Отчет по Тарасовскому нефтегазоконденсатному месторождению

2
I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Тарасовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в
Пуровском районе ЯНАО Тюменской области, в 55 км к северу от п. Тарко-Сале и
в 45 км восточнее г. Губкинский.
Лицензии СЛХ 02506 НЭ – Тарасовский ЛУ, СЛХ 02513 НЭ - СевероТарасовский ЛУ, СЛХ 02512 НР – Северо-западное окончание горизонта БП14
Тарасовского ЛУ и СЛХ 02507 НП – нижележащие горизонты СевероТарасовского ЛУ, выданные 10.02.2017 ПАО «НК «Роснефть» (115998, г. Москва,
Софийская набережная, д.26/1, тел: (495) 777-44-22) сроком соответственно до
31.12.2132, 31.12.2078, 31.12.2059 и 31.01.2022 и СЛХ 16406 НП – Тарасовское
месторождение, нижележащие горизонты, выданная 16.08.2017 ПАО «НК
«Роснефть» и СЛХ 14245 НР, выданная 24.09.2007 ООО «ЛУКОЙЛ-Западная
Сибирь» (628486, Тюменская область, г. Когалым, ул. Прибалтийская, д. 20, тел.
(34667) 2-98-00) сроком до 31.12.2085.
Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой (рис.1).
II. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Тарасовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах
Пурпейского района Надым-Пуровской нефтегазоносной области, этаж
нефтегазоносности которой охватывает преимущественно глубины 750-3500 м.
По характеру насыщения и фазовому состоянию углеводородов выявлены
разнообразные залежи: нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные,
газовые.
Месторождение является многопластовым (рис.2, 3). Терригенно-осадочный
комплекс Надым-Пуровской нефтегазоносной области включает 5 нефтегазовых
комплексов, характеризующихся единством условий формирования залежей:
сеноманский, апт-альбский, неокомский, верхнеюрский и среднеюрский. Из них:
1.
чисто газовые залежи –K1s пласт ПК1;
2.
газоконденсатные – K1s пласт ПК19, K1v пласт БП10/0;
3.
нефтегазоконденсатные –K1a пласт АП8/2, K1a пласт АП11/1, K1a
пласт АП12, K1g пласт БП1/2, K1g пласт БП10/1, K1g пласт БП10/2;
4.
нефтяные –K1a пласт АП10, K1g пласт БП1/1, K1g пласт БП3, K1g
пласт БП4, K1g пласт БП5, K1g пласт БП6, K1g пласт БП7/1, K1g пласт БП7/2, K1g
пласт БП8/0, K1g пласт БП8/верх, K1g пласт БП8/низ, K1g пласт БП9, K1v пласт
БП11/1, K1v пласт БП11/2, K1v пласт БП14/1, K1v пласт БП14/2, K1v пласт БП14/3,
K1v пласт БП14/4, K1v пласт БП14/5, K1v пласт БП14/6, Ach пласт Ач; J3 пласт
Ю1/1, J3 пласт Ю1/3; J3 пласт Ю1, J2 пласт Ю2.
Выделено 95 залежей (10 имеют блоковое строение) в 34 продуктивных
пластах.
III. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
K1s пласт ПК1. Сеноманская газовая залежь пласта ПК1 приурочена к
сводовой части Айваседапуровского куполовидного поднятия.
Размеры залежи: 8,89,4 км и высотой 42,4 м, газонасыщенная толщина
варьирует в пределах 2,2-29,0 м.
Керн отобран в 4 скважинах. На образцах керна проведено 20 определений
пористости.
3
Методами ГИС определены: в 71 скважине - 1580 определений на
пористость и проницаемость, 256 определений на газонасыщенность.
Для
проектирования
значения
пористости,
газонасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Свойства и состав пластового газа охарактеризованы по одной устьевой
пробе. Газ сухой, метанового типа.
K1s пласт ПК19. Газоконденсатная массивная залежь пласта приурочена к
сводовой части Айваседапуровского куполовидного поднятия. Размеры залежи:
3,65,8 км и высотой 14,8 м, газонасыщенная толщина варьирует в пределах 4,513,5 м.
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 31
скважине – 165 определений на пористость и проницаемость, 12 определений на
газонасыщенность.
Для
проектирования
значения
пористости,
газонасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Отобрана одна устьевая проба газа, проведено одно промысловое
газоконденсатное исследование. Лабораторные исследования газоконденсатной
системы не проводились. Подсчетные параметры приняты по аналогии с пластом
БП1/1 Губкинского месторождения. Свободный газ преимущественно метанового
состава, с содержанием конденсата, сероводород не обнаружен.
K1a пласт АП8/2. Нефтегазоконденсатная пластовая сводовая залежь,
литологически экранированная размерами 2,5×2,4 км, высотой 11,2 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 0,6-5,1 м.
Эффективная газонасыщенная толщина варьирует в пределах 0,9-1,9 м.
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 44
скважинах – 51 определений на пористость и проницаемость, 2 определения на
нефтегазонасыщенность.
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам АП5 Верхнепурпейского (22 определения) и
Комсомольского (14 определений) месторождений. ОФП взяты по аналогии с
пластом АП5 Комсомольского месторождений (три определения).
По пласту исследованы одна поверхностная и одна рекомбинированная
пробы нефти, признанные непредставительными. Свойства пластовой нефти и
подсчетные параметры получены на основе рекомбинации пробы с пласта БП1/2 до
давления насыщения равному начальному пластовому давлению. Свойства нефти в
поверхностных условиях приняты по аналогии с пластом АП10. Нефть
малосернистая, смолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях
средняя, в пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе
сероводород отсутствует. Газ газовой шапки содержат конденсат. Содержание
этана, пропана, бутанов в газе газовой шапки принято по аналогии со свободным
газом пласта БП10/0.
K1a пласт АП10. Размеры нефтяной залежи в пределах принятого контура
нефтеносности составляет 4,1×4,9 км, высота – 15,6 м. Залежь массивная.
4
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 131
скважине – 608 определений на пористость и проницаемость, 58 определений на
нефтенасыщенность.
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам АП5 Верхнепурпейского (22 определения) и
Комсомольского (14 определений) месторождений. ОФП взяты по аналогии с
пластом АП5 Комсомольского месторождений (три определения).
По пласту исследованы три рекомбинированные пробы нефти из двух
скважин и две поверхностные пробы нефти из двух скважин. Рекомбинированные
пробы и одна поверхностная проба признаны непредставительными. Свойства
пластовой нефти и подсчетные параметры остаются без изменений относительно
подсчета запасов 2017 г. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая, по
плотности в стандартных условиях легкая, в пластовых условиях незначительной
вязкости. В растворенном газе сероводород не обнаружен.
K1a пласт АП11/1. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная, размером
2,0×3,6 км. Высота залежи составляет 10,3 м. Нефтенасыщенные толщины
изменяются от 0,8 до 4,7 м.
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 80
скважинах – 409 определений на пористость и проницаемость, 15 определений на
нефтегазонасыщенность.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам АП5 Верхнепурпейского (22 определения) и
Комсомольского (14 определений) месторождений. ОФП взяты по аналогии с
пластом АП5 Комсомольского месторождений (три определения).
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
По пласту исследованы девять рекомбинированных проб нефти из четырех
скважин и пять поверхностных проб нефти из четырех скважин.
Рекомбинированные пробы признаны непредставительными. Свойства пластовой
нефти и подсчетные параметры получены на основе насыщения газом до давления
насыщения равному начальному пластовому давлению рекомбинированной пробы
с пласта БП1/2. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая, по плотности в
стандартных условиях средняя, в пластовых условиях незначительной вязкости. В
растворенном газе сероводород отсутствует. Газ газовой шапки содержат
конденсат. Содержание этана, пропана, бутанов в газе газовой шапки принято по
аналогии со свободным газом пласта БП10/0.
K1a пласт АП12. Пласт представлен 2 залежами.
Залежь 1 (р-н скв.1361). Залежь нефтяная массивная размерами 2,7×2,6 км,
высотой 10,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 0,66,3 м.
Залежь 2 (р-н скв. 1391). Залежь пластовая сводовая нефтегазоконденсатная,
с запада контролируется положением ВНК, с других сторон – линией замещения
5
коллекторов. Размер залежи составляет 0,7×1,6 км. Высота залежи – 10,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 м до 3,5 м.
Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,2 м до 3,4 м.
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 195
скважинах – 661 определение на пористость и проницаемость, 27 определений на
нефтенасыщенность.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам АП5 Верхнепурпейского (22 определения) и
Комсомольского (14 определений) месторождений. ОФП взяты по аналогии с
пластом АП5 Комсомольского месторождений (три определения).
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Отбор глубинных и поверхностных проб нефти не проводился. Свойства
пластовой нефти и подсчетные параметры получены на основе насыщения газом
до давления насыщения равному начальному пластовому давлению
рекомбинированной пробы с пласта БП1/2. Свойства нефти в поверхностных
условиях приняты по аналогии с нефтью пластом АП11/1. Нефть малосернистая,
смолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях средняя, в
пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород
отсутствует. Газ газовой шапки содержат конденсат. Содержание этана, пропана,
бутанов в газе газовой шапки принято по аналогии со свободным газом пласта
БП10/0.
Горизонт БП1 сложен континентальными осадками, представленными
глинами, с прослоями аргиллитоподобных разностей, чередующихся в сложном
сочетании с песчаниками и алевролитами. На основании детальной корреляции в
разрезе продуктивного горизонта БП1 выделено два самостоятельных подсчетных
объекта, проиндексированных как БП1/1 и БП1/2 (рис.4).
Нефтяная залежь пласта БП1/1 - залежь массивная с размерами 2,22,1 км,
высотой 3,7 м.
Нефтегазоконденсатная залежь пласта БП1/2 массивная с размерами
4,72,2 км и высотой 9,1 м.
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 207
скважинах – 1055 определений на пористость и проницаемость, 18 определений на
нефтегазонасыщенность. По трём гидродинамическим исследованиям в трёх
скважинах определена проницаемость.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП1-6 Комсомольского месторождения (174
опыта). ОФП также взяты по аналогии с пластами БП1-6 Комсомольского
месторождения (35 определений).
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
По K1g пласту БП1/1 отбор глубинных и поверхностных проб нефти не
проводился. Подсчетные параметры приняты по аналогии с горизонтом БП7,
свойства нефти в поверхностных условиях приняты по аналогии с нефтью залежи
6
БП1/2. Нефть малосернистая, смолистая, высокопарафинистая, по плотности в
стандартных условиях особо легкая, в пластовых условиях незначительной
вязкости. В растворенном газе сероводород отсутствует.
По K1g пласту БП1/2 были исследованы одна рекомбинированная и одна
поверхностная пробы из скважины № 1640. Свойства пластовой нефти и
подсчетные параметры получены на основе донасыщения газом до давления
насыщения равному начальному пластовому давлению рекомбинированной пробы.
Плотность нефти в стандартных условиях принята по аналогии с нефтью пласта
БП1/1. Нефть малосернистая, смолистая, высокопарафинистая, по плотности в
стандартных условиях средняя, в пластовых условиях незначительной вязкости. В
растворенном газе сероводород отсутствует. Газ газовой шапки содержат
конденсат. Содержание этана, пропана, бутанов в газе газовой шапки принято по
аналогии со свободным газом пласта БП10/0.
K1g пласт БП3 сложен континентальными осадками, представленными
глинами, зеленовато серыми, с прослоями аргиллитоподобных разностей,
чередующихся в сложном сочетании с песчаниками серыми и алевролитами.
Залежь нефтяная, пластово-сводовая, полностью подстилаемая водой, размерами
5,02,6 км и высотой 13,5 м (рис.4).
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 340
скважинах – 2863 определения на пористость и проницаемость, 143 определения на
нефтенасыщенность. По 15 гидродинамическим исследованиям в 12 скважинах
определена проницаемость.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП1-6 Комсомольского месторождения (174
опыта). ОФП также взяты по аналогии с пластами БП1-6 Комсомольского
месторождения (35 определений).
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Исследовано две глубинные пробы из одной скважины и одна поверхностная
проба нефти. Глубинные пробы признаны непредставительными. Свойства
пластовой нефти и подсчетные параметры приняты по аналогии с нефтью
горизонта БП7. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая, по плотности в
стандартных условиях особо легкая, в пластовых условиях незначительной
вязкости. В растворенном газе сероводород отсутствует.
K1g пласт БП4. Выделено три нефтяные залежи (рис.4).
Залежь 1 (р-н скв. 2002, Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая,
с северо-запада контролируется положением ВНК, с юго-востока – зоной
замещения коллекторов. Размеры залежи составляют 0,3х0,5 км, высота – 10,0 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,4 м до 3,0 м.
Залежь 2 (р-н скв. 2024, Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая,
с запада контролируется положением ВНК, с других сторон – зоной замещения
коллекторов. Длина залежи достигает 3,0 км, ширина изменяется от 0,3 до 1,4 км,
высота – 8,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м до
4,4 м.
Залежь 3 (р-н скв. 1378, Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая,
с востока контролируется положением ВНК, с других сторон – зоной замещения
7
коллекторов. Длина залежи составляет 2,3 км, ширина изменяется от 0,7 до 2,1 км.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 м до 4,9 м.
Отбор керна не проводился.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: в 201
скважине – 313 определений на пористость и проницаемость, 41 определение на
нефтенасыщенность.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП1-6 Комсомольского месторождения (174
опыта). ОФП также взяты по аналогии с пластами БП1-6 Комсомольского
месторождения (35 определений).
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Отбор глубинных и поверхностных проб нефти не проводился. Свойства
пластовой нефти и подсчетные параметры приняты по аналогии с нефтью
горизонта БП7, свойства нефти в поверхностных условиях приняты по аналогии с
нефтью залежи пласта БП5. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая, по
плотности в стандартных условиях особо легкая, в пластовых условиях
незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород отсутствует.
K1g пласт БП5. Выделено две нефтяные залежи (рис.4).
Залежь 1 (Северо-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая, сложной
конфигурации, осложнена внутренними локальными зонами замещения
коллекторов, с запада и юго-запада экранируется непроницаемыми тектоническими
нарушениями, с других сторон – положением ВНК и локальными зонами
глинизации коллекторов. Ширина залежи изменяется от 0,2 до 3,7 км, длина – от
0,3 до 2,5 км, высота – 11,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины
изменяются от 0,4 м до 5,4 м.
Залежь 2 (Юго-Восточный блок). Размеры залежи 0,6х1,5 км, высота – 3,5 м.
Залежь пластовая сводовая, с запада литологически экранированная, с востока
контролируется положением ВНК.
Керн отобран в 6 скважинах.
На образцах керна проведено 53 определений пористости, 33 определений
проницаемости, 25 определений коэффициента остаточной водонасыщенности.
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (682 определения),
насыщенность (49 определений) в 370 скважинах. По шести гидродинамическим
исследованиям в пяти скважинах определена проницаемость.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП1-6 Комсомольского месторождения (174
опыта). ОФП также взяты по аналогии с пластами БП1-6 Комсомольского
месторождения (35 определений).
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Исследовано семь рекомбинированных проб нефти из двух скважин и три
поверхностные пробы нефти из двух скважин. Рекомбинированные пробы
признаны непредставительными. Свойства пластовой нефти и подсчетные
параметры приняты по аналогии с нефтью горизонта БП7. Нефть малосернистая,
смолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая, в
8
пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород
отсутствует.
K1g пласт БП6 сложен осадками мелководно - морского генезиса,
литологически неоднородными, характеризующимися чередованием песчаников,
алевролитов и аргиллитов. Песчаные слои в большинстве случаев разделены
глинистыми прослоями; иногда отмечается интенсивная глинизация верхнего слоя.
Пласт БП6 имеет тонкослоистое строение и характеризуется резкой
литологической изменчивостью как по разрезу, так и по площади (рис.5).
Выделены две нефтяные залежи.
Залежь 1+3(Северо-Западный блок) – пластово-сводовая с востока и юга
экранируется непроницаемыми тектоническими нарушениями, с других сторон –
положением ВНК. Размеры залежи 4,76,5 км и высотой 25,7 м. Эффективные
нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м до 10,6 м.
Залежь 1+3(р-н скв. 1921, Северо-Восточный блок) – пластовая сводовая, с
северо-запада и юго-востока экранируется непроницаемыми тектоническими
нарушениями, с других сторон – положением ВНК. Ширина залежи изменяется от
1,3 до 2,6 км, длина составляет 1,4 км, высота – 11,9 м. Эффективная
нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 1,3 - 9,5 м.
Залежь 1+3(Юго-Западный блок). Залежь пластовая сводовая, с севера и
востока экранируется тектоническими нарушениями, с других сторон –
контролируется положением ВНК; осложнена локальной зоной глинизации
коллекторов. Размеры залежи 3,0х2,6 км, высота – 29,4 м. Эффективные
нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,8 м до 11,5 м.
Залежь 2 (р-н скв.1623, Северо-Восточный блок) - залежь массивная, с
северо-запада экранируется тектоническим нарушением, в юго-востока –
положением ВНК. Размеры залежи 0,7х0,4 км, высота – 11,5 м. Продуктивная
толщина составляет 8,5 м.
Керн отобран в 9 скважинах.
На образцах керна проведено 87 определений пористости, 39 определений
проницаемости, 33 определений коэффициента остаточной водонасыщенности.
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (3124
определения), насыщенность (408 определений) в 596 скважинах. По девяти
гидродинамическим исследованиям в семи скважинах определена проницаемость.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП1-6 Комсомольского месторождения (174
опыта). ОФП также взяты по аналогии с пластами БП1-6 Комсомольского (35
определений) и БП6 Южно-Тарасовского (два определения) месторождений.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Исследовано пять рекомбинированных проб из трех скважин и четыре
поверхностные пробы нефти из четырех скважин. Рекомбинированные пробы
признаны непредставительными. Свойства пластовой нефти и подсчетные
параметры приняты по аналогии с нефтью горизонта БП7. Нефть малосернистая,
смолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая, в
пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород
отсутствует.
9
Горизонт БП7 характеризуется большим количеством зон замещения
проницаемых прослоев глинами и осложнен тектоническими нарушениями.
Выделено два самостоятельных подсчетных объекта: БП7/1 и БП7/2 (рис.5).
Керн отобран в 6 скважинах.
На образцах керна проведено 161 определений пористости, 125 определений
проницаемости, 120 определений коэффициента остаточной водонасыщенности.
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (2414
определения), насыщенность (488 определений) в 512скважинах.
По K1g пласту БП7/1 выделена одна нефтяная залежь, разделенная на блоки
с различным положением уровня водонефтяного контакта.
Залежь 1+4(Северо-Западный блок) – пластовая сводовая, с востока и с юга
предположительно ограничена тектоническими нарушениями, являющимися
гидродинамическими экранами, северо-востока – литологическим экраном, с
запада и северо-запада – положением ВНК, имеет размеры 8,5×5,8 км, высоту
28,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 0,6 - 8,2 м.
Залежь 1+4(Северо-Восточный блок) – пластово-сводовая, литологически и
тектонически экранированная с размерами 0,9×0,5 км и высотой 12,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 2,9 - 6,5 м.
Залежь 1+4(Юго-Восточный блок) – пластово-сводовая, литологически и
тектонически экранированная с размерами 2,5×1,3 км и высотой 22,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 0,8 - 3,6 м.
Залежь 1+4(Юго-Западный блок) – пластово-сводовая, с севера и востока
экранирована тектоническими нарушениями. Размеры залежи составляют
3,4х1,3 км, высота 20,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в
пределах 0,7 - 5,7 м.
По одному гидродинамическому исследованию в одной скважине
определена проницаемость.
K1g пласт БП7/2. В пределах месторождения выделено три залежи.
Залежь 1 (р-н скв. 1456, Северо-Западный блок) пластовая сводовая,
ограничена зоной глинизации с северной и восточной стороны. Южная часть
залежи ограничена предполагаемым тектоническим нарушением. Западная –
контролируется положением ВНК по скважине 1740Б. Размеры 4,3×3,1 км, высота
26,5 м.
Залежь 1 (Юго-Западный блок) пластовая сводовая, ограничена
предполагаемым тектоническим нарушением с северной стороны. Восточная и
западная части залежи ограничены зонами глинизации. Южная часть
контролируется контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
изменяется от 0,6 м до 4,0 м. Размеры залежи составляют 2,9 х 1,8 км, высота
15,3 м.
Залежь 2 (р-н скв. 1903, Северо-Западный блок) пластовая сводовая,
ограничена зоной глинизации с северной и западной стороны. Южная часть залежи
ограничена предполагаемым тектоническим нарушением. Восточная –
контролируется положением ВНК по скважине № 1740Б. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 м до 6,7 м. Размеры залежи
составляют 4,9 х 3,3 км, высота 16,7 м.
Залежь 3 (Северо-Восточный блок) пластовая сводовая, ограничена зоной
глинизации с северной и западной стороны. Южная и восточная части залежи
контролируются положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
10
пласта изменяется от 0,5 м до 3,0 м. Размеры залежи составляют 1,8 х 0,5 км,
высота 6,7 м.
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП7-11 Тарасовской группы месторождений (195
опытов). ОФП взяты по аналогии с пластами БП7-9 Южно-Тарасовского
месторождения (30 определений).
По горизонту БП7 были исследованы две глубинные пробы из одной
скважины и две поверхностные пробы из двух скважин. Свойства пластовой нефти
и подсчетные параметры приняты по результатам исследования одной глубинной
пробы, признанной представительной. Свойства нефти в поверхностных условиях
приняты по двум поверхностным пробам. Нефть малосернистая, малосмолистая,
парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая, в пластовых
условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород отсутствует.
K1g пласт БП8/0 имеет сложное строение, характеризуется значительной
литологической неоднородностью. В пределах зон развития коллекторов
выделяются участки полного литологического замещения проницаемых прослоев
глинами. В пределах месторождения выявлена одна нефтяная залежь структурнолитологического типа (рис.5).
Залежь 1+3 (Северо-Западный блок) пластово-сводовая, с юга и востока
ограничена предполагаемыми тектоническими нарушениями, предположительно
являющимися гидродинамическими экранами. С севера и запада контролируется
структурой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,5 до
11,5 м. Размеры залежи составляют 5,7 х 4,2 км, высота 18,4 м.
Залежь 1+3 (Юго-Восточный блок) пластово-сводовая, ограничена
предполагаемыми тектоническими нарушениями с севера и запада. Восточная
часть залежи ограничена зоной глинизации. Южная часть контролируется
положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
1,4 до 9,3 м. Размеры залежи составляют 2,9 х 2,7 км, высота 15,1 м.
Залежь 1+3 (Юго-Западный блок) пластово-сводовая, ограничена
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и восточной стороны.
Западная часть залежи ограничена зоной глинизации. Южная часть контролируется
положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
0,6 до 5,5 м. Размеры залежи составляют 3,8 х 2,2 км, высота 25 м.
Керн отобран из пяти скважин. На образцах керна проведено 39 определений
пористости, 24 определений проницаемости. Методами ГИС определены:
пористость (5138 определений в 987 скважинах), проницаемость (5125
определений в 986 скважинах), нефтенасыщенность (493 определения в 106
скважинах). По семи гидродинамическим исследованиям в пяти скважинах
определена проницаемость.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам БП7-11 Тарасовской группы месторождений (195
опытов). ОФП взяты по аналогии с пластами БП7-9 Южно-Тарасовского
месторождения (30 определений).
11
Отбор глубинных и поверхностных проб не проводился. Свойства нефти
приняты по аналогии с нефтью горизонта БП8. Нефть малосернистая,
малосмолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая,
в пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород
отсутствует.
Горизонт БП8. Выделено два пласта: верхний – песчаный БП8/верх и
нижний - глинистый БП8/низ, которые в гидродинамическом отношении являются
единым резервуаром. На западе горизонт существенно опесчанен. Отдельные
глинистые прослои отмечаются в нижней его части. В восточном направлении
песчанистость пласта закономерно уменьшается за счет увеличения глинистых
прослоев в нижней части разреза, а на восточном участке площади существенно
глинизируется и верхний интервал пласта (рис.6).
Керн отобран в 25 скважинах.
На образцах керна проведено 603 определений пористости, 456 определений
проницаемости, 418 определений коэффициента остаточной водонасыщенности.
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (11324
определения), насыщенность (4622 определения) в 1095 скважинах. По 39
гидродинамическим исследованиям в 20 скважинах определена проницаемость.
K1g пласт БП8/верх. Выделены шесть нефтяных залежей.
Залежь 1 (Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая, ограниченная
с южной и восточной стороны предполагаемыми тектоническими нарушениями,
являющимися гидродинамическими экранами. Западная и северная части залежи
контролируются положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 1,8 м до 25,2 м. Размеры залежи составляют 9,5 х 6,4 км,
высота 40,7 м.
Залежь 2(Северо-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая, с запада и с
юга ограничена тектоническими нарушениями, предположительно являющимися
гидродинамическими экранами. Восточная и северная части залежи
контролируются положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 0,6 м до 15,7 м. Размеры залежи составляют 7,1х5,2 км,
высота 35,2 м.
Залежь 3 (Юго-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая, ограничена с
запада и с севера тектоническими нарушениями, предположительно являющимися
гидродинамическими экранами. Восточная и южная части залежи контролируются
положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
1,8 м до 18,5 м. Размеры залежи составляют 8,8 х 4,6 км, высота 43,7 м.
Залежь 4 (Юго-Западный блок). Залежь пластовая сводовая, ограничена с
севера и востока тектоническими нарушениями, предположительно являющимися
гидродинамическими экранами. Западная и южная части залежи контролируются
положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
1,8 м до 23,5 м. Размеры залежи составляют 5,3 х 3,1 км, высота 32,2 м.
Залежь 5 (Северный блок). Залежь пластовая сводовая, с юга ограничена
предполагаемыми тектоническими нарушениями, предположительно являющимися
гидродинамическими экранами. Остальные части залежи контролируются
контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
0,9 м до 9,9 м. Размеры залежи составляют 4,2 х 2,5 км, высота 21,9 м.
12
Залежь 6 (Восточный блок). Залежь пластовая сводовая, с юга, запада и
севера
ограничена
предполагаемыми
тектоническими
нарушениями,
предположительно являющимися гидродинамическими экранами. Восточная часть
залежи контролируется контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 1,9 м до 7,0 м. Размеры залежи составляют 2,4 х 1,2 км,
высота 12,7 м.
K1g, K1v пласт БП8/низ. Выделено пять нефтяных залежей.
Залежь 1 (Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с восточной стороны. С северозападной стороны залежь литологически ограничена. Северо-восточная часть
залежи контролируется контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 0,4 м до 3,2 м. Размеры залежи составляют 6,4 х 4,6 км,
высота 20 м.
Залежь 2 (Северо-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая,
ограниченная предполагаемыми тектоническими нарушениями с западной и
южной сторон. Северная и восточная части залежи контролируются положением
ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,4 м до 3,8 м.
Размеры залежи составляют 5,0 х 3,0 км, высота 11,6 м.
Залежь 3 (Юго-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая, северная часть
залежи ограничена предполагаемыми тектоническими нарушениями. С западной,
южной и восточной стороны залежь контролируется положением ВНК в скважинах
№№ 1950, 1775. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
0,7 м до 2,9 м. Размеры залежи составляют 5,1 х 1,8 км, высота 11,7 м.
Залежь 4 (Северный блок). Залежь пластовая сводовая, ограниченная с
южной и западной сторон зоной замещения коллектора. Северная и восточная
части залежи контролируются положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта изменяется от 0,9 м до 2,2 м. Размеры залежи составляют
1,4 х 0,7 км, высота 2,5 м.
Залежь 5 (Центральный блок). Залежь пластовая сводовая, ограниченная с
южной и северной сторон предполагаемыми тектоническими нарушениями.
Западная и восточная части залежи ограничены зоной глинизации. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 6,1 м. Размеры залежи
составляют 2,4 х 2,2 км, высота 23,3 м.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемость приняты по ГИС.
Коэффициент вытеснения определялся по пласту БП8 Северо-Тарасовской
площади (23 опыта) с привлечением данных по пластам-аналогам БП7-11
Тарасовской группы месторождений (172 опыта). ОФП взяты по аналогии с
пластами БП7-9 Южно-Тарасовского месторождения (30 определений).
По горизонту БП8 исследовано 53 глубинные пробы нефти из 21 скважины и
27 поверхностных проб нефти из 20 скважин. Свойства нефти приняты как средние
арифметические значения по представительным пробам. Нефть малосернистая,
малосмолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая,
в пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород
не обнаружен.
K1g, K1v пласт БП9. Выделено пять нефтяных залежей. В пределах
Тарасовского участка недр, в результате выполненного анализа положения ВНК
13
выделено одна тектонически экранированная залежь, приуроченная к северозападному, северо-восточному, юго-восточному и юго-западному блокам (рис.7).
Залежь
1
(Северо-Западный
блок)
массивная,
ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной и восточной стороны.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 м до 24,8 м.
Размеры залежи составляют 15,7 х 5,1 км, высота 29,7 м. С севера и запада
контролируются положением ВНК.
Залежь
2
(Северо-Восточный
блок)
массивная,
ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с западной и южной стороны. С
севера
и
востока
контролируется
положением
ВНК.
Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,4 м до 18,5 м. Размеры залежи
составляют 5,7 х 3,8 км, высота 23,6 м.
Залежь 3 (Юго-Восточный блок). Залежь массивная, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с западной и северной стороны. С
юга и востока контролируется положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта изменяется от 1,8 м до 16,8 м. Размеры залежи составляют
5,3 х 2,6 км, высота 22,1 м.
Залежь 4 (Юго-Западный блок). Залежь массивная, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с восточной и северной стороны.
С юга и запада контролируется положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта изменяется от 0,6 м до 13,5 м. Размеры залежи составляют
3,6 х 1,1 км, высота 14,4 м.
Залежь 5+7 (Северный блок). Залежь массивная, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной стороны. С юга, запада и
востока контролируется положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта изменяется от 0,6 м до 9,1 м. Размеры залежи составляют
3,3 х 1,9 км, высота 15,3 м.
Залежь 5+7
(Восточный блок). Залежь массивная, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной, северной и западной
стороны. С востока контролируется положением ВНК. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,5 м до 3,0 м. Размеры залежи
составляют 1,4 х 0,7 км, высота 7,2 м.
Залежь 5+7
(Центральный блок). Залежь массивная, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной и северной стороны. С
востока
и
запада
контролируется
положением
ВНК.
Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,0 м до 9,8 м. Размеры залежи
составляют 2,9 х 1,9 км, высота 13,4 м.
Керн отобран в 14 скважинах.
На образцах керна проведено 478 определений пористости, 404 определений
проницаемости, 358 определений коэффициента остаточной водонасыщенности, 14
определений коэффициента остаточной нефтенасыщенности.
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (11820
определений), насыщенность (2470 определений) в 961 скважине.
Для
проектирования
значения
пористости,
нефтенасыщенности,
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования по определению Квыт выполнены на 14
образцах керна (из двух скважин) Тарасовского площади. Дополнительно
использовалась информация по пластам-аналогам БП7-10 Южно-Тарасовского (101
14
определение) и БП9-11 Северо-Тарасовского (59 определений) месторождений. В
качестве ОФП использовались имеющиеся данные (12 определений) по ЮжноТарасовскому месторождению.
Коэффициент вытеснения определялся по пласту БП9 Тарасовской (14
опытов) и Северо-Тарасовской (32 опыта) площадей с привлечением данных по
пластам-аналогам БП7-11 Тарасовской группы месторождений (149 опытов). ОФП
взяты по аналогии с пластами БП7-9 Южно-Тарасовского месторождения (30
определений).
Исследовано 28 глубинных проб нефти из девяти скважин и 15
поверхностных проб нефти из 11 скважин. Свойства нефти приняты как средние
арифметические значения по представительным пробам. Нефть малосернистая,
смолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая, в
пластовых условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород не
обнаружен.
K1v пласт БП10/0 представлен высоко заглинизированными маломощными
песчаниками, что обуславливает сложное строение залежи. Залежи являются
газоконденсатными (рис.8).
Залежь 1 (Северо-Западный блок) газоконденсатная пластовая сводовая, с
юга и востока ограничена тектоническими нарушениями, с севера и запада –
литологически экранирована. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется
от 0,4 м до 4,8 м. Размеры залежи составляют 11,7 х 7,3 км, высота 68,3 м.
Залежь 2 (р-н скв. 64Р, Северо-Восточный блок) газоконденсатная пластовая
сводовая, осложнена тектоническими нарушениями на юге и западе, а также
литологически замещена с северной и восточной стороны. Эффективная
газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 м до 5,5 м. Размеры 8,9 х 4,7 км,
высота 68,8 м.
Залежь 3 (Юго-Восточный блок) газоконденсатная пластовая сводовая,
ограниченная предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и
западной стороны. Южная часть ограничена зоной глинизации. Восточная –
контролируется контуром ВНК. Эффективная газонасыщенная толщина
изменяется от 0,4 м до 7,1 м. Размеры 10,5 х 5,1 км, высота 72,4 м.
Залежь 4 (Юго-Западный блок) газоконденсатная пластовая сводовая,
литологически ограничена с южной и западной стороны. Северная и восточная
части ограничены предполагаемыми тектоническими нарушениями. Эффективная
газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 м до 3,6 м. Размеры 2,4 х 1,3 км,
высота – 29 м.
Залежь 5 (р-н скв. 1064, Северо-Восточный блок) газоконденсатная
пластовая сводовая, литологически экранированная. Эффективная газонасыщенная
толщина изменяется от 0,6 м до 1,6 м. Размеры залежи 3,6 х 3,1 км, высота – 34,2 м.
Залежь 6 (р-н скв. 277, Северо-Восточный блок) газоконденсатная пластовая
сводовая, литологически экранированная. Эффективная газонасыщенная толщина
изменяется от 0,6 м до 2,6 м. Размеры 3,6 х 2,6 км, высота – 52,6 м.
Керн отобран в 40 скважинах.
На образцах керна проведено 1513 определений пористости, 1076
определений проницаемости, 970 определений коэффициента остаточной
водонасыщенности,
пять
определений
коэффициента
остаточной
газонасыщенности.
15
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (9645
определений), насыщенность (5980 определений) в 942 скважинах.
Для проектирования значения пористости, газонасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Свойства свободного газа исследованы по одной глубинной пробе газа,
полученной рекомбинацией проб газа сепарации и нестабильного конденсата.
Проба признана непредставительной. Свойства стабильного конденсата изучены по
двум представительным пробам.
Горизонт
БП10-11
представлен
неравномерным
переслаиванием
песчаников, алевролитов и глин с прослоями и линзами карбонатных пород. В
разрезе горизонта БП10-11 выделены четыре самостоятельных подсчетных
объекта, соответствующих пластам БП10/1, БП10/2, БП11/1 и БП11/2 (рис.8, 9).
Залежи, приуроченные к этим пластам, имеют сложное строение,
характеризуются по площади зонами отсутствия коллекторов, которые служат
литологическими экранами для залежей пластов БП11/1 и БП11/2.
Следует также отметить присутствие в залежах пластов БП10/1, БП10/2,
БП11/1 литологических окон-участков, где происходит опесчанивание глинистого
раздела между пластами, что обуславливает газогидродинамическую связь
резервуаров пластов БП10/1, БП10/2, БП11/1 и БП11/2.
Участки с такими зонами между пластами БП10/1 и БП10/2 установлены в
юго-восточной части Тарасовской структуры. Зоны с опесчаненым разделом между
пластами БП10/2 и БП11/1 выделены в восточной части, где происходит
уменьшение общей толщины горизонта БП10-11.
K1g пласт БП10/1. Выделено две тектонически экранированные залежи,
одна из которых нефтегазоконденсатная, приуроченная к северному, восточному,
центральному и южному блокам (в пределах Тарасовского ЛУ).
Помимо этого, в пределах Северо-Тарасовского ЛУ числится вторая
нефтяная тектонически экранированная залежь, приуроченная к северному,
восточному, центральному и южному блокам.
Залежь 1+4(Северо-Западный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной и восточной стороны. С
северной и западной стороны частично ограничена зоной глинизации.
Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 0,4 м до 4,3 м
Размеры газовой шапки составляют 8,9 х 5,1 км, высота 32,1 м. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,5 м до 5,2 м. Размеры залежи
составляют 11,4 х 4,4 км, высота 68,1 м.
Залежь 1+4 (Северо-Восточный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной и западной стороны.
Северная часть ограничена обширной зоной глинизации. Восточная часть
контролируется скважиной №279. Эффективная газонасыщенная толщина пласта
изменяется от 0,4 м до 6,5 м Размеры газовой шапки составляют 7,1 х 5,7 км,
высота 38,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 м
до 5,0 м. Размеры залежи составляют 10,0 х 9,4 км, высота 101,7 м.
Залежь 1+4 (Юго-Восточный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и западной стороны.
Восточная и южная части контролируется скважинами №№ 621 и 622.
Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 0,7 м до 8,2 м.
Размеры газовой шапки составляют 7,7 х 3,9 км, высота 43 м. Эффективная
16
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 7,8 м. Размеры залежи
составляют 20,8 х 7,3 км, высота 96,9 м.
Залежь 1+4 (Юго-Западный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и восточной стороны.
Западная часть ограничена зоной глинизации. Южная сторона контролируется
контуром ВНК. Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 м
до 4,1 м. Размеры газовой шапки составляют 3,1 х 2,3 км, высота 18,3 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 5,8 м.
Размеры залежи составляют 4,7 х 3,6 км, высота 44,6 м.
Залежь 5+8 (Северный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с южной стороны. Западная часть
ограничена зоной глинизации. Северная и восточная части залежи контролируются
контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6
до 4,9 м. Размеры залежи составляют 6,4 х 4,6 км, высота 47,6 м.
Залежь 5+8
(Восточный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной, западной и южной
сторон. Восточная часть залежи контролируется скважиной №4185. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 4,5 м. Размеры залежи
составляют 4,1 х 3,6 км, высота 51,9 м.
Залежь 5+8
(Центральный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и южной сторон. С
западной стороны залежь ограничена зоной глинизации. Восточная часть залежи
контролируется контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
изменяется от 0,7 до 4,0 м. Размеры залежи составляют 6,0 х 3,0 км, высота 47,6 м.
Залежь 5+8 (Южный блок) литологически и тектонически ограниченная.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,7 м до 3,1 м.
Размеры залежи составляют 1,3 х 0,6 км, высота 5,5 м.
K1g, K1v пласт БП10/2. Выделена одна залежь, разделенная на блоки.
Залежь 1+9 (Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая,
ограниченная предполагаемыми тектоническими нарушениями с восточной и
южной стороны. Западная и северная части контролируются контуром ВНК.
Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 м (скв. 3242) до
15,4 м (скв. 1610), средняя – 6,4 м. Размеры газовой шапки составляют 8,2 х 4,6 км,
высота 23,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 м
(скв. 1341) до 21,6 м (скв. 3239), средняя – 10,6 м. Размеры залежи составляют
11,2 х 7,7 км, высота 77,2 м.
Залежь 1+9 (Северо-Восточный блок) нефтегазоконденсатная, пластовая
сводовая, ограниченная предполагаемыми тектоническими нарушениями с
северной, западной и южной сторон. Восточная сторона контролируется
скважинами №№ 243 и 1286. Эффективная газонасыщенная толщина пласта
изменяется от 1,0 м (скв. 3072) до 17,7 м (скв. 3086), средняя – 7,1 м. Размеры
газовой шапки составляют 6,9 х 5,5 км, высота 27,7 м. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 м (скв. 3371) до 21,8 м (скв.
236), средняя – 11,6 м. Размеры залежи составляют 10,4 х 9,6 км, высота 101,6 м.
Залежь 1+9 (Юго-Восточный блок) нефтегазоконденсатная, пластовая
сводовая, ограниченная предполагаемыми тектоническими нарушениями с
северной и западной стороны. Восточная сторона контролируется структурным
фактором. Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 м (скв.
17
1807) до 12,1 м (скв. 1480), средняя – 5,3 м. Размеры газовой шапки составляют
7,0 х 2,3 км, высота 34,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
изменяется от 1,0 м (скв. 620) до 20,1 м (скв. 3318), средняя – 11,6 м. Размеры
залежи составляют 11,6 х 6,9 км, высота 92,4 м.
Залежь 1+9 (Юго-Западный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и восточной стороны.
Южная и западная части залежи контролируются контуром ВНК. Эффективная
газонасыщенная толщина пласта изменяется от 2,7 м (скв. 1761) до 6,0 м (скв.
1476), средняя – 4,4 м. Размеры газовой шапки составляют 2,5 х 0,6 км, высота
7,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 3,7 м (скв.
66Р) до 20,9 м (скв. 1267), средняя – 14,0 м. Размеры залежи составляют
4,8 х 3,5 км, высота 60 м.
Залежь 1+9
(Северный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с западной и южной стороны.
Северная и восточные части залежи контролируются положением ВНК.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,4 м (скв. 920) до
15,3 м (скв. 23). Размеры залежи составляют 6,4 х 4,1 км, высота 38,9 м.
Залежь 1+9
(Восточный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной, западной и южной
стороны. Восточная часть залежи контролируются скважиной № 370. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 м (скв. 338) до 10,9 м (скв. 41),
средняя – 5,4 м. Размеры залежи составляют 3,2 х 2,2 км, высота 34,0 м.
Залежь 1+9
(Центральный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и южной сторон.
Западная часть залежи контролируются скважиной № 71, а восточная ограничена
контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
3,6 м (скв. 351) до 13,8 м (скв. 24), средняя – 8,5 м. Размеры залежи составляют
4,0 х 2,9 км, высота 26,8 м.
Залежь 1+9
(Южный блок) пластовая сводовая, ограниченная
предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной и южной сторон.
Западная часть залежи контролируются скважиной № 82, а восточная ограничена
контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
2,3 м (скв. 79) до 15,0 м (скв. 66), средняя – 9,4 м. Размеры залежи составляют
4,3 х 1,7 км, высота 22,3 м.
Залежь 1+9
(Северный блок, р-н скв.603Р) пластовая сводовая,
ограниченная предполагаемыми тектоническими нарушениями с северной
стороны. Остальные части залежи контролируются контуром ВНК. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 4,6 м (скв. 603Р) до 10,0 м (скв.
604Р). Размеры залежи составляют 5,5 х 3,3 км, высота 14,5 м.
Нефть горизонта БП10 Тарасовского участка недр исследована по 152
глубинным пробам из 67 скважин и 101 поверхностным пробам из 76 скважин.
Свойства нефти в поверхностных условиях получены как среднее арифметическое
по
представительным
поверхностным
пробам.
Нефть
малосернистая,
малосмолистая, парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая,
в пластовых условиях незначительной вязкости.
Коэффициент вытеснения определялся по пластам БП10-11 Тарасовской (14
опытов) и Северо-Тарасовской (22 опыта) площадей с привлечением данных по
18
пластам-аналогам БП7-11 Тарасовской группы месторождений (159 опытов). ОФП
определены на 4 образцах керна пласта БП10 Тарасовской площади.
K1v пласт БП11/1. В пределах Тарасовской площади выделена одна
нефтяная залежь, разделенная на блоки.
Залежь 1+4(Северо-Западный блок) пластовая сводовая, западная часть
которой литологически экранированная. С восточной и южной стороны ограничена
предполагаемыми тектоническими нарушениями. Северная часть залежи
контролируется положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 0,5 м (скв. 78Р) до 6,1 м (скв. 1318БС2). Размеры залежи
составляют 6,9 х 4,0 км, высота 23,6 м.
Залежь 1+4 (Северо-Восточный блок) пластовая сводовая, с западной и
южной сторон ограничена предполагаемыми тектоническими нарушениями. С
восточной и северной стороны контролируется структурой. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,4 м (скв. 3256) до 8,7 м (скв.
3041), средняя – 3,7 м. Размеры залежи составляют 7,6 х 7,1 км, высота 49,9 м.
Залежь 1+4 (Юго-Восточный блок) пластовая сводовая, северная часть
ограничена предполагаемыми тектоническими нарушениями. Другие стороны
залежи контролируются контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 0,4 м (скв. 1785) до 10,4 м (скв. 3164), средняя – 5,9 м.
Размеры залежи составляют 8,7 х 4,2 км, высота 39,5 м.
Залежь 1+4 (Юго-Западный блок) пластовая сводовая, северная часть
ограничена предполагаемыми тектоническими нарушениями. С западной стороны
залежь ограничена зоной глинизации, с южной – контролируется структурой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,3 м (скв. 3291) до
2,2 м (скв. 1476), средняя – 1,6 м. Размеры залежи составляют 2,5 х 0,5 км, высота
10,2 м.
K1g, K1v пласт БП11/2. Выделено шесть нефтяных залежей, одна из
которых разделена на три блока.
Залежь 1 (р-н скв. 58Р, Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая,
литологически экранированная с северной, восточной и южной части. С западной
стороны залежь контролируется контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта изменяется от 0,8 м до 2,6 м. Размеры залежи составляют
3,4 х 1,9 км, высота 28,2 м.
Залежь 2 (р-н скв. 78Р, Северо-Западный блок). Залежь пластовая сводовая,
литологически экранированная с северной, восточной стороны. Южная часть
залежи
контролируется
предполагаемым
тектоническим
нарушением.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,4 м до 4,5 м.
Размеры залежи составляют 8,0 х 2,7 км, высота 75,7 м.
Залежь 3 (Юго-Западный блок). Залежь пластовая сводовая, литологически
экранированная с южной и восточной стороны. Северная часть ограничена
предполагаемым тектоническим нарушением. С западной стороны залежь
контролируется контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
изменяется от 0,8 м до 5,6 м. Размеры залежи составляют 4,4 х 2,2 км, высота
59,9 м.
Залежь 4 (Северо-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая,
литологически экранированная в западной и северо-восточной частях. С северозападной и юго-западной стороны залежь контролируется предполагаемыми
тектоническими нарушениями. Северная и юго-восточные части залежи
19
ограничены контуром ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
изменяется от 0,5 м до 7,9 м. Размеры залежи составляют 7,5 х 6,8 км, высота
40,1 м.
Залежь 5 (Юго-Восточный блок). Залежь пластовая сводовая, литологически
экранированная с западной части. С северной стороны ограничена предполагаемым
тектоническим нарушением. Восточная и южная части контролируются
положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от
0,7 м до 5,7 м. Размеры залежи составляют 6,3 х 3,3 км, высота 24,9 м.
Залежь 6+8 (Северный блок). Залежь пластовая сводовая, экранированная с
южной стороны предполагаемым тектоническим нарушением. Другие стороны
залежи ограничены положением ВНК. Эффективная нефтенасыщенная толщина
пласта изменяется от 2,8 м до 6,2 м. Размеры залежи составляют 1,9 х 3,3 км,
высота 14,0 м.
Залежь 6+8 (Восточный блок). Залежь пластовая сводовая; экранированная
с северной, западной и южной стороны предполагаемыми тектоническими
нарушениями. Восточная часть залежи контролируется контуром ВНК.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 6,1 м.
Размеры залежи составляют 2,0 х 0,7 км, высота 11,9 м.
Залежь 6+8 (Центральный блок). Залежь является пластовой сводовой,
западная и южная часть которой литологически экранированная. Северная сторона
ограничена предполагаемыми тектоническими нарушениями. Восточная часть
залежи контролируется водонасыщенной скважиной № 376. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,7 м до 5,7 м. Размеры залежи
составляют 2,6 х 1,7 км, высота 16,7 м.
По горизонту БП11 керн отобран в 26 скважинах.
На образцах керна проведено 645 определений пористости, 461 определение
проницаемости, 434 определения коэффициента остаточной водонасыщенности
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (4073
определения), насыщенность (794 определения) в 669 скважинах.
По 319 гидродинамическим исследованиям в 131 скважине определена
проницаемость.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Коэффициент вытеснения определялся по пластам БП10-11 Тарасовской (14
опытов) и Северо-Тарасовской (22 опыта) площадей с привлечением данных по
пластам-аналогам БП7-11 Тарасовской группы месторождений (159 опытов). ОФП
взяты по аналогии с пластом БП10 Тарасовской площади (4 определения).
Нефть горизонта БП11 изучена по трем глубинным пробам из одной
скважины и трем поверхностным пробам из трех скважин. Глубинные пробы
признаны непредставительными. Подсчетные параметры остаются без изменений
относительно подсчета запасов 2017 г. Нефть малосернистая, малосмолистая,
парафинистая, по плотности в стандартных условиях особо легкая, в пластовых
условиях незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород не
обнаружен.
Горизонт БП14 имеет клиноформное строение, нефтяные залежи которого
приурочены к структурно-литологическим ловушкам. Выделено шесть пластов от
БП14/1 до БП14/6. Верхние пласты БП14/1-3 в плане имеют вид полос
20
субмеридионального простирания, развитие которых на западе контролируется
зоной глинизации. Граница зоны глинизации пластов вниз по разрезу постепенно
смещается на восток. Пласты БП14/4-6 в песчаной фации распространены на
отдельных участках площади в виде линз сложной конфигурации (рис.10).
K1v пласт БП14/1. Выделены две нефтяные залежи: Залежь 1, Северный
блок, р-н скв.606П и Залежь 2+5. В Залежь 2+5 входят 4 блока.
Залежь 1 (Северный блок) литологически и тектонически экранированная.
Размеры 4,6х4,0 км, высота 43,0 м.
Залежь 2+5 (Северный блок, р-н скв 594Р ) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 3,4х5,1 км, высота 43,0 м.
Залежь 2+5 (Восточный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 6,0  0,5÷1,9 км, высота 50,5 м.
Залежь 2+5 (Центральный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 7,0  1,3 км, высота 74,5 м.
Залежь 2+5 (Южный блок) пластовая, сводовая, литологически и
тектонически экранированная. Размеры 20,0  4,0÷9,0 км, высота 233,9 м.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: пористость
(4183 определения в 560 скважинах), проницаемость (4183 определения в 560
скважинах), нефтенасыщенность (4084 определения в 549 скважинах).
K1v пласт БП14/2. Выделена одна нефтяная залежь, в которую входят
четыре блока.
Залежь 1+4 (Северный блок) литологически и тектонически экранированная.
Размеры 1,1  1,1 км, высота 9,4 м.
Залежь 1+4
(Восточный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 5,0  1,8 км, высота 32,4 м.
Залежь 1+4 (Центральный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 4,0  3,2 км, высота 48,1 м.
Залежь 1+4 (Южный блок) литологически и тектонически экранированная.
Размеры 23,0  0,5÷4,0 км, высота 128,4 м.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: пористость
(764 определения в 165 скважинах), проницаемость (764 определения в 165
скважинах), нефтенасыщенность (751 определение в 162 скважинах).
K1v пласт БП14/3. Выделены три нефтяные залежи: Залежь 1; Залежь 2,5;
Залежь 3+4, последние две состоят из двух блоков.
Залежь 1 (р-н скв. 258Р) пластовая, сводовая, литологически
экранированная. Размеры 9,3  6,5 км, высота 55,5 м.
Залежь 2,5 (р-н скв. 65, Северный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 1,1  2,8 км, высота 42,5 м.
Залежь 3+4 (Центральный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 2,9  0,4 км, высота 14,6 м.
Залежь 2,5 (Восточный и Южный блок) пластовая, сводовая, литологически
и тектонически экранированная. Размеры 30,0  8,0 км, высота 160,0 м.
Залежь 3+4 (р-н скв. 23, Северный блок) литологически и тектонически
экранированная. Размеры 0,9  0,4 км, высота 3,2 м.
21
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: пористость
(2193 определения в 386 скважинах), проницаемость (2193 определения в 386
скважинах), нефтенасыщенность (2082 определения в 372 скважинах).
K1v пласт БП14/4. Выделено три нефтяные залежи
Залежь 1 (р-н скв. 252Р) пластовая, сводовая, литологически
экранированная. Размеры 7,6  1,4 км, высота 5,0 м.
Залежь 2 (р-н скв. 82Р) пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Размеры 0,4÷5,7  0,7÷11,2 км, высота 81,2 м.
Залежь 4 (Южный блок) пластовая, сводовая, литологически
экранированная. Размеры 0,2÷10,8  0,8÷7,9 км, высота 168,4 м.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: пористость
(903 определения в 250 скважинах), проницаемость (903 определения в 250
скважинах), нефтенасыщенность (837 определений в 238 скважинах).
K1v пласт БП14/5. В пласте выделено семь нефтяных залежей.
Залежь 2 (р-н скв. 200) литологически экранированная. Размеры 3,5  1,3 км,
высота 50,8 м.
Залежь 3 (р-н скв. 225) пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Размеры 0,3÷2,9 × 0,3÷7,2 км, высота 72,8 м.
Залежь 4 (р-н скв. 799) пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Размеры 1,3 × 2,6 км, высота 29,3 м.
Залежь 7 (р-н скв. 245) литологически экранированная. Размеры 2,2 × 1,7 км,
высота 29,0 м.
Залежь 8 (р-н скв. 443) пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Размеры 2,3 × 2,0 км, высота 28,5 м.
Залежь 9 (р-н скв. 841) литологически экранированная. Размеры 0,8 × 0,5 км,
высота 19,1 м.
Залежь 10 (р-н скв. 77Р) пластовая, сводовая, литологически
экранированная. Размеры 1,2÷3,2 × 0,5÷6,1 км, высота 87,2 м.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по ГИС: пористость
(348 определений в 130 скважинах), проницаемость (348 определений в 130
скважинах), нефтенасыщенность (285 определений в 111 скважинах).
K1v пласт БП14/6 представлен шестью нефтяными залежами.
Залежь 1 (р-н скв. 261Р) пластовая сводовая, с запада литологически
экранированная, с востока контролируется ВНК. Размеры залежи составляют 6,5 х
2,7 км. Высота залежи 33,5 м.
Залежь 2 (р-н скв. 272) пластовая сводовая, с запада, севера и юга
литологически экранированная, с востока контролируется положением ВНК.
Залежь имеет сложную конфигурацию: ширина залежи изменяется от 0,6 до 2,5 км,
длина – от 0,5 до 4,2 км, высота 86,0 м.
Залежь 3 (р-н скв. 799) пластовая сводовая; с запада, севера и юга
литологически экранированная, с востока контролируется положением ВНК.
Размеры залежи составляют 1,5 х 4,5 км, высота 25,5 м.
Залежь 5 (р-н скв. 428) пластовая сводовая; с запада, севера и юга
литологически экранированная, с востока контролируется. Размеры залежи
составляют 1,7 × 1,8 км. Высота залежи 23,8 м. Продуктивная толщина изменяется
от 0,4 до 6,5 м.
22
Залежь 7 (р-н скв. 520) пластовая сводовая; с северо-востока контролируется
ВНК, в остальных частях – литологически экранированная. Размеры залежи
составляют 0,6 × 2,0 км. Высота залежи 11,4 м.
Залежь 9 (р-н скв. 603) пластовая сводовая; с юго- и северо-востока
контролируется ВНК, в остальных частях – литологически экранированная. Длина
залежи составляет в среднем 5,4 км, ширина изменяется от 0,6 до 1,8 км. Высота
залежи 38,5 м.
По горизонту БП14 керн отобран в 65 скважинах.
На образцах керна проведено 2207 определений пористости, 1467
определений проницаемости, 1164 определения коэффициента остаточной
водонасыщенности,
34
определения
коэффициента
остаточной
нефтенасыщенности.
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (5655
определений), насыщенность (3991 определение) в 599 скважинах.
По 635 гидродинамическим исследованиям в 278 скважинах определена
проницаемость.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
По горизонту БП14 опыты по определению коэффициента вытеснения
проведены на 60 кернах из 10 скважин. ОФП определялись на двух кернах
Тарасовской площади.
По горизонту БП14 свойства нефти в пластовых условиях изучены по 182
глубинным и 24 рекомбинированным пробам, свойства нефти в поверхностных
условиях изучены по 117 поверхностным пробам нефти. Свойства нефти приняты
как средние арифметические значения по представительным пробам. Нефть
малосернистая, малосмолистая, парафинистая, по плотности в стандартных
условиях особо легкая, в пластовых условиях незначительной вязкости. В
растворенном газе сероводород не обнаружен.
К1Ach пласт Ач. Нефтеносность отложений горизонта Ач установлена в
четырёх залежах.
Залежь 1 (Северный блок). Структурная, тектонически экранированная. В
центральной и южной части экранируется предполагаемым тектоническим
нарушением. Размеры залежи составляют 13,9 х 9,9 км, высота 46,8 м.
Залежь 2 (Юго-Западный блок) массивная, в северной и юго-восточной
части экранируется предполагаемым тектоническим нарушением. Размеры залежи
составляют 4,0 х 5,0 км, высота 66,5 м.
Залежь 4 (р-н скв. 606П) пластовая сводовая, в северо-западной и юговосточной части литологически экранированная, а с северо-востока и юго-запада
ограничена тектоническими нарушениями. Размеры залежи составляют
1,5 х 1,5 км, высота 20,3 м.
Залежь 5 (р-н скв. 607П) пластовая сводовая, литологически
экранированная, с запада осложнена тектоническим нарушением. Размеры залежи
составляют 1,5 х 1,6 км, высота 3,9 м.
Керн отобран в 4 скважинах.
На образцах керна проведено 345 определений пористости, 298 определений
проницаемости, 1164 определения коэффициента остаточной водонасыщенности,
145 определений коэффициента остаточной нефтенасыщенности.
23
Методами ГИС определены: пористость и проницаемость (287 определений),
насыщенность (75 определений) в 28 скважинах.
По одному гидродинамическому исследованию определена проницаемость.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам Губкинского месторождения (18 опытов). ОФП
также взяты по аналогии с Губкинским месторождением (8 определений).
По пласту свойства нефти в пластовых условиях изучены по четырнадцати
пробам, из них четыре пробы из двух скважин глубинные, десять проб из четырех
скважин рекомбинированные, свойства дегазированной нефти изучены по
двенадцати поверхностным пробам из девяти скважин. Свойства пластовой нефти
и подсчетные параметры приняты по двум представительным глубинным пробам.
Свойства дегазированной нефти приняты по девяти представительным
поверхностным пробам. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая, по
плотности в стандартных условиях особо легкая, в пластовых условиях
незначительной вязкости. В растворенном газе сероводород не обнаружен.
J3 пласт Ю1. Выделены три нефтяные залежи, приуроченные к отдельным
тектоническим блокам в пределах Тарасовской площади.
Залежь 1 (Северо-Западный блок) – нефтяная, пластовая, тектонически
экранированная. Размеры залежи составляют 9 х 5,5 км, высота 59,5 м. Залежь с
северо-запада ограничивается ВНК, а в восточной и южной части экранируется
предполагаемым тектоническим нарушением.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 4,6 м
(скв. 132Р) до 10,9 м (скв. 1311БС), средняя – 6,7 м.
Залежь 2 (Юго-Западный блок) – нефтяная, пластовая, тектонически
экранированная. Размеры залежи составляют 6,3 х 3,3 км, высота 32,9 м. Залежь в
северной и юго-восточной части экранируется предполагаемым тектоническим
нарушением.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,5 м
(скв. 1529БС2) до 9,3 м (скв. 3290БС), средняя – 6,2 м.
Залежь 3 (Северо-Восточный блок) – нефтяная, пластовая, тектонически
экранированная. Размеры залежи составляют 6,4 х 4,0 км, высота 39,5 м. Залежь в
северной и юго-восточной части экранируется предполагаемым тектоническим
нарушением.
Керн отобран в 4 скважинах.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам Ю1 Харампурского (115 определений),
Фестивального (35 определений) и Южно-Тарасовского (12 определений)
месторождений. ОФП взяты по аналогии с пластом Ю1 Южно-Тарасовского
месторождения (пять определений).
По пласту свойства нефти в пластовых условиях изучены по двум
рекомбиинрованным пробам из двух скважин, свойства дегазированной нефти
изучены по двум поверхностным пробам из двух скважин. Рекомбинированные
пробы признаны непредставительными. Свойства пластовой нефти и подсчетные
24
параметры приняты по аналогии с нефтью пласта Ю1/1 Южно-Тарасовского
месторождения. По плотности в стандартных усовиях нефть особо легкая, в
пластовых условиях незначительной вязкости. Свойства дегазированной нефти
приняты по собственным трем поверхностным пробам. Нефть малосернистая,
малосмолистая, парафинистая.
J3 пласт Ю1/1. Залежь нефтяная, пластовая, с запада тектонически
экранированная. Размеры залежи 3,2×2,8, высота – 12 м. Залежь вскрыта поисковой
скважиной № 607П. Эффективная толщина в скважине равна 10,4 м, эффективная
нефтенасыщенная 8,1 м.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
Свойства нефти в пластовых условиях изучены по трем рекомбинированным
пробам из одной скважины, свойства дегазированной нефти изучены по одной
поверхностной пробе. Рекомбинированные пробы признаны непредставительными.
Свойства пластовой нефти и подсчетные параметры приняты по аналогии с нефтью
пласта Ю1/1 Южно-Тарасовского месторождения. По плотности в стандартных
усовиях нефть особо легкая, в пластовых условиях незначительной вязкости.
Свойства дегазированной нефти приняты по собственной поверхностной пробе.
Нефть малосернистая, малосмолистая, парафинистая.
J3 пласт Ю1/3. Залежь нефтяная, пластовая, с запада тектонически
экранированная. Размеры залежи 2,5×1,7, высота – 5 м. Залежь вскрыта поисковой
скважиной № 607П. Эффективная толщина и эффективная нефтенасыщенная
толщина в скважине равны 3,5 м.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
По пласту Ю1/3 свойства нефти в пластовых условиях изучены по трем
рекомбинированным пробам из одной скважины, свойства дегазированной нефти
изучены по одной поверхностной пробе. Пробы признаны непредставительными.
Свойства пластовой нефти и подсчетные параметры приняты по аналогии с нефтью
пласта Ю1/1 Южно-Тарасовского месторождения. По плотности в стандартных
усовиях нефть особо легкая, в пластовых условиях незначительной вязкости.
Свойства дегазированной нефти приняты по пробе с пласта Ю1/1. Нефть
малосернистая, малосмолистая, парафинистая.
J2 пласт Ю2. В пласте Ю2 выделены три нефтяные залежи 1, 2 и 3,
приуроченные к отдельным тектоническим блокам в пределах Тарасовской
площади.
Залежь 1 (Северо-Западный блок) – нефтяная, пластовая, тектонически
экранированная. Размеры залежи составляют 5,8 х 8 км, высота 44,6 м. Залежь с
северо-запада ограничивается ВНК, а в восточной и южной части экранируется
предполагаемым тектоническим нарушением.
Залежь 2 (Юго-Западный блок) – нефтяная, пластовая, тектонически
экранированная. Размеры залежи составляют 5,4 х 3,1 км, высота 28,9 м. Залежь в
северной и юго-восточной части экранируется предполагаемым тектоническим
нарушением.
Залежь 3 (Северо-Восточный блок) – нефтяная, пластовая, тектонически
экранированная. Размеры залежи составляют 3,5 х 1,3 км, высота 33.5 м. Залежь
массивная, с запада и востока экранируется предполагаемым тектоническим
нарушением.
25
Фильтрационные исследования не проводились. Коэффициент вытеснения
определялся по пластам-аналогам Ю1 Харампурского (115 определений),
Фестивального (35 определений) и Южно-Тарасовского (12 определений)
месторождений. ОФП взяты по аналогии с пластом Ю1 Южно-Тарасовского
месторождения (пять определений).
Керн отобран в 3 скважинах.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и
проницаемости приняты по ГИС.
По пласту глубинные и поверхностные пробы нефти не отбирались.
Свойства нефти приняты по аналогии с нефтью залежи в районе скважины № 69
пласта Ю2/1 Верхнепурпейского месторождения. По плотности в стандартных
условиях нефть характеризуется как особо легкая, по вязкости в пластовых
условиях – незначительной вязкости, дегазированная нефть – малосернистая,
парафинистая, малосмолистая.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Тарасовского
месторождения приведена в таблице 1. Геологическое строение пластов
представлено на рисунках 5-11.
IV. СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Запасы
углеводородов
Тарасовского
месторождения
утверждены
протоколом ГКЗ № 5119 от 25.08.2017.
В 2017 г. по результатам бурения и испытания на приток новой поисковой
скважины 607П на пластах Ю1/1 и Ю1/3 был составлен ОПЗ (№03-18/1159-пр от
21.12.2017). Новая информация позволила оконтурить новые залежи и подсчитать
запасы на пластах Ю1/1 и Ю1/3 в пределах лицензионного участка СЛХ № 02507
НП от 10.02.2017.
В 2018 г. составлен оперативный подсчет запасов УВ, основанием для
которого является бурение и ввод в эксплуатацию ряда новых скважин на пластах
БП14/1, БП14/3, БП14/4, Ач и отнесение запасов пласта Ач к ТрИЗ, включающих
УВ в низкопроницаемом пласте Ач, а также открытие новых залежей пластов Ю1,
Ю2 (№ 03-18/81-пр от 06.04.2018, №03-18/1076-пр от 13.12.2018).
В 2019 г. был проведен оперативный подсчет запасов УВ для пластов ПК1,
АП8/2, АП11/1, АП12, БП4, БП6, БП7/1, БП7/2, БП8/0, БП8низ, БП9, БП10/1,
БП10/2, БП11/1, БП11/2, БП14/4, БП14/5, БП14/6 и Ач (№03-18/950-пр от
06.12.2019).
В 2020 г. был проведен оперативный подсчет запасов УВ для пласта Ач
Залежь 1 (Северный блок), протокол (№03-18/1262пр от 31.12.2020).
Расчёты технологических показателей проведены на запасы, находящиеся на
ГБЗ РФ на 01.01.2021 с учётом ОПЗ 2020 г.
Сведения о состоянии углеводородов приведены в таблицах 2, 2.1-2.4.
V ИСТОРИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
На 01.01.2021 на разработку Тарасовского месторождения составлено 25
проектных документов.
1. Принципиальная схема опытной эксплуатации
Тарасовского
нефтегазоконденсатного месторождения (протокол ЦКР № 797 от 09.02.1979).
26
2. Технологическая схема разработки Тарасовского газоконденсатного
месторождения (протокол ЦКР № 878 от 30.09.1980).
3. Проект пробной эксплуатации Тарасовского месторождения (протокол
коллегии Миннефтепрома № 630 от 16.10.1984).
4. Дополнительная записка к технологической схеме разработки
Тарасовского месторождения, 1986 г.
5. Проект пробной эксплуатации Северо-Тарасовского месторождения
(протокол техсовета ПО «Пурнефтегаз» от 20.02.1989).
6. Технологическая схема разработки Тарасовского газоконденсатного
месторождения (протокол ЦКР № 1349 от 22.06.1989).
7. Проект опытно-промышленной разработки сеноманской залежи (протокол
ЦКР № 1776 от 16.11.1994).
8. Технологическая схема опытно-промышленной разработки СевероТарасовского месторождения (протокол ЦКР № 2005 от 20.02.1996).
9. Технологическая схема опытно-промышленной разработки подгазовой
зоны и газоконденсатной шапки пластов БП10-11 Тарасовского месторождения
(протокол ЦКР № 2219 от 22.01.1998).
10. Технологическая схема разработки Северо-Тарасовского месторождения
(протокол ТКР ЯНАО № 01-00 от 14.03.2000).
11. Проект пробной эксплуатации Северо-Айваседопуровского
месторождения (протокол ТО ЦКР по ЯНАО № 15-03 от 15-16 декабря 2003 г.);
12. Технологическая схема разработки Тарасовского и ВосточноТарасовского месторождений (протокол ЦКР Роснедра № 3609 от 15.03.2006).
13. Анализ разработки Северо-Тарасовского месторождения (протокол ТО
ЦКР Роснедра по ЯНАО № 03-06 от 28.03.2006).
14. Технологическая схема разработки сеноманской залежи Тарасовского
месторождения (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО № 03-07 от 16.02.2007).
15. Дополнение к технологической схеме разработки пласта БП3
Тарасовского месторождения (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО № 14-07 от
04.04.2007).
16. Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского
месторождения (протокол ЦКР Роснедра № 4496 от 25.12.2008).
17. Дополнение к технологической схеме разработки Северо-Тарасовского
нефтяного месторождения (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО № 40-08 от
12.12.2008).
18. Технологическая схема опытно-промышленных работ пластов АП8/2 и
БП5 Тарасовского месторождения (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО № 47-09
от 17.12.2009).
19. Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского
месторождения (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5082 от 22.02.2011)
20. Дополнение к технологической схеме разработки Северо-Тарасовского
нефтяного месторождения (протокол ЗС нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по
УВС № 58-11 от 20.12.2011).
21. Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского
месторождения (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5562 от 24.12.2012).
22. Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского
месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 6046 от 06.11.2014).
27
23. Дополнение к технологической схеме разработки Северо-Тарасовского
нефтяного месторождения (в т.ч. Северо-Западного окончание пласта БП14
Тарасовского месторождения) (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 6304 от
12.11.2015).
24. «Технологическая
схема
разработки
Тарасовского
нефтегазоконденсатного месторождения» (ПАО "НК "Роснефть"; ООО "ЛУКОЙЛЗападная Сибирь"), выполненная ООО «РН-УфаНИПИнефть» (протокол ЦКР
Роснедр по УВС № 6938 от 25. 08. 2017). В рамках проектного документа и
подсчёта запасов обосновано объединение трёх месторождений (Тарасовское,
Северо-Тарасовское и Северо-Айваседопуровское) в единое Тарасовское.
25.
Действующим
технологической
проектным
схеме
документом
разработки
является
Тарасовского
«Дополнение
к
нефтегазоконденсатного
месторождения ЯНАО Тюменской области» (ПАО "НК "Роснефть"; ООО
"ЛУКОЙЛ-Западная
Сибирь"),
выполненная
ООО
«РН-БашНИПИнефть»
(протокол ЦКР от 12.12.2019 № 7798).
Основные положения проектного документа:
выделение 20 объектов разработки: 12 нефтяных: АП10, БП3, БП4, БП5,
БП6,
БП7+БП8/0,
БП8,
БП9,
БП14,
Ач,
Ю1,
Ю2;
пять
нефтегазоконденсатных: АП8/2, АП11/1, АП12, БП1; БП10-11; двух
газоконденсатных: ПК19, БП10/0 и одного газового: ПК1.
1.2. Система разработки:
▪
рядная – Ач, Ю1, Ю2;
▪
обращённая девятиточечная, рядная – по БП10-11, БП14;
▪
блочно-замкнутая с переходом в рядную – по БП8, БП9;
▪
очагово-избирательная –АП10, БП1, БП4, БП6, БП7+БП8/0;
▪
приконтурное заводнение –АП8/2, АП11/1;
▪
приконтурное заводнение с сочетанием с очаговым - БП5, БП3;
▪
естественный режим – АП12, ПК19, ПК1, БП10/0;
1.3. Общий фонд – 2610 скважин:1344 добывающих, 888 нагнетательных,
26 газовых, 134 контрольных, 4 водозаборных, ликвидированных 214;
1.4. Фонд для бурения – 896 скважин: 493 добывающих нефтяных (в т.ч.
483 горизонтальных), 403 нагнетательных (в т.ч. 1 горизонтальная).
Ввод нагнетательных скважин с отработкой на нефть;
1.5. Гидроразрыв пласта – 696 скв/опер.;
1.6. Бурение боковых стволов – 1122 скв./опер. (в т.ч. 743
горизонтальных): 42 нагнетательных, 2 газовых, 1078 добывающих;
1.7. Применение ОРЗ – 28 скважин;
1.8. Накопленная добыча нефти – 196895 тыс.т;
1.9. Накопленная добыча свободного газа – 21828 млн м3;
1.10. Накопленная добыча газа газовых шапок – 17213 млн м3;
1.11. Накопленная добыча конденсата – 4259 тыс.т;
28
1.12. Достижение КИН в целом по месторождению по категории запасов
АВ1– 0,347, в т.ч. по объектам:
АП8/2
АП10
АП11/1
АП12
БП1
БП3
БП4
БП5
БП6
БП7+БП8/0
БП8
БП9
БП10-11
БП14
Ач
Ю1
Ю2
КИН
0,331
0,289
0,307
0,302
0,356
0,262
0,326
0,314
0,329
0,270
0,430
0,355
0,319
0,383
0,201
0,320
0,249
Кохв.
0,686
0,700
0,689
0,695
0,808
0,635
0,689
0,723
0,697
0,707
0,816
0,780
0,702
0,663
0,481
0,637
0,688
Квыт.
0,482
0,413
0,445
0,435
0,441
0,413
0,473
0,435
0,472
0,382
0,521
0,455
0,453
0,566
0,418
0,502
0,362
1.13. Достижение КИК в целом по месторождению по категории АВ1 – 0,511;
1.14. Достижение КИГ в целом по месторождению по категории АВ1 – 0,936.
VI. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ
Тарасовское месторождение открыто в 1967 г. и введено в промышленную
разработку в 1986 г.
С начала разработки пробурено 1767 скважин, в том числе 1653
добывающих, 98 нагнетательных, 12 газовых, и четыре водозаборные
На
01.01.2021 в действующем фонде находится 660 скважин: 414 добывающих, 231
нагнетательные и 15 газовых.
Характеристика фонда скважин приведена в таблице 4.
На 01.01.2021 накопленная добыча составила 74914 тыс.т нефти, 173142
тыс.т жидкости, 7733 млн м3 свободного газа, 13215 млн м3 газа газовых шапок,
3167 тыс.т конденсата, 19124 млн м3 растворённого газа. Закачано с начала
разработки 310210 тыс.м3 воды. Компенсация отбора закачкой: текущая 96,3%,
накопленная 151,4%. Текущий КИН – 0,144, отбор от НИЗ – 41,7%, темп отбора от
НИЗ – 0,5%. Текущий КИК – 0,413, отбор конденсата от НИЗ – 80,8%. Текущий
КИГ – 0,526, отбор свободного газа и газа газовых шапок от НИЗ – 56,2%.
За 2020 г. добыто нефти – 905 тыс.т (на 2% больше проекта), жидкости –
7262 тыс.т (на 6% меньше проекта), обводненность – 87,5% (при проектной 88,4%).
Отклонение фактического уровня добычи нефти от проектного значения не
превышает допустимое значение (25%). Уровень использования растворённого газа
в 2020 г. составил 97%.
29
Превышение добычи нефти обусловлено большим на 12,3% (проект 7,3
т/сут, факт 8,2 т/сут) дебитом нефти и дебитом жидкости на 5% (проект 63,2 т/сут,
факт 66,4 т/сут).
За 2020 год добыто 964 млн м3 свободного газа, 57 млн м3 газа газовых
шапок и 9 тыс.т конденсата. Отклонение фактического уровня от проектного
значения составило 1% по газу, что не превышает допустимое значение (40%).
Сравнение фактических и проектных показателей разработки месторождения
и разрабатываемых объектов за период 2016-2020 гг. приведено в таблицах 3, 3.1 –
3.33. Карты текущих и накопленных отборов представлены на рисунках 12-43.
Динамика основных технологических показателей разработки приведена на
рисунках 44-70.
По состоянию на 01.01.2021 в добыче нефти, газа и конденсата находились
объекты: ПК1, АП8/2, АП10, АП11/1, АП12, БП1, БП3, БП4, БП5, БП6, БП7+
БП8/0, БП8, БП9, БП10-11, БП14, Ач.
Объект ПК1 разрабатывается с 2012 г. Всего в эксплуатации перебывало 15
скважин. На 01.01.2021 в фонде объекта числится 15 действующих газовых
скважин.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 7673 млн м3 свободного газа
(по проекту 7676 млн м3), текущий КИГ – 0,399. За 2020 г. добыто свободного газа
– 964 млн м3 (на 1,6% меньше проекта).
Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 9,2 МПа, что на
0,2 МПа ниже начального пластового давления (9,4 МПа).
Объект АП8/2. Введён в разработку в 2008 г. Действующим проектным
документом предусмотрена очагово-избирательная система разработки. Всего в
эксплуатации перебывало 13 скважин. По состоянию на 01.01.2021 в добывающем
фонде числятся 12 скважин и одна в специальном фонде.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 27 тыс.т нефти (по проекту
25 тыс.т). Текущий КИН – 0,041 (по проекту 0,038), отбор от НИЗ –12,4% (по
проекту 11,5 %). Накопленная добыча газа из газовой шапки – 55 млн м3, текущий
КИГ – 0,585. Накопленная добыча конденсата – 10 тыс.т, текущий КИК – 0,455.
Залежь разрабатывается на естественном режиме. Пластовое давление на
уровне начального (20,3 МПа).
Объект АП10. Введён в разработку в 2010 г. Всего в разработке находилось
1 скважина. По состоянию на 01.01.2021 в фонде числится 1 пьезометрическая
скважина.
По состоянию на 01.01.2021 накопленная добыча по объекту составила 1
тыс.т нефти и 2 тыс.т жидкости. Текущий КИН составил 0,001, отбор от НИЗ –
0,1%.
Объект АП11/1. Введён в разработку в 2010 г. Всего в работе перебывало в
эксплуатации 10 скважин, все добывающие. По состоянию на 01.01.2021 в фонде
объекта числится 4 действующие добывающие скважины.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 64 тыс.т нефти (по проекту
70 тыс.т). Текущий КИН – 0,100 (по проекту 0,109), отбор от НИЗ – 32,5 (по
проекту 35,6%). Накопленная добыча газа из газовой шапки составила 18 млн м3,
текущий КИГ – 0,600. Накопленная добыча конденсата – 3 тыс.т, текущий КИК –
0,429.
За 2020 г. добыто нефти – 1 тыс.т (на 87% меньше проекта), жидкости – 47,6
тыс.т (на 33% меньше проекта), обводнённость 97,7% при проектной 88,8%.
30
Отставание добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим на 88%
дебитом нефти (проект 15,2 т/сут, факт 1,8 т/сут) и большей обводнённости
продукции, что не вполне компенсируется большим (проект 1, факт 4)
действующим фондом добывающих скважин.
За проектные 2016 -2020 гг. в полном объёме выполнена программа ввода
боковых стволов.
Начальное пластовое давление – 21,0 МПа. В настоящий момент пластовое
давление снижено до 20,8 МПа.
Объект АП12 введен в разработку в апреле 2009 г. По состоянию на
01.01.2021 на объекте перебывало в эксплуатации 6 скважин, все добывающие. По
состоянию на 01.01.2021 в фонде объекта числится 1 добывающая бездействующая
скважина.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 47 тыс.т нефти (по проекту
53 тыс.т). Текущий КИН – 0,063 (по проекту 0,071), отбор от НИЗ – 20,9% (по
проекту 23,5%). Накопленная добыча газа из газовой шапки 19 млн м3, текущий
КИГ – 0,905. Накопленная добыча конденсата – 3 тыс.т, текущий КИК – 0,600.
За 2020 г. добыто нефти – 1,0 тыс.т, жидкости – 78,5 тыс.т, обводнённость
98,2%.
Разработка объекта ведётся на естественном режиме. Начальное пластовое
давление – 21,8 МПа. В настоящий момент текущее пластовое давление снижено
до 20,8 МПа.
Объект БП1. Введён в разработку в 1992 г. Всего в разработке находилось
33 скважины. По состоянию на 01.01.2021 в эксплуатационном фонде находятся 5
добывающих скважин.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 283 тыс.т нефти (по проекту
290 тыс.т). Текущий КИН – 0,148 (по проекту 0,152), отбор от НИЗ – 41,6% (по
проекту 42,6%). Накопленная добыча газа из газовой шапки 14 млн м3, текущий
КИГ – 0,636. Накопленная добыча конденсата – 2 тыс.т, текущий КИК – 0,400.
За 2020 г. добыто нефти – 4,0 тыс.т (на 63,3 % меньше проекта), жидкости –
105,3 тыс.т (на 66,2 % меньше проекта), обводнённость 96,2% при проектной
96,5%.
Снижение добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим на 51% дебита
жидкости (проект 179,7 т/сут, факт 87,7 т/сут) и меньшим на 44,4% дебитом нефти
(проект 6,3 т/сут, факт 3,5 т/сут).
Начальное пластовое давление – 22,5 МПа. В настоящий момент текущее
пластовое давление снижено до 21,5 МПа.
Объект БП3. Введён в разработку в 2007 г. Всего в разработке находилось
33 скважины. По состоянию на 01.01.2021 в фонде числится 13 скважин: 8
добывающих (4 действующих, 4 в консервации); 4 нагнетательные (одна
действующая, одна в ожидании ликвидации, две в консервации); одна контрольная.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 321 тыс.т нефти (по проекту
320 тыс.т). Текущий КИН – 0,130 (по проекту 0,130), отбор от НИЗ – 49,8% (по
проекту 49,7%).
За 2020 г. добыто нефти – 4,0 тыс.т (на 14% больше проекта), жидкости –
170,9 тыс.т (на 11,3% меньше проекта), обводнённость 97,4% при проектной 98,2%.
Превышение добычи нефти обусловлено большим на 33% (проект 3, факт 4)
действующим фондом добывающих скважин и на 44% дебита нефти (проект 2,5
т/сут, факт 3,6 т/сут).
31
Отставание объёмов закачки на 71,1% (проект 182,2 тыс.м3, факт 52,5 тыс.м3)
обусловлено меньшей приемистостью на 62,8% (проект 525,3 м3/сут, факт 195,2
м3/сут).
Начальное пластовое давление – 22,1 МПа, текущее – 21,5 МПа.
Объект БП4 эксплуатируется с июля 2003 г. В эксплуатации перебывало 10
добывающих скважин, переведённых с других объектов. По состоянию на
01.01.2021 скважин на объекте не числится.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 42 тыс.т нефти (по проекту
44 тыс.т). Текущий КИН – 0,062 (по проекту 0,065), отбор от НИЗ – 19,0% (по
проекту 20%).
Текущее пластовое давление на уровне начального – 23,1 МПа.
Объект БП5. Введён в разработку в 2008 г. Всего в разработке находилось
25 скважин. По состоянию на 01.01.2021 в фонде числится 15 скважин: 11
добывающих (1 действующая, 1 бездействующая, 9 в консервации); 3
нагнетательные (одна действующая, 2 в консервации); одна контрольная.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 68 тыс.т нефти (по проекту
69 тыс.т). Текущий КИН – 0,070 (по проекту 0,071), отбор от НИЗ – 22,3% (по
проекту 22,6%).
За 2020 г. добыто нефти – 2,0 тыс.т (на 20% меньше проекта), жидкости – 9,1
тыс.т (на 65% меньше проекта), обводнённость 80,3% при проектной 90,5%.
Отставание добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим на 66,7%
(проект 3, факт 1) действующим фондом добывающих скважин и меньшим на
18,5% дебита жидкости (проект 25 т/сут, факт 21,2 т/сут), что не компенсируется
большим дебитом нефти на 75% (проект 2,4 т/сут, факт 4,2 т/сут) и меньшей
обводненностью продукции – 80,3% при проектной 90,5%.
Начальное пластовое давление – 23,9 МПа, текущее – 23,4 МПа, что ниже
первоначального на 2,1%.
Объект БП6. Введён в разработку в 1991 г. Всего в разработке находилось
62 скважины. По состоянию на 01.01.2021 в фонде числится 33 скважины: 28
добывающих (8 действующих, 19 в консервации, одна ликвидированная); три
нагнетательные (три действующие); две контрольные. В эксплуатационном фонде
находятся 14 скважин, в том числе 11 добывающих и три нагнетательных скважин.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 466 тыс.т нефти (по проекту
476 тыс.т). Текущий КИН – 0,056 (по проекту 0,058), отбор от НИЗ – 17,1% (по
проекту 17,5%).
За 2020 г. добыто нефти – 6,0 тыс.т (на 60% меньше проекта), жидкости –
50,2 тыс.т (на 52,6% меньше проекта), обводнённость 88,5% при проектной 85,6%.
Отставание добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим на 36,3%
дебита жидкости (проект 33,9 т/сут, факт 21,6 т/сут) и на 49% дебита нефти (проект
4,9 т/сут, факт 2,5 т/сут) при меньшим на 11% (проект 9, факт 8) действующем
фонде добывающих скважин.
Начальное пластовое давление по объекту – 23,9 МПа. По состоянию на
01.01.2021 средневзвешенное давление 23,4 МПа.
Объект БП7+БП8/0. Был объединен в единый объект в 2019 г. Пласт БП7
введён в разработку в 1988 г., пласт БП8/0 введен в разработку в 1992 г. Всего в
разработке перебывало 58 скважин. По состоянию на 01.01.2021 в фонде числится
22 скважины: 20 добывающих (4 действующие, 1 бездействующая, 14 в
32
консервации,1 в ожидании ликвидации); одна действующая нагнетательная и одна
в освоении.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 186 тыс.т нефти (по проекту
211 тыс.т). Текущий КИН – 0,020 (по проекту 0,023), отбор от НИЗ – 7,4% (по
проекту 8,4%).
За 2020 г. добыто нефти – 20 тыс.т (в 9,8 раз меньше проекта), жидкости –
50,7 тыс.т (в 2,2 раза меньше проекта), обводнённость 96,1% при проектной 82,1%.
Отставание добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим на 10,6%
дебитом жидкости (проект 52,8 т/сут, факт 47,2 т/сут) и в 3,5 раза дебитом нефти
(проект 9,4 т/сут, факт 2,7 т/сут).
Снижение объёмов закачки в 114 раз (проект 114 тыс.м3, факт 1 тыс.м3)
обусловлено меньшей в 2,7 раз приёмистости скважин (проект 328,7 м3/сут, факт
120,5 м3/сут) при одинаковом фонде скважин.
Начальное пластовое давление равно 23,9 МПа, текущее - 23,8 МПа.
Объект БП8. Введён в разработку в 1986 г. С начала разработки пробурено
306 скважин, из них 282 добывающие и 24 нагнетательные. По состоянию на
01.01.2021 в фонде числится 281 скважина: 179 добывающих (69 действующих, 10
бездействующих, 76 в консервации, 24 в ожидании ликвидации и ликвидировано);
78 нагнетательных (7 действующих, 3 бездействующие, 14 в консервации, 54 в
ожидании ликвидации и ликвидировано); 24 контрольных.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 16379 тыс.т нефти (по
проекту 16250 тыс.т). Текущий КИН – 0,183 (по проекту 0,181), отбор от НИЗ –
42,5% (по проекту 42,2%).
За 2020 г. добыто нефти – 169 тыс.т (на 117% больше проекта), жидкости –
1993,3 тыс.т (на 51,2% больше проекта), обводнённость 91,5% при проектной
94,1%.
Превышение добычи нефти и жидкости обусловлено большим на 33,3%
дебита нефти (проект 6,6 т/сут, факт 8,8 т/сут) и большим действующим фондом
добывающих скважин (проект 35, факт 69).
Превышение объёмов закачки на 89,2% (проект 84,2 тыс.м3, факт 158,9
3
тыс.м ) обусловлено большей приёмистостью на 112,7% (проект 34,7 м3/сут, факт
73,8 м3/сут) при равном фонде нагнетательных скважин.
За проектные 2016-2020 гг. проведено 47 ПВЛГ при проекте 10, из других
категорий введено 26 скважин при 10 проектных. Выполнено проектное бурение
трех боковых стволов вместо одного по проекту.
Начальное пластовое давление изменяется в диапазоне 24,4 – 25,7 МПа,
текущее давление на залежах поддерживается на уровне первоначального.
Объект БП9. Введён в разработку в 1986 г. С начала разработки пробурено
158 скважин, из них 152 добывающие, 6 нагнетательных. Всего в разработке
находилось 265 скважины, из них 228 добывающие и 37 нагнетательные. По
состоянию на 01.01.2021 в фонде числится 102 скважины: 69 добывающих (12
действующих, 48 в консервации, 9 в ожидании ликвидации и ликвидировано); 21
нагнетательная (1 бездействующая, 1 в освоении после бурения, 5 в консервации,
14 в ожидании ликвидации и ликвидировано); 12 контрольных (1 наблюдательная и
11 пьезометрических).
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 4645 тыс.т нефти (по проекту
4650 тыс.т). Текущий КИН – 0,115 (по проекту 0,115), отбор от НИЗ – 32,5% (по
проекту 32,5%).
33
За 2020 г. добыто нефти – 19 тыс.т (на 13,6% меньше проекта), жидкости –
722,4 тыс.т (на 10% больше проекта), обводнённость 97,4% при проектной 96,7%.
Отставание добычи нефти обусловлено меньшим действующим фондом
добывающих скважин (проект-13, факт-12), что не компенсируется большим
дебитом нефти на 13 %.
С 2016 г. проектом предусматривалась отключение нагнетательного фонда,
что и было реализовано.
За проектные 2016-2020 гг. проведено 5 ПВЛГ при проекте 6, из других
категорий введено 3 скважины при 12 проектных. Из 5 проектных ЗБС пробурено
2.
Текущее пластовое давление в контуре нефтеносности составляет 24,7 МПа,
что ниже начального (25,3 МПа) на 2%.
Объект БП10/0 разрабатывался в 2012 г. В эксплуатации перебывала одна
скважина. Накопленная добыча свободного газа составила 51 млн м3, конденсата 7
тыс.т, текущий КИГ – 0,304, текущий КИК – 0,125.
Объект БП10-11. Введён в разработку в 1986 г. С начало разработки
пробурено 517 скважин, из них 489 добывающие, 28 нагнетательных. Всего в
работе перебывало 824 скважины. По состоянию на 01.01.2021 в фонде числится
526 скважин: 336 добывающих (83 действующих, 18 бездействующих, 197 в
консервации, 38 в ожидании ликвидации и ликвидировано); 128 нагнетательных
(38 действующих, 5 бездействующих, 2 в освоении после бурения, 72 в
консервации, 11 в ожидании ликвидации и ликвидировано); 10 газовых (9 в
консервации и одна ликвидирована); 52 контрольных (одна наблюдательная, 51
пьезометрических).
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 18823 тыс.т нефти (по
проекту 18892 тыс.т). Текущий КИН – 0,102 (по проекту 0,103), отбор от НИЗ –
32,0% (по проекту 32,2%). Накопленная добыча газа из газовой шапки – 13109 млн
м3 (по проекту 13114 млн м3), добыча конденсата 3142 тыс.т (по проекту 3146),
текущий КИГ – 0,679, текущий КИК – 0,422.
За 2020 г. добыто нефти – 160 тыс.т (на 23,7% меньше проекта), жидкости –
1695,6 тыс.т (на 18,4% меньше проекта), обводнённость 90,6% при проектной
90,0%.
Отставание добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим бурением
новых скважин (проект – 8, факт -5).
Отставание закачки на 37,3% (проект 2208,4 тыс.м3, факт 1384,0 тыс.м3)
обусловлено меньшей на 16,4% приёмистостью (проект 151,6 м3/сут, факт 127,1
м3/сут) и меньшим действующем фонде нагнетательных скважин на 13,6% (проект
44, факт 38).
За проектные 2016-2020 гг. проведено 13 ПВЛГ при проекте 16, из других
категорий введено 11 скважин при 39 проектном. Вместо 45 проектных ЗБС
пробурено 22 боковых стволов.
Начальное средневзвешенное пластовое давление в нефтяной зоне на уровне
25,9 -26,5 МПа, в газовой шапке - 12,6 МПа. Текущее пластовое давление на
01.01.2021 в контуре нефтеносности ниже начального, разница составила 16%.
Объект БП14. Введён в разработку в 1986 г. С начала разработки пробурено
748 скважин, из них 709 добывающих, 39 нагнетательных. Всего в добыче
перебывало 772 скважины, под закачкой – 221 скважин. По состоянию на
01.01.2019 в фонде числится 716 скважин: 427 скважин добывающего фонда (206
34
действующих, 19 в бездействии, 166 в консервации, 36 в ожидании ликвидации и
ликвидировано), 250 нагнетательного (175 действующих, 6 бездействующих, 4 в
освоении после бурения, 47 в консервации, 18 в ожидании ликвидации и
ликвидированных) и 39 скважины контрольного фонда (38 пьезометрических, одна
наблюдательная).
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 33308 тыс.т нефти (по
проекту 33305 тыс.т). Текущий КИН – 0,262 (по проекту 0,262), отбор от НИЗ –
68,5% (по проекту 68,5 %).
За 2020 г. добыто нефти – 433 тыс.т (на 9,3% больше проекта), жидкости –
1856 тыс.т (на 6,8% меньше проекта), обводненность 76,7% при проектной 80,0%.
Превышение добычи нефти обусловлено большим на 21,9% дебитом нефти
(проект 6,4 т/сут, факт 7,8 т/сут) и большим на 20,4% (проект 171, факт 206)
действующим фондом добывающих скважин.
Закачка практически соответствует проектной при большем на 12,9%
действующем фонде нагнетательных скважин.
За проектные 2016-2020 гг. проведено 14 ПВЛГ при проекте 20, из других
категорий введено 16 скважин при 27 проектном. Из 40 проектных ЗБС пробурено
30 боковых стволов. Введены 72 новые скважины при 60 проектных.
Начальное пластовое давление 28,8 МПа, текущее средневзвешенное
давление – 30,6 МПа, в том числе значение пластового давления в зоне нагнетания
составляет 32,9 МПа, в зоне отбора – 29,7 МПа.
Объект Ач. Введён в разработку в 2012 г. в рамках проекта пробной
эксплуатации скважин. С начала разработки на пласт пробурено 16 скважин, в том
числе 15 добывающих, одна нагнетательная. В добыче перебывало 54 скважины,
пробуренных на объект, под закачкой – 15 скважин. По состоянию на 01.01.2021 в
фонде числится 45 скважин: 32 добывающих (24 действующих, 4 в бездействии, 1 в
освоении, 3 в консервации); 13 действующих нагнетательных.
По состоянию на 01.01.2021 по объекту добыто 254 тыс.т нефти (по проекту
265 тыс.т). Текущий КИН – 0,006 (по проекту 0,006), отбор от НИЗ – 3,0 % (по
проекту 3,1 %).
За 2020 г. добыто нефти – 102 тыс.т (на 15% меньше проекта), жидкости –
413,8 тыс.т (на 24,9% меньше проекта), обводненность – 75,4% (при проектной
78,2%).
Отставание добычи нефти и жидкости обусловлено меньшим на 18,3%
дебитом нефти (проект 18,0 т/сут, факт 14,7 т/сут), меньшим дебитом жидкости на
27,5% (проект 82,6 т/сут, факт 59,9 т/сут), что не смог компенсировать больший на
20% (проект 20, факт 24) действующий фонд добывающих скважин.
Превышение закачки в 1,8 раз (проект 377,7 тыс.м3, факт 667,6 тыс.м3)
обусловлено большей приёмистостью на 10,1% (проект 181,5 м3/сут, факт 199,8
м3/сут) при большем действующем фонде нагнетательных скважин (проект 7, факт
13).
За проектные 2016-2020 гг. бурение новых скважин составило 16 единиц при
проекте 18, проведено 22 ЗБС не предусмотренных проектом.
Начальное пластовое давление
составляет 31 МПа. Текущее
средневзвешенное давление на уровне начального и составляет 29,2 МПа, что ниже
начального на 6%.
35
VII. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ РАССМАТРИВАЕМОГО
ПРОЕКТНОГО ДОКУМЕНТА
Геологическое моделирование проводилось в программных комплесах Petrel
(Schlumberger) и Irap RMS (Roxar). Гидродинамическое моделирование
проводилось с помощью пакета гидродинамического моделирования РН-КИМ
(ПАО «НК «Роснефть»).
Выделено 20 объектов разработки:
- 12 нефтяных объектов разработки: АП10, БП3, БП4, БП5, БП6, БП7+БП8/0
(БП7/1+БП7/2+БП8/0) , БП8 (БП8/верх+БП8/низ), БП9, БП14
(БП14/1+БП14/2+БП14/3+БП14/4+БП14/5+ БП14/6), Ач, Ю1 (Ю1+Ю1/1+Ю1/3),
Ю2;
- два газоконденсатных: ПК19, БП10/0;
- пять нефтегазоконденсатных: АП8/2, АП11/1, АП12, БП1 (БП1/1+БП1/2),
БП10-11 (БП10/1+БП10/2+БП11/1+БП11/2);
- один газовый: ПК1.
По
нефтяным,
нефтегазовым,
нефтегазоконденсатным,
газовым,
газоконденсатным объектам разработки в проектном документе рассмотрены три
основных варианта по объектам БП14, Ач, Ю1, Ю2. По объектам ПК1, ПК19,
АП8/2, АП10, АП11/1, АП12, БП1, БП3, БП4, БП5, БП6, БП7-БП8/0, БП8, БП9,
БП10/0, БП10-11 рассмотрен один вариант.
Схема размещения проектного фонда представлена на рисунках 71-89.
Нефтяные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные объекты
Объект АП8/2
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом – формирование приконтурного заводнения. Возврат скв.
№1718 с помощью ПВЛГ.
• Общий фонд – 16 скважин, из них добывающих – 13, нагнетательных – 2,
контрольных – 1;
• Перевод с других объектов – 4 скважин, в т.ч. добывающих – 2 (в т.ч. 1
возвратом), нагнетательных – 2;
• Бурение боковых стволов – 1 добывающая;
• Накопленная добыча нефти – 217 тыс.т;
• Накопленная добыча газа газовой шапки – 84 млн м3;
• Накопленная добыча конденсата – 14 тыс.т;
• КИГ – 0,894; КИК – 0,624;
• Кохв – 0,686. Квыт – 0,482. КИН – 0,331. ПСС – 33 га.
Объект АП10
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом – формирование очагово-избирательной системы
разработки, расстояние между скважинами – 940 м.
• Общий фонд – 12 скважин: из них добывающих – 7, нагнетательных – 5;
• Перевод с других объектов – 10 скважин, в т.ч. добывающих – 6,
нагнетательных – 4;
36
•
•
•
•
Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 6 добывающих;
Перевод контрольной скважины под нагнетание – 1 скважина;
Накопленная добыча нефти – 804 тыс.т;
Кохв – 0,700. Квыт – 0,413. КИН – 0,289. ПСС – 52 га.
Объект АП11/1
Вариант 1 предполагает ввод системы ППД.
• Общий фонд – 13 скважин: из них добывающих – 9, нагнетательных - 3,
контрольных – 1;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 5 добывающих;
• Перевод с других объектов – 3 скважины, в т.ч. нагнетательных – 3;
• Накопленная добыча нефти – 197 тыс.т;
• Накопленная газа газовой шапки – 28 млн м3;
• Накопленная добыча конденсата – 4 тыс.т;
• КИГ – 0,933; КИК – 0,618;
• Кохв – 0,690. Квыт – 0,445. КИН – 0,306. ПСС – 16 га.
Объект АП12
Вариант 1 предусматривает формирование системы без поддержания
пластового давления, расстояние между скважинами – 670 м.
• Общий фонд – 8 скважин: из них добывающих – 8;
• Перевод с других объектов – 2 скважины, в т.ч. добывающих – 2;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 2 добывающие;
• Накопленная добыча нефти – 213 тыс.т;
• Накопленная газа газовой шапки – 30 млн м3;
• Накопленная добыча конденсата – 4 тыс.т;
• КИГ – 0,938; КИК – 0,620;
• Кохв – 0,695. Квыт – 0,435. КИН – 0,302. ПСС – 38 га.
Объект БП1
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом – формирование очагово-избирательной системы,
расстояние между скважинами – 430 м.
• Общий фонд – 32 скважины, из них добывающих – 29, нагнетательных 2,
контрольных – 1;
• Бурение боковых стволов – 5 добывающие;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 3 добывающие;
• Перевод в ППД – 1 добывающая;
• Накопленная добыча нефти – 680 тыс.т;
• Накопленная газа газовой шапки – 20 млн м3;
• Накопленная добыча конденсата – 3 тыс.т;
• КИГ – 0,891; КИК – 0,597;
• Кохв – 0,808. Квыт – 0,441. КИН – 0,356. ПСС – 16 га.
Объект БП3
37
Первый вариант предусматривает разработку в соответствии с
действующим проектным документом – формирование приконтурного заводнения
с сочетанием очагового, расстояние между скважинами – 500 м.
• Общий фонд – 30 скважина, из них добывающих – 20, нагнетательных – 9,
контрольных – 1;
• Перевод с других объектов – 2 скважины, в т.ч. нагнетательных – 2;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 6 добывающих;
• Перевод в ППД – 1 добывающая;
• Накопленная добыча нефти – 645 тыс.т;
• Кохв – 0,635. Квыт – 0,413. КИН – 0,262. ПСС – 22 га.
Объект БП4
Вариант
1
предусматривает
формирование
очагово-избирательного
заводнения, расстояние между скважинами – 540 м, а также предполагает
усиление системы ППД.
• Общий фонд – 21 скважина: из них добывающих – 15, нагнетательных - 6;
• Перевод с других объектов – 11 скважин, в т.ч. добывающих – 9,
нагнетательных - 2;
• Перевод бурением бокового горизонтального ствола – 1 добывающая;
• Перевод в ППД – 4 добывающие;
• Накопленная добыча нефти – 221 тыс.т;
• Кохв – 0,689. Квыт – 0,473. КИН – 0,326. ПСС – 23 га.
Объект БП5
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом – формирование нерегулярной сетки скважин с
организацией приконтурного заводнения в сочетании с очаговым, расстояние
между скважинами – 460 м.
• Общий фонд – 30 скважин, из них добывающих – 25, нагнетательных – 4,
контрольных - 1;
• Перевод с других объектов – 7 скважин, в т.ч. добывающих – 7;
• Бурение боковых стволов – 3 добывающие;
• Ввод из консервации – 3 нагнетательные скважины;
• Накопленная добыча нефти – 305 тыс.т;
• Кохв – 0,723. Квыт – 0,435. КИН – 0,315. ПСС – 30 га.
Объект БП6
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом – формирование очагово-избирательной системы,
расстояние между скважинами – 490 м. Дополнительно проведение ГТМ,
увеличение количества скважин с горизонтальным окончанием.
• Общий фонд – 80 скважин, из них добывающих – 64, нагнетательных – 13,
контрольных – 2, ликвидированных - 1;
• Перевод с других объектов – 23 скважины, в т.ч. добывающих – 17,
нагнетательных – 6;
• Бурение боковых стволов – 6 добывающих;
38
•
•
•
•
•
•
•
Перевод бурением боковых стволов – 3 добывающие;
Бурение боковых горизонтальных стволов – 13 добывающих;
Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 3 добывающих;
Ввод из консервации – 7 добывающих скважин;
Перевод в ППД – 1 добывающая;
Накопленная добыча нефти –2718 тыс.т;
Кохв – 0,695. Квыт – 0,473. КИН – 0,329. ПСС – 30 га.
Объект БП7+БП8/0
Первый вариант предусматривает разработку в соответствии с
действующим проектным документом – формирование очагово-избирательной
системы, расстояние между скважинами – 860 м. Предусматривается
дополнительная перфорация на скважинах для формирования объекта БП7+БП8/0.
• Общий фонд – 98 скважин, из них добывающих – 85, нагнетательных – 13;
• Перевод с других объектов – 37 скважин, в т.ч. добывающих –28,
нагнетательных – 9;
• Бурение боковых стволов – 2 добывающие;
• Перевод бурением боковых стволов – 2 добывающие;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 6 добывающих;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 17 добывающих;
• Возврат на объект трёх скважин, в т.ч. 2 добывающих, 1 нагнетательной;
• Ввод из консервации – 5 добывающих скважин;
• Накопленная добыча нефти – 2572 тыс.т;
• Кохв – 0,704. Квыт – 0,382. КИН – 0,269. ПСС – 41 га.
Объект БП8
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом - разработка по блочно-замкнутой схеме с площадным
девятиточечным размещением скважин с последующим переходом в рядную
систему разработки, расстояние между скважинами – 400 м. Предусматривается
бурение боковых стволов, проведение ГРП.
• Общий фонд – 691 скважин, из них добывающих – 525, нагнетательных –
91, контрольных – 24, ликвидированных - 51;
• Перевод с других объектов – 67 скважин, в т.ч. добывающих – 51,
нагнетательных – 16;
• Бурение боковых стволов – 92 добывающих;
• Перевод бурением боковых стволов – 6 добывающих;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 224 добывающих;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 3 добывающие;
• Ввод из консервации – 54 скважины, в т.ч.
добывающих – 10,
нагнетательных - 44;
• ГРП – 105 скв-операции;
• Накопленная добыча нефти – 39309 тыс.т;
• Кохв – 0,816. Квыт – 0,521. КИН – 0,425. ПСС – 9 га.
Объект БП9
39
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом - разработка по блочно-замкнутой схеме с площадным
девятиточечным размещением скважин с последующим переходом в рядную
систему разработки. Предусматривается бурение боковых стволов.
• Общий фонд – 334 скважин, из них добывающих – 270, нагнетательных –
37, контрольных – 12, ликвидированных - 15;
• Перевод с других объектов – 73 скважин, в т.ч. добывающих – 53,
нагнетательных – 14;
• Бурение боковых стволов – 22 добывающих;
• Перевод бурением боковых стволов – 25 добывающих;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 109 добывающих;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 7 добывающих;
• Ввод из консервации – 23 скважины, в т.ч. добывающих – 5, нагнетательных
- 18;
• ГРП – 42 скв-операций;
• Накопленная добыча нефти – 14452 тыс.т;
• Кохв – 0,775. Квыт – 0,455. КИН – 0,353. ПСС – 11 га.
Объект БП10-11
Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим
проектным документом - разработка по площадной девятиточечной системе,
бурение горизонтальных нагнетательных скважин в северной части объекта.
В подгазовой зоне объекта планируется разбуривание горизонтальными
добывающими скважинами длиной 1000 м с МГРП и наклонно-направленными
нагнетательными скважинами.
• Общий фонд – 874 скважины, из них добывающих нефтяных – 523,
нагнетательных – 218, газовых – 34, контрольных – 50, ликвидированных 49;
• Фонд для бурения – 127 скважин, из них добывающих – 67 (в т.ч. 63
горизонтальные), нагнетательных – 62;
• Перевод с других объектов – 52 скважины, в т.ч. добывающих – 45,
нагнетательных – 7;
• Бурение боковых стволов – 83 добывающая
• Перевод бурением боковых стволов – 44 добывающих;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 221 добывающих;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 11 добывающих;
• Ввод из консервации – 63 скважины: добывающих – 30, нагнетательных 33;
• ГРП – 337 скв-операция;
• Перевод в ППД – 23 добывающих;
• Накопленная добыча нефти – 60833тыс.т;
• Накопленная добыча газа газовой шапки – 17061 млн м3;
• Накопленная добыча конденсата – 3776 тыс.т;
• КИГ – 0,884; КИК – 0,507;
• Кохв – 0,701. Квыт – 0,453. КИН – 0,318. ПСС – 16 га.
40
Объект БП14
Вариант 1 предусматривает бурение новых добывающих скважин с
горизонтальным окончанием длиной 1000 м с МГРП по рядной системе
разработки, в разбуренной зоне трансформация системы разработки с обращённой
9-титочечной в рядную, проведение ГРП, ЗБС и БГС, дострелы добывающих и
нагнетательных скважин.
• Общий фонд – 1053 скважины, из них добывающих – 568, нагнетательных –
412, контрольных – 36, ликвидированных - 37;
• Фонд для бурения – 211 скважин, из них добывающих – 101 (в т.ч. 100
горизонтальных), нагнетательных – 110;
• Перевод с других объектов – 21 скважина, в т.ч. добывающих – 13,
нагнетательных – 8;
• Бурение боковых стволов – 44 добывающих;
• Перевод бурением боковых стволов – 8 добывающих;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 84 добывающих;
• ГРП – 214 скв-операция;
• Перевод в ППД – 26 добывающих;
• Накопленная добыча нефти – 52318 тыс.т;
• Кохв – 0,762. Квыт – 0,491. КИН – 0,374. ПСС – 26 га.
Вариант 2 в отличие от первого варианта произведен пересмотр проектной
сетки скважин на ГСдоб с МГРП –1500м + ГСнагн – 600м варианту с увеличением
расстояния между рядами до 600 м.
• Общий фонд – 1007 скважины, из них добывающих – 550, нагнетательных –
384, контрольных – 36, ликвидированных - 37;
• Фонд для бурения – 165 скважин, из них добывающих – 83 (в т.ч. 83
горизонтальных), нагнетательных – 82 (в т.ч. горизонтальных – 78);
• Перевод с других объектов – 21 скважина, в т.ч. добывающих – 13,
нагнетательных – 8;
• Бурение боковых стволов – 46 добывающих;
• Перевод бурением боковых стволов – 8 добывающих;
• Бурение боковых горизонтальных стволов – 89 добывающих;
• ГРП – 235 скв-операция;
• Перевод в ППД – 36 добывающих;
• Накопленная добыча нефти – 52615 тыс.т;
• Кохв – 0,766. Квыт – 0,491. КИН – 0,376. ПСС – 26 га.
Вариант 3 в отличии от второго изменение типа окончания новых
нагнетательных скважин на наклонно-направленные (соотн. нагн и доб 2:1) с
ННС+ГС – 1500 м.
• Общий фонд –1115 скважин, из них добывающих – 554, нагнетательных –
488, контрольных – 36, ликвидированных - 37;
• Фонд для бурения – 273 скважины, из них добывающих – 87 (в т.ч. 87
горизонтальных), нагнетательных – 186;
• Перевод с других объектов – 21 скважина, в т.ч. добывающих – 13,
нагнетательных – 8;
41
•
•
•
•
•
•
•
Бурение боковых стволов – 46 добывающих;
Перевод бурением боковых стволов – 8 добывающих;
Бурение боковых горизонтальных стволов – 89 добывающих;
ГРП – 235 скв-операция;
Перевод в ППД – 36 добывающих;
Накопленная добыча нефти – 52755 тыс.т;
Кохв – 0,768. Квыт – 0,491. КИН – 0,377. ПСС – 20 га.
Объект Ач
Вариант 1 предусматривает бурение новых добывающих скважин с
горизонтальным окончанием длиной 1100 м с МГРП по рядной системе
разработки.
• Общий фонд – 343 скважин, из них добывающих – 191, нагнетательных –
151, контрольная - 1;
• Фонд для бурения – 244 скважина, из них добывающих 142 (в т.ч. 142
горизонтальных), нагнетательных – 102;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов 9 добывающих;
• Перевод бурением боковых стволов 34 нагнетательных;
• Перевод в ППД – 6 добывающих;
• Накопленная добыча нефти – 10417 тыс.т;
• Кохв – 0,481. Квыт – 0,418. КИН – 0,201. ПСС – 28 га.
Вариант 2 в отличии от первого варианта предполагает усиление системы
ППД за счёт дополнительного бурения наклонно-направленных нагнетательных
скважин (соотн. нагн и доб 2:1).
• Общий фонд – 498 скважины, из них добывающих – 191, нагнетательных –
306, контрольная - 1;
• Фонд для бурения – 399 скважины, из них добывающих 142 (в т.ч. 142
горизонтальных), нагнетательных – 257;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 9 добывающих;
• Перевод бурением боковых стволов – 34 нагнетательных;
• Перевод в ППД – 6 добывающих;
• Накопленная добыча нефти – 10728 тыс.т;
• Кохв – 0,495. Квыт – 0,418. КИН – 0,207. ПСС – 29 га.
Вариант 3 в отличие от второго варианта изменён тип окончания новых
нагнетательных скважин на горизонтальный – 600м.
Общий фонд – 343 скважин, из них добывающих – 191, нагнетательных –
151, контрольная - 1;
• Фонд для бурения – 244 скважины, из них добывающих 142 (в т.ч. 142
горизонтальных), нагнетательных – 102 (в т.ч. 102 горизонтальных);
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 9 добывающих;
• Перевод бурением боковых горизонтальных стволов – 34 нагнетательных;
• Перевод в ППД – 6 добывающих;
• Накопленная добыча нефти – 11143 тыс.т;
• Кохв – 0,514. Квыт – 0,418. КИН – 0,215. ПСС – 22 га.
Объект Ю1
42
Вариант 1 предусматривает бурение новых добывающих скважин с
горизонтальным окончанием длиной 1000 м с МГРП по рядной системе
разработки.
• Общий фонд – 203 скважин, из них добывающих – 103, нагнетательных –
100;
• Фонд для бурения – 201 скважин, из них добывающих 103 (в т.ч. 103
горизонтальная), нагнетательных – 98;
• Перевод зарезкой бокового ствола – 2 нагнетательных;
• Применение ОРЗ – 28 скважин;
• Накопленная добыча нефти – 6272 тыс.т;
• Кохв – 0,644. Квыт – 0,502. КИН – 0,323. ПСС – 39 га.
Вариант 2 в отличии от первого варианта (соотн. нагн и доб 2:1)
добывающие ГС с МГРП – 1000м .
Общий фонд – 300 скважин, из них добывающих – 103, нагнетательных –
197;
• Фонд для бурения – 298 скважин, из них добывающих 103 (в т.ч. 103
горизонтальная), нагнетательных – 195;
• Перевод зарезкой бокового ствола – 2 нагнетательных;
• Применение ОРЗ – 81 скважин;
• Накопленная добыча нефти – 6594 тыс.т;
• Кохв – 0,677. Квыт – 0,502. КИН – 0,340. ПСС – 32 га.
Вариант 3 в отличие от 1 варианта увеличена длина ГС до 1500 м.
Общий фонд – 169 скважин, из них добывающих – 84, нагнетательных – 85;
• Фонд для бурения – 167 скважин, из них добывающих 84 (в т.ч. 84
горизонтальных), нагнетательных – 83;
• Перевод зарезкой бокового ствола – 2 нагнетательных;
• Применение ОРЗ – 34 скважин;
• Накопленная добыча нефти – 5855 тыс.т;
• Кохв – 0,601. Квыт – 0,502. КИН – 0,302. ПСС – 38 га.
Объект Ю2
Вариант 1 предусматривает бурение новых добывающих скважин с
горизонтальным окончанием длиной 1000 м с МГРП по рядной системе
разработки.
• Общий фонд – 120 скважин, из них добывающих – 62, нагнетательных – 58;
• Фонд для бурения – 118 скважин, из них добывающих – 62 (в т.ч.
горизонтальных 62), нагнетательных – 56;
• Перевод зарезкой бокового ствола – 2 нагнетательных;
• Накопленная добыча нефти – 2855 тыс.т;
• Кохв – 0,688. Квыт – 0,362. КИН – 0,249. ПСС – 41 га.
Вариант 2 в отличии от первого варианта (соотн. нагн и доб 2:1)
добывающие ГС с МГРП – 1000м .
Общий фонд – 175 скважин, из них добывающих – 62, нагнетательных – 113;
• Фонд для бурения – 173 скважин, из них добывающих – 62 (в т.ч.
горизонтальных 62), нагнетательных – 111;
• Перевод зарезкой бокового ствола – 2 нагнетательных;
43
• Накопленная добыча нефти – 2902 тыс.т;
• Кохв – 0,699. Квыт – 0,362. КИН – 0,253. ПСС – 34 га.
Вариант 3 в отличие от 1 варианта увеличена длина ГС до 1500 м.
Общий фонд – 95 скважин, из них добывающих – 48, нагнетательных – 47;
• Фонд для бурения – 93 скважин, из них добывающих – 48 (в т.ч.
горизонтальных 48), нагнетательных – 45;
• Перевод зарезкой бокового ствола – 2 нагнетательных;
• Накопленная добыча нефти – 1910 тыс.т;
• Кохв – 0,461. Квыт – 0,362. КИН – 0,167. ПСС – 42 га.
•
•
•
•
•
•
Газоконденсатные объекты
Объект ПК19
Вариант 1. Разработка двумя горизонтальными добывающими скважинами
с длиной ствола 300 м, на естественном режиме.
Общий фонд газовых скважин – 2;
Перевод бурением бокового горизонтального ствола – 2 скважины;
Накопленный отбор свободного газа – 901 млн м3;
Накопленный отбор конденсата – 91 тыс.т;
КИК - 0,720;
КИГ - 0,940.
•
•
•
•
•
•
Объект БП10/0
Вариант 1. Разработка 14 наклонно-направленными скважинами на
естественном режиме.
Общий фонд газовых скважин – 14;
Перевод скважин с других объектов – 14;
Накопленный отбор свободного газа – 1 935 млн м3;
Накопленный отбор конденсата –367 тыс.т;
КИК - 0,527;
КИГ - 0,921.
Газовый объект
Объект ПК1
Вариант 1. Разработка 15 наклонно-направленными скважинами на
естественном режиме. Отключение скважин при устьевом давлении 0,1 МПа.
• Общий фонд газовых скважин – 15;
• Накопленный отбор свободного газа- 18 992 млн м3;
• КИГ - 0,988.
Месторождение в целом
С учётом технико-экономических оценок в целом по месторождению к
реализации предлагается вариант, сформированный суммированием первых
вариантов по объектам ПК1, ПК19, АП8/2, АП10, АП11/1, АП12, БП1, БП3,
БП4, БП5, БП6, БП7+БП8/0, БП8, БП9, БП10/0, БП10-11, Ач, Ю1, Ю2, второго
- по объекту БП14.
44
• Общий фонд – 2621 скважин: 1430 добывающих, 872 нагнетательных, 35
газовых, 133 контрольных, 4 водозаборных, ликвидированных 147;
• Фонд для бурения – 838 скважин: 458 добывающих нефтяных (в т.ч. 456
горизонтальных), 380 нагнетательных (в т.ч. 72 горизонтальных). Ввод
нагнетательных скважин с отработкой на нефть;
• Гидроразрыв пласта – 716 скв/опер.;
• Бурение боковых стволов – 1110 скв./опер. (в т.ч. 735 горизонтальных): 34
нагнетательных, 2 газовых, 1074 добывающих;
• Применение ОРЗ – 28 скважин;
• Накопленная добыча нефти – 195324 тыс.т;
• Накопленная добыча свободного газа – 21828 млн м3;
• Накопленная добыча газа газовых шапок – 17223 млн м3;
• Накопленная добыча конденсата – 4259 тыс.т;
• КИН – 0,339.
в т.ч. по Тарасовскому л.у. СЛХ 02506 НЭ
•
Общий фонд – 2420 скважины:1298 добывающих, 810 нагнетательных,
35 газовых, 126 контрольных, 4 водозаборных, ликвидированных 147;
•
Фонд для бурения – 773 скважины: 425 добывающих нефтяных (в т.ч.
425 горизонтальных), 348 нагнетательных (в т.ч. 72 горизонтальных);
•
Гидроразрыв пласта – 654 скв. -опер.;
•
Бурение боковых стволов – 1017 скв.-опер. (в т.ч. 708
горизонтальных);
•
Применение ОРЗ – 28 скважин;
•
Накопленная добыча нефти – 181927 тыс.т;
•
Накопленная добыча свободного газа – 21828 млн м3;
•
Накопленная добыча газа газовых шапок – 17223 млн м3;
•
Накопленная добыча конденсата – 4259 тыс.т;
•
Достижение КИН – 0,339.
в т.ч. по Северо-Тарасовскому л.у. СЛХ 02513 НЭ
•
Общий фонд – 164 скважины: 110 добывающие, 49 нагнетательных, 5
контрольная;
•
Фонд для бурения – 21 скважина: 10 добывающих нефтяных (в т.ч. 10
горизонтальных), 11 нагнетательных;
•
Гидроразрыв пласта – 49 скв/опер.;
•
Бурение боковых стволов – 62 скв.-опер. (в т.ч. 22 горизонтальных);
•
Накопленная добыча нефти – 9248 тыс.т;
•
Достижение КИН – 0,345.
в т.ч. по Северо-Западному окончанию л.у. СЛХ 02512 НР
•
Общий фонд – 112 скважина: 74 добывающих, 36 нагнетательных,
контрольных - 2;
•
Фонд для бурения – 30 скважин: 14 добывающих горизонтальных
скважин и 16 нагнетательных;
•
Гидроразрыв пласта – 13 скв.-опер.;
•
Бурение боковых стволов – 29 скв.-опер. (в т.ч. 5 горизонтальные);
45
•
•
Накопленная добыча нефти – 3028 тыс.т;
Достижение КИН – 0,376.
в т.ч. по Урабор-Яхинскому л.у. СЛХ 14245 НР
•
Общий фонд –2 добывающие скважины;
•
Фонд для бурения – 2 добывающие скважины;
•
Накопленная добыча нефти – 75 тыс.т;
•
Достижение КИН – 0,330.
в т.ч. по л.у. СЛХ 02507 НП
•
Общий фонд – 12 добывающие скважины;
•
Фонд для бурения – 12 скважин: 7 добывающих горизонтальных , 5
нагнетательных;
•
Накопленная добыча нефти – 1046 тыс.т;
•
Достижение КИН – 0,295.
VIII ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ
Исходные данные для расчета экономических показателей эффективности
разработки Тарасовского нефтегазоконденсатного месторождения приведены в
таблице 6.
Экономическая оценка проведена при условии реализации 50% нефти на
внешнем рынке по цене 61,9 долл./барр. при курсе доллара США 74,6 руб./долл.,
50% на внутреннем рынке по цене (без НДС) 26621,3 руб./т в 2021 году. В
расчётах учтена реализация растворённого на внутреннем рынке по цене
1426,5 руб./1000 м3 (без НДС) и природного газа по цене 2769 руб./тыс.м3.
В качестве исходных данных для расчета удельных капитальных и
эксплуатационных затрат были приняты фактические затраты по Тарасовскому
месторождению за 2020 год и плановые основные технико-экономические
показатели по Тарасовскому месторождению на 2021 год.
Экономическая оценка проведена с учётом выплаты налогов и платежей,
установленных действующим законодательством. Технико-экономическая оценка
нефтяного промысла выполнена в разрезе 3 ЛУ: Тарасовский ЛУ, СевероТарасовский ЛУ, ЛУ Северо-Западного окончания БП14. По газовому промыслу
все расчеты выполнены в пределах Тарасовского ЛУ.
Числящийся на госбалансе КИН (0,339 в целом по месторождению)
достигается в варианте 1 (объекты ПК1, ПК19, АП8/2, АП10, АП11/1, АП12, БП1,
БП3, БП4, БП5, БП6, БП7+БП8/0, БП8, БП9, БП10/0, БП10-11, Ач, Ю1, Ю2) и
варианте 2 (объект БП14).
Разработка Тарасовского месторождения в целом при принятых в расчётах
ценах
и
затратах
обеспечивает
положительное
значение
чистого
дисконтированного дохода недропользователя. Чистый дисконтированный доход
(при норме дисконта 10%) в границах запасов категорий АВ1+В2 за проектный
период составляет 14,8 млрд. руб., индекс доходности затрат составляет 1,0.
Основные технико-экономические показатели вариантов разработки
представлены в таблице 7.
46
Обоснование прогноза добычи нефти, растворённого газа, свободного газа,
газа газовых шапок, конденсата и объема буровых работ по суммарному варианту
приведены в таблицах 8.1-8.73.
IX РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДОИЗУЧЕНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И
ПРОГРАММА ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ
Программа ГРР направлена на доизучение перспектив юрских отложений
Тарасовского месторождения, а также
подтверждения
промышленной
нефтеносности.
Согласно рекомендуемой программе ГРР планируется:
2
1. Проведение 3D сейсморазведочных работ в общем объеме 592 км в полевой
сезон 2019-2022 год с целью уточнения геологической модели Тарасовского
месторождения и выделенных перспективных объектов на месторождении.
2. Бурение 302П в блоке 4 зависимой от результатов СРР в 2022-23 году с целью
опоискования залежи Ю1, Ю2, Ю3 в западном направлении за предполагаемым
разломом. Прирост запасов нефти по категории В1 составит 660 тыс. т.
Для контроля за разработкой месторождения по скважинам планируется
проводить мониторинг пластового и забойного давления, ПГИ с целью
определения профиля и состава притока, источников и интервалов обводнения,
профиля приемистости. Согласно проекту разработки на месторождении создана
система контроля за состоянием разработки, состоящая из контрольных
(оценивающих, характер продвижения фронта нагнетаемой воды и водонефтяного
контакта, выработку запасов) и пьезометрических скважин. А также введен в
действие
комплекс
гидродинамических
и
промыслово-геофизических
исследований.
С целью контроля изменений продуктивных характеристик ПЗП,
предусмотрено проведение гидродинамических исследований. Для проведения
исследований по контролю выработки запасов УВ и энергетического состояния
залежей обоснована опорная сеть скважин.
Программой исследовательских работ по изучению физико-химических
свойств флюидов, предусмотрен отбор и исследование глубинных и
поверхностных проб нефти по каждому продуктивному пласту в процессе ГДИ.
Программа исследовательских работ (в т.ч. доразведки) приведена в
таблице 9.
X. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ВОДОСНАБЖЕНИЯ
В качестве рабочих агентов для поддержания пластового давления
используется подтоварная вода с УПСВ Тарасовского месторождения.
По состоянию на 01.01.2021 на месторождении пробурены четыре
водозаборные скважины, которые находятся в консервации.
При строительстве на лицензионных участках поисковых, разведочных и
эксплуатационных скважин для приготовления бурового раствора и иных
технологических нужд предусматривается использовать подземные воды. Добыча
подземных вод для нужд бурения осуществляется из специально пробуренных
скважин, расположенных на арендованных земельных участках, планируемый
объем извлечения воды не превышает 99 м3/сут и осуществляется из водоносного
горизонта, не являющегося источником централизованного хозяйственно-
47
питьевого водоснабжения и расположен над такими горизонтами.
XI. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Определены основные требования и мероприятия по охране недр при
бурении скважин, обустройстве и разработке месторождения, представлена
предварительная оценка величины ущерба, наносимого окружающей природной
среде при разработке месторождения, представлена концепция экологической
безопасности при разработке. Предусмотрены мероприятия, обеспечивающие
промышленную безопасность на месторождении, как промышленно опасного
производства (объекта).
XII. БЕЗОПАСНОЕ ВЕДЕНИЕ РАБОТ
В процессе разработки месторождения предусматривается безопасное
ведение работ, а также соблюдение утвержденных в установленном порядке
стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием
недрами. С этой целью рекомендовано: организация и осуществление
производственного контроля за соблюдением требований промышленной
безопасности
в
порядке,
установленном постановлением
Правительства
Российской Федерации от 15.12.2020 № 2168 «Об организации и осуществлении
производственного контроля за соблюдением требований промышленной
безопасности на опасных производственных объектах».
Заключение
По работе «Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского
нефтегазоконденсатного месторождения ЯНАО Тюменской области» предлагается
принять вариант состоящий из первых вариантов по объектам ПК1, ПК19, АП8/2,
АП10, АП11/1, АП12, БП1, БП3, БП4, БП5, БП6, БП7+БП8/0, БП8, БП9, БП10/0,
БП10-11, Ач, Ю1, Ю2, второго - по объекту БП14 со следующими основными
положениями (таблица 7) и технологическими показателями (таблицы 8.1- 8.73):
Максимальные проектные уровни в целом по месторождению АВ1+В2:
- добычи нефти*
– 2391,4 тыс.т (2047 г.)
- добычи жидкости
– 26903,7 тыс. т (2059 г.)
- закачки воды
– 28283,8 тыс.м3 (2058 г.)
- добычи растворённого газа
– 598,0 млн м3 (2038 г.)
- добычи свободного газа
– 1009,6 млн м3 (2028 г.)
- добычи газа газовых шапок
– 83,6 млн м3 (2048 г.)
- добычи конденсата (СГ+газ ГШ)
– 65,0 тыс.т (2055 г.)
- использование растворённого газа
– 95%.
Основные положения:
выделение 20 объектов разработки: 12 нефтяных: АП10, БП3, БП4,
БП5, БП6, БП7+БП8/0, БП8, БП9, БП14, Ач, Ю1, Ю2; пять
нефтегазоконденсатных: АП8/2, АП11/1, АП12, БП1; БП10-11; двух
газоконденсатных: ПК19, БП10/0 и одного газового: ПК1.
1.2 Система разработки:
▪
рядная – Ач, Ю1, Ю2;
▪
обращённая девятиточечная, рядная – по БП10-11, БП14;
48
▪
блочно-замкнутая с переходом в рядную – по БП8, БП9;
▪
очагово-избирательная –АП10, БП1, БП4, БП6, БП7+БП8/0;
▪
приконтурное заводнение –АП8/2, АП11/1;
▪
приконтурное заводнение с сочетанием с очаговым - БП5, БП3;
▪
естественный режим – АП12, ПК19, ПК1, БП10/0;
1.3 Общий фонд – 2594 скважин: 1478 добывающих, 850 нагнетательных,
35 газовых, 84 контрольных, ликвидированных 147;
1.4 Фонд для бурения – 827 скважин: 455 добывающих нефтяных (в т.ч.
453 горизонтальных), 372 нагнетательных (в т.ч. 78 горизонтальных). Ввод
нагнетательных скважин с отработкой на нефть;
1.5 Бурение боковых стволов – 1082 скв./опер. (в т.ч. 737
горизонтальных), 2 газовых, 1080 нефтяных;
1.6 Перевод в добычу 69 скважин: 16 скважин из действующего
нагнетательного фонда, 6 скважин из консервационного нагнетательного
фонда, 47 скважин из пьезометрического фонда;
1.7 Перевод в ППД 63 скважин: 35 скважин из действующего
добывающего нефтяного фонда, 27 скважин из консервационного фонда
добывающих нефтяных скважин, 1 скважины из пьезометрического
фонда;
1.8
Перевод в газовый фонд 10 скважин: 7 из нефтяного фонда скважин,
2 из нагнетательного фонда, 1 пьезометрической скважины;
1.9 Накопленная добыча нефти – 195325 тыс.т;
1.10 Накопленная добыча свободного газа – 21828 млн м3;
1.11 Накопленная добыча газа газовых шапок – 17223 млн м3;
1.12 Накопленная добыча конденсата – 4259 тыс.т;
1.13 Достижение КИН в целом по месторождению по категории запасов
АВ1– 0,345, в т.ч. по объектам:
АП8/2
АП10
АП11/1
АП12
БП1
БП3
БП4
БП5
БП6
БП7+БП8/0
БП8
БП9
БП10-11
БП14
Ач
Ю1
Ю2
КИН
Кохв.
Квыт.
0,331
0,289
0,307
0,302
0,356
0,262
0,326
0,315
0,329
0,269
0,425
0,353
0,318
0,376
0,201
0,318
0,249
0,686
0,700
0,690
0,695
0,808
0,635
0,689
0,724
0,695
0,705
0,816
0,775
0,701
0,766
0,481
0,706
0,619
0,482
0,413
0,445
0,435
0,441
0,413
0,473
0,435
0,473
0,382
0,521
0,455
0,453
0,491
0,418
0,450
0,402
49
1.14 Достижение КИК в целом по месторождению по категории АВ1 – 0,511;
1.15 Достижение КИГ в целом по месторождению по категории АВ1 – 0,893.