х. схемою розробки Південно-Сургутської родовища, виявилися розташованими на території Західно-Сургутської родовища, Тех.схема передбачала наступні техніко-економічні показники і принципові положення:
буріння 740 свердловин, в т. ч. 433 видобувних, 157 нагнітальних, 150 резервних;
проектні рівні: видобутку нафти - 6,8 млн. т; видобутку рідини - 15200000. т; закачування води - 18,6 млн. м.;
Запаси нафти: балансові - 372,027 млн.т, ізвлечаемие - 148807000. т, коефіцієнт нафтовіддачі - 0,4;
за весь термін розробки: капітальні вкладення - 480100000. руб;
питомі капітальні вкладення - 225,8 руб т; собівартість - 14,3 руб. 4. Уточнена технологічна схема 1981 році була складена за рішенням Колегії Міннафтопрому у зв'язку з необхідністю обгрунтування доцільності поділу одного об'єму розробки (горизонт Б10-11) на два самостійних. Тих. схема затверджена ЦКР МНП (проч.903 від 18.03.81 р та № 923 від 18.08.81 р) з наступними принциповими положеннями і техлогіческімі показниками:
виділення двох експлуатаційних об'єктів: пластів Б101 і Б102 - Б11 з розбурювання їх самостійними сітками свердловин;
застосування блочно-квадратної системи розробки по обох об'єктах;
буріння 1327 свердловин, в т.і. 913 видобувних і 404 нагнітальних (Б10- 452 видобувних і 180 нагнітальних); пласти Б10 - Б11 - 461 видобувних і 234 нагнітальних (при загальному проектному фонді +1768 свердловин.);
проектні рівні: видобутку нафти - 9,3 млн. т (1985р), видобутку рідини - 22,9 млн. т (1990р.), закачування води - 30,2 млн. м (1990р. );
запаси нафти: балансові - 387,254 млн.т, добуваються -
162,647 млн.т, коефіцієнт нафтовіддачі - 0,42;
за весь термін розробки: капітальні вкладення - 1070 млн.руб;
питомі капітальні вкладення - 296 руб т., собівартість - 19,8 руб т.
. Додаткова записка і технологічна схема 1981 уточнювала техніко-економічні показники розробки під рекомендований Главтюменнефтегаза темп розбурювання родовища.
. У додатковій записці 1983 року зі метою стабілізації рівня видобутку нафти і зниження темпів падіння СібНІІНП було рекомендовано пробурити додатково 57 свердловин, у тому числі 34 видобувних і 23 нагнітальних на ділянках розширення площі нафтоносності і приросту запасів.
. Додаткова записка 1984 складена з метою уточнення динаміки технологічних показників з урахуванням залучення запасів нафти в правих зонах.
. Проект пробної експлуатації пласта Ю1 Південно-Сургутської родовища складений в 1989 році. Затверджено протоколом Главтюменнефтегаза від 26.06.89 року.
Як видно зі сказаного вище по Південно-Сургутської родовища постійно йшла робота по вдосконаленню системи розробки та складання проектних документів. У міру разбуривания уточнювалося геологічна будова, коректувалися проектні рішення.
4.2 Поточний стан розробки родовища
В даний час на родовищі реалізуються основні положення технологічної схеми складеної СібНІІНП в 1991
Розбурювання основного об'єкта розробки Б10 розроблювального с1976 р, по проектній сітці практично завершено в 1992 р За останні 7 років пробурені одиничні свердловини. У результаті буріння додаткового фонду сітка свердловин ущільнилась в 1,5-2 рази: по 1Б10 до 21 га/вкв., По 2Б10 до 15 га/вкв., В цілому по горизонту Б10 до 12 га/вкв.
Система заводнення застосовується комбінована:
на першому етапі (1977-1981г.г.) - трьохрядний система заводнення;
на другому етапі (1982-1990г.г.) застосовується блочно-квадратна система з елементами осередкового. Система заводнення жорстка, відстань від зони закачування до зони відбору 600м.- Від основних рядів і 420м.- Від додаткових.
Розміри осередків 2.4х1.8 км., тобто від зони закачування до зони стягання відстань 900-1200м.
У цілому по родовищу в історії отримані непогані результати розробки. Максимальний рівень видобутку нафти досягнутий в 1985р, і склав 11775 тис.т, або 2,4% від НИЗ при поточній обводнення продукції 41,4%. Максимальний діючий фонд (одна тисяча триста сімдесят два видобувних і 462 нагнітальних) досягнуто в 1988 р З 1989 року він почав зменшуватися У 1993 р фонд нагнітальних свердловин скоротився з 425 до 261 свердловини, фонд видобувних з тисячі триста вісімдесят одна до 1 203 свердловин і на поточний момент він становить 986 видобувних і 226 нагнітальних свердловин.
Видобуток рідини досягла свого максимуму в 1988р.- 26,...
