Анализ истории разработки и нефтегазоносность Абино-Украинского месторождения

Исходя из факта смещения Скифской плиты на юг, в сторону Украинской структуры, предположено существование еще одной более глубокозалегающей структуры, сформированной кумскими отложениями трогового типа и отделенной от Абино-Украинской одним из нарушений Ахтырской шовной зоны. Антиклинальную Абино-Украинскую складку в эоценовых отложениях А.Ю. Мосякин с соавторами отнес к бескорневому типу. Предполагается, что по аналогии с Украинским месторождением в пределах складки залежи УВ могут быть обнаружены в V пласте ахтырской подсвиты и VI и VII пластах ильской и зыбзенской свит соответственно [8].

Рисунок 4 - Геологический профиль через Украинское и Абино-Украинское месторождения

Условные обозначения: 1 - скважины глубокого бурения; 2 - разрывные нарушения; яруса: pnt - понтический, smt - сарматский, kg - караганский, c - чокракский, mkp - майкопские отложения, b1 - белоглинская свита, km - кумская свита, F₂-F₄(kt+kl+hd) - средний эоцен (кутаисская, калужская и хадыженская свиты); h+zb - ильско-зыбзенские отложения, h - ильские отложения, at - ахтырская подсвита, СГК - свита Горячего Ключа.

Таким образом, в пределах Западно-Кубанского прогибы перспективы поисков нефти и газа связывают с Левкинским тектоническим блоком. Структурными ловушками для углеводородов, в первую очередь, являются Абино-Украинская и Украинская антиклинальные складки.

4. Нефтегазоносность

Абино-Украинское месторождение разрабатывается с 1957 года. Величина балансовых запасов промышленных категорий Абино-Украинского месторождения составляла 22905 тыс. т, извлекаемых - 5059 тыс. т. Величина балансовых и извлекаемых запасов растворенного газа соответственно была 928 и 197 млн. м³.

На месторождении установлена промышленная нефтеносность отложений кумской свиты, чокрака, карагана - конки и сармата.

Притоки нефти на Абино-Украинском месторождении были также получены из линзовидных коллекторов в майкопе и в отдельных скважинах из мэотиса.

Кумские отложения

Промышленная нефтеносность кумских отложений установлена при опробовании скв. 295, в которой из интервала 2316-2347 м был получен приток нефти 55,5 т/сутки и воды 3,2%. По данным опробования, эксплуатации и интерпретации БКЗ в продуктивной части кумской свиты выделяются два горизонта.

Поэтому на Государственном балансе запасов УВ числятся запасы нефти и растворённого газа по двум горизонтам кумской свиты: кумский (2500 м) и кумский (3350 м).

Первый горизонт опробовался в 18 скважинах. Дебит нефти в первые месяцы эксплуатации составлял 3 - 50,4 т/сут, содержание воды в продукции колебалось от 1,2 до 73%.

Второй горизонт опробовался в 40 скважинах. Дебит нефти в начальный период эксплуатации составлял 0,4-55,5 т /сут, содержание воды 1,3-90%.

Всего в отложениях кумского горизонта (2500 м) выделено восемь залежей нефти, а также одна залежь нефти в отложениях кумского горизонта (3350 м).

При опробовании нефтенасыщенной части разреза кумского горизонта во всех скважинах были получены притоки нефти и воды. Содержание воды в продукции колеблется в широком диапазоне.

Кумская залежь - нефтяная, «газовая шапка» отсутствует. По своему типу является пластовой сводовой, тектонически экранированной.

Юго-западный блок

Нефтенасыщены только коллекторы I пачки. В блоке пробурено и опробовано восемь скважин №№5, 119, 123, 141, 141-2, 146, 330, 370.

Южной, северной и восточной границами залежи в блоке являются тектонические нарушения, западной - линия внешнего контура нефтеносности.

Начальный ВНК по залежи принят на а. о. минус 2309 м по данным опробования скважины №119 (нижние дыры перфорации), в которой эксплуатация залежи велась практически безводной нефтью.

Тип залежи - пластовый, тектонически-ограниченный.

Западный блок

Горизонт представлен двумя пачками нефтенасыщенных коллекторов: I - верхняя и II - нижняя, разобщенных глинами, толщиной 7-8 м. Южной и восточной границам залежи в блоке являются тектонические нарушения, западной и южной - внешний контур ВНК. Тип залежей - пластовый, сводовый, тектонически-ограниченный.

Начальный ВНК по залежи II пачки принят по результатам опробования скважины №112, в которой в начальный период эксплуатации получена безводная нефть и скважина работала около года безводной нефтью. ВНК условно проведен по нижним дырам перфорации, на абсолютной отметке минус 2467 м.

Начальный ВНК I пачки условно принят на минус 2315 м по данным опробования скв. 112, в которой при опробовании получено 35% воды.

Центральный блок

Западной и восточной границам залежи в центральном блоке являются тектонические нарушения, а южной и северной - внешний контур ВНК.

Горизонт представлен двумя пачками нефтенасыщенных коллекторов: I - верхняя и II - нижняя. В блоке пробурено и опробовано шесть скважин: №№136-2, 152, 295, 297 и 390.

Начальный ВНК по залежи II пачки определяется по соотношению нефти и воды, полученных при опробовании и эксплуатации скважины №152, и предполагается на отметке минус 2381 м. Тип залежи пластовый, сводовый, тектонически-экранированный.

Начальный ВНК по залежи I пачки определяется результатами опробования и эксплуатации скважина №295 на отметке минус 2309 м. Тип залежи пластовый, сводовый, тектонически-экранированный.

Восточный блок

Западной и восточной границам залежи в центральном блоке являются тектонические нарушения, а южной и северной - внешний контур ВНК.

Горизонт представлен двумя пачками нефтенасыщенных коллекторов, I - верхняя и II - нижняя. В блоке пробурено и опробовано 23 скважины: №№2АУ, 114-3, 118, 121, 133, 133-2, 134, 134-2, 136, 137, 138, 138-2, 143, 151, 151-2, 161, 270, 296, 298, 301, 302, 360, 440. Обоснование начального ВНК выполнено по скважинам, пробуренным в начальный период эксплуатации залежи.

Тип залежей пластовый, сводовый, тектонически-экранированный. Начальный ВНК по залежи I пачки принят по нижним дырам интервала перфорации скважины №121 на отметке минус 2314 м.

Начальное положение ВНК по залежи II пачки принимается по результатам опробования скважины №118, пробуренной в начальный период эксплуатации залежи, по нижним дырам перфорации, на абсолютной отметке минус 2379 м.

Периклинальный блок

Западной границей залежи в периклинальном блоке являются тектонические нарушения, с остальных сторон - внешний контур ВНК. Тип залежи пластовый, сводовый, тектонически-экранированный.

В блоке нефтенасыщены коллекторы только I пачки. На данный момент в блоке пробурено и опробовано шесть скважин: №№122, 124, 139, 139-2, 163 и 320.

Обоснование начального ВНК проведено по данным опробования скважин №№122, 124, 320. Высокий процент обводненности в скв. 139 в начальный период эксплуатации можно объяснить некачественной изоляцией нижезалегающих водоносных коллекторов. Динамика обводнения после цементажа фильтра является характерной для скважин, в которых в начальный период обводнение идёт за счёт несвязанной воды, а в дальнейшем присоединяется контурное обводнение.

Таким образом, учитывая процентное содержание нефти и воды, полученных при опробовании скважин, начальный ВНК условно принят на абсолютной отметке минус 2297 м.

Кумский глубокопогружённый горизонт

В 1991 г. глубокой поисковой скв. 1 была открыта новая залежь нефти в отложениях кумской свиты, в её глубокопогруженном залегании. Остановленная бурением при забое 3325 м в хадыженских отложениях, скважина вскрыла разрез кумской свиты мощностью 800 м. В 1992 г. пробурена скважина №2 глубиной 3900 м. Материалы промыслово-геофизических исследований и результаты изучения керна подтвердили нефтенасыщенность нижней пачки кумской свиты, что вызвало необходимость произвести по ней в 1992 г. подсчёт ранее изученных запасов нефти и растворённого газа.

В скважине №1 в интервале залегания коллектора 3060-3280 м (минус 3023-минус 3243 м) ВНК принят по нижним дырам перфорации скважины №1 (минус 3220 м). Геолого-геофизические параметры так же рассчитаны только по скв. 1, по значениям, полученным в результате промыслово-геофизических исследований, или взяты по аналогии с вышележащим кумским горизонтом.

Олигоценовые отложения

Притоки нефти из майкопских отложений были получены в 9 скважинах. Нефтеносность приурочена к майкопским конгломератам и линзовидным горизонтам на отдельных участках, имеющих достаточную емкость и проницаемость, необходимую для получения промышленных притоков нефти. Участки эти весьма ограничены по своим размерам и дренируются, обычно, одиночными скважинами. Самостоятельные поиски этих зон не велись. Опробование майкопа осуществлялось попутно, как возврат при разведке палеогеновых отложений. Как объект подсчета майкопские отложения не рассматривались, существующего фонда скважин были выполнены расчеты по экспоненциально-статистическому методу и определен прогноз добычи.

Миоценовые отложения

На Абино-Украинском месторождении в отложениях миоцена выделено девять подсчётных объектов (в каждый входят залежи с различной стратиграфической приуроченностью), они же и являются объектами подсчёта запасов. Всего в отложениях миоцена выделено 85 залежей нефти

Обоснование начальных контуров нефтеносности по миоценовым залежам проводилось на основе данных опробования и эксплуатации скважин.

4.1 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Кумский горизонт

Коллекторскими свойствами, определёнными как в лабораторных условиях (пористость, проницаемость), так и изучением в шлифах (морфология порового пространства) обладают алевролиты, алевриты и, в меньшей степени, алевропелиты.

По коллекторским свойствам алевролиты и алевриты подразделяются на коллекторы 1-го, 2-го, 3-го, 4-го, 5-го классов по классификации А.А. Ханина и неколлекторы [11].

К коллекторам 1-го класса относятся олигомиктовые алевриты, пористость которых изменяется от 26 до 33,5%, проницаемость от 525 до 1428 мД (от 0,525 до 1,428 мкм²). Цемент глинистый (14,2%). Коллекторы 1-го класса находятся в подчинённом отношении.

К 3-му классу коллекторов относятся олигомиктовые алевролиты и алевриты, пористость которых составляет 26,4-34,7%, а проницаемость колеблется от 107,1 до 382,9 мД. Цемент глинисто-карбонатный, количество его колеблется от 13,3 до 40,7%. Глинистость в нём составляет 12,7-38,7%, карбонатность - 0-4,66%.

К 4-му классу относятся олигомиктовые алевролиты, пористость которых изменяется от 14,9 до 34,4%, проницаемость - от 10,8 до 94,3 мД (0,0109-0,0892 мкм²). Цемент глинисто-карбонатный, тип цемента поровый и порово-базальный, количество его составляет 13-46,6%. Глинистость изменяется от 12,4 до 42,7%, карбонатность - от 0 до 13,4%.

К 5-му классу относятся олигомиктовые и полимиктовые алевролиты, пористость которых изменяется в пределах от 5,9 до 34,1%, проницаемость - от 1,3 до 5,7 мД (0,001-0,006 мкм²). Цемент глинисто-карбонатный и глинистый. Тип цемента поровый, порово-базальный и базальный.

Породы неколлекторы представлены полимиктовыми и реже олигомиктовыми алевролитами, пористость которых составляет 7,6-28,9%, проницаемость, как правило, отсутствует. Цемент глинисто-карбонатный, тип цемента поровый, порово-базальный и базальный. Количество цемента варьирует от 17,5 до 52,3%, глинистость составляет 11,6-46,6%, карбонатность 3,6-10,6%.

Коллекторы 1-го - 4-го классов представлены, в основном, кварцевыми алевролитами и алевритами с незначительным содержанием глауконита (не больше 10%). Цемент в них глинистый, реже глинисто-карбонатный, количество его не превышает 8-15%, увеличиваясь до 25-30% в коллекторах 4-го класса. Тип коллектора - поровый.

Породы-коллекторы 5-го класса характеризуются значительным увеличением содержания в них глинисто-карбонатного цемента до (35-48%) и резким снижением за счёт этого их фильтрационных свойств. Однако в этой довольно хорошо просматриваемой закономерности увеличения содержания глинистого цемента и снижения значении проницаемости отмечаются частые исключения.

Зафиксированы случаи, когда при высоком содержании глинистого цемента (> 30%), алевролиты характеризуются также высокими значениями проницаемости (3-й-4-й класс коллекторов по А.А. Ханину).

Из продуктивного горизонта кумских пород отобрано 179 представительных образцов. Породы коллекторы представлены преимущественно алевролитами (99,8%). Среднеарифметическое значение открытой пористости по 179 представительным определениям равно 26,3%. По кумулятивной кривой распределения образцов среднее значение пористости составляет 28%.

Среднеарифметическое значение пористости (по нефтенасыщенной и водоносыщенной частям разреза) I пачки составило 28,8% (76 определений). Наиболее высокая пористость характерна для нефтенасыщенной части разреза I пачки 30,3%. В пачке II среднеарифметическое значение пористости составило 26,2% (22 определения).

Кумский глубокопогружённый горизонт

Из продуктивного глубокопогруженного кумского горизонта отобрано

11 образцов. Породы коллекторы представлены алевролитами. Открытая пористость по исследованным образцам изменяется от 5,9% до 17,9%, среднее значение равно 12,4%. Проницаемость изменяется от 0,1 до 10,98 мД, среднее 2,74 мД.

Миоценовые отложения

Фильтрационно-ёмкостные свойства пород миоцена оценивались по 770 анализам пористости и 289 анализам проницаемости. Литолого-петрографическая характеристика основана на изучении 580 шлифов, 466 анализов гранулометрических фракций, 1087 определений карбонатности, 40 определений водонефтенасыщенности.

Разрез миоцена представляет собой толщу глин с прослоями различной мощности терригенных и карбонатных пород. Литологические типы пород разделяются на две группы по литологии, структуре порового пространства, коллекторским и петрофизическим свойствам.

К первой группе пород отнесены грубозернистые обломочные породы с гранулярным скелетом различного минерального состава, кварцевые пески, песчаники и алевролиты, обломочные и органогенно-обломочные карбонатные породы. Общими для них являются наличие обломочного скелета, межгранулярной пористости, повышенной карбонатности с преобладанием ракушняков или известковистых песчаников, высокая пористость коллекторов с большой ёмкостью.

В продуктивном разрезе породы первой группы получили значительное развитие, и к ним приурочены основные запасы нефти.

Вторая группа пород связана с карбонатами, тонкозернистыми разновидностями карбонатных и карбонатно-терригенных пород (доломиты, известняки, мергели, известковистые глины).

По типу коллекторы определены как поровые, порово-кавернозные и каверново-трещинные.

Поровый тип коллекторов отмечается в слабосцементированных разностях обломочных пород: алевритах, рыхлых песчаниках, а также в группе карбонатных пород органогенно-обломочных и органогенно-детритовых известняках с незначительным содержанием первичного кальцитового цемента. Нефть в этих породах содержится в межзерновом пространстве, а также повсеместно пропитывает глинистый цемент. Вследствие присутствия последнего в количествах от 20 до 40% отдача нефти из таких коллекторов низкая.

Порово-кавернозный тип коллекторов развит значительно шире. Этот тип устанавливается как в обломочных (алевролиты, средне-крепкосцементированные песчаники, гравелиты, конгломераты), так и в карбонатных породах. Ёмкостные и фильтрационные свойства их обусловлены межзерновым пространством (поры) и порами и кавернами, образованными в кальцитовом цементе за счёт его выщелачивания.

Межзёрновые поры, как правило, выполнены глинистой составляющей цемента. Открытыми являются поры и каверны выщелачивания. Поэтому при равном содержании глинистого цемента (> 20%), породы сходного вещественного состава могут обладать как низкими значениями пористости и проницаемости (отсутствие пор и каверн выщелачивания при наличии межзёрнового пространства между обломочными зернами, выполненного глинистым материалом), так и высокими значениями (наличие пор и каверн, сообщающихся друг с другом).

Каверново-трещинный тип коллектора устанавливается в терригенных и карбонатных породах.

Во-первых, к нему относятся алевропелиты, часть алевролитов и песчаников, обладающих трещиноватостью, а во-вторых - в пелитоморфных известняках, доломитах и мергелях.

Алевропелиты и алевролиты характеризуются высокой глинистостью (до 49%). Глинистый материал выполняет всё межзерновое пространство, вследствие чего они должны терять коллекторские свойства. Однако, в действительности, в этих породах отмечаются и высокие значения пористости и проницаемости. Обусловлено это наличием, как трещин, так и пор и каверн выщелачивания.

Среднеарифметическое значение открытой пористости коллекторов для всех залежей миоценового комплекса по 411 определениям равно 20%, предел изменений 15 - 22%.

4.2 Свойства и состав пластовых флюидов

Свойства и состав пластовых вод

Кумские отложения

Границы кумского водонапорного комплекса прослеживаются вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба от площадей Чибий - Дыш на востоке до Крымской площади - на западе.

Регионально выдержанным верхним водоупором являются отложения верхней части кумской и белоглинской свит и майкопа. Нижним водоупором служат подстилающие кумскую свиту глинисто-мергельные образования среднего эоцена.

Водовмещающими, в основном, являются песчано-алевритовые породы с различной водообильностью, степень которой зависит от свойств коллекторов.

Переходя далее к описанию динамики кумского водонапорного комплекса Абино-Украинского месторождения, необходимо отметить приуроченность его к зоне с очень высоким коэффициентом аномалийности (Р_пл/Р_г) пластового давления.

Пластовые воды кумского водонапорного комплекса в региональном плане характеризуются однообразным солевым составом гидрокарбонатнонатриевым. В полосе развития кумской свиты выделяются две гидрохимические зоны: первая, характеризующаяся повышенной минерализацией (600-800, иногда до 1000 мг-экв/л), приурочена к Калужской антиклинальной зоне; вторая зона, с пониженными значениями минерализации (от 300-400 до 600 мг-экв/л) приурочена к Азовской зоне складок.

Абино-Украинское месторождение приурочено к зоне пониженной минерализации. Минерализация вод здесь варьирует от 9,7 (скв. №320) до 15,3 г/л (скв. №121). Состав вод исключительно гидрокарбонатнонатриевый. Аммония содержится в количестве 9-75,6 мг/л, нафтеновых кислот - до 70,4 мг-экв/л. В залежи наблюдается уменьшение минерализации пластовых вод от свода складки к крыльям. Метаморфизация вод очень низкая. Коэффициент метаморфизации (rNa/rCl) составляет 1,48-1,95, а в скважине №320 он достигает 2,39.

Современные представления о формировании вод подобного состава позволяют отнести воды Абино-Украинского месторождения к водам смешанного генезиса: древнеинфильтрационным водам с отпечатком влияния на них дегидратационных вод глинистых минералов.

Миоценовые отложения

В региональном плане в миоценовых отложениях выделено пять водоносных горизонтов: чокракский, караганский, нижне-среднесарматский, верхнесарматский и меотический.

Нижним региональным водоупором миоценовой водонапорной системы являются глины майкопской серии, мощность которых в осевой части Западно-Кубанского прогиба достигает 2000 м и более.

Гидростатические напоры миоценового комплекса в пьезометрических скважинах составляют в скважине №315 и №69, соответственно, 518 м и 233,4 м. Этих данных недостаточно, чтобы судить о распределении гидростатических напоров по площади месторождения. С большой степенью условности можно предполагать о снижении напоров пластовых вод в юго-восточном направлении.

Следует отметить, что два сарматских водоносных горизонта объединены в один. Основанием для этого послужил идентичный химический состав пластовых вод всего сармата на Абино-Украинском месторождении, что указывает на тесную гидродинамическую связь всех его водоносных горизонтов.

Чокракский водоносный горизонт

Чокракский водоносный горизонт приурочен к песчано-алевролито-карбонатным образованиям. Дебиты чокракского водоносного горизонта изменяются от 28 до 78 м³/сут.

Подземные воды чокракского горизонта относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу с минерализацией 287,66-506,26 мг-экв/л и очень высоким отношением rNa/rCl (1,27-1,7). Наблюдается незначительное увеличение минерализации с северо-запада на юго-восток структуры. В чокракском водоносном горизонте очень мало сульфатов (0,01-0,15, иногда до 0,56% экв.). Нафтеновых кислот содержится 6,2-6,8 мг-экв/л., аммония - 18,0-64,8 мг/л.

Караганский водоносный горизонт

Водоносные породы сложены преимущественно песками, песчаниками и конгломератами, реже известняками и мергелями. Местами отдельные пачки коллекторов размыты или замещены глинами. Мощность пачек меняется от нескольких метров до сотен метров. Дебиты по горизонту изменяются в широком диапазоне (от 5 до 500 м³/сут).

Химический состав вод по пачкам также идентичен. Минерализация вод находится в пределах от 329,52 (скв. №34) до 699,8 мг-экв/л (скв. №220). Выявляется увеличение минерализации от свода структуры на северо-запад и незначительно - на юго-восток. Так, в скважинах №№29, 34, 93, 103 минерализация составляет 380,7; 329,52; 342,7 и 401,5, соответственно. На северо-западе в скважинах №№100, 220 минерализация составляет 650,4 и 699,8 мг-экв/л, а на юго-востоке - 483 мг-экв/л (скв. №230). Воды караганского горизонта гидрокарбонатно-натриевого типа, слабо метаморфизованы (rNa/rCl - 1,05-1,85), с повышенным содержанием сульфатов (до 1,85; 2,66 и 8,51% экв., соответственно, в скважинах: 315, 410 и 89). Нафтеновых кислот в водах незначительное количество (2,8-6,8 мг-экв/л); аммония - 48-50,4 мг/л.

Водоносный комплекс сарматского яруса

Водоносные горизонты сарматского яруса представлены разнообразными породами: песками, песчаниками, доломитизированными мергелями, известняками и др. Испытания скважин и отбор проб воды проводились, как правило, не по всему разрезу, а по отдельным его частям. Дебиты сарматского водоносного комплекса составляют 15-86 м³/сут. Пластовые воды сармата отличаются несколько повышенной минерализацией (229,94 - 1385,6 мг-экв/л) и пёстрым составом. Среди вод гидрокарбонатно-натриевого состава встречаются хлоркальциевые, реже хлормагниевые воды. Коэффициент метаморфизации варьирует от 0,74 до 1,71. Хлоркальциевые воды повышенной минерализации залегают на северо-востоке структуры. В центральной части месторождения концентрация солей в водах, в среднем, составляет 300 - 500 мг-экв/л. На крайнем юго-востоке она составляет 764,94 мг-экв (скв. №67), на востоке 935,22 мг-экв/л (скв. №275). Сульфаты в водах содержатся в незначительных количествах (до 0,39% экв.), нафтеновых кислот до 7,6 мг-экв/л (№67 - 60,4 мг-экв/л), аммония - 21,6-145,7 мг-экв/л.

Водоносный комплекс меотического яруса

Водоносный горизонт меотическго яруса представлен песчаниками. Толщина этого горизонта составляет от 14 до 45 м. Количество химических анализов пластовых вод меотиса ограничено, но они распределены равномерно по площади. Минерализация вод повышается от 638 мг-экв/л на юго-востоке до 1564,76 мг-экв/л на северо-западе. Преобладают воды гидрокарбонатно-натриевого состава, встречаются хлормагниевые и хлоркальциевые воды.

Воды слабометаморфизованы (rNa/rCl от 0,98 до 1,28). Нафтеновые кислоты определялись только в двух пробах, содержание - 1,6 и 2,0 мг-экв/л в скважинах №10 и №66. Аммония - 64,8-194,4 мг/л.

Свойства и состав нефти и газа

Кумские отложения

На Абино-Украинском месторождении выявлены две залежи нефти в отложениях кумской свиты. Как уже отмечалось выше промышленная нефтеносность кумской свиты (глубина залегания 2500 м) установлена в 1961 г. получением промышленного притока нефти из скважины №295. В 1992 г. по результатам бурения и опробования двух скважин (№1 и №2) выявлена промышленная нефтеносность кумской свиты на глубине 3350 м - в глубокопогруженном залегании.

В течение 1961-2006 гг. лабораторией пластовой нефти КФ ВНИИнефть было исследовано 22 глубинных проб нефти (из скважин №№1, 112, 118, 119, 123, 124, 133, 134, 136, 137-2, 138, 139, 141, 143, 146, 162, 295, 330, 370-2, 390).

После пересчёта запасов, утверждённого в 1985 г. была отобрана и исследована только одна глубинная проба в скв. 1 (интервал 3063 - 3194 м, кумский глубокопогружённый) в 2006 г.

Устьевых проб нефти было исследовано - 66, из них после последнего пересчёта было отобрано и исследовано 26 проб.

Залежь кумской свиты (глубина залегания 2500 м)

Нефть, содержащаяся в отложениях кумского горизонта, характеризуется пластовой плотность от 0,664 г./см³ (скв. №162, интервал 2402-2463 м) до 0,699 г./см³ (№137, интервал 2315,3-2381 м). Плотность сепарированной нефти варьирует в пределах от 0,854 г./см³ до 0,861 г./см³. Давление насыщения меняется от 184 кгс/см² (18,04 МПа) до 227 кгс/см² (22,3 МПа), газосодержание от 144 м³/м³ (№118, интервал 2374-2417 м) до 196,02 м³/м³ (№330, интервал 2307,5-2331 м), объёмный коэффициент от 1,47 (№137, интервал 2315,3-2381 м) до 1,59 (№162, интервал 2402-2463 м), коэффициент сжимаемости от 15,8 до 19,5*10^-5 (кгс/см²)^-1. Вязкость пластовой нефти при давлении насыщения составляет 0,413-0,537 мПа*с. Усадка нефти, являющаяся величиной обратной объёмному коэффициенту изменяется в пределах 0,629-0,68%.

Помимо глубинных проб были исследованы пробы дегазированной на поверхности нефти и растворенного в ней газа. Всего выполнено 64 анализа.

Нефть характеризуется плотностью от 0,845 г./см³ до 0,9 г/см³, что позволяет отнести её к лёгким. Вязкость нефти динамическая изменяется от 6,7 мПа*с (при 20 ⁰С) до 39,19 мПа*с, кинематическая - от 7,9 мкм²/с до 45,2 мкм²/с.

Нефть парафинистая - содержание парафина изменяется от 0,25% до 17,2%, малосернистая - содержание серы от 0,12% до 0,37%. Содержание асфальтенов варьирует в пределах от 0,5% до 1,9%. По содержанию смол селикагелиевых от 1,68% до 22,6%, нефть близка к типу высокосмолистых. Кислотность нефти изменяется от 14 мг КОН/г до 114,2 мг КОН/г. Увеличение кислотности нефти свидетельствует о близости ВНК и контактировании нефти с водой, что в свою очередь повышает вязкость нефти. Содержание механических примесей изменяется от 0,01% до 2,15%.

По фракционному составу нефть вскипает при температурах от 56 ⁰С до 146 ⁰С, застывает - от 3 ⁰С до минус 20 ⁰С, выход фракций до 100 ⁰С от 1% до 10%, до 300 ⁰С выкипает от 35% до 62%.

По групповому химическому составу нефть относится к метаново-нафтеновому типу.

Удельный вес газа растворенного в нефти изменяется от 0,912 до 1,04 (по воздуху). Содержание метана от 54,85% до 69,8% (по объёму), этана - от 5,62% до 12,55%, пропана - от 9,33% до 15,45%, бутана - от 5,76% до 10,84%, пентана - 4,21% до 9,11%, гексана - от 0,73% до 2,77%.

В пробах растворённого газа отмечается незначительное содержание углекислого газа (0,31% - 2,64%).

Залежь кумской свиты (глубина залегания 3350 м)

Исследование свойств пластовой нефти проведено всего по одной пробе, отобранной в скважине №1 в 2006 г. Нефть, содержащаяся в отложениях кумского глубокопогружённого горизонта, характеризуется пластовой плотностью 0,556 г./см³ (№1, интервал 3063 - 3194 м). Плотность сепарированной нефти 0,833 г./см³. Давление насыщения 280,4 кгс/см² (27,5 МПа), газосодержание 312 м³/м³ (374,7 м³/т), объёмный коэффициент - 1,98, коэффициент сжимаемости - 24*10^-5 (кгс/см²)^-1. Вязкость пластовой нефти при давлении насыщения составляет 0,21 мПа*с. Усадка нефти, являющаяся величиной обратной объёмному коэффициенту составляет 0,505%.

Помимо глубинных проб были исследованы две пробы дегазированной на поверхности нефти и растворённого в ней газа.

Нефть характеризуется плотностью от 0,834 г./см³ до 0,836 г./см³, что позволяет отнести её к лёгким. Вязкость нефти динамическая изменяется от 4 мПа*с (при 20 ⁰С) до 4,58 мПа*с, кинематическая - от 4,8 мкм²/с до 5,48 мкм²/с.

Содержание парафина, серы, асфальтенов, смол селикагелиевых в пробах не определялось. Кислотность нефти составляет 23,6 мг КОН/г. Содержание механических примесей не определялось.

По фракционному составу нефть вскипает при температурах 96-97 ⁰С, выход фракций до 150 ⁰С-20%, до 300 ⁰С выкипает 56%.

По групповому химическому составу нефть относится к метаново-нафтеновому типу.

Удельный вес газа растворённого в нефти изменяется от 0,912 до 1,04 (по воздуху). Содержание метана от 54,85% до 69,8% (по объёму), этана - от 5,62% до 12,55%, пропана - от 9,33% до 15,45%, бутана - от 5,76% до 10,84%, пентана - 4,21% до 9,11%, гексана - от 0,73% до 2,77%.

В пробах растворённого газа отмечается незначительное содержание углекислого газа (0,31%-2,64%).

Миоценовые отложения

В течение 1957-2007 гг. лабораторией пластовой нефти КФ ВНИИнефть было исследовано 11 глубинных проб нефти (из скважин №№19, 29, 31, 45, 65, 195, 225, 255, 261 (три пробы)). После пересчёта запасов (1983 г.) были отобраны и исследованы три глубинные пробы в скважине одной скважине №261 в 2007 г. Пробы, в основном представляют образцы тяжёлой нефти - сарматско-караганских отложений (по восьми скважинам) и только в одной скважине №19 отобрана лёгкая нефть из чокракского яруса (XVII горизонт).

Устьевых проб нефти было исследовано - 166, из них после последнего пересчета было отобрано и исследовано 60 проб.

Глубинными пробами охарактеризованы: IХ, Х, XI горизонты (скв. №45, 261), ХШ горизонт (скв. №65, 225, 255), ХII, ХIV горизонты (скв. №31 и 65), XVI горизонт (скв. №29, 195) и ХVII горизонт (скв. №19).

Пластовая температура в исследованных скважинах изменяется от 45 ⁰С (скв. №65, интервал 1132-1236,4 м) до 71 ⁰С (скв. №255, интервал 1886-1918 м) увеличиваясь с глубиной залегания.

Наблюдается определенная закономерность зависимости растворимости газа в нефти и давления насыщения от глубины залегания продуктивных горизонтов. В диапазоне глубин 1150-1900 м давление насыщения меняется от 90 до 166 кгс/см² (9-16,6 МПа), а растворимость газа от 34 до 45 м^З/м^З.

Объёмный коэффициент изменяется от 1,067 (№195, интервал 1476,8-1498 м) до 1,19 (скв. №19, интервал 1588-1632,2 м). Коэффициент сжимаемости изменяется от величины 5,3*10^-5 до 10,5*10^-5 (кгс/см²)^-1. В глубинной пробе, отобранной из скважины №261 в 2007 г. коэффициент сжимаемости составляет 55,6 (кгс/см²)^-1.

Вязкость пластовой нефти как показали лабораторные определения, варьирует в пределах от 2,22 до 20,7 мПа*с. В скважине №261 (2007 г.) - 115,89 мПа*с.

Следует отметить, что вязкость миоценовых нефтей отмеченными глубинными пробами была охарактеризована недостаточно полно, так как по некоторым скважинам скв. (№140, 165 и др.) вследствие большой вязкости нефти глубинные пробы отобрать не удалось.

Поэтому, чтобы в какой-то степени охарактеризовать вязкость нефти по этим скважинам в КФ ВНИИнефть в 1958 г. были составлены специальные рекомбинированные пробы из трапных образцов нефти и газа.

Ввиду отсутствия компрессора для составления проб был использован газ из скважины №58 III газового горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения, который мало отличается от попутных газов изучаемого месторождения.

Для сравнения анализировались пробы нефти скважин №№65, 140 и 165.

При плотности дегазированной нефти 0,94-0,967 г./см² вязкость её по данным рекомбинированных проб изменялась от 27 до 753 мПа_*с. Объёмный коэффициент изменялся в пределах 1,039-1,136. Содержание газа составляло от 19,7 до 54,4 м^З/т.

В лабораторных условиях была установлена зависимость вязкости глубинных проб нефти при Р>Рнас. Вязкость проб нефти при давлениях значительно превышающих исходные начальные давления изменяется незначительно.

На основании проведенного анализа этих немногочисленных проб можно отметить, что нефти сарматских и караганских отложений тождественны по их физическим свойствам. Качественное изменение нефтей зависит только от глубины залегания указанных отложений.

На месторождении были выполнены анализы проб нефти и газа, отобранных на устье скважин в поверхностных условиях. Анализы выполнялись лабораторией нефтегазового анализа КФ ВНИИнефть и НИЛа НГДУ «Абиннефть». Они показывают, что нефти из отложений сармата, карагана и чокрака близки между собой и относятся к тяжёлым и высоковязким. Они получены из подавляющего количества скважин на месторождении. Плотность их колеблется от 0,915 до 0,968 г./см³. Динамическая вязкость по изученным образцам при 20 ⁰С колеблется от 86,5 до 656 мПа*с.

В отдельных скважинах (№18, 19, 210) на месторождении получены притоки лёгкой нефти. Получены они из Х, ХIV, ХV горизонтов (скв. №18) и ХVII горизонта (скв. №19, 210). Видимо, отдельные редкие прослои этих горизонтов, наряду с тяжёлой нефтью, содержат и лёгкую нефть. Это наглядно доказано анализами по скважине №18, в которой, после дострела этого же интервала была получена нефть плотностью 0,940 г./см^З.

Плотность лёгких нефтей колеблется от 0,866 до 0,899 г./см^З. Вязкость их намного меньше, чем тяжёлых нефтей, и составляет 26,0-40,1 мПа_*с.

Температура застывания тяжёлых нефтей достигает минус 20 ⁰С - минус 44 ⁰С. Для лёгких нефтей температура застывания определялась лишь в скважине №19, где нефть при температуре минус 55 ⁰С не застывает.

По механическим примесям, как тяжёлые, так и легкие нефти не отличаются друг от друга. Процент механических примесей колеблется от 0,03 до 2,89.

Нефти малопарафинистые, содержание парафина в нефтях колеблется от 0 до 8,15%.

По содержанию серы тяжелые нефти относятся к малосернистым: от 0,24 до 0,67%. Лишь в одном анализе нефти за пределами выявленных залежей, в скважине №105, содержание серы составляет 6,59%. Лёгкие нефти относятся также к малосернистым.

По содержанию смол тяжёлые нефти относятся к высокосмолистым, а лёгкие - к смолистым. Тяжёлые нефти являются масляными.

Температура начала кипения фракций при возгонке, как правило, выше 100 ⁰С и даже достигает 247 ⁰С. Для лёгких нефтей температура начала разгонки составляет 66 ⁰С-140 ⁰С.

В целом нефти миоценовых отложений Абино-Украинского месторождения хотя и отличаются по плотности, по содержанию парафина, смол, но близки по фракционному составу (нафтено-ароматические).

Газ, растворённый в нефти миоценовых залежей, характеризуется преимущественным содержанием метана (83,54-99,78% по объёму). Абсолютная плотность растворённого газа составляет 0,7290-0,8831 кг/м^З.

Повышенная плотность отмечается у газа с увеличенным содержанием тяжёлых углеводородов. Содержание тяжёлых углеводородов, как правило, незначительное: этана - следы 4, 95%, пропана - следы 1,92%, бутана - следы 1,3%, пентана 0,24-2,26%. Содержание тяжёлых углеводородов, как среднеарифметическое по 18 отобранным пробам растворённого газа, составляет (по объёму): для этана - 2,24%, пропана - 0,75%, бутана - 0,49%, пентана - 1,3%. В целом, нефти имеют относительно повышенное содержание лёгких фракций и, в соответствии, с химическим составом, относятся к метановому типу.

4.3 Выводы

Промышленная нефтеносность Абино-Украинского месторождения выявлена в отложениях кумского горизонта и миоцена.

1. Залежь кумского горизонта - нефтяная, «газовая шапка» отсутствует. По своему типу является пластовой сводовой, тектонически-экранированной. Разделена на пять блоков: юго-западный, западный, центральный, восточный и периклинальный. Тип залежи во всех блоках - пластовый, тектонически экранированный. В кумской залежи коллекторскими свойствами обладают алевролиты, алевриты и, в меньшей степени, алевропелиты. Преобладающий тип цемента глинистый и глинисто - карбонатный. Тип цемента - поровый, порово-базальный и реже базальный. Среднеарифметическое значение открытой пористости - 26,3%. В кумском водоносном комплексе отмечается проявление аномально-высоких давлений. Абино-Украинское месторождение приурочено к зоне пониженной минерализации. Воды изучаемого месторождения относятся к водам смешанного генезиса. Нефть кумского горизонта легкая, парафинистая, близка к типу высокосмолистых. По групповому химическому составу относится к метаново-нафтеновому типу.

2. В миоценовых отложениях выделено девять подсчетных объектов. Основные запасы нефти приурочены к грубозернистым обломочным породам с гранулярным скелетом различного минерального состава, - это кварцевые пески и алевролиты, обломочные и органогенно-обломочные карбонатные породы. По типу коллекторы определены как поровые, порово - кавернозные и кавернозно-трещинные, при этом последние преобладают. Среднеарифметическое значение открытой пористости - 20%. В региональном плане в миоценовых отложениях выделено пять водоносных горизонтов, а на некоторых участках отмечается т гидродинамическая связь водоносных горизонтов миоцена между собой.

Нефти сармата, карагана и чокрака миоценовых отложений относятся к тяжелым и высоковязким, и лишь в отдельных скважинах получены легкие нефти. По содержанию смол тяжелые нефти относятся к высокосмолистым, а легкие - к смолистым. Тяжелые нефти являются масляными.

5. Анализ истории разработки Абино-Украинского месторождения

Проведенный анализ фактических материалов по Абино-

Украинскому месторождению позволил автору в истории разработки данного месторождения выделить следующие четыре этапа:

- первый этап - с 1957 года по 1965 год;

- второй этап - c 1965 года по 1971 год;

- третий этап - с 1971 года по 1980 год;

- четвертый этап - с 1980 года по настоящее время.

5.1 Первый этап разработки месторождения (1957-1965 гг.) - начальный этап

Промышленная разработка миоценовых отложений Абино-Украинского месторождения началась в 1957 г. К этому времени было выявлено 66 самостоятельных залежей нефти, что на стадии проектирования осложнило размещение добывающих скважин. С целью достижения максимального охвата вскрытием продуктивных пластов скважины были размещены на месторождении по участкам. Местоположение скважин выбиралось в местах с наибольшей эффективной нефтенасыщенной мощностью.

Была оконтурена I залежь, которая являлась самой значительной как по площади распространения, так и выдержанности по разрезу. К 1960 г. фонд добывающих скважин был увеличен до 20. Годовой уровень добычи нефти на то время достиг 79,5 тыс. т, при обводненности 12,3%.

В 1961 г. максимальный уровень добычи нефти из I залежи составлял 133.4 тыс. т. В эксплуатации находилось 69 скважин. Средний дебит нефти на тот момент составлял 5,3 т/сутки, при обводненности 23%, а текущее пластовое давлении на тот момент по отдельным участкам было ниже давления насыщения. В январе 1961 г. в разработку введен кумский горизонт месторождения. Режим нефтяной залежи был замкнуто-упруго-водонапорный. В начальный период разработки наблюдалась прямая связь темпа изменения добычи нефти с темпом отбора жидкости. Эксплуатация скважин происходила при стабильной обводненности, которая колебалась в пределах 1-7%.

Скважины, пробуренные после 1962 г., вступали в эксплуатацию с обводненностью меньшей, чем текущая обводненность скважин. Так как производился ввод новых скважин и успешно проводились изоляционные работы по скважинам, которые влияли на обводненность горизонтов.

Нефтяная залежь кумского горизонта разделена тектоническими нарушениями на четыре блока. На первом блоке (юго-западном) в эксплуатацию были введены шесть добывающих скважин. В 1963 г. в первом блоке был достигнут максимальный уровень добычи нефти - 31,7 тыс. т, при обводненности продукции - 39,2%. Среднее значение дебитов скважин составляло 21,7 т/сутки.

Во втором блоке (северо-западном) в эксплуатацию было введено семь скважин. Средний дебит нефти по скважинам достиг максимума в 1962 г. - 42 т/сутки. Газовый фактор по скважинам второго блока изменялся в незначительных пределах, поскольку забойные давления превышают давления насыщения. В третьем блоке (северо-восточном) было выделено две пачки. Однако, по гидродинамическим данным разобщенность блока установить не удалось. В пределах блока обе пачки были нефтенасыщены и разрабатывались совместно. Всего в эксплуатации было девять скважин. В четвертом блоке (юго-восточном) было пробурено 17 скважин. В разрезе блока была выделена первая пачка, которая являлась нефтенасыщенной. Четвертый блок был самым значительным как по начальным запасам нефти, так и по уровню добычи. Данных по объемам добычи нефти за период с 1957 г. по 1971 г. по четвертому блоку автор не имеет.

5.2 Второй этап разработки месторождения (1965-1971 гг.) - этап неравномерной добычи нефти

В нефтяной залежи кумского горизонта в юго-западном блоке в период с 1965 г. по 1968 г. добыча нефти изменялась в незначительных пределах. В 1968 г. добыча нефти снизилась до 26,8 тыс. т, при этом обводненность на тот момент времени возросла до 64,3%. А средний дебит скважин по нефти за этот этап уменьшился с 21,7 т/сутки до 12,2 т/сутки. Так как забойное давление в процессе разработки залежи оставались выше давления насыщения, то величина газового фактора оставалась постоянной и соответствовала среднему газосодержанию. В северо-восточном блоке в 1970 г. был достигнут максимальный уровень добычи нефти 32,5 тыс. т, а обводненность достигла 67,1%. В юго-восточном блоке в 1967 г. достигнут максимальный отбор нефти - 110,4 тыс. т нефти, при этом обводненность достигла 45,5%. Стремление сохранить достигнутый уровень добычи нефти на тот момент привело к резкому обводнению. И за последующие три года обводненность возросла до 69,2%.

В нефтяных залежах миоценовых отложений упруго-водонапорный

режим в этот период стал меняться на режим растворенного газа. До 1974 г. в зависимости от динамики фонда добывающих скважин объем добычи нефти колебался в пределах 67-46 тыс. т в год. Во время этого этапа происходила стабилизация обводненности.

5.3 Третий этап разработки месторождения (1971-1980 гг.) - этап падения объемов добычи нефти

В нефтяной залежи кумского горизонта в северо-восточном блоке после 1970 г. происходило неравномерное во времени снижение добычи нефти. Среднесуточный отбор нефти на одну скважину уменьшился с 17,8 т до 1,3 т за период с 1971 г. по 1980 г. Средняя величина газового фактора колебалась в пределах 137-212 м³/т. В северо-западном блоке в 1971 г. была достигнута максимальная добыча нефти 36,3 тыс. т, при этом обводненность возросла до 66,8%.

Следует отметить, что средняя величина накопленной добычи нефти на одну скважину по I залежи на тот момент на 83% превышает аналогичную величину на одну скважину для миоценовых залежей в целом по месторождению. С 1974 г. практически при постоянном фонде добывающих скважин (35-37) происходило довольно значительное снижение добычи нефти. По 16 скважинам, в том числе по 10 первой залежи, накопленная добыча нефти превышала 50 тыс. т.

5.4 Четвертый этап (с 1980 года по настоящее время) - завершающий этап разработки месторождения

С 1980 г. месторождение вступает в завершающий этап разработки.

В нефтяной залежи кумского горизонта в юго-западном блоке по состоянию на январь 1983 г. отобрано 289,6 тыс. т нефти, 67,8 млн. м³ газа и 967,2 тыс. т воды. Накопленная добыча нефти составляла 13,7% от добычи в целом по горизонту, а текущая за 1982 г. составляла 8,9%. В эксплуатации находилось пять скважин. Средний дебит по нефти составлял 1,1 т/сутки, а обводненность 94,7%. В северо-западном блоке средний дебит нефти по скважинам от максимальной величины 42 т/сутки был снижен до 2,7 т/сутки в 1982 г. Газовый фактор по скважинам блока и в целом по горизонту изменялся в незначительных пределах, так как забойные давления превышали давления насыщения. Накопленная и текущая доли добычи нефти из блока по отношению к горизонту, в целом, составляли соответственно18,3 и 26,3%. В юго - восточном блоке на 1983 г. суммарная добыча нефти составляла 1062,9 тыс. т или 50,4% от общей добычи по горизонту, газа 165,5 млн. м³, воды - 2205,6 тыс. т.

Всего за период разработки миоценовых отложений к 1983 г. в эксплуатации участвовала 131 скважина. Накопленная добыча нефти составляла 2,26 млн. т, газа - 236,6 млн. м³, воды - 2,56 млн. т.

На январь 1983 г. в эксплуатации находилось 83 скважины. Средний дебит скважин по нефти составлял 1,9 т /сутки при обводненности 71,8%. На тот момент из первой залежи было отобрано 1231,8 тыс. т нефти, 91,9 млн. м³ газа и 1726,3 тыс. т воды. Накопленная добыча нефти из I залежи миоценовых отложений составляет 54,5% от общей добычи из миоценовых залежей. В 1983 г. в эксплуатации находилось 37 скважин. Средний дебит нефти одной скважины равен 1,58 т/сутки при обводненности 82,4%.

За период разработки до 1983 г. миоценовых залежей раздельная эксплуатация осуществлялась в 32 скважинах (IX-X горизонты - 10 скв., XI-XII - 5 скв., XIII - 2 скв., XIV-XV - 7 скв., XVI-XVII - 8 скв). Продолжительность эксплуатации скважин самая различная - от 1 года до 25 лет. Начальный дебит скважин по нефти изменялся в пределах 0,1-58,4 т/сутки. Несмотря на то, что скважины эксплуатировали различные залежи показатели разработки по одноименным объектам сравнительно были близки.

Накопленная добыча нефти только по скважине 45 составляла 26,5 тыс. т. По остальным скважинам, в среднем, на одну скважину накопленная добыча составляла 1,9 тыс. т. Дать более подробную характеристику по имеющимся данным не представляется возможным.

5.5 Анализ динамики добычи нефти и обводненности Абино- Украинского месторождения

По Н.В. Ушевой разработка любого нефтяного месторождения состоит из четырех основных этапов (рисунок 6): нарастающего уровня добычи (I), постоянного уровня добычи нефти (II), периода падающей добычи нефти (III) и завершающего периода добычи нефти (IV).

По данным Н.В. Ушевой особенностью первого периода является постепенный рост добычи объемов нефти, обводненность отсутствует. Продолжительность этого этапа составляет 4-6 лет. Второй этап разработки характеризуется постоянством уровня добычи нефти. Падение нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50%. Продолжительность периода является наиболее низкой. Третий период разработки характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90% обводненности. Продолжительность данного периода составляет 4-6 лет. Четвертый этап разработки характеризуется большими объемами добычи пластовой воды малыми объемами добычи нефти. Обводненность продукции составляет 90-95% и более. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет [10].

Рисунок 6 - Динамика показателей разработки месторождения по Н.В. Ушевой [10]

1 - добыча нефти, 2 - себестоимость 1т нефти, 3 - обводненность нефти.

В целом можно сделать вывод, что общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет.

Рассмотрим динамику добычи нефти и обводненности Абино-Украинского месторождения в соответствии с выделенными автором этапами его разработки.

По имеющимся данным автором были составлены графики динамики добычи нефти Абино-Украинского месторождения по данным кумского горизонта (рисунок 7) и по миоценовым отложениям (рисунок 8), а также общий график динамики добычи нефти по миоценовым отложениям и отложениям кумского горизонта (рисунок 9) и график динамики значений обводненности (рисунок 10).

Анализируя закономерности (см. рисунок 7) по кумскому горизонту отметим следующее: первый этап (1961-1965 гг.) характеризуется постоянным ростом уровня добычи нефти. Второй этап (1965-1971 гг.) отличается неравномерным во времени изменением добычи нефти, за период 1965-1971 гг. отмечается неравномерная добыча нефти. Так в 1968 г. произошло падение объемов добычи нефти с 110,4 тыс. т в 1967 г. до 26,8 тыс. т, что может быть связано как с резким возрастанием обводненности, так и с изменением фонда добывающих скважин, его состоянием и результатами проводимых геолого-технических мероприятий. Третий этап (1971-1980 гг.) - это этап падения уровня добычи нефти. И четвертый - завершающий - с 1980 г. по настоящее время характеризуется закономерным снижением уровня добычи нефти, достигая первых десятков тысяч тонн.

Анализируя закономерности динамики добычи нефти в миоценовых отложениях Абино-Украинского месторождения за период 1957-1982 гг. (см. рисунок 8) следует отметить, что во время первого этапа (1957-1965 гг.) происходил рост уровня добычи нефти. Максимальный уровень был достигнут в 1961 г. Далее сохранить достигнутый уровень добычи нефти не удалось. Во время второго этапа с 1965 г. по 1971 г. отмечается равномерное падение уровня добычи нефти. Изменение отборов нефти в целом по залежи жестко увязывается с динамикой обводненности добываемой продукции. Что, собственно, мы можем проследить на графике роста обводненности (см. рисунок 10). Во время третьего этапа (1971-1980 гг.) продолжает прослеживаться падение уровня добычи нефти. Однако, во время четвертого этапа, начавшегося с 1980 г., отмечается небольшой подъем уровня добычи нефти, после которого объем добычи продолжает падать.