способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума

Формула изобретения

1. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что восходящие стволы бурят при наличии выдержанных по площади глинистых - слабопроницаемых пропластков.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый - слабопродуктивный пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого - слабопродуктивного пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого - слабопродуктивного пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ добычи углеводородов из подземной залежи битуминозного песка или залежи тяжелой нефти, включающий бурение пары скважин, которая состоит из нагнетательной скважины, заканчивающейся в залежи, и добывающей скважины, заканчивающейся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной за счет нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину и добывающую скважину, после создания между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной проницаемой зоны прекращение подачи пара в добывающую скважину, подача водяного пара только в нагнетательную скважину, а по добывающей скважине извлечение углеводородов (патент Канады №1130201, кл. Е 21 В 43/24, 1982).

Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. в условиях послойно- и зонально-неоднородного пласта охват пласта воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (Патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20).

Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кп. Е 21 В 43/24, опубл. 2005.02.10).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку (Патент РФ №2211318, кп. Е 21 В 43/24, опубл. 27.08.2003) - прототип.

Основным недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность и, кроме того, низкий охват пласта воздействием.

В предложенном способе решается задача повышения темпа прогрева, увеличения охвата пласта по площади и вертикали, нефтеизвлечения и сокращения энергетических затрат на проведение процесса теплового воздействия.

Задача решается тем, что в способе разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, согласно изобретению, определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые (слабопродуктивные) пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым (слабопродуктивным) пропластком, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительные боковые стволы, натетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию.

При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы бурят восходящими и их заканчивают выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка, дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

Признаками изобретения являются:

1. строительство многоустьевой горизонтальной скважины;

2. подача теплоносителя;

3. отбор продукции;

4. определение в залежи продуктивных пластов и глинистых (слабопродуктивных) пропластков;

5. проведение горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины преимущественно по продуктивному пласту;

6. бурение из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительных боковых стволов под глинистым (слабопродуктивным) пропластком;

7. выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строительство многоустьевой нагнетательной горизонтальной скважины;

8. проведение из многоустьевой нагнетательной горизонтальной скважины восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительных боковых стволов;

9. нагнетание теплоносителя в обе скважины и создание проницаемой зоны между многоустьевыми горизонтальными скважинами;

10. после создания проницаемой зоны прекращение подачи теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбор продукции;

11. при наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины бурение дополнительных боковых стволов восходящими и их заканчивание выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка;

12. дополнительно бурение с поверхности вертикальных скважин, проходящих через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающихся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте;

13. использование вертикальных скважин как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 11-13 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Разработка послойно-зонально-неоднородных залежей высоковязкой нефти и природного битума характеризуется низкими охватом пласта по объему, темпом отбора и нефтеизвлечением. Особенно сильный отрицательный эффект оказывает наличие глинистых (слабопродуктивных) пропластков. Задачей предлагаемого изобретения является повышение охвата пласта по объему, увеличение темпов прогрева пласта и отбора продукции и, как следствие, коэффициента нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.

При разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые (слабопродуктивные) пропластки. Проводят горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины преимущественно по продуктивному пласту. Из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым (слабопродуктивным) пропластком. Выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительные боковые стволы. Нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами. После создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы бурят восходящими и их заканчивают выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка. Дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем при закачке теплоносителя вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, а при добыче нефти вертикальные скважины используют для подачи продукции из пространства над глинистым (слабопродуктивным) пропластком вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

На чертеже представлена схема послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума с нагнетательной и добывающей многоустьевыми горизонтальными скважинами с дополнительными стволами.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют продуктивный пласт (высокопродуктивную зону) 1 и глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2. Высокопродуктивная зона 1 характеризуется следующими показателями: проницаемость 0,1-2,0 мкм², пористость 0,15-0,30 д.ед., нефтенасыщенность 0,70-0,90 д.ед. Глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2 характеризуются следующими показателями: проницаемость 0,03-0,10 мкм², пористость 0,13-0,19 д.ед., нефтенасыщенность 0,5-0,8 д.ед. Бурят нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину 3 и добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 с образованием выходных участков вверх с наклоном до дневной поверхности. Добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 бурят залегающей ниже уровня и параллельно нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3. Из горизонтального ствола добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 бурят дополнительные боковые стволы 5 под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2. Из нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 бурят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6. Создают проницаемую зону между нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважиной 3 и добывающей многоустьевой горизонтальной скважиной 4 за счет нагнетания теплоносителя (пара и/или газа) в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину 3 и добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 с входного и выходного участков (с устьев). Теплоноситель по основным горизонтальным стволам поступает в зону между скважинами 3 и 4, по дополнительным боковым стволам 5 добывающей скважины 4 - за пределы распространения глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2, а по дополнительным восходящим боковым стволам 6 нагнетательной скважины 3 - выше их. С поверхности бурят вертикальные скважины 7, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2 преимущественно в продуктивном пласте 1 в зоне влияния многоустьевой добывающей горизонтальной скважины 4. Вертикальные скважины 7 используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине 4. После создания проницаемой зоны между скважинами 3 и 4 осуществляют отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине 4 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня (насоса) 8 по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

В качестве теплоносителя используют пар и/или углеводородный газ.

Закачиваемый теплоноситель вследствие разности плотностей закачиваемого пара и/или газа и пластовой нефти образует паро(газо)нефтяную ванну, расширяющуюся вверх и вбок. Дополнительные восходящие боковые стволы 6 из натетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 ускоряют процесс охвата послойно-зонально-неоднородного пласта по вертикали и позволяют вовлечь в процесс продуктивные зоны, расположенные выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2. Дополнительные боковые стволы 5 из добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 повышают охват по площади, тем самым увеличиваются охват пласта по объему и темп отбора нефти. Происходит ускоренный прогрев пласта 1 по всему объему. После создания прогретой проницаемой зоны теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 3. Отбирают продукт по добывающей скважине 4 путем транспортирования ее с помощью поршня (насоса) 8 к поверхности по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

Теплоноситель закачивают при давлении, равном 0,75-0,85 от бокового горного давления. При этом раскрывается часть трещин в пласте. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 паром увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона.

При закачке теплоносителя только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину 3 степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют. Вначале нагнетают пар малой степени сухости, равной 0,3-0,6 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку пара высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед. Пар высокой степени сухости с большим содержанием газовой фазы внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым увеличивая охват пласта прогревом. Закачку пара высокой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара малой степени сухости пара, который заполняет новые интервалы пласта 1.

В случае применения в качестве рабочего агента газа процесс осуществляют следующим образом. Вначале нагнетают более жирный или обогащенный тяжелыми углеводородами газ, который при рабочем давлении нагнетания преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной скважины 3 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку малой жирности газа (бедных тяжелыми фракциями). Газ малой жирности внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым выравнивается фронт охвата пласта. Закачку газа малой жирности прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку более жирного газа, который заполняет новые интервалы пласта 1.

В результате добиваются наиболее полной выработки продуктивного пласта 1.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают месторождение высоковязкой нефти. На месторождении имеется высокопродуктивная зона 1 и глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2. Высокопродуктивная зона 1 толщиной 20-30 м находится на глубине 90 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,77 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 1,5 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 30000 мПа·с. Глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2 толщиной 2-4 м находятся на глубине 97 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д.ед., пористостью 18%, проницаемостью 0,1 мкм ², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м ³ и вязкость 30000 мПа·с.

Бурят пару скважин, которая состоит из нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 длиной 400 м и добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 длиной 400 м, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 на 5 м. Проводят исследования скважин (например, потокометрии), по данным исследований находят неработающие участки пласта, являющиеся косвенным признаком наличия глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2. Затем из горизонтального ствола добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 4 бурят дополнительные боковые стволы 5 длиной 75 м под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2. Из горизонтального ствола нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6. По колоннам насосно-компрессорных труб (на чертеже не показаны) с входного и выходного участков скважин 3 и 4 проводят закачку пара при давлении 1,7 МПа, что равно 0,8 от бокового горного давления. При этом пар распределяется по дополнительным боковым 5 и восходящим стволам 3 скважин. Происходит ускоренный прогрев (охват) неоднородного пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 паром увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона. Далее пар подают только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину 3, причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют. Вначале нагнетают пар малой степени сухости, равной 0,3-0,6 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку пара высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед. Пар высокой степени сухости с большим содержанием газовой фазы внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым увеличивая охват пласта прогревом. Закачку пара высокой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара малой степени сухости пара, который заполняет новые интервалы пласта 1.

В случае применения в качестве рабочего агента газа процесс осуществляют следующим образом. В пласт 1 вначале нагнетают более жирный или обогащенный тяжелыми углеводородами газ, который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной скважины 3 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку малой жирности газа (бедных тяжелыми фракциями). Газ малой жирности внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым выравнивается фронт охвата пласта. Закачку газа малой жирности прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку более жирного газа, который заполняет новые интервалы пласта 1.

После создания проницаемой зоны осуществляют отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине 4 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня (насоса) 8 по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

Благодаря подаче пара и/или газа по многоустьевым добывающей 4 и нагнетательной 3 скважинам, имеющим дополнительные стволы 5 и 6, при давлении, равном или большем бокового горного, ускоряется прогрев (охват) послойно- и зонально-неоднородного пласта 1. Вследствие периодической смены степени сухости подаваемого пара (жирности газа) увеличивается охват пласта 1 воздействием, равномерно вырабатывается пласт 1 и как результат - существенно повышается нефтеизвлечение. Темп отбора битумной нефти за счет ускорения прогрева пласта (охвата пласта) увеличился с 1,3% до 6,0% от извлекаемых запасов нефти, а затраты пара (газа) на прогрев пласта уменьшаются на 40% по сравнению с прототипом.

Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице. Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 122,3 тыс. т. нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить темпы прогрева и отбора, нефтеизвлечение и сократить энергетические затраты на проведение процесса воздействия.

Таблица
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа
Показатели	Прототип	Предлагаемый способ
Балансовые запасы, тыс.т.	400	400
Средний дебит по нефти, т/сут	6	20
Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.	0,30	0,70
Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.	0,50	0,80
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0,50	0,68
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.	0,08	0,38
Извлекаемые запасы нефти, тыс.т.	30	152,3
Дополнительная добыча нефти, тыс.т.	-	122,3
Ценность дополнительной добычи нефти, млн.руб.	-	917,3
Затраты, млн.руб.	-	40,0
Народно-хозяйственный эффект, млн.руб.	-	877,3