МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ МЕТОДИЧЕСКОЕ
РУКОВОДСТВО РД 39-0147035-209-87 Москва - 1987 МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
МЕТОДИЧЕСКОЕ
РУКОВОДСТВО РД 39-0147035-209-87 Настоящий документ разработан: Головной организацией МНТК «Нефтеотдача» Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИ) Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности (СибНИИНП) /Генеральный директор МНТК «Нефтеотдача», директор ВНИИ М.Л. Сургучев Директор СибНИИНП Ю.В. Маслянцов Ответственные исполнители: Зав. лабораторией ВНИИ Б.Т. Баншев Зам. директора СибНИИНП Ю.Е. Батурин СОГЛАСОВАНО: /Начальник главного Управления по геологии и разработке нефтяных месторождений Н.Н. Лисовский Составители руководства: от ВНИИ Баишев Б.Т., Кац Р.М., Подлапкин В.И., Цынкова О.Э. от СибНИИНП Маслянцев Ю.В., Батурин Ю.Е., Евченко В.С., Янин А.Н. Принимали участие: от ВНИИ Давыдов А.В., Кундин В.С., Рагимова М.Ю., Левитан Е.И. - в подготовке «Приложений»; Васильева Л.П., Гуреева Г.Г., Манаева Л.Б., Мишутина В.Д., Передерий В.В., Требина О.В. - в оформлении. от СибНИИНП Гусев С.В., Вашуркин А.И.
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ РД 39-0147035-209-87 Вводится первые
1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩИЕ
ПОЛОЖЕНИЯ ПО
|
Добыча нефти, тыс. т., факт. |
Отбор жидкости, тыс. т., факт. |
Характеристика вытеснения, вид (2) |
Характеристика вытеснения, вид (3) |
||||||||
за год |
накопл. |
|
Накопленная добыча нефти, тыс. т., базовая |
Добыча нефти за счет метода, тыс. т. |
|
Накопленная добыча нефти, тыс. т., базовая |
Добыча нефти за счет метода, тыс. т. |
||||
накопл. |
за год |
накопл. |
за год |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
Месторождение 2 |
|||||||||||
1 |
221 |
1649 |
1753 |
57,0 |
23,9 |
||||||
2 |
181 |
1830 |
1963 |
50,8 |
23,0 |
||||||
3 |
185 |
2015 |
2188 |
46,0 |
21,4 |
||||||
4 |
164 |
2179 |
2479 |
40,3 |
20,1 |
||||||
5 |
103 |
2282 |
2618 |
38,2 |
2247 |
35 |
35 |
19,5 |
2253 |
29 |
29 |
6 |
80 |
2362 |
2753 |
36,2 |
2307 |
55 |
20 |
19,0 |
2315 |
47 |
18 |
7 |
66 |
2428 |
2866 |
34,8 |
2354 |
74 |
19 |
18,7 |
2361 |
67 |
20 |
Месторождение 3 |
|||||||||||
1 |
76 |
1490 |
5171 |
19,3 |
13.9 |
||||||
2 |
72 |
1562 |
5809 |
17,2 |
13,1 |
||||||
3 |
73 |
1635 |
6472 |
15,5 |
12,4 |
||||||
4 |
71 |
1706 |
7212 |
13,9 |
11,8 |
||||||
5 |
68 |
1774 |
8004 |
12,5 |
11,2 |
||||||
6 |
64 |
1838 |
8748 |
11,4 |
1819 |
19 |
19 |
10,6 |
1827 |
11 |
11 |
7 |
62 |
1906 |
9497 |
10,5 |
1856 |
44 |
25 |
10,3 |
1872 |
28 |
17 |
8 |
54 |
1954 |
10112 |
9,9 |
1883 |
71 |
27 |
9,9 |
1906 |
48 |
20 |
продолжение таблицы 1
Характеристика вытеснения, вид (6) |
Рекомендованная накопленная добыча нефти по базовому варианту, тыс. т. |
Дополнительная добыча нефти за счет ГМПН, тыс. т. |
|||||
ln Qж |
Накопленная добыча нефти, тыс. т., базовая |
Добыча нефти за счет метода, тыс. т. |
|||||
накопленная |
за год |
накопленная |
годовая |
||||
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
Месторождение 2 |
|||||||
1 |
4,644 |
||||||
2 |
4,890 |
||||||
3 |
3,153 |
||||||
4 |
5,248 |
||||||
5 |
5,464 |
2259 |
23 |
23 |
2250 |
32 |
32 |
6 |
5,673 |
2333 |
29 |
6 |
2311 |
51 |
19 |
7 |
5,823 |
2394 |
34 |
5 |
2358 |
70 |
19 |
Месторождение 3 |
|||||||
1 |
8,55 |
||||||
2 |
8,67 |
||||||
3 |
8,78 |
||||||
4 |
8,88 |
||||||
5 |
8,99 |
||||||
6 |
9,08 |
1828 |
11 |
10 |
1828 |
10 |
10 |
7 |
9,16 |
1879 |
21 |
11 |
1875 |
24 |
14 |
3 |
9,22 |
1918 |
36 |
15 |
1912 |
42 |
18 |
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (2)
Рис. 2
Проведенная прямая экстраполируется на прогнозный период и таким образом формируются показатели базового варианта. Отклонение фактических точек прогнозного периода (точки 5, 6 и 7; рис. 2) от прямой линии используется для количественного определения эффекта ГМПН.
Для определения коэффициентов А и В уравнения на прямой произвольно выбираются две точки (например, точки М и N) на значительном расстоянии друг от друга (для повышения точности определения коэффициентов А и В уравнения).
В точке М:
В точке N:
Для этих точек выписываются два уравнения вида (2)
2350 = А + В · 0,00035
1800 = А + В · 0,00052
Из первого уравнения: А = 2350 - В · 0,00035 и это выражение подставляем во второе уравнение 1800 = 2350 - В · 0,00035 + В · 0,00052
откуда
Подставляя значение коэффициента В в первое уравнение, получим:
А = 2350 - 3235000 · 0,00035 = 3482
Таким образом, уравнение прямой базового варианта будет иметь вид
Используя данные о величине накоплениях отборов жидкости на конец каждого года прогнозного периода (столбец 4 таблицы 1), т.е. фактический отбор жидкости, по полученному уравнению определяется накопленная добыча нефти на конец каждого года прогнозного периода по базовому варианту, которая приведена в столбце 6 таблицы 1. Разница между фактической накопленной добычей нефти и накопленной добычей нефти по базовому варианту представляет собой добычу нефти за счет гидродинамического воздействия на конец каждого года его реализации. В столбце 7 таблицы 1 приведена годовая добыча нефти за счет ГМПН.
Таким образом, при обработке по характеристике вида (2) добыча нефти за счет ГМПН к концу седьмого года составляет 74 тыс. т., а за пятый, шестой и седьмой год рассматриваемого периода - 35, 20 и 19 тыс. т. соответственно.
Характеристика вытеснения вида (3)
(3)
Для определения добычи нефти за счет ГМПН используются данные таблицы 1 (столбцы 3, 4, 9 и 10). Вычисляются значения на конец каждого из семи лет рассматриваемого периода эксплуатации. По данным столбцов 3 и 9 строится график в координатах (рис. 3).
Через точки истории разработки до реализации гидродинамического воздействия (точки 1, 2, 3 и 4) наилучшим образом проводится прямая линия, которая экстраполируется на последующий период. При этом может быть использован метод наименьших квадратов. Проведенная таким образом прямая является базовой для определения эффективности гидродинамического воздействия.
По двум произвольно выбранным точкам (например М и N, рис. 3) на базовой прямой определяется коэффициенты А и В характеристики вытеснения
В точке М:
В точке N:
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (3)
Рис. 3
Для этих точек выписываем два уравнения вида (3)
1450 = А + В · 0,02575
2450 = А + В · 0,018
Из второго уравнения: А = 2450 - В · 0,018.
Подставляем это выражение в первое уравнение
1450 = 2450 - В · 0,018 + В · 0,02575 - В · 0,00775 = 1000,
откуда
Подставляя значение коэффициента В во второе уравнение, получим:
2450 = А - 129000 · 0,018, откуда А = 4773
Уравнение характеристики вытеснения имеет вид:
Задаваясь фактическими накопленными отборами жидкости в период гидродинамического воздействия - пятый, шестой и седьмой годы рассматриваемого периода разработки - определяем накопленную добычу нефти на конец каждого года по базовому варианту, величины которой приведены в таблице 1, столбце 10.
Разница между фактической накопленной добычей нефти и по базовому варианту представляет собой эффект за счет гидродинамического воздействия и составляет к концу седьмого года рассматриваемого периода эксплуатации 67 тыс. т. нефти, а за первый, второй и третий годы реализации мероприятия 29, 18 и 20 тыс. т. соответственно (столбец 12 таблицы 1).
Характеристика вытеснения вида (6)
Qн = А + ВlnQж (6)
Фактические показатели разработки и данные для определения добычи нефти за счет гидродинамического воздействия по этому методу приведены в таблице 1 (столбцы 2, 3, 4, 13, 14, 15 и 16), а фактические точки зависимости Qн - lnQж нанесены на график рис. 4.
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (6)
Рис. 4
По первым четырем точкам истории до начала реализации гидродинамического воздействия проводится прямая линия, представляющая собой базовый вариант разработки.
Для двух точек М и N (рис. 4) этой прямой выписываются значения Qн и ln Qж.
В точке М: Qн = 1600; ln Qж = 7,425
В точке N: Qн = 2600; ln Qж = 8,100
Подставляем эти значения в уравнение характеристики вытеснения и получим:
1600 = А + В · 7,425
2600 = А + В · 8,1
Из второго выражения А = 2600 - В · 8,1, которое подставляем в первое
1600 = 2600 - В · 8,1 + В · 7,425, откуда
1000 = 0,675 · В, или В = 1482
Из второго выражения получим:
А = 2600 - 1482 · 8,1; или А = -9400
Уравнение характеристики вытеснения будет иметь вид:
Qн = -9400 + 1482lnQж
Подставляя последовательно значения lnQж (столбец 13 таблицы 1), получим накопленную добычу нефти на конец пятого, шестого и седьмого года эксплуатации по базовому варианту. Добыча нефти за счет ГМПН определяется как разность накопленной добычи нефти фактической и по базовому варианту. Накопленная и годовая добыча нефти за счет гидродинамического воздействия приведена в столбцах 15 и 16 таблицы 1.
Таким образом, при обработке одних и тех же фактических данных по месторождению 2 с применением трех различных видов характеристик вытеснения получились, как и следовало ожидать, различные показатели трех базовых вариантов и, следовательно, разная эффективность внедренных методов повышения нефтеотдачи.
Процедура окончательного определения эффекта от применения ГМПН, как показывает накопленный опыт использования метода характеристик вытеснения, в таком случае выглядит следующим образом. Из трех видов обработки фактических данных наиболее близкие данные эффекта получены по характеристикам видов (2) и (3), тогда как по виду (6) эффект значительно отличается от них. Окончательно показатели базового варианта определяются как среднее значение показателей по (2) и (3) видам характеристик, а значения для характеристики вида (6) не учитываются.
Тогда накопленная добыча нефти за 5 лет составит:
за 6 лет:
за 7 лет:
Накопленный эффект за первый год составит:
2282 - 2250 = 32 тыс. т;
За два года: 2362 - 2311 = 51 тыс. т;
За три года: 2428 - 2358 = 70 тыс. т.
Годовой эффект соответственно составит за первый год внедрения 32 тыс. т, за второй год - 51 - 32 = 19 тыс. т, за третий год - 70 - 51 = 19 тыс. т.
Результаты расчетов приведены в табл. 1, столбцы 17, 18, 19.
Пример 2. Месторождение 3.
В процессе разработки месторождения выявилось слабое дренирование запасов нефти зон с ухудшенными фильтрационными свойствами. В этих зонах была начата организация очагового заводнения. Под нагнетание воды было переведено три добывающие скважины, а в начале восьмого года рассматриваемого периода еще одна. Своевременная организация очагового заводнения позволила вовлечь в активную разработку слабовыработанные запасы нефти менее продуктивных зон месторождения.
Оценка эффективности этого гидродинамического воздействия на залежь нефти проведена по характеристикам вытеснения вида (2), (3) и (6) (см. раздел 4.2).
Определение коэффициентов А и В для каждого вида характеристик вытеснения по базовому варианту проводится аналогично изложенному выше для месторождения 2. В табл. 2 приведены исходные данные и полученные коэффициенты характеристик вытеснения для месторождения 3.
Таблица 2
годы (точки) |
Накопленная добыча нефти |
|
|
ln Qж |
коэффициенты А и В для характеристик вытеснения вида |
||
(2) |
(3) |
(6) |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
1490 |
19,3 |
13,9 |
8,55 |
А = 2296 |
А = 2952 |
А = -4029 |
5 |
1774 |
12,5 |
11,2 |
8,99 |
В = -4176000 |
В = 105200 |
В = 645 |
Тогда уравнения прямой будут следующие:
- для характеристики вытеснения вида (2)
- вида (3)
- вида (6)
Qн = -4029 + 645lnQж, которые приведены на рис. 5, 6 и 7.
Результаты расчетов по добыче нефти за счет ГМПН для месторождения 3 приведены в табл. 1 в столбцах 6 и 7 - для характеристик вытеснения вида (2), в столбцах 11, 12 - для характеристики вытеснения вида (3), в столбцах 15, 16 - для характеристики вытеснения вида (6).
Как следует из табл. 1, наиболее близкие результаты по дополнительной добыче нефти за счет ГМПН получены по характеристикам вытеснения вида (3) и (6). Тогда показатели базового варианта и эффект от применения ГМПН определяется как среднее по (3) и (6) видам характеристик вытеснения, а значения для характеристики вида (2) не учитываются.
Результаты расчетов для месторождения 3 приведены в табл.1, столбцы 17, 18, 19.
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (2)
Рис. 5
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (3)
Рис. 6
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (6)
Рис. 7
Пример 3. Месторождение 1.
На участке месторождения, ограниченном рядами нагнетательных скважин, по результатам геолого-промыслового анализа выявлены локальные зоны в объеме объекта разработки, содержащие слабодренируемые запасы. Эти запасы сосредоточены в прослоях с низкими фильтрационными свойствами, залегающих, в основном, в верхней части разреза. Нижняя часть разреза при существующей системе разработки охвачена воздействием, и запасы нефти вырабатываются удовлетворительно.
С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти малопродуктивных зон было проведено разукрупнение объекта разработки путем организации элементов площадной системы из числа скважин, возвращенных с других объектов и при уменьшенных расстояниях между скважинами. Количественная оценка эффективности проведена с момента начала реализации гидродинамического воздействия (шестой год рассматриваемого периода).
В связи с том, что применяемые методы гидродинамического воздействия относятся ко второй группе методов (см. раздел 2.3) и за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов произошло значительное замедление темпа обводненности продукции, для определения показателей базового варианта выбрана дифференциальная характеристика вида (10) (см. раздел 4.2).
Обработка фактических данных показала, что зависимость содержания нефти от накопленного отбора жидкости в логарифмических координатах может быть аппроксимирована прямой:
где: nн - среднегодовой процент нефти и отбора жидкости;
Qж - накопленный отбор жидкости (в тоннах).
В данном примере используется автоматизированная обработка банка промысловых данных. Программа по заданному списку скважин выбирает из банка промысловой информации данные о добыче нефти и жидкости. Затем полученная информация используется для построения в автоматизированном режиме зависимости (10).
В приводимом примере А1 = 5,798
А2 = -0,98
lgnн = 5,798 - 0,98lgQж
Посла вычисления коэффициентов А1 и А2 проводится экстраполяция полученной зависимости nн (Qж), т.е. продление прямой (1) на период прогноза. Это позволяет дать краткосрочный прогноз технологических показателей разработки рассматриваемого объекта по базовому варианту.
Результаты расчета приведены в таблице 1 и на графике (рис. 8).
В примере эффект составляет 225 тыс.тонн за 2 года.
Таблица 2
Год |
Qж накопл. (тыс. т.) |
Q нефти за год (тыс. т.) |
Доля нефти в потоке (%) |
DQ нефти за год (тыс. т.) |
||
факт |
баз. вар. |
факт |
баз. вар. |
|||
1 |
13300 |
1500 |
1500 |
76 |
76 |
- |
2 |
15400 |
1360 |
1360 |
66 |
66 |
- |
3 |
17600 |
970 |
970 |
43 |
43 |
- |
4 |
19900 |
880 |
880 |
39 |
39 |
- |
5 |
22300 |
840 |
840 |
35 |
35 |
- |
6 |
24800 |
860 |
760 |
34 |
30 |
100 |
7 |
27300 |
800 |
675 |
32 |
27 |
125 |
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ вид (10)
Рис. 8
Пример.
Для оценки эффективности двухстороннего барьерного наводнения на нефтегазовой залежи горизонта АВ2-3 Самотлорского месторождения была использована созданная во ВНИИ двухмерная математическая модель нефтегазовой залежи. Модель ориентирована на возможно более полный учет факторов геолого-промыслового характера, в частности: неоднородности пласта и характера распространения коллекторов различного типа по площади, динамики обводнения и загазования индивидуальной скважины, перевода добывающих скважин под нагнетание и т.д.
Адаптация модели участка производилась по промысловым данным истории разработки (1969 - 1983 гг.), а прогноз проведен на 1984 год.
В результате воспроизведения дебитов нефти, воды и газа большинства добывающих скважин были подобраны относительные фазовые проницаемости для нефти, воды и газа зон в пределах участков, отличающихся типом коллектора и характером нефте-, водо- и газонасыщенности. Кроме того, для некоторых скважин были подобраны индивидуальные относительные фазовые проницаемости, что обеспечило приемлемое согласование расчетных и фактических данных.
При воспроизведении истории разработки на нагнетательных скважинах задавалось забойное давление, на добывающих скважинах - суммарные дебиты нефти, воды и газа, взятые из базы данных Самотлорского месторождения.
Участок в плане схематизировался прямоугольником, три стороны которого считались непроницаемыми (отсутствуют перетоки через границу), а на четвертой было задано постоянное давление, равное первоначальному давлению в газовой шапке. Последнее условие соответствует фактическому положению - давление в газовой шапке (т.е. в чисто газовой области) в течение истории разработки практически не менялось.
Прогноз технологических показателей производился при заданных перепадах давления на добывающих скважинах, сложившихся на конец истории разработки, и заданных давлениях на нагнетательных скважинах.
Гидродинамические расчеты по определению технологических показателей разработки центральной части горизонта АВ2-3 выполнены для двух вариантов:
- фактически реализуемое двухстороннее барьерное заводнение;
- базовый вариант, соответствующий обычному барьерному заводнению с одним внутренним рядом нагнетательных скважин, расположенных вблизи внутреннего ГНК.
Базовый вариант отличался от реализуемого тем, что скважины внешнего барьерного ряда не переводились под нагнетание, т.е. оставались добывающими.
Все геолого-физические характеристики пласта и общее количество скважин в обоих вариантах одинаковы.
Участок в расчетах схематизировался прямоугольником с размерами 8,4×5,6 км. Эффективные нефте- и газонасыщенные толщины разностных ячеек определялись по соответствующим картам горизонта АВ2-3. В связи с наличием разных типов коллекторов (монолиты, тонкое чередование песчаников) в пределах участка было выделено 5 зон с различными геолого-физическими параметрами.
Перед тем как приступить к прогнозу технологических показателей реализуемого варианта, математическую модель «настраивали» по данным истории разработки за период 1974 - 1983 гг. Отметим, что двухстороннее барьерное заводнение на этом участке внедряется с 1981 г.
Исходя из опыта моделирования разработки участков подгазовой зоны, были использованы кривые фазовых проницаемостей нефти, воды и газа для 5 выделенных зон.
Кроме того, для целого ряда скважин были подобраны индивидуальные относительные фазовые проницаемости.
Первоначально принятые в расчетах значения коэффициентов продуктивности - средние для той или иной зоны и типа коллектора - не всегда отражали реальные особенности работы каждой скважины, особенно наиболее продуктивных. Поэтому в некоторых скважинах были увеличены коэффициенты продуктивности.
В 20 скважинах, из них в 12 на протяжении двух и более лет, были изменены дебиты смеси, в большинстве случаев в сторону уменьшения. Необходимость уменьшения расчетных дебитов в процессе воспроизведения истории разработки вызвана наличием в продукции скважин горизонта АВ2-3 свободного газа, перешедшего через зоны слияния из горизонта АВ1.
После ряда прогонов математической модели удалось с достаточной точностью воспроизвести характер работы каждой скважины и соответственно всего участка в целом.
После адаптации математической модели были выполнены расчеты прогнозных технологических показателей реализуемого варианта. Расчеты проводились при заданных для каждой добывающей скважины перепадах давлений, зафиксированных на 1.01.1984 г. На нагнетательных скважинах задавалось забойное давление.
Расчет базового варианта за период 1976 - 1983 гг. проводился при заданных дебитах смеси, тех же, что и в реализуемом варианте. На скважинах внешнего барьера - добывающих в базовом варианте - задавались постоянные перепады давлений. С 1984 г. прогноз показателей разработки базового варианта проводился в режиме постоянных перепадов давлений.
Сопоставление динамики технологических показателей разработки по вариантам показывает, что применение одностороннего барьерного заводнения (базовый вариант) привело бы к более низким темпам добычи нефти из участка, начиная уже с 1982 г., увеличению газовых факторов и срока разработки, неблагоприятно отразилось бы на разработке чистонефтяной зоны, прилегающей к подгазовой (рис. 9).
Таким образом, за счет внедрения двухстороннего барьерного заводнения значительно улучшилось состояние разработки участка: значительно увеличились темпы отбора нефти уже на первом году внедрения метода, резко уменьшился газовый фактор, прекратилось загазование большинства добывающих скважин, поднялось пластовое давление как внутри участка, так и в прилегающей чистонефтяной зоне, что улучшило условия работы скважин. Из рис. 10 видно, что дополнительная добыча нефти в 1982 г. была на 386 тыс. тонн, а в 1983 г. - на 533 тыс. тонн больше, чем в базовом варианте.
Предполагаемая (прогнозная) добыча с участка в 1984 г. составила 909 тыс. т, а по базовому варианту только 511 тыс. т (см. табл. 4). Следовательно, за счет внедрения двухстороннего барьерного заводнения в 1984 г. получено 909 - 511 = 398 тыс. т нефти. Коэффициент нефтеизвлечения составил на конец года 0,148 вместо 0,122 по базовому варианту, а накопленная добыча нефти 7,411 и 6,134 млн. т соответственно. Технологическая эффективность реализуемого варианта подтверждается не только более высокими темпами отбора нефти, но и существенно меньшим суммарным отбором природного газа: 290 млн. м3 против 1225 млн. м3 по базовому варианту (рис. 9).
Рис. 9
Сопоставление технологических показателей по реализуемому и базовому вариантам разработки на 1984 г.
Таблица 4
Базовый вариант |
Факт |
|
1. Количество добывавших скважин |
62 |
47 |
2. Количество нагнетательных скважин, всего |
22 |
37 |
в т.ч.: внутренний барьер |
13 |
13 |
внешний барьер |
- |
15 |
скважины между барьерами |
2 |
2 |
скважины на границе участка |
7 |
7 |
8. Объем закачки воды, тыс. м3, всего |
3956,3 |
4911,3 |
в т.ч.: во внутренний барьер |
2668,1 |
1601,0 |
во внешний барьер |
- |
2044,2 |
в скважины между барьерами |
452,5 |
551,1 |
в скважины на границе участка |
835,7 |
715,0 |
4. Добыча нефти, тыс. т, всего |
511,5 |
909,4 |
в т.ч. за счет применения способа |
- |
397,9 |
5. Отбор жидкости, тыс. т |
1597,4 |
2697,2 |
СОДЕРЖАНИЕ