению дебита нефти демонстрирует  опережающий прорыв воды по высокопроводящим каналам.

Риc. 13.   График истории добычи по скважине 1007Г 
Рис.14.    График кривой падения дебита по скважине 1007Г 
Рис.15.  Динамика добычи нефти по категориям скважин и изменения по факторам в  2008 году

График падения дебита (рис.14) информирует о преждевременном  обводнении скважины. 

В  2008 году наблюдалось снижение отборов нефти из-за падения добычи по переходящему фонду на 32,6 %  или 4,1%/ мес., связанное с объектом БС₁₁и не компенсируемое добычей по новым скважинам. Наращивание добычи нефти по объекту БС₁₀²  также не восполняет ее потери по объекту БС₁₁(рис.15).  В целом по  месторождению наблюдается динамика снижения добычи нефти  с темпом 1,4 %/мес.  На рис.16-18 представлены графики разработки по месторождения и обьектам.  Состояние пластовой энергетики и системы поддержания пластового давления присуще для I стадии разработки. Закачка на месторождении впервые была организована по пласту БС₁₁ в январе 2007 г. По этому обьекту отмечается недокомпенсация текущих отборов, составляющая около 87 % и тенденция к снижению пластового давления по залежи до 256,0  ат при начальном – 269,  пластовое давление в зоне отбора снизилось незначительно от 244,2 ат до 239,7 ат.

Рис.16. График разработки Северо-Янгтинского месторождения 
Рис.17. График разработки  пласта  БС₁₁ Северо-Янгтинского месторождения 
Рис.18. График разработки  пласта  БС₁₀²Северо-Янгтинского месторождения

Заводнение по пласту БС₁₀² было начато в марте 2008 года, с наращиванием объемов закачки воды. Значение накопленной компенсации монотонно растет и через полгода достигло 57,8 %,  а  пластовое давление в залежи возрастает от 258,7 и стабилизируется на уровне 263,4 ат при начальном – 267 и   давлении в зоне отбора -246,9 атм. В целом по залежи тенденция положительная.

В целом по месторождению в течение года показатели текущей и накопленной компенсации растут в связи с развитием системы ППД и наращиванием объемов закачки соответственно с 75,4 до 94,5 % и с 57,2 до 71,1 %, что положительно отражается на состоянии энергетики в разрабатываемых объектах.  

На Северо-Янгтинском месторождении в процессе разработки применяются различные виды геолого-технических мероприятий: - бурение горизонтальных скважин, - приобщение нового пласта, - гидроразрывы пласта, - физико-химические методы (кислотные ОПЗ), - технологии  выравнивания профилей приемистости (ВПП). В целом по месторождению по состоянию дополнительно добыто 1278,4 тыс.т  нефти или 93,3 % от всей накопленной добычи.

По состоянию. из продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения будет добыто 1157 тыс.т нефти, что составляет 16,3 % от извлекаемых запасов. Основная доля накопленной добычи нефти (82,4 %) приходится на основной объект разработки БС₁₁ и лишь 17,6 % приходится на объект БС₁₀². Отобрано от НИЗ – 16,3 % при достигнутой обводненности – 51,4 %, текущий КИН – 0,052 при накопленном ВНФ – 0,70 доли ед.(рис.19).