Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ на примере ОАО "Лукойл"

Ввиду отсутствия керна коэффициент вытеснения был определен расчетным способом. Для проницаемости К=0.292 мкм² и вязкости нефти м=4.11 мПа*с коэффициент вытеснения составил Квт=0.620.

Турнейские отложения

Для 2 образцов турнейских отложений показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.22 - 0.37 и в среднем равен 0.30. Таким образом, продуктивные турнейские отложения по смачиваемости относятся к классу преимущественно гидрофобных.

Ввиду отсутствия керна коэффициент вытеснения был определен расчетным способом. Для проницаемости К=0.032 мкм² и вязкости нефти м=7.49 мПа*с коэффициент вытеснения составил Квт=0.577 .

2.2.1 Результаты опробования и исследования скважин

Для анализа энергетического состояния залежей и коллекторских свойств пласта использовались данные гидродинамических исследований разведочных скважин, проведенных и интерпретированных лабораториями промысловых исследований ОАО "ПермНИПИнефть" и КамНИИКИГС.

В фонтанных скважинах исследования проводились по методу установившихся отборов со снятием кривой восстановления давления, в нефонтанных скважинах - по методу прослеживания кривой притока.

Значения гидропроводности для удаленной зоны пласта, полученные при обработке КВД, приняты для построения карт гидропроводности пластов Бб₂ - для всей залежи и Т - для изученной части залежи. При помощи карт получены средневзвешенные значения гидропроводности. После этого рассчитывалась средняя проницаемость вышеуказанных пластов по известной формуле, в знаменатель которой введен коэффициент вскрытости пластов (отношение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, вскрытой перфорацией, к общей эффективной нефтенасыщенной толщине), с использованием средних значений динамической вязкости нефти и средневзвешенных эффективных нефтенасыщенных толщин тех частей залежей, для которых построены карты гидропроводности. В пластах Тл_2-а и Мл средние значения гидропроводности и проницаемости получены путем определения среднеарифметических величин для зоны дренажа исследованных скважин.

Пласт Тл_2-а

Гидродинамические исследования в колонне проводились в скв. 535 и 548, а также в процессе бурения в скв. 507, 532 и 533 пласт опробован пластоиспытателем.

Начальное пластовое давление на глубине ВНК, определенное как среднеарифметическое по прямым замерам в скв. 535 и 548, принято равным 16,26 МПа , что превышает среднее гидростатическое на 0,88 МПа. В процессе исследований в скв. 548 после отбора 30 т нефти произошло снижение пластового давления на 0,3 МПа (коэффициент истощения пластовой энергии равен 0,01 МПа/т). При дальнейшем отборе 97 т нефти снижения не зафиксировано. В скв. 535 снижения пластового давления не отмечено. Пластовые давления, полученные при испытании пласта ИПТ, имеют меньшие значения, чем в колонне: скв. 507 - 15,4 МПа, скв. 532 - 15,8 МПа, скв. 533 - 15,9 МПа, однако они подтверждают превышение пластового давления над гидростатическим. Замеры пластовой температуры, произведенные в скв. 535 и 548, равны 27°С, что позволяет принять это величину за начальную.

Скв. 535 и 548 исследовались методами установившихся отборов (на трех режимах каждая) и восстановления давления. Забойное давление при фонтанировании скважин максимально было снижено до 12,3 МПа в скв. 535 и до 11,6 МПа - в скв. 548. Это выше давления насыщения нефти газом (8,27 МПа) на 43-48 %. Обе индикаторные диаграммы представлены прямыми линиями , что говорит о линейном характере фильтрации жидкости в пласте. Параметры удаленной зоны пласта (УЗП), рассчитанные по КВД, показывают на улучшенные фильтрационные свойства коллектора в районе скв. 535. В скв. 535 вскрыт верхний пропласток толщиной 2 м, а в скв. 548 - два верхних (2,4 м), поэтому полученные параметры получены только для верхней части пласта.

Наименование	СКВ.535	СКВ.548
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	4,2		6,8
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	6,5	18,7	9,4	13,4
проницаемость, мкм2	0,181	0,520	0,226	0,321

На фильтрацию жидкости в районе скв. 548, вероятно, оказывает влияние (до 40 м от скважины) трещиноватость коллектора, определенная по КВД. Параметры поровой части коллектора имеют почти на порядок меньшие значения: гидропроводность - 3,6 мкм²-см/мПа-с, проницаемость - 0,087 мкм².

Несмотря на проведенную соляно-кислотную обработку (СКО), в скв. 535 наблюдается высокая степень закупорки призабойной зоны пласта (П₃=2,87). Не получено ожидаемого эффекта от СКО и в скв. 548, однако здесь коэффициент закупорки имеет в два раза меньшее значение - 1,42.

Газовые факторы, замеренные в скв. 535 (41,9-44,8 м³/т), соответствуют начальной газонасыщенности нефти (43,7 м³/т), а в скв. 548 -несколько ниже - 35,4-41,1 м³/т.

Средние величины для зоны дренажа этих скважин (в пределах верхних нефтенасыщенных пропластков) равны: гидропроводность -16,1 мкм²*см/мПа*с, проницаемость - 0,421 мкм². При этом надо учитывать, что если соотношение трещинно-порового и порового коллектора будет в пользу последнего, то можно ожидать ухудшения фильтрационных свойств коллектора.

Пласт Тл_2-б

Гидродинамические исследования пласта проводились в скв. 535 через колонну. Испытания пласта в процессе бурения не проводились.

За начальное пластовое давление залежи принято пластовое давление, полученное в скв. 535 прямым замером. Его значение равно 16,26 МПа на глубине ВНК, что на 0,3 МПа превышает гидростатическое. Пластовая температура равна замеренной в скважине - 27°С.

Скважина была исследована в марте и мае 1995 г. методом установившихся отборов (на одном режиме фонтанирования каждый раз) с последующим снятием кривой восстановления давления. Забойное давление было снижено до 13,1 и 13,8 МПа соответственно, что примерно в два раза выше давления насыщения (6,55 МПа). В процессе отбора нефти между исследованиями произошло снижение коэффициента продуктивности с 1,48 до 1,06 т/сут*МПа. Это, вероятнее всего, связано с трещиноватостыо коллектора. На ее наличие указывает то, что за пределами зоны в радиусе 29 м от скважины выявлен пласт с улучшенными фильтрационными свойствами: гидропроводность - 5,65 мкм²*см/мПа*с, проницаемость - 0,220 мкм², что почти в 10 раз превышает значения, определенные для УЗП внутри этой зоны (см. ниже).

Наименование	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	1,48	-
гидропроводность, мкм2 *см/мПа*с	2,3	0,65
проницаемость, мкм2	0,090	0,025

При освоении скважины была проведена соляно-кислотная обработка (СКО) призабойной зоны пласта. Поскольку до обработки исследований не проводилось, улучшенное состояние ПЗП (коэффициент закупорки равен 0,28) можно в равной степени отнести как на счет СКО, так и на счет хороших коллекторских свойств.

Газовый фактор (41,6-41,7 м³/т), замеренный в ходе исследований, примерно равен начальной газонасыщенности нефти (39,2 м³/т), определенной по результатам обработки глубинных проб.

Для пласта в среднем приняты фильтрационные параметры, определенные по КВД, снятой в скв. 535 , но следует учитывать также и возможное проявление трещиноватости, которая улучшает коллекторские свойства пласта.

Пласт Бб₁

Гидродинамические исследования пласта проводились в скв. 548 через колонну. В процессе бурения пласт не опробовался.

Начальное пластовое давление в залежи принято равным замеренному в скважине - 16,1 МПа (табл. 3.1), что выше гидростатического на 0,5 МПа. Пластовая температура в скважине равна 29,5°С.

Скважина исследовалась методами установившихся отборов на двух режимах фонтанирования и восстановления давления. Забойное давление максимально было снижено до 14,8 МПа, что на 83 % выше давления насыщения (8,1 МПа). Характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта является линейным, что видно по прямолинейному виду ИД.

При исследовании скважины отмечено обводнение продукции пластовой водой, увеличивающееся с 2,7 до 5,2 % при увеличении депрессии, несмотря на то, что расстояние от нижних дыр перфорации до ВНК составляет 5,1 м. Источник поступления воды выявить не удалось.

Поскольку из 5,2 м общей эффективной нефтенасыщенной толщины в скважине вскрыт верхний пропласток толщиной 1,2 м, то коллекторские свойства определены только для него (см. ниже).

Наименование	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	13,5
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	21,6	10,7
проницаемость, мкм2	1,047	0,519

Обработка призабойной зоны пласта не проводилась, однако скин-эффект имеет отрицательное значение (коэффициент закупорки ПЗП равен 0,5), что, вероятно, говорит о качественном вскрытии пласта и его хороших коллекторских свойствах.

Газовый фактор (57-58,5 м³/т), замеренный при исследованиях, оказался в 1,5 раза выше начальной газонасыщенности нефти (38,6 м³/т), определенной по глубинным пробам нефти. Возможно, что одно из значений неверно, поэтому для выяснения этого обстоятельства необходимо провести повторные замеры газового фактора и отбор глубинных проб.

Для расчетов приняты параметры удаленной зоны пласта, полученные в скважине.

Пласт Бб₂

Гидродинамические исследования пласта проводились в скв. 507 и 548 через колонну. Опробование пласта пластоиспытателем не производилось.

Начальное пластовое давление залежи, равное 16,1 МПа на глубине ВНК, рассчитано как среднеарифметическое по результатам замеров в вышеуказанных скважинах. Оно выше гидростатического на 0,3 МПа. Значения пластовой температуры, замеренные в скв. 507 и 548, отличаются - 30°С и 27°С соответственно. Поскольку непереливающая скважина 548 исследовалась непродолжительное время, возможно, что температура жидкости на забое не достигла пластового значения и поэтому замер температуры в ней отбракован. Начальную температуру пласта принимаем равной 30°С.

В скв. 507 проведен полный комплекс исследований - метод установившихся отборов на трех режимах и снятие KBД. Прямолинейный вид ИД говорит о линейном характере фильтрации жидкости в ПЗП при снижении забойного давления до 14,1 МПа, что выше давления насыщения нефти (8,28 МПа). Газовый фактор (29,3-44,7 м³/т), замеренный при исследованиях, примерно равен начальной газонасыщенности (40,5 м³/т). По результатам обработки ИД и КВД получены нижеприведенные параметры.

Наименование	скв. 507	скв. 548
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	74,2		17,7
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	51,7	131,7	59,7	37,9
проницаемость, мкм2	0,796	0,691	0,714	0,453
коэффициент закупорки	0,87	0,64

В скв.548, в которой перфорирована верхняя часть нефтеводона-сыщенного пласта, снята кривая притока. При компрессировании получен приток нефти с пластовой водой (75 %). Обводнение скважины может объясняться образованием водяного конуса при отборе жидкости в процессе исследования, несмотря на превышение нижних дыр перфорации над ВНК на 3,2 м. Коллекторские свойства нефтенасыщенной части пласта показаны выше (в таблице).

В скв. 507 воздействие на пласт при ее освоении не проводилось, в отличие от скв. 548, где была проведена СКО (значения коэффициентов закупорки см. выше), однако призабойная зона пласта улучшена в обеих исследованных скважинах.

За начальные фильтрационные параметры нефтяной части пласта приняты следующие значения: средневзвешенная гидропроводность, рассчитанная по карте - 30,7 мкм²*см/мПа*с, средняя проницаемость, рассчитанная с учетом коэффициента вскрытости - 0,562 мкм².

Пласт Мл

Изучение энергетического и гидродинамического состояния залежи проводилось в скв. 535 и 548 при испытании их через колонну. Опробования пласта пластоиспытателем не проводились.

Начальное пластовое давление принято равным 16,7 МПа, что выше гидростатического на 0,7 МПа. Оно рассчитано как среднеарифметическое по значениям, замеренным в вышеуказанных скважинах, однако ввиду расхождения этих значений при вводе новых скважин следует уточнить этот параметр. В процессе исследований после отбора 57 тонн в скв. 535 и 59 тонн нефти в скв. 548 произошло снижение пластового давления на 0,17 и 0,16 МПа соответственно. Если принять средний отбор по скважине равным 58 т, то получим средний коэффициент истощения упругой энергии пласта - 0,0029 МПа/т. Факт снижения давления может указывать на слабую гидродинамическую связь нефтяной части пласта с законтурной областью. Это следует учитывать при проектировании.

Полученные значения пластовой температуры (27°С в скв. 535 и 28,5 °С в скв. 548) оказались ниже, чем в пласте Бб₁, что может быть связано с погрешностью измерений. Условно начальная пластовая температура принята равной 28,5°С, однако для уточнения информации потребуется произвести повторные замеры.

Скважины фонтанировали на трех режимах каждая. Забойное давление максимально было снижено до 12,6 МПа в скв. 535 и до 12,9 МПа - в скв. 548, что выше давления насыщения нефти, среднее значение которого равно 7,8 МПа. Прямолинейный характер индикаторных диаграмм показывает на линейную фильтрацию жидкости в пласте. Полученные при обработке ИД и КВД параметры пласта приведены ниже.

Наименование	скв. 535	скв. 548
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	3,0		5,5
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	4,2	8,0	8,8	13,5
проницаемость, мкм2	0,132	0,253	0,214	0,330
коэффициент закупорки	1,92	1,53

При интерпретации КВД, снятой в скв. 535, отмечено, что вскрыт пористо-трещиноватый коллектор. Положительное влияние трещин на фильтрацию жидкости сказывается на расстоянии до 75 м от скважины. Фильтрационные свойства пористой части коллектора представлены следующими величинами: гидропроводность - 2,2 мкм²*см/мПа*с, проницаемость - 0,064 мкм².

Район скв. 548 отличается несколько улучшенными в сравнении со скв. 535 коллекторскими свойствами, однако обработка данных исследований показала, что пласт ограничен ухудшенными коллекторами с проницаемостью менее 0,050 мкм². Возможно, что в пласте происходит чередование пористо-трещинноватых и пористых коллекторов.

В исследованных скважинах наблюдается закупорка призабойной зоны (значения коэффициентов закупорки см. выше), скин-эффект имеет положительные значения. Воздействие на пласт при освоении скважин не проводилось.

Газовые факторы, замеренные в скв. 548 (42-46,8 м³/т), соответствуют начальной газонасыщенности нефти (44,4 м³/т), а в скв. 535 они несколько ниже - 34-37 м³/т, что, возможно, вызвано некачественными замерами.

Средняя гидропроводность для зоны дренажа скважин посчитана как среднеарифметическая величина и равна 10,8 мкм²*см/мПа*с, а затем вычислена средняя проницаемость - 0,292 мкм².

Пласт Т

Гидродинамические исследования пласта в колонне проводились в скв. 507 и 532, в процессе бурения скв. 533 пласт опробован пластоиспытателем.

Начальное пластовое давление определено по замерам, полученным в колонне и

испытателем пластов. Его среднеарифметическое значение равно 16,8 МПа, что превышает гидростатическое на 0,6 МПа. В процессе исследований скв. 532 после отбора первых 14 т нефти зафиксировано снижение пластового давления на 0,24 МПа (коэффициент истощения упругой энергии равен 0,018 МПа/т), однако в дальнейшем интенсивность снижения падает и пластовое давление стремится к гидростатическому. В скв. 507 снижение не отмечено. Начальное значение пластовой температуры, определено как среднеарифметическая величина по замерам, сделанным в скв. 507 и 532, и равно 29,5°С

Обе скважины были исследованы методом установившихся отборов: скв. 532 - на трех режимах, скв. 507 - на одном, а также были сняты КВД. Индикаторная диаграмма в скв. 532 выпукла к оси дебитов, что указывает на трещиноватость коллектора. Результаты обработки КВД также подтверждают это заключение. Забойное давление было снижено до 13,7 МПа, что выше давления насыщения нефти (6,2 МПа). Фильтрационные характеристики пласта, полученные в результате обработки данных исследований указанных выше скважин, приведены ниже. В скв. 532 в качестве параметров ПЗП взяты начальные, т.е. определенные по первому прямолинейному участку ИД. При снижении забойного давления до 12,7 МПа коэффициент продуктивности уменьшается до 2,6 т/сут*МПа.

Наименование	скв. 507	скв. 532
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	0,94		4,0
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	1,43	0,75	6,3	2,1
проницаемость, мкм2	0,067	0,035	0,072	0,031
коэффициент закупорки	0,52	0,33

В скважинах были произведены работы по улучшению состояния ПЗП, которые принесли положительный эффект, если судить по значениям коэффициентов закупорки (см. выше).

Слабая обводненность продукции отмечена в скв. 532 (следы воды), в скв. 507 доля воды составляет 0,5 %.

Газовые факторы, замеренные в скв. 532 (41,7-42,6 м³/т), примерно равны начальной газонасыщенности, определенной по глубинным пробам нефти, взятым в ней - 44,8 м³/т, а вот в скв. 507 газовый фактор оказался почти в три раза выше газонасыщенности - 67,4 и 25,2 м³/т соответственно. При этом оба этих значения отличаются от данных по скв. 532. Для определения причин расхождения этих величин требуются повторные измерения данных параметров.

Таким образом, для нефтенасыщенного коллектора определены следующие значения фильтрационных параметров: средневзвешенная гидропроводность по карте - 0,6 мкм²*см/мПа*с, средняя проницаемость (с учетом коэффициента вскрытости) - 0,032 мкм² .Так как скв. 532 вскрыла трещинный коллектор (коэффициент деформации пласта - 0,35 МПа^-1), то при снижении пластового давления в процессе ее эксплуатации может наблюдаться ухудшение продуктивных характеристик скважины и фильтрационных параметров пласта возле нее.

2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

2.3.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Отбор и исследование свойств и состава пластовых флюидов на Трифоновском месторождении проводили в период разведки месторождения в 1994-95 гг. Изучены свойства пластовой и поверхностной нефти из всех продуктивных пластов. Отсутствует лишь информация по температуре кристаллизации парафина в нефти из пластов Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₂, Мл, поэтому при проведении пробной эксплуатации необходимо отобрать пробы сепарированной нефти из этих залежей.

Физико-химическая характеристика нефти и газа по каждому пласту представлена ниже.

Пласт Тл_2-а

Из данного пласта в скв. 548 получено 5 глубинных проб, все качественные. Давление насыщения в них стабильно (8,1-8,4 МПа), газонасыщенная нефть легкая (плотность - 0,848 г/см³), маловязкая (5,77 мПа с). При однократном разгазировании пробы выделилось 46 м³/т газа, при дифференциальном - несколько меньше (43,7 м³/т), объемы нефти изменились, соответственно, в 1,102 и 1,087 раз. После потери газа нефть стала средней по плотности (0,880 и 0,875 г/см³, соответственно), вязкой (21,17 и 18,84 мм²/с, соответственно).

При снижении пластового давления до 0 установлены закономерности изменения параметров пластовой нефти от давления.

В составе нефти на долю светлых фракций приходится 39,5%, высокомолекулярных компонентов -- 22,5%, серы -- 0.66%, парафина -2,14% . По общепринятой классификации нефть такого состава относится к категории смолистых, сернистых, парафинистых, со средним выходом бензино-керосиновых фракций.

Как отмечено ранее, температуру насыщения нефти парафином не определяли, так как в КамНИИКИГС этот анализ не выполняют. Предположительно можно принять ее по аналогичной нефти пласта Тл из скв. 529 Жуковской площади. В пласте она равна 12°С, на поверхности - 15°С. Поэтому при разработке залежи для предотвращения парафиноотложения не следует снижать температуру ниже указанных величин. Для получения более точных данных нужно отобрать пробу поверхностной нефти.

Выделенный из нефти газ обоих методов дегазирования, несмотря на небольшие колебания в содержании отдельных компонентов, имеет единую классификацию: малометановый, среднеазотный, высокожирный, бессернистый.

Пласт Тл_2-б

Вниз по разрезу свойства пластовой нефти изменяются незначительно. По результатам исследования 8-ми представительных глубинных проб в скв.535 давление насыщения нефти газом несколько ниже (6,2- 6,7 МПа), чем в верхней залежи, остальные же свойства отличаются мало: газонасыщенность меньше лишь на 3 м³/т, остальные параметры разнятся еще меньше. Небольшие различия в свойствах пластовой нефти, по-видимому, не зависят от возраста вмещающих отложений, а обусловлены расположением скважин на структуре и близостью интервала отбора проб к ВНК, т.к. скв. 548 (пласт Тл_2-а) - купольная, а интервал перфорации находится в 10-ти метрах от ВНК, а скв. 535 (пласт Тл_2-б) - приконтурная, и проба взята в ней на границе с ВНК.

Для уточнения усредненных параметров пластовой нефти нужно отобрать пробы из купольной скв. 548.

При ступенчатой дегазации пластовой нефти установлены закономерности изменения ее свойств от давления.

В поверхностных условиях нефти обоих пластов по свойствам и составу также близки, отличие заключается лишь в содержании парафина и серы: нефть нижней залежи малопарафинистая (1,16%), но содержит почти вдвое больше серы (1,79%).

Нефтяной газ однократного и дифференциального дегазирования малометановый, среднеазотный, обогащен этан-пропановыми компонентами (около 40%), что обуславливает ценность его как сырья для нефтехимии. Сероводород в газе не обнаружен.

Пласт Б6₁

Свойства пластовой нефти данной залежи, полученные по 7-ми пробам из скв. 548, аналогичны таковым из верхнего тульского пласта.

По результатам дифференциального дегазирования глубинных проб нефти выявлены закономерности изменения ее параметров от давления.

Поверхностные нефти из обоих пластов по составу также идентичны. Однако свойства

их существенно отличаются. Так нефть из бобриковской залежи тяжелая (плотность - 0,896 г/см³), вязкость ее и температура кипения вдвое выше, нежели нефть из пласта Тл_2-а.Эти различия, вероятно, обусловлены обводненностью проб сепарированной нефти из скв. 548. Все 3 пробы содержали от 1 до 3% воды, которую, по-видимому, не удалось отделить из-за образования стойкой эмульсии, влияющей в первую очередь на величины плотности и вязкости и температуру начала кипения, в меньшей степени - на состав нефти. Для уточнения свойств поверхностной нефти необходимо в процессе пробной эксплуатации отобрать одну-две пробы нефти на устье любой скважины с минимальной обводненностыо.

Температура кристаллизации парафина в нефти при пластовых условиях равна 13°С, на поверхности - 16°С, что необходимо учитывать при разработке залежи в целях предотвращения парафиноотложения в пласте и стволе скважин.

Растворенный в нефти газ имеет такой же компонентный состав, что и тульский.

Пласт Бб₂

По данным изложенных выше результатов исследования и анализа 5-ти представительных глубинных проб из скв.507 (Б6₁) можно сделать вывод об идентичности свойств пластовой нефти во всех залежах яснополянского надгоризонта. Состав всех яснополянских нефтей и газов также аналогичны. Свойства сепарированной нефти из нижней бобриковской залежи близки тульским, вероятно, еще и потому, что нефть из пласта

Бб₂ содержала незначительное количество воды (следы), как и пробы из пластов Тл_2а и Тл_2б (отс. - 0,5%).

По той же причине, что и для тульских пластов, температура начала кристаллизации парафина принята по аналогии с пластом Б6₁, поэтому следует отобрать собственные пробы сепарированной нефти для уточнения этих параметров.

Пласт Мл

Из отложений малиновского надгоризонта изучено 12 качественных глубинных проб в скв.548 и 535. Свойства пластовой нефти в обеих скважинах очень близки. Незначительные колебания параметров, по-видимому, связаны с геологическими условиями размещения скважин на структуре: в центральной скв.548 нефть несколько лучшего качества, чем в периферийной скв.535. В целом по пласту нефть аналогична яснополянской.

По данным дифференциального дегазирования глубинных проб установлены закономерности изменения свойств пластовой нефти от давления.

Геологические условия отложили свой отпечаток и на свойства и состав поверхностной нефти, полученной из разных скважин. Так, в купольной скв.548 нефть несколько легче, содержит меньше (на 3,3%) смол и почти вдвое меньше парафина и серы, нежели нефть в приконтурной скв.535. В среднем по залежи сепарированная нефть также идентична яснополянской.

Температуру насыщения нефти парафином как в пластовых условиях, так и в поверхностных, предлагаем принять по нефти пласта Бб₁.

Газ, выделенный из глубинных проб методами однократного и дифференциального дегазирования, также близкого состава с яснополянским и имеет единую с ним классификацию: малометановый, среднеазотный, высокожйрный, бессернистый.

Таким образом, свойства состав нефти и газа во всех пластах визейского яруса однотипны.

Пласт Т

Несколько отличается от визейской пластовая нефть из отложений турнейского яруса. Она имеет меньшую величину давления насыщения (6,15-6,3 МПа), на 40% ниже ее газонасыщенность и, соответственно, выше плотность и вязкость.

Однако, свойства разгазированной и поверхностной нефти, а также ее состав почти не отличается от яснополянской. Возможно, это обусловлено некачественным отбором глубинных проб, т. к. при сопоставлении газонасыщенности нефти с промысловым газовым фактором обнаружена большая разница (соответственно, 25,2 и 67,4 м³/т). Поэтому при проведении пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать и исследовать глубинные пробы из турнейских отложений.

При разработке залежи не следует снижать пластовую температуру ниже 15°С, а на поверхности - ниже 16°С в целях предотвращения парафиноотложения.

При рассмотрении анализов по компонентному составу газа однократного и дифференциального дегазирования также можно предположить частичную потерю газа при

отборе глубинных проб, т. к. в газе из пласта Т содержится на 2-7% меньше легких компонентов (азота и метана), чем в визейском газе. Именно эти компоненты являются наиболее подвижными и при снижении давления первыми покидают нефть.

Отличительной особенностью турнейского газа является присутствие в нем сероводорода от 0,19 до 0,26% .

Таким образом, для получения полной и достоверной информации по физико-химическим характеристикам пластовых флюидов на Трифоновском месторождении необходимо в процессе пробной эксплуатации отобрать и проанализировать глубинные пробы нефти в скв.548, пласт Тл_2б, а также из одной-двух скважин из турнейских отложений, поверхностные пробы - из пластов Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл также из одной-двух скважин с минимальной обводненностью.

Свойства нефти, газа, конденсата и воды, а так же характеристики нефтеводоносности приведены в таблице 2.3.1

Зависимость параметров пластовой нефти от давления приведена на рисунке 2.3.1.

2.3.2 Физико - химическая характеристика подземных вод

Физико-химическая характеристика подземных вод продуктивных отложений приводится по результатам химанализа 3 представительных проб. В связи с недостаточным объемом опробования подземные воды тульских отложений охарактеризованы по данным соседней разведочной скважины Енапаевской площади (табл. 2.9).

Термодинамические условия исследуемого района, необходимые для расчетов объемного коэффициента и вязкости подземных вод, оценивались по эмпирическим зависимостям начального пластового давления ( Р,МПа ) и начальной температуры ( Т,° С ) от глубин их измерения ( Н, м):

Р = 0.0098 *Н -0.016 ,Т = 0.0165* Н+ 3.0 .

Объемный коэффициент рассчитывался с учетом рекомендаций Ю. П. Гаттенбергера , а вязкость воды в пластовых условиях - по зависимости М. И. Зайдельсона и А. И. Чистовского ( 1960 ). Степень насыщения вод сульфатами кальция определялась по методике А. И. Чистовского.

Пластовые воды палеозойских отложений представлены высоко-метаморфизованными (отношение rNa/rCl = 0.67-0.73) рассолами хлоркальциевого типа.

В начальных пластовых условиях подземные воды терригенных (тульских и бобриковских) и карбонатных (турнейских) отложений были насыщены сульфат - ионами соответственно на 13.6-13 и 117.9%.

Воды продуктивных пластов являются потенциальным промышленным сырьем по содержанию ценных компонентов: иода, брома, кальция, магния, калия. В целом приведенные гидрогеохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях для сохранения углеводородных залежей.

2.4 Запасы нефти и растворенного газа

Подсчет запасов нефти проведен объемным методом по состоянию на 1.01.2004г. в соответствии с действующей инструкцией.

В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения поисковой, разведочных и опережающих эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки.

Площади залежей определялись планиметрированием. Эффективные нефтенасыщенные толщины рассчитывались, как средневзвешенные по площади для каждого пласта и категорий запасов по картам изопахит.

Выделению эффективных толщин предшествовала детальная корреляция разреза и интерпретация ГИС, результаты которой представлены в приложении 4, 5.

Величины остальных параметров, участвующих в формуле подсчета запасов объемным методом, определялись по результатам ГИС, данным керна, проб нефти и газа и вычислялись, как среднеарифметические или средневзвешенные по толщинам.

Как отмечалось в главе «Нефтегазоносность», в разрезе Трифоновского месторождения на основании детальной корреляции выделено 7 продуктивных пластов - подсчетных объектов: Т₁, Мл₂, Мл₁, Бб₂, Бб₁, Тл_2-б1, Тл_2а.

Пласт Т₁

Запасы нефти центральной части залежи отнесены к категории С₁. Границей категории на юго-западе является тектонический экран, на юге - контур нефтеносности, с северо-запада и северо-востока - линии проведенные на расстоянии двойного радиуса дренажа скв. 201, 532, 576 (900 м).

Основанием послужило:

Пласт испытан в 12 скважинах (201, 203, 204, 220, 305, 308, 507, 532, 570, 574, 575, 576). В 9 скважинах получены промышленные притоки нефти дебитом от 2.9 т/сут (скв. 507) до 26.2 т/сут (скв. 575, d_шт=5мм).

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 16 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная

нефтенасыщенная толщина изучены по материалам промысловой геофизики 21 скважины (65 определений), а также по данным лабораторных исследований образцов керна, отобранных из 7 скважин (62 опр.).

Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из 7 скважин.

В 11 скважинах проведены гидродинамические исследования.

Запасы остальных частей залежи пласта Т₁, в пределах контура нефтеносности, отнесены к категории С₂ на основании:

Неразведанная часть залежи (северо-восточная), примыкающая к участку с запасами более высокой категории.

Пласт в районе скважины 535 не опробован.

Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта в северо-восточной части месторождения приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина северо-западной части залежи изучены по данным промысловой геофизики скв. 535 (3 опр.), а также лабораторных исследований образцов керна из этой же скважины (3 определения).

Пласт Мл₂

К пласту приурочены две залежи. Запасы нефти залежи, расположенной в районе скважины 535, оценены по категории С₁ на площади, ограниченной контуром нефтеносности, на основании следующего:

Из скважины 535 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 9,0 т/сут на 5 мм штуцере.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 1 скважины и обработки данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС и лабораторным исследованиям керна 535 скважины.

Физико-химические свойства нефти изучены по 7 глубинным и 1 поверхностной пробам из скв. 535.

В скв. 535 проведены гидродинамические исследования.

Границей запасов нефти категории С₁ залежи, расположенной в центральной части месторождения, на юго-западе является тектоническое нарушение, на юго-востоке - зона литологического замещения, на северо-западе - контур нефтеносности, на северо-востоке - линия, проведенная на расстоянии двойного радиуса дренажа скв.548 (900 м). Запасы остальной части залежи отнесены к категории С₂.

Основанием для отнесения запасов к кат. С₁ послужило:

Из скважин 548 и 408 при испытании в колонне получен приток нефти дебитом 17,0 т/сут (d_шт=5 мм) и 1,8 т/сут соответственно.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 11 скважин и обработки данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены, как по данным промысловой геофизики (12 скважин,13 определений), так и по лабораторным исследованиям керна 576 скважины (7 опр.).

Физико-химические свойства нефти изучены по 5 глубинным и 1 поверхностной пробам из скв. 548.

В скважинах 548 и 408 проведены гидродинамические исследования.

Часть запасов нефти оценена по кат. С₂, так как:

Неразведанная часть залежи, примыкающая к участку с запасами более высокой категории.

Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Пласт Мл₁

Запасы нефти отнесены к категории С₂. Контуром категории на севере является граница замещения коллекторов плотными породами, на юге - контур нефтеносности.

Основанием для оценки запасов нефти залежи по кат. С₂ послужило:

Проницаемый и нефтенасыщенный по ГИС, неопробованный пласт, залегающий между пластами, содержащими залежи с более высокими категориями.

Форма и размеры залежи определены по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина определены по данным ГИС 4 скважин (4 определений).

Пробы пластовых флюидов не отбирались. На основании геологических условий формирования и размещения залежей пластов Мл₁ и Мл₂, параметры нефти приняты по аналогии с нефтью нижележащего пласта Мл₂.

Пласт Бб₂

Запасы нефти в пределах принятого ВНК оценены по категории С₁ исходя из следующего:

При испытании в колонне скв. 303, 305, 507 и 548 получены промышленные притоки нефти, дебитом от 4,9 до 21,0 т/сут. В неопробованных скважинах получены положительные результаты по ГИС.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 9 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС 11 скважин (13 определений) и лабораторным исследованиям керна из 5 скважин (67 определений).

Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам скв. 305 и 507.

Проведены гидродинамические исследования в 4 скважинах.

Пласт Бб₁

Границей категории С₁ является контур нефтеносности, с северо-востока - линия, проведенная на расстоянии двойного радиуса дренажа в скв. 548 и 307 (900 м). Запасы остальной части залежи отнесены к категории С₂.

Основанием для оценки запасов нефти по категории С₁ является:

Из скв. 307 и 548 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 7,5 и 10,3 т/сут соответственно на штуцере 3 мм. В неопробованных скважинах получены положительные результаты по ГИС.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 15 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС 18 скважин (31 определение) и

лабораторным исследованиям керна из 7 скважин (45 определений).

Физико-химические свойства нефти изучены по 7 глубинным и 2 поверхностным пробам из скв. 548.

Проведены гидродинамические исследования в двух скважинах (307 и 548).

Основанием для оценки запасов нефти части залежи по категории С₂ является:

Неразведанная часть залежи, примыкающая к участку с запасами более высокой категории.

Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Пласт Тл_2-б1

К пласту приурочены две залежи. Запасы нефти залежи расположенной в районе скважины 535 оценены по категории С₁ на площади, ограниченной контуром нефтеносности, на основании следующего:

Из скважины 535 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 4,4 т/сут на 3 мм штуцере.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 1 скважины и обработки данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС в скважине 535.

Физико-химические свойства нефти изучены по 8 глубинным и 1 поверхностной пробам из скв. 535.

В скв. 535 проведены гидродинамические исследования.

Запасы нефти залежи, расположенной в центральной части месторождения, отнесены к категории С₂. Границей залежи на западе и востоке являются зоны литологического замещения коллекторов плотными породами, на юге и севере - контур нефтеносности.

Основанием для оценки запасов нефти по категории С₂ послужило:

Недоразведанная, неопробованная залежь, приуроченная к пласту, содержащему запасы более высокой категории.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 16 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС в 13 скважинах (15 опр.) и лабораторным исследованиям керна из 2 скважин (6 определений).

Физико-химические свойства нефти приняты те же, что и для более изученной залежи пласта.

Пласт Тл2-а

Запасы нефти в разбуренной части месторождения оценены по категории С₁. Контуром категории С₁ являются: на юго-западе - тектоническое нарушение, на северо-востоке - линия, проведенная на расстоянии двойного радиуса дренажа (1000 м) скв.535 и 548, на северо-западе и юго-востоке - контур нефтеносности. Остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории С₂.

Основанием для оценки запасов нефти по категории С₁ является:

Из скв. 535 и 548 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 14,5 и 19,8 т/сут соответственно на штуцере 5 мм. В скв. 532 и 507 при опробовании испытателем пластов в процессе бурения за 10 минут получено 1,1 и 1,3 м³ газированной нефти соответственно. В неопробованных скважинах получены положительные результаты по ГИС.

Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 17 скважин и интерпретации сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС в 16 скважинах (20 определений) и лабораторным исследованиям керна из 7 скважин (93 определения).

Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам из скв. 535 и 548.

Проведены гидродинамические исследования в скв. 535 и 548.

Основанием для оценки запасов нефти по категории С₂ является:

Неразведанная часть залежи, примыкающая к участку с запасами более высокой категории.

Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D .

Выделение эффективных нефтенасыщенных толщин проводилось по комплексу промыслово-геофизических исследований с учетом результатов испытаний и данных исследования керна.

Кроме качественных признаков при выделении коллекторов учитывались количественные критерии - предельные значения фильтрационно-емкостных параметров которые приведены в нижеследующей таблице:

Пласты	Критические значения фильтрационно-емкостных свойств
	Кпр*, мкм2*10-3	Кп*, %	Кв*, %
Т2, Т1	0.5	7.0	62.1
Мл2, Мл1, Бб2, Бб1, Тл2-б1, Тл2а	1.7	12.2	75.1

Пропластки с пористостью ниже установленного предела являются неколлекторами и в расчет не принимались.

Средние значения эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам, зонам и категориям запасов вычислялись, как средневзвешенные по картам изопахит .

Пористость коллекторов определялась по керну и геофизическими методами.

При определении пористости по керну образцы привязывались к интервалам проницаемых прослоев, выделенных по ГИС.

В расчет средних значений коллекторских свойств включены образцы в интервалах проницаемой части пласта раздельно для нефте- и водонасыщенной зон.

Для карбонатных коллекторов пласта Т₁ пористость определялась по кривой объемного влагосодержания (W) метода ННК-Т и в системе ELAN PLUS.

Для подсчета запасов нефти по всем залежам значение пористости принято по геофизическим данным, как наиболее полно характеризующее пласты по площади и по разрезу.

Нефтенасыщенность коллекторов определялась по керну и данным ГИС.

Нефтенасыщенность (Кн) по керновым данным определяли косвенным способом через остаточную водонасыщенность (Ков). Моделирование Ков осуществляли методом полупроницаемой мембраны, считающимся среди косвенных методов основным, при одноступенчатом давлении вытеснения воздухом в 0,17 МПа. В качестве модели остаточной воды использовали четырехнормальный раствор NaCl. Данные по остаточной воде необходимы для расчета зависимости Ков от комплексного параметра , на основании которой нефтенасыщенность оценивается по равенству Кн=1-Ков, принимая газонасыщенность равной нулю.

По ГИС коэффициент нефтенасыщенности карбонатных и терригенных коллекторов определялся по данным электрометрии с использованием петрофизических зависимостей Рп = f (Кп), Рн = f (Ков) и Ков = f (Кп).

Для подсчета запасов нефти средние значения нефтенасыщенности приняты подобно параметру пористости по геофизическим исследованиям.

Пробы пластовых флюидов отбирались отдельно из пластов: Т₁, Мл₂, Бб₂, Бб₁, Тл_2-б1, Тл_2а.

Глубинные пробы исследовались на установке УПН-БашНИПИнефть, поверхностные - в соответствии с ГОСТами и общепринятыми методиками. Нефтяной газ получен при дифференциальном дегазировании представительных глубинных проб нефти и изучен на хроматографах различных марок.

Пробы пластовых флюидов из пласта Мл₁ не отбирались, поэтому для подсчета запасов параметры нефти и газа приняты по пласту Мл₂.

Пересчетный коэффициент рассчитан через объемный, полученный при дифференциальном дегазировании пластовых проб:

= 1/B,

где B - объемный коэффициент.

Подсчет запасов нефти проведен раздельно для каждого пласта и категории объемным методом по формулам :

Q_б = F h m

Q_и = Q_б ,

где: Q_б - балансовые запасы нефти_, тыс.т;

Q_и - извлекаемые запасы нефти, тыс.т;

F - площадь нефтеносности, тыс.м²;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

m - коэффициент пористости, доли ед.;

- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

- плотность нефти, г/см³;

- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед.;

- коэффициент нефтеотдачи, доли ед.

Подсчет запасов растворенного газа проведен по формулам:

V_б = Q_б r

V_и = Q_и r,

где: V_б - балансовые запасы газа, млн.м³;

V_б - извлекаемые запасы газа, млн.м³;

r - газосодержание, м³/т;

Q_б - балансовые запасы нефти, тыс.т;

Q_и - извлекаемые запасы нефти, тыс.т.

Газосодержание пластовой нефти принимается по пробам дифференциального дегазирования.

III. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

По состоянию на 1.06.07 года на месторождении пробурены 19 скважин: 507, 535, 532, 533, 403, 405, 548, 305, 307, 406, 408, 502, 574, 575, 201, 203, 204, 220, 570, 576 - добывающие. Скв. 533 ликвидирована, как выполнившая свое геологическое назначение, остальные скважины находятся в консервации.

В разведочных скважинах в процессе бурения проведено опробование разреза испытателем пластов от окско-серпуховских до отложений терригенного девона.

Нефтепроявления отмечены в окско-серпуховских, верейских, тульских (Тл_2-а) и девонских отложениях.

При испытании скважин в колонне из пластов получены притоки нефти. В скв. 507 - из пластов Бб₂, Т; в скв. 532 - из пласта Т ; в скв. 535 -из пластов Тл_2-а, Тл_2-б, Мл; в скв. 548 - из пластов Тл_2-а, Бб₁, Бб₂, Мл.

Промышленная нефтеносность установлена в пластах: Тл_2-а, Тл_2-б, Бб_1, Бб₂, Мл и Т. Запасы по ним утверждены ЦКЗ в 1997 году.

Установлен тип залежей.

ВНК только по турнейскому пласту принят достаточно надежно - по ГИС и испытанию в колонне. Условно, по результатам ГИС, принят ВНК по трем пластам (Тл_2-а, Бб_1, Бб₂). По двум пластам Мл и Тл_2-б ВНК принят по нижней дыре перфорации с учетом проницаемого пропластка.

Анализ имеющейся геологической информации показывает, что все нефтенасыщенные пласты совпадают по площади. В скв. 548, 507 отмечены нефтяные залежи во всех пластах (Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл, Т). Кроме того, пласт Тл_2-а вскрыт еще в двух скважинах (535, 532). Пласт Тл_2-б вскрыт в скв. 535, а в скв. 532 он замещен плотными породами. Пласт Мл вскрыт еще в двух скважинах (535, 533), а в скв. 532 -замещен плотными породами. Пласт Т вскрыт еще в одной скважине 532.

Месторождение введено в пробную эксплуатацию в августе 1998 года разведочной скважиной 507 на пласт Бб₂.

В сентябре 1998 года были введены в эксплуатацию еще две разведочные скважины: на пласт Тл_2-а - скв.548, на пласты Тл_2-а+Тл_2-б - скв.535.

В декабре 1998 года была введена в эксплуатацию разведочная скв.532 на пласт Т.

Ниже приведены проектные и фактические показатели разработки разведочных скважин: (см. на сл. странице)

№скв	Дата ввода	Вскрытый пласт	Способ эксплуатации	Дебит нефти, т/сут	Обводнен-ность на 1.01.2000г.
				проект	факт на дату вода	факт на 1.01.2000
			проект	факт
507	31.08.98	Б62	Ф	Ф	34,0	25,0	26,2	6.5%
535	29.09.98	Тл2а+Тл2б	Ф	скн	10,6	10,5	5,6	5.4%
548	23.09.98	Тл2а	Ф	скн	7,8	13,7	14,8	2.8%
532	31.12.98	Т	Ф	скн	4,2	8,7	4,9	3.2%

Из таблицы видно, что дебиты бобриковского объекта ниже ожидаемых, а турнейского - выше, по тульскому объекту дебиты в среднем несколько выше проектных.

В целом по этим скважинам за 1998 год отобрано меньше, чем по проекту, так как скважины введены позже, и количество дней работы ниже проектного (73 против 155 дней), а также за счет более низких дебитов бобриковского объекта.

В 1999 году на месторождении пробурены 4 опережающих скважины, которые введены в разработку на турнейский пласт.

Ниже представлены показатели разработки опережающих скважин:

№СКВ.	Дата вода	Вскрытый пласт	Способ экспл.	Дебит, т/сут	Обводненность, на 1.01.2000г. %
			нач.	тек.	нач.	тек.
570	30.09.99	Т	Ф	Ф	11.0	9.8	3.2%
575	27.10.99	Т	Ф	Ф	11.0	12.3	3.4%
574	28.12.99	Т	скн	скн	10.0	10.0	0
576	31.12.99	Т	Ф	Ф	10.0	10.0	0

Выделение эксплуатационных объектов проводилось на основе имеющихся геолого-физических параметров пластов и флюидов и результатов опробования разведочных скважин. Дополнительно пробуренные опережающие скважины не внесли изменений в выделение эксплуатационных объектов.

Таким образом, на месторождении выделяются три объекта разработки:

- пласты Тл_2-а+Тл_2-6,

- пласты Бб₁+Бб₂+Мл;

- пласт Т.

По каждому выделенному объекту была выбрана система разработки:

- объект Тл_2-а+ Тл_2-б - площадная семиточечная система с расстоянием между скважинами 500 м;

- объект Бб₁+Бб₂+Мл - размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м, заводнение приконтурное;

- объект T₁ - эксплуатация на естественном упруго-водонапорном режиме одиночными скважинами.

Бурение опережающих скважин не внесло необходимости в изменении системы разработки по первым двум объектам. Но уточнение геологического строения выявило необходимость корректировки местоположения скважин.

По турнейскому объекту для обоснования предложенной системы разработки и сетки скважин ниже рассмотрены месторождения - аналоги.

Геолого-физические свойства объектов - аналогов приведены в таблице 3.1. На всех рассматриваемых объектах - аналогах турнейские залежи разрабатываются на естественном упруго-водонапорном режиме.

На Казаковском месторождении скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,033. Выработка составляет 27,8 % при обводненности 26,8 %.

На Ярино-Каменноложском месторождении скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 450 м. Из залежи отобрано 85,1 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность составляет 48,9 %. Текущая нефтеотдача составляет 0,383.

На Восточно-Горском месторождении скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 м. Из залежи отобрано 92,9 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность составляет 19,3 %. Текущая нефтеотдача равна 0,139.

...