y"> Продуктивність другого карбонатної товщі (KT-II) була встановлена ??в грудні 1980 року свердловина №23, закладеної на KT-I і надалі поглибленої.
Розробка родовища розпочато в 1983р. з введенням в експлуатацію продуктивних пачок першого карбонатної товщі KT-I.
У 1985р. були підраховані і затверджені запаси нафти, газу, конденсату і попутних компонентів по другій карбонатної товщі KT-II (протокол ДКЗ СРСР №9895 від 25.12.85), після якого з 1986р. почалася розробка другого карбонатної товщі експлуатаційної пачки Дн-I південного купола. У 1988р. був введений в розробку північний купол другому карбонатної товщі експлуатації пачок Д-III і Гн-III. Пачка Гв-III вступила в розробку в 1989
У продуктивному розрізі виділено 8 експлуатаційних об'єктів: 3 в першій карбонатної товщі, приурочених до пачок А, Б, В + Всев і 5 в другій карбонатної товщі KT-II (пласти Д-Ш, Дн-II , Дв-I пачки Д і пласти Гв-III, Гн-III пачки Г).
Розбурювання об'єктів першої карбонатної товщі KT-I по рівномірної трикутної сітці 500х500м, другий товщі KT-II по рівномірної трикутної сітці 700х700м.
Розглянуто два варіанти розробки пачок А і Б товщі KT-I, що передбачають експлуатацію оторочек нафти на природному пружно-Газонапірний режимі газових шапок з частковим розвитком режиму розчиненого газу, по пачці В + В` - майданні заводнення по 7-ми точковій системі.
За другим варіантом все продуктивні пачки розробляються із застосуванням бар'єрного заводнення по пачках А і Б, а по пачці В + В 'бар'єрне заводнення передбачалося використовувати лише по північному куполу, по південному ж куполу залишається майданні заводнення, в зв'язку з тим, що нафтова облямівка стелить газову шапку по всій площі простягання.
Пласт У пропонувалося розробляти на першому етапі одиничними свердловинами з подальшим дренуванням поворотним фондом свердловин з пачки Д-III друге карбонатної товщі KT-II.
У пачці Г було виділено 4 об'єкта розробки: об'єкт Г-I в першому блоці (південна ділянка); Г-II в другому блоці; два об'єкти - верхній Г-III і нижній Гн III в третьому блоці. У пачці Д було виділено три об'єкти розробки: верхній Дв-I і нижній Дн-I в першому блоці (північну ділянку) Д-III. Об'єкти Гв-III, Гн-III, Дв-I, Дн-I визнані основними, об'єкт Г-I передбачалося розробити поворотним фондом свердловин, об'єкти Г-П і Д-III пропонувалося тимчасово законсервувати у зв'язку з низькими колекторськими властивостями і невеликою величиною запасів.
Надалі об'єднали поклади Гв-III і Гн-III в один експлуатаційний об'єкт Г-III. Дані нафтогазоконденсатні поклади мають єдиний ГНК і ВНК, являють собою єдину гідродинамічну систему і характеризуються подобою колекторських властивостей і насичують їх рідин. Рекомендується варіант розробки із закачуванням води в центральну область газової шапки і вирішують ряди 3-х рядної системи. Згідно з цим варіантом нафта буде витіснятися водою. Тому при єдиному положенні ГНК бажано розкрити поклади Гв-III і Гн-III єдиної рівномірної сіткою видобувних свердловин.
Передбачається тимчасова консервація свердловин поклади Д-III як низькопродуктивної об'єкта. У процесі експлуатації були отримані нові дані, які показали, що поклад пласта Д-III володіє найбільш високою характеристикою колекторських властивостей порівняно з іншими об'єктами другого карбонатної товщі. Тому передбачено введення поклади Д-III як одного з основних об'єктів розробки.
Таким чином, виділено 10 експлуатаційних об'єктів.
У першій карбонатної товщі виділено 4 об'єкта: об'єкти Б, В + В '- є основними і об'єкт А поворотним. У другій карбонатної товщі основними об'єктами є об'єкти Г-III (з ділянкою об'єкта Г-II) Д-III, Дв-I і Дн-I, поворотним - об'єкт Г-I.
Були внесені наступні корективи у проекті розробки:
- скорочення площі розбурювання та зменшення кількості проектних свердловин у зв'язку зі збільшенням мінімальної граничної товщини для буріння з 8 до 16 м,
- впровадження по об'єктах другого карбонатної товщі трехрядной системи заводнення,
- посилення запроектованої системи впливу по об'єктах KT-I за рахунок осередкового закладу.
Всі виділені продуктивні пачки перших карбонатної товщі КТ - 1 об'єднані між собою єдиної гідродинамічної системою і представляють єдину газонафтову поклад з єдиним газонафтових і Водонефтяной контактом.
Початковий пластовий тиск по розроблюваним об'єктам А, Б, В + В 'приведені до позначці ГНК і ВНК становить 29,1 і 30 МПа відповідно. Всі поклади розробляються з підтриманням пластового тиску. Незважаючи на низькі темпи відбору нафти з покладів і низьку вироблення видобутих запасів м...
