Стадии геолого-разведочных работ газонефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Жетыбай -- крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауской нефтегазоносной области.

Многопластовое крупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в 1969 году, в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ для IV объекта, включающего XI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта - XII и горизонт XIII рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км. Залежи на глубине 1,7 -- 2,4 км. Начальный дебит скважин 2 -- 130 т/сут. Плотность нефти 0,85 -- 0,86 г/смі. Нефть Жетыбая легкая и средняя по плотности 830-870 кг/мі, смолистая 4,53-15,5%, высокопарафинистая 17,2-25%, малосернистая 0,2-0,28%. Содержание асфальтенов колеблется от 0,9 до 3,4%.

В 1972 году составлена технологическая схема разработки III объекта (IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600.

В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежей V, VI, VIII горизонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей.

Месторождение находится в поздней стадии разработки. Для увеличения добычи нефти применяются различные технологии, например ГРП, различные СКО и ЭКВ и т.д. Геологические запасы нефти составляют 345 млн тонн, остаточные запасы нефти составляют 68 млн тонн.

В данной курсовой работе подробно представлены геолого-геофизические характеристики данного газонефтяного месторождения. Представлена его стратиграфия, и морфология залежей. Так же расписаны стадийность геологоразведочных работ и основные методы подсчета запасов.



1. Геологическое строение месторождения

1.1 Общие сведения по месторождению

Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай (1км), районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.

В орфографическом отношении район представляет собой слабое безхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.

Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до 140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.

Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году. Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.

1.2 Стратиграфия

Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая.

Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толица осадочных пород от верхнетриасового дочетвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского , байосского и батского ярусов.

В разделе ааленского яруса выделены ХIIIи XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.

В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.

В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.

Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.

Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V (б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5, 6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3, 4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и XIII горизонтах. месторождение нефтегазовый стратиграфия

Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения их залежей по площади, обоснование ВНК и ГНК подробно освещены в отчете КазНИПИ нефть за 1980 год "Уточнение строения и емкостно-фильтрационных свойств залежей Н и Г месторождения Жетыбай".



1.3 Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.

В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры.

В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений.

Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонта Vб в районе западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий , средний.

Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические нарушения.

По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными

Изучение, геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех малоамплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.

Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.

1.4 Коллекторские свойства

Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторов продуктивных горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываются методика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.

Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним. Самое высокое среднее значение открытой пористости определенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.

Проницаемость изменяется от 0,001 мкмІ до несколько десятых долей мкмІ. В среднем значение параметра для большинства горизонтов не превышает 0,1 мкмІ изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкмІ, для газовых - 0,001 мкмІ.

Остаточная нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину.

1.4.1 Толщина горизонтов

В результате комплексной интерпретации данных промыслово-геофизических исследований проведено детальное расчленение продуктивного разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическая привязка, выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин пластов.

1.4.2 Показатели неоднородности пластов.

Для характеристики геолого-физических свойств пласта и количественной оценки геологической неоднородности распространены коэффициенты песчанитости, расчлененности и распространения пластов. В таблице 5 приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтов составляет 30-36% и подтверждают, что по песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX и X горизонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %. Наиболее расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по степени изменчивости расчлененности более однородными являются коллекторы III и IV горизонтов (W=26-30%). По Степени выдержанности пласты-коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.

Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII, IX, X, XI горизонтов.

1.5 Структурная карта с контурами нефтеносности, газоносности, расположения скважин

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом, фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными, так как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.

В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений.

Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонта Viб в районе западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний.

Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические нарушения.

По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК, то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными.

Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5.

Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толица осадочных пород от верхнетриасового до четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского, байосского и батского ярусов.

В разделе ааленского яруса выделены ХIII и XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.

В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.

В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.

Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.

Газовые залежи в I горизонте, нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V (б1+б2, в1+в2+в3),VI (б2+б3), VII (1-6,8+9), VIII (а4), IX (3,4), X, XI (5, 6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II (б1+б2), III (1+2, 3, 4+5,6),V (а),VI (а1+а2, б1), VIII (а1, а2+а3, б1, б2+б3), IX (1+2), XI (1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.

V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров. Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов, объединенные в три пачки А, Б, В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми разделами. ВЫ пачке А выделен один пласт "а", к которому приурочена нефтегазовая залежь.

В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке приурочена самостоятельная нефтяная залежь.

В пачке В выделено четыре пласта, причем верхние два пласта "в1" и "в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34. К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".

Сообщаемость пластов "в2" и "в3" крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3" фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту "в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4" выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны: 15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км, 10,8х1,8км.

Горизонт V раньше подразделялся на четыре подгоризонта Vа, Vб, Vв, Vг. Общая его мощность 65-75 метров.

1. Подгоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле структуры. Литологически он представлен преимущественно монолитными песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью 1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2 или 3 песчаных пласта Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до 16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собой монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и составляет в среднем 9,5 м.

К горизонту приурочена пластовая, сводовая, нефтегазовая залежь подпираемая краевой водой.

Первоначальное положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750 метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м) залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.

Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.

Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом. Подгоризонт Vа отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб выдержанным по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность которого равна 12,5 м.

2. Подгоризонт Vб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой. По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены три зоны с различным положением ВНК.

I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.

II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м. Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то есть это с 1770 до 1780.

Этаж нефтеносности с запада на восток изменяется от 41 до 51 м, в пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.

Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляют соответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность в нефтяной зоне изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до 14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеносной зонах составляют 85,1% и 14,9%.

Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонта Vв глинистым разделом, мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.

3. Подгоризонт Vв, в нем отмечаются три глинистых прослоя. Общая мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта составляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.

На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначально ВНК был принят на абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносности составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контура нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длину 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной, нефтяной, газо-нефтеносной и водонефтеносной составляют соответственно 25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.

Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми разделами мощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.

4. Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на абсолютной отметке 1780м. Этаж нефтеносности нефтяной залежи подгоризонта составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет длину 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.

Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIа глинистым разделом мощность. 0-21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.



Рис.1 Месторождение Жетыбай

Структурные карты по кровле продуктивных горизонтов: А-Ю-I; Б-YIII; В-Ю-ХII; Г-геологический разрез по линии 1-1: Д-разрез продуктивной части отложении. Контуры: 1-газоносности; 2-нефтеносности



2. Стадии геолого-разведочных работ

2.1 Текущее состояние разработки месторождения

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 году. Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка месторождения, является "Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай", составленный КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в 1984 году. В 1989 году с учетом сложившегося состояния разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005гг, которые были утверждены ЦКР МНП.

В 1992 году по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин институтом КазНИПИнефть были выполнены работы по изучению и уточнению геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим исследованиям уточненные величины начальных балансовых запасов нефти составили 333,15 млн.т, что на 33,4 млн.т (9%)меньше принятых в проекте. В настоящее время наряду с принятыми в проекте, при анализе состояния разработки и бурения новых скважин были использованы уточненные запасы нефти и другие геологические параметры, приведенные в указанной работе.

2.2 Классификация стадий геологоразведочных работ

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ -- это опти-мальная, отраженная в планировании и на практике последовательность геологического изучения недр какого-либо региона от начала его освоения до обнаружения местоскоплений и решения вопроса об экономической целесообразности передачи их в разработку.

Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии позволяет устанавливать наиболее рациональную последовательность проведения различных видов и методов исследований, которые обеспечивают решение конечной задачи поисково-разведочных работ -- подсчет запасов нефти и газа местоскопления и составление проекта разработки его залежей. Стадийность позволяет также определять эффективность работ на различных этапах и стадиях геологоразведочного процесса и контролировать условия смены одних исследований другими или их полного прекращения.

Обнаружение, разведка и подготовка к разработке скоплений нефти и газа занимают значительный период времени, в течение которого про¬водятся различные работы. Геологоразведочный процесс начинается с изучения общей геологической характеристики крупных территорий. На следующем этапе выбираются районы с благоприятными для образования и сохранения залежей нефти и газа геологическими условиями, в которых проводится поиск ловушек различного рода. После установления ловушек и получения промышленных притоков нефти и газа начинается разведка.

Цель геологоразведочного процесса -- открыть местоскопление нефти и газа, количественно и качественно оценить его запасы подготовить их к разработке. При проведении геологоразведочных работ на отдельных этапах и стадиях применяются различные методы исследований (геологические, геофизические, геохимические, гидрогеологические, геотермические, аэрокосмические методы, буровые работы) и обработки полученной информации. Процесс поисков и разведки постоянно меняется по качеству вследствие применения новых методов и повышения точности исследований (например, в последнее время расширяются масштабы применения математических методов и ЭВМ, космических съемок и др.).

Геологоразведочные работы на нефть и газ требуют огромных средств, исчисляемых миллиардами тенге ежегодно. Так, на поиски и разведку нефти и газа приходится более 50 % затрат на поиски всех полезных ископаемых в стране. Отсюда очевидно важнейшее народнохозяйственное значение проблемы всемерного повышения эффективности и качества проведения исследований во всех звеньях геологоразведочного процесса.

Согласно Положению об этапах и стадиях геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости от стоящих перед ними задач и состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на региональный, поисковый и разведочный этапы с выделением в них стадий. Каждый этап или стадия преследуют определенные цели и предусматривают решение ряда задач (таблица 1).

На всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса на нефть и газ определяется геолого-экономическая оценка проводимых работ на основе оценки ресурсов и подсчета запасов нефти и газа.

Различают ресурсы и запасы нефти и газа. Факт установления продуктивности отложений испытанием скважин служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.

Запасы нефти и газа по степени изученности подразделяются на раз-веданные -- категории А, В и С1 и предварительно оцененные -- категория С2 Ресурсы нефти и газа по степени изученности и обоснованности подразделяются на перспективные -- категория Сз и прогнозные -- категории и Д2.

Под прогнозной оценкой ресурсов нефти и газа понимается коли-чественная оценка перспектив нефтегазоносности литолого-стратиграфи- ческих комплексов или отдельных горизонтов, которая проводится на основе анализа общих геологических критериев нефтегазоносности, т.е. качественной оценки перспектив. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа осуществляется для крупных территорий, небольших их частей и локальных площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Прогнозные ресурсы нефти и газа в литолого-стратиграфических комплексах крупного тектонического элемента с доказанной промыш-ленностью нефтегазоносностью относят к категории Д1. В категорию выделяют прогнозные ресурсы нефти и газа в литолого-стратиграфических комплексах крупных региональных структур с еще не доказанной промышленной нефтегазоносностью. Нефтегазоносность этих комплексов установлена на сходных по геологическому строению крупных тектонических структурах.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д определяется на основе результатов региональных работ и по аналогии с разведанными залежами в тех же комплексах в пределах оцениваемой крупной региональной структуры, а категории Д2 -- по предположительно взятым параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с крупными региональными структурами, в которых залежи уже разведаны. Для оценки прогнозных ресурсов применяются методы сравнительного геологического анализа, объемно-генетический и др.

Ресурсы нефти и газа подготовленных к глубокому бурению площадей подсчитываются по категории С3, если эти площади находятся в пределах нефтегазоносного района (в одной структурно-фациальной зоне с выявленными залежами) и оконтурены достаточно надежными для данного района методами.

В эту же категорию выделяют ресурсы не вскрытых бурением пластов разведанных местоскоплений, если продуктивность их установлена на других местоскоплениях района. Оценка ресурсов по категории С3 используется для планирования прироста запасов категорий С1 и С2.

К категории С2 относятся запасы залежи (ее части), наличие которых в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных местоскоплений обосновано данными геологических и геофизических исследований.

Результаты подсчета запасов по категории С2 используются для определения перспектив местоскопления, частично для проектирования его разработки и планирования геологоразведочных работ.

Запасы залежи (ее части), установленные на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геоло-гических и геофизических исследований в неопробованных скважинах, относят к категории. Запасы категории C1 подсчитывают по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения. Они могут быть подсчитаны для участка около первой поисковой скважины с промышленным притоком из выявленной ею залежи (в радиусе, равном удвоенному расстоянию между добывающими скважинами сеток, применяемых на сходных по строению залежах района), для разведанной части залежи и полностью разведанной залежи. По результатам подсчета запасов категории С( составляются технологические схемы разработки (для нефтяных залежей) и проекты опытно-промышленной эксплуатации (для газовых).

Перспективные ресурсы, а также запасы категорий С2 и C1 подсчитываются объемным методом, который учитывает площадь нефтегазоносности предполагаемого или выявленного продуктивного горизонта, его мощность, пористость слагающих его пород, степень насыщенности его углеводородами.

Объем УВ, определенный для пластовых условий, пересчитывается для нормальных условий.

Важно отметить, что по одной и той же выявленной залежи произво¬дят подсчет запасов по различным категориям, так как различные ее части (блоки) в процессе разведки могут быть освещены бурением в различной степени, т.е. изучены неодинаково. Степень изученности залежи учитывается не только в классификации запасов, она позволяет также решить вопрос о передаче обнаруженного скопления (залежи, местоскопления) в разработку.



2.3 Стадия геологоразведочных работ месторождения Жетыбай

Из выделенных на месторождении II объектов эксплуатации в промышленной разработке по запроектированной технологии находятся семь объектов - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.

По состоянию на 1.1.96 год из месторождения отобрано 55,146 млн.т. нефти и 93,937 млн.т. жидкости. Текущая обводненность - 58,2%. Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая нефтеотдача -15,1% , закачано в пласт воды - 139,7 млн.м3.

Динамика отборов по месторождению характеризуется двумя периодами роста и падения добычи. Первый период охватывает 1970-1984гг и второй 1984-1995гг. Первый период характеризуется достижение максимального уровня годовой добычи нефти 3,8 млн.т., который поддерживается два года (1972 и 1973) с последующей стабилизацией на уровне 3,4-3,5 млн.т. в течение 3 лет.

Анализ показывает, что характер изменения добычи нефти по месторождению в целом за 1 период обусловлен разбуриванием, активной эксплуатацией и последующим истощением, базового и наиболее продуктивного XII горизонта по которому в 1972-1977 гг обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976гг на месторождении связана с вводом в разработку XIII и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей V, VIII, XI горизонтов, что однако не компенсировало дальнейшее снижение добычи по XII горизонту. Начиная с 1977 года добыча нефти на месторождении неуклонно снижается с 3.09 до 1,207 млн.т. в1984 году.

Аналогичные тенденции отмечаются и в динамике добычи жидкости. Однако проявляются они в значительно меньшей степени, стабильный уровень "выдерживается" дольше (6 лет - 1973-1978 года) и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

Второй период разработки месторождения связан с реализацией проектных решений (1984 год) по дальнейшему разбуриванию и обустройству месторождения и характеризуется ростом добычи нефти, достижением в 1989 году максимального уровня 1,799 млн.т. и стабилизации отборов нефти на уровне 1,717-1,799 млн.т. в течении трех лет (1988-1990 годы) В этот период были введены в разработку Vаб, Vв+VI, IX горизонты и дальнейшее разбуривание VIII,X ,XII горизонтов , планомерное обустройство скважин и другие мероприятия по активной эксплуатации месторождения . В результате в первые пять лет после проектного периода (1985-1989гг) проектные показатели месторождения были выполнены с некоторым превышением.

В дальнейшем начиная с 1991 года по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти с ежегодным темпом падения13-21%. Снижается также и отбор жидкости, причем настолько, насколько и нефть - в 2,7 раза за 1991-1995 годы при практически неизменной обводненности 55-58%, смотрите таблицу II.6.

Указанным выше периодам соответствует и динамика бурения скважин. Как отмечено выше, месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980 годы при темпах бурения 55-80 скв/год были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Во второй половине - 1986-1990 годы темп бурения достигает 117 скв/год, в 1988 и начиная с 1990 года, снижается до38-8 скважин в 1994-1995 годы. Отметим, что одной из основных технологических причин снижения добычи нефти не месторождении является недобор необходимых объемов жидкости.

В последние годы особенно усиливается отрицательное влияние технической необеспеченности НГДУ , что отражается прежде всего на состоянии фонда скважин. Коэффициент использования добывающего фонда в 1995 году составил 0,65 при колебаниях по объектам 0,58(XII) - 0,79 (VI), нагнетательного- 0,71 (0.68-0.79). Коэффициент эксплуатации скважин добывающего фонда в 1995 году составил0,84 при колебаниях0,76 (X) - 0,78 (V), нагнетательного - 0,85 (0,84-0,95).

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980гг при темпах бурения 55-80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) - вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриванием XII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38-8 скважин в 1994-1995гг.

На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих - 1281 и нагнетательных - 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.

На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта- 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин - 654, нагнетательных - 230. Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 годниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации - 0,84 и 0,85.

Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов, использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фонда добывающих скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам колеблется в пределах26(VIII) - 82(XI)%.

Половина нагнетательного фонда месторождения-249 скважин переведены из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих. Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67) горизонтах.

Характеристика продуктивности скважин. Распределение фонда скважин по дебитам в динамике за 1990-1996гг в целом по месторождению представлено в таблице 2.3., где приводятся также средние величины дебитов по действующему фонду скважин. Кроме того в таблице 2.4 и 2.5 приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения на 1.1.96 год.

Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин -довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из низ 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки.

Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает, что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность. В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда ( его доли в общем фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многих лет стало типичным для месторождения.



3. Подсчет запасов по категориям

3.1 Методы подсчета запасов нефти и газа

Подсчет запасов нефтяных и газовых месторождений -- важнейшая задача, на основе которой планируют добычу нефти и газа, объем и направление обустройства промыслов и нефтепроводов, а также строи-тельство вспомогательных объектов.

На основе всесторонней изученности месторождений и залежей, пригодности и подготовленности их для промышленного освоения устанавливают принципы подсчета и учета запасов нефти и газа. При подсчете основных продуктов добычи (нефть, газ, конденсат) обязательному учету подлежат сопутствующие ему компоненты (гелий, сероводород).

Запасы нефти и газа подсчитывают по каждой залежи отдельно и по месторождению в целом при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С). Качество нефти, газа и конденсата оценивают в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки нефти.

3.2 Методы подсчета запасов нефти

Выбор методов подсчета запасов зависит от качества и количества подсчетных параметров, степени изученности месторождения, режима работы залежи, объекта подсчета (нефть, газ, конденсат). На практике используют методы объемный, статистический и материального баланса.

Объемный метод. Объемный метод применим на различных стадиях разведанности месторождения и при всех режимах работы залежи. Он основан на определении объема пустотного пространства пород- коллекторов, насыщенных нефтью (газом).

Для подсчета запасов объемным методом необходимо обоснование параметров нефтяного пласта. Особое внимание уделяется оценке емкости пласта-коллектора, средней пористости, эффективной толщины, нефтеводонасыщенности, положения ВНК (ГНК, ГВК) и кондиционных границ коллекторов (т. е. границ пористости и проницаемости, при которых коллектор отдает нефть в промышленных масштабах).

По величине пористости песчано-глинистые коллекторы подразделяются на высокоемкие, средней емкости и низкоемкие. В этих группах иногда производятся еще более дробные разделения. Заранее обусловленных величин граничных значений коэффициентов пористости в общем случае нет. Однако в настоящее время их устанавливают по зависимости пористости от проницаемости для принятых граничных величин газопроницаемости.

В карбонатных породах тип коллектора определяют по соотношению различных видов пустотности в общем объеме пустотного пространства. По соотношению типов пустотности выделяют поровый, каверновый, трещинный и смешанный типы коллекторов: трещинно-поровый, порово- каверновый, трещинно-каверново-поровый и т. п.

В связи с определением общих запасов нефти и газа в залежи, выделением из их числа балансовых и извлекаемых запасов, применением при разработке различных методов активного воздействия на пласт при оценке пустотности продуктивных пород важно выполнить ряд требований:

а) обеспечить достаточную точность определений как для исследуемой залежи в целом, так и для отдельных ее частей;

б)дать количественные характеристики коэффициентов как абсолютной, так и открытой и вторичной пустотностей, причем последнюю необходимо разделить на каверновую и трещинную.

Существует несколько способов определения расчетной величины коэффициента пустотности продуктивного пласта, взятого в целом. Выбор того или иного способа зависит прежде всего от объема информации и диктуется необходимостью применения такого метода обработки фактических данных, который позволяет свести расхождение получаемой оценки среднего коэффициента пустотности с истинным значением этого параметра к минимуму.

Средний коэффициент пустотности продуктивной толщи можно рассчитать как среднее арифметическое из единичных определений по всем скважинам. Этот способ дает неплохие результаты лишь в тех случаях, когда значения коэффициента пустотности относительно мало меняются как по разрезу каждой отдельной скважины, так и от скважины к скважине, т. е. только в однородных литологически выдержанных коллекторах.

Расчетную величину коэффициента пустотности также можно определить взвешиванием средних арифметических величин в отдельных скважинах по площади залежи. Второй способ почти не отличается от предыдущего. Однако расчетное значение получается более точным, так как средние арифметические по отдельным скважинам взвешиваются по площади. Оба указанных способа дают более точные результаты, если количества малых и больших значений пустотности по отдельным скважинам близки друг другу.

В случае значительного изменения по площади эффективной толщины и пустотности расчетный коэффициент пустотности необходимо определять как среднюю взвешенную по объему. При небольшом изменении эффективной толщины по площади средняя взвешенная по площади расчетная величина коэффициента пустотности незначительно отличается от таковой по объему.

При определении кондиционных значений пустотности и проницаемости используют данные о продуктивности пород-коллекторов.

Продуктивность определяется удельным коэффициентом продуктивности.

q=Q/(H?p) (3.1)

где Q -- суточная добыча скважины, т/сут;

H -- эффективная мощность пласта, м.

Величины коэффициентов открытой пустотности kп и проницаемости kпр устанавливают по результатам лабораторных исследований керна. Далее строят графики зависимости между проницаемостью и удельным коэффициентом продуктивности отдельных скважин (рисунок 1).

На основании данных о пределах величины удельного коэффици¬ента продуктивности, при которых эксплуатация будет экономически рентабельной, например, 0,15 (т/сут)/(МПа-1*м), по графику опреде¬ляют соответствующую величину проницаемости -- около 20*10-15 м2.

По тем же скважинам строят графики зависимости между открытой пустотностью и проницаемостью и для найденной величины проницаемости (20*10-15*м2) определяют кондиционное значение открытой пустотности (16%).

Таким образом, используют парную зависимость между отдельными свойствами, характеризующими породу. Поскольку эти связи не функциональные, то при установлении кондиций пользуются средней кривой.

Большое значение при подсчете запасов нефти и газа имеет опре¬деление эффективной толщины пластов-коллекторов, под которой понимается расстояние, отсчитанное по прямой от кровли пласта до его подошвы за вычетом суммы толщин заключенных в нем пропластков-неколлекторов.

Толщины коллекторов определяют по геофизическим данным, а также по результатам исследования образцов керна, взятых по всему продуктивному разрезу. При изучении образцов керна находят значения пустотности, проницаемости и водонасыщенности последних. По результатам исследований строят диаграммы изменения свойств по разрезу скважин. Полученные диаграммы показывают характер изменения перечисленных показателей по толщине пласта. На основании этих данных выделяют нефтегазосодержащие породы, устанавливают положение границ продуктивных пластов и вычисляют их толщины.

а) зависимость между проницаемостью (kпр) и удельным коэффициентом продуктивности (q), б) Зависимость между пустотностью (kп) и проницаемостью (kпр).

Рисунок 4 - Графики зависимости между проницаемостью и удельным коэффициентом продуктивности отдельных скважин.

При подсчете запасов нефти и газа объемным методом обычно используют среднюю величину эффективной толщины, которая складывается из совокупности определений мощности по отдельным скважинам в пределах залежи. При этом обычно среднюю величину нефтенасыщенной толщины можно определить либо как среднюю арифметическую, либо как среднюю взвешенную по площади.

Нефтеводонасыщенность продуктивных пластов -- также один из важнейших параметров. Наиболее эффективными методами при определении нефтеводонасыщенности являются геофизические. Средние значения величины нефтенасыщенности для терригенных пластов, определенные этими методами, лежат в пределах 0,7-0,9. Наиболее часты значения 0,80-0,85.

Результаты оценки запасов нефти и газа в значительной степени зависят от того, как определена площадь нефтегазоносности, которую устанавливают на основе детального изучения тектонического строения продуктивного горизонта, характера распространения коллекторов по площади и разрезу и последующего обобщения этих данных с целью оконтуривания залежи.

Контуры нефтеносности в различных типах залежей неодинаковы. В пластовых залежах имеются внешний и внутренний контуры нефтегазносности. В массивных залежах наблюдается один контур -- внешний.

Если залежь нефти или газа приурочена к литологически неоднородным коллекторам, то ее границы определяют положение контуров нефтегазоносности, тектонических экранов и границ литологического замещения коллекторов неколлекторами. Поэтому при определении площади нефтегазоносности необходимо установить линии литолого- фациального замещения. Для определения положения границ фациального замещения коллекторов неколлекторами неоднородные песчаноглинистые отложения рассматриваются как ряд фаций, каждый член которого постепенно переходит в соседний в связи с изменением физико- географических условий. Положение границ фациального замещения устанавливается путем линейной интерполяции тех параметров, которые позволяют разделить породы на коллекторы и неколлекторы. На практике разделение пород на эти две группы проводится по величине нижних пределов значений соответствующих физических параметров пород. При этом нижние пределы остаточной водонасыщенности, пустотности, проницаемости имеют такие величины, ниже которых нахождение или извлечение нефти маловероятно.

При установлении нижних пределов значений свойств продуктивных пластов различные авторы выделяют три нижних предела проницаемости: 1)отвечающий значению нефтенасыщенности, дальнейшее

снижение которого делает извлечение нефти практически невозможным при любой системе разработки; 2) основанный на учете фазовых проницаемостей в системе коллектор -- нефть -- вода; 3) учитывающий конкретные условия разработки залежей и ограничения, порождаемые неоднородностью залежей как геологических тел.

Оконтуривание нефтегазоносной площади проводится по тому или иному параметру пласта, граничное значение которого устанавливается в соответствии с каким-либо из описанных выше подходов к выбору нижних пределов свойств продуктивных пластов. Если оконтуривание осуществляется, например, по коэффициенту пустотности, то между скважинами проводится интерполяция значений пустотности, и границы фациального замещения проводятся там, где величина коэффициента пустотности становится равной нижнему пределу, установленному для данной залежи. Проще всего задача решается с помощью карт пористости в изолиниях, например, для одной из залежей нефти, приуроченной к песчано-глинистым отложениям.

1 -- изолинии равной пористости; 2 -- граница фациального замещения; 3 -- внешний контур нефтеносности;3 -- зона отсутствия коллекторов

Рисунок 5 - Определение положения границы фациального замещения

Нижний предел коэффициента пористости для этой залежи равен 14 %, и граница между коллекторами и неколлекторами проводится по изолинии 14 %. Площадь залежи определяется положением линий фациального замещения и контуром нефтеносности.

Величина нижнего предела не является каким-то абсолютно точным числом, а распределена в некотором диапазоне. Принимаемое значение нижнего предела того или иного параметра по отношению к этому распределению является точечной и приближенной оценкой. Поэтому установленную границу по величине одного параметра следует уточнить по величинам нижних пределов других параметров (проницаемости, гли-нистости). Окончательное положение границ фациального замещения определяют на основании анализа установленных линий фациального замещения по отдельным параметрам.

Так, при подсчете «абсолютных» запасов нефти в нефтенасыщенную толщину пласта предлагается включать толщины пропластков пористостью выше 5 %, проницаемостью выше 0,2 мкм2 и водонасыщенностью до 100 % до критической величины. При этом отмечается, что указанные породы будут участвовать в разработке при режиме растворенного газа. Если разработка залежи будет проводиться с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт, то, согласно кривым фазовой проницаемости, породы пористостью от 5 до 9 % и проницаемостью от 0,2 до 1 мкм2 участвовать в разработке не будут. В связи с этим при подсчете промышленных запасов нефти предлагается использовать второй нижний предел со следующими значениями параметров: пористость 9 %, проницаемость 1 мкм2, критическая водонасыщенность 55 %.

При подсчете запасов объемным методом пользуются формулой:

Q=Fhkпkнсиз (3.2)

где Q -- извлекаемые запасы нефти, т; F -- площадь нефтеносности, м2; h -- эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; kn -- коэффициент открытой пустотности (пористости), доли единицы; kн -- коэффициент нефтегазонасыщенности пласта, доли единицы; с-- плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3; и -- объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной нефти занимает в пластовых условиях;з-- коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

Коэффициенты пустотности kп нефтенасыщенности kн, а также плотность р и объемный коэффициент 0 получают по лабораторным данным, a kп и kн дополнительно по промыслово-геофизическим мате¬риалам.

Площадь F находят по картам (литологическим и мощности нефтенасыщенных пород), эффективную мощность нефтенасыщенной части h -- в основном по данным комплекса геофизических исследований скважин с привлечением кернового материала и результатов опробования скважин. По этим же данным определяют положение ВНК, кондиционные значения пустотности и проницаемости.

В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти. Однако на по¬верхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить извлекаемые запасы, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти з, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.

Метод материального баланса. Подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи. Количество нефти, содержащейся в залежи, можно определить путем изучения изменений физических свойств нефти в зависимости от снижения пластового давления в процессе разработки залежи. Добыча нефти, попутного газа и воды из залежи вызывает непрерывное перераспределение этих флюидов вследствие снижения пластового давления. При этом баланс между количеством углеводородов, содержащихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов, добытых и еще оставшихся в недрах, не нарушается.

...