рмських свердловинах. До січня 1986 р. було 15 пермських експлуатаційних свердловин і тільки 2 кам'яновугільні. З цієї дати число пермських свердловин повільно знижувався, в той час як число кам'яновугільних свердловин зростала. В кінці 1995 р. було отримано дозвіл експлуатувати деякі пермські свердловини під тисками нижче точки роси в порядку. Програми дослідження пластової рідини, в результаті чого число пермських експлуатаційних свердловин в 1996 р. зросло.
Газовий фактор на родовищі показував послідовний рух відтоді, як на родовищі почався видобуток. Газовий фактор знижується поступово, не досягаючи рівня 1000 м 3 /м 3 . Це зниження відбувається частково через зміни в газовому факторі свердловин, але в основному через зростаючого числа кам'яновугільних експлуатаційних свердловин, які мають більш високий вихід конденсату. Сукупний видобуток з родовища до вересня 1996 дорівнює 33 млн. т. нестабилизированной рідини і 37 млрд. м? газу. Пермські і кам'яновугільні експлуатаційні свердловини володіють різними виробничими характеристиками з причини набагато більш неоднорідного характеру пермської частині родовища. Як правило, пермські експлуатаційні свердловини мають більш високий початковий дебіт, зазвичай виробляючи понад 1 млн. газу на день. Однак спад відбувається дуже швидко, часто до 50% початкового дебіту в перебігу декількох місяців. Кам'яновугільні свердловини навпроти не дають такого високого початкового дебіту, а також зазвичай не дають швидкого спаду видобутку. Початковий дебіт газу зазвичай становить 600000 м 3 /день + 600 т/день нафти, і він залишається постійним. Газовий фактор теж відносно постійний. У кам'яновугільних свердловинах дебіт іноді падає, проте спад не так різкий, як у типових пермських свердловинах.
2.1 Режим розробки покладів. Пластовий режим
Від проведених досі досліджень колектора, виходячи з наявних у розпорядженні даних можна зробити висновок, що колектор являє собою переважно виснажується газоконденсатній пласт, в якому немає ясного докази про існування великого водоносного пласта. Якщо далі в житті родовища з'явиться внесок водоносного шару для витіснення пластової рідини, в цьому випадку превалюючий водонапірний режим буде режимом периферійного підтримки тиску водоносним шаром, швидше, ніж режим напору підошовних вод. Деякі інші важливі фактори підказують, що не можна очікувати припливу великої кількості води в колектор. Присутність нафтової облямівки, там, де щільність нафти росте швидко, наближаючись до прогнозованому водонефтяного контакту може перешкоджати рух у водоносному шарі. Крім цього, присутність будь-якої кількості залишкового газу в обводненной зоні може, ймовірно, перешкоджати подальшому руху води, тому що пластовий тиск знизився ще більше.
2.2 Фонд свердловин
Фонд свердловин родовища представлений 313 пробурених свердловин. Експлуатаційний фонд становить 81 свердловина, в тому числі:
Діючий фонд - 35 свердловин:
В· дають газ і нафта - 35
Недіючий фонд - 46 свердловин:
В· варто ВРХ - 1 свердловина (9713)
В· в очікуванні ВРХ - 26 свердловин (9827 після буріння)
В· обводнені (забиваються гидратом) - 2 свердловини
В· в облаштуванні та освоєнні після ВРХ - 8 свердловин
Контрольний фонд -12 свердловин:
В· спостережні газові - 7
В· в очікуванні ВРХ - 5 свердловин
В· свердловин в консервації - 82 свердловини
В· під закачування - 4 свердловини
В· контрольні - 16 свердловин
В· в очікуванні ремонту або ліквідації - 3
Промсточние - 13 свердловин:
В· нагнітальні - 1 свердловина (1 рп);
В· контрольні - 12 свердловин
В· розвантажувальні - 41
В· спостережні на Т і Р 2 - 7
