Южно-Баганское месторождение.

Фонд скважин по Южно-Баганскому месторождению по состоянию на 1.01.2003 года составил 21 скважину, из них действующий - 4 скважины, в ППД - 4 скважины, в консервации - 8 скважин, ликвидировано - 5 скважин. В I кв. отчетного года из консервации в ППД была введена скважина № 67.

В 2002 году в разработке находилась одна пермо-карбоновая залежь.

Добыча нефти по месторождению за 2002 год составила 23310 тонн. Темпы отбора начальный и текущий соответственно равен 0,6 % и 0,65 %. Обводненность по действующему фонду скважин составила 53,1 %.

Добыча с начала разработки по месторождению равна – 319757 тонн, что составляет 8,27 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит скважины в целом по месторождению и оборудованной ЭЦН составил 16,2 т/сут.

По пермо-карбоновой залежи в эксплуатации находились четыре скважины №№ 81, 401, 404 и 409. Все скважины эксплуатируются механизированным способом (оборудованы ЭЦН).

Добыча по залежи за год составила 23 310 тонн нефти, что на 8 693 тонн больше чем в предыдущем 2001 году. Увеличение отборов связано с увеличением дебитов скважин от проводимой закачки воды.

Темпы отбора по залежи начальный и текущий соответственно равны 0,93 % и 1,05 %. Обводненность, с начала года составляет 53,1 %. Добыча нефти с начала разработки 300358 тонн, что составляет 12,01 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит скважины по залежи составил 16,2 т/сут.

Закачка воды для поддержания пластового давления в отчетном году производилась в скважины №№ 67, 300, 400, 405. Всего закачка в 2002 году составила 151076 м куб., с начала разработки также 170076 м куб., при этом текущая и накопленная компенсация отборов в целом по залежи соответственно равна 290,4 % и 36,6 %.

Северо-Баганское месторождение.

Разработка Северо-Баганского месторождения производится на основании «Проекта опытно-промышленной разработки» утвержденной в ЦКР Минэнерго РФ до 2000 года, протокол № 2136 от 03.04.1997 г. и продленной ТКР РК (Протокол № 188 от 27.11.02 г.) до принятия нового проектного документа.

По состоянию на 01.01.03 г. по Северо-Баганскому месторождению переутверждены балансовые и извлекаемые запасы (в соответствии с новым КИНом) в ГКЗ МПР РФ. На стадии передачи на экспертизу в ЦКР Минэнерго РФ технологическая схема разработки, выполненная ОАО «ВНИИнефть» на базе адресной геолого-математической модели. Утверждение проекта разработки ожидается в первом квартале 2003 года.

Фонд скважин Северо-Баганского месторождения на 1.01.2003 года не изменился и составляет девять скважин, из которых действующий - 3 скважины, в консервации - 1 скважина, ликвидировано -5 скважин.

В 2002 году в пробной эксплуатации находилась одна залежь - нижнесилурийская.

Добыча по месторождению велась из 3-х скважин №№ 31, 32, 101 в режиме фонтанирования и составила – 95 931 тонн.

Темпы отборов начальный и текущий соответственно равны 2,37 % и 2,76 %. Обводненность по месторождению, в среднем за год, составила 2,3 %.

Добыча нефти с начала разработки составила 656703 тонны, что составляет 16,26 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит фонтанной скважины в целом по (залежи) месторождению составил 87,8 т/сут. Эксплуатация фонтанных скважин производилась преимущественно на 8 мм штуцерах, чем, в общем, и объясняется перевыполнение прошлогоднего уровня на 9 333 тонн.

Разработка месторождения осуществляется на естественном режиме, без ППД. Достаточно высокая производительность скважин Северо-Баганского месторождения на протяжении всего периода эксплуатации сохраняется благодаря рациональному использованию пластовой энергии.