Размещено на http://www.allbest.ru/

Диплом

Анализ разработки памятно-сасовского месторождения евлановско-ливенского горизонта

РАБОТА СТУДЕНТА СПЕЦИАЛЬНОСТИ 0906 ГРУППЫ 8А

КУЦ ВИКТОРА ВЛАДИМИРОВИЧА

Самара 2001

Реферат

Дипломный проект содержит 152 страницы машинописного текста, из них рисунков - 11, таблиц - 32, источников литературы - 18.

Перечень ключевых слов: пласт, толщина, отбор, скважина, проницаемость, продуктивность, нефтенасыщенность, разработка, режим.

К дипломному проекту прилагается чертежей - 6, в том числе:

- структурная карта по кровле отложений евлановско-ливенского горизонта;

- карта эффективных нефтенасыщенных толщин евлановско-ливенского горизонта;

- геологический профиль евлановско-ливенского горизонта;

- карта текущего состояния разработки евлановско-ливенского горизонта;

- график разработки евлановско-ливенского горизонта;

Дипломный проект содержит введение, геологическую часть, технологическую и техническую части, экономическую оценку от ППД, разделы «Охрана труда» и «Экология и охрана окружающей среды».

Целью дипломного проекта является анализ разработки месторождения в целом, а также расчет экономической целесообразности поддержания пластового давления, оценка технологического, технического и экономического эффекта. Выбор наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин. Анализ смены контроля за процессом разработки.

ВВЕДЕНИЕ

Залежь нефти евлановско-ливенского горизонта расположена в высокопроницаемом коллекторе (средняя проницаемость 0,109 мкм2), нефть маловязкая (вязкость нефти в пластовых условиях 0,090 мПа·с), разрабатывается в упруго-водонапорном режиме. Фонд скважин эксплуатирующих евлановско-ливенский горизонт составляет 29 скважин.

Благодаря высокой проницаемости коллектора и низкой вязкости нефти дебиты скважин высокие и составляют в среднем 139,3 т/сут. В этих условиях происходит быстрое падение пластового давления. Наиболее целесообразным является поддержание пластового давления (ППД), а из-за опасности языковых прорывов закачиваемой воды, закачка ведется за контуром нефтеносности и на глубину ниже установленного ВНК на 300-500 м.

Применение ППД на месторождении позволило остановить падение пластового давления, дало экономический эффект и прибыль.

В целях повышения продуктивности скважин, используемое оборудование КОФС-1, солянокислотная обработка, дали положительные результаты.

В целях проведения мероприятий по изоляции пластовых вод применяется установка цементных мостов, которая позволяет увеличить срок безводной эксплуатации.

Разработанная система контроля за процессом разработки позволяет достаточно на высоком уровне следить за процессом разработки.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 История развития

С начала разработки Памятно-Сасовского месторождения оно подразделялось на три нефтегазовых месторождения - Макаровское, Памятное и Сасовское. В последствии все эти месторождения приурочены к единому комплексу евлановско-ливенского возраста и проведенные исследования и результаты бурения разведочных скважин позволяют предположить о наличии единого ВНК у всех выше перечисленных месторождений.

Результат пробной эксплуатации Макаровского, Сасовского и Памятного месторождений приведены ниже.

1.2 Макаровское месторождение

Макаровское нефтегазовое месторождение находится в эксплуатации с 1990 г.

В техническом отношении залежь приурочена к Овражно-Макаровской зоне развития верхнедевонских рифогенных построек. Тип залежи массивный, с углами наклона 60 - 70. Этаж нефтеностности составляет около 250 метров, коллектор порово-кавернозно-трещинноватого типа, карбонатный.

Выработка залежи ведется на основании «Уточненного проекта пробной эксплуатации Макаровского месторождения» составленного институтом «ВолгоградНИПИнефть» в 1992 году. Разработка месторождения велась скважинами №№ 41,60,61,63,102. Были проведены комплексные исследования Макаровско-Памятной группы месторождений с целью более точного и детального определения барометрических параметров залежи и уточнения режима разработки залежи.

Анализ результатов разработки Макаровского месторождения, изменение пластового давления, обводненность продукции подтверждают упруговодонапорный режим работы залежи.

На данном этапе разработки накоплена необходимая информация для составления технологической схемы разработки нефтегазовой залежи Макаровского месторождения на более длительную перспективу.

1.3 Памятное месторождение

Памятное нефтегазовое месторождение находится в пробной эксплуатации с 1993 года. Так же, как и Макаровское месторрождение, оно приурочено к Овражно-Макаровской зоне развития верхнедевонских рифогенных построек (евлановско-ливенский горизонт). Тип залежи массивный, углы падения 60 - 75, коллектор порово-кавернозно-трещинного типа, представлен карбонатными образованиями, в основном доломитами. Этаж нефтеносности около 220 м.

Разработка ведется на основании «Уточненного проекта пробной эксплуатации Памятного нефтяного месторождения», составленного институтом «Волгоград НИПИнефть» в 1993 году.

Разработка месторождения велась скважинами №№ 1,2,6,8,121,126,128,130.

Проведенные на месторождении исследовательские работы позволяют с уверенностью сказать, что фактические показатели разработки соответствуют условиям проекта.

Анализ результатов разработки Памятного месторождения, проведенный в ходе исследований, подтверждает упруговодонапорный режим работы залежи. Необходимая информация для составления технологической схемы разработки и перевода месторождения в промышленную эксплуатацию накоплена в достаточной степени.

1.4 Сасовское месторождение

Сасовское нефтегазовое месторождение находится в пробной эксплуатации с 1993 года. Также, как и Макаровское и Памятное месторождения оно приурочено к Овражно-Макаровской зоне развития верхнедевонских рифогенных построек и расположено между Макаровским и Памятным месторождениями. Тип залежи массивный, углы падения 60 - 75. Коллектор порово-каверзно-трещинноватого типа, представлен карбонатами, в основном доломитами.

Этаж нефтеностности 200 м.

Разработка залежи ведется на основании «Проекта пробной эксплуатации Сасовского нефтяного месторождения», составленного институтом «Волгоград НИПИнефть» в 1993 году.

Разработка месторождения велась скважинами №№ 47,49,64,65,66,70,71,72,75,107,111.Находятся в бурении скважины №№ 67 и 105.

Сасовское месторождение является наиболее крупным из месторождений Овражно-Макаровской группы и для его окончательной доразведки на юго-восточном крае необходимо закончить бурение скважин №№ 67 и 105 и пробурить скважину № 68.

На основании проводимых исследований, анализа разработки можно сделать вывод об упруговодонапорном режиме разработки. Для окончательной оценке геометрии месторождения необходимо закончить бурение скважин №№ 67,68,105 и на основании всех имеющихся результатов составить технологическую схему разработки месторождения и ввести его в промышленную эксплуатацию.

1.5 АНАЛИЗ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Все скважины работают фонтанным способом при среднем буферном давлении 7,5 МПа и среднем в первом полугодии 1996 г. дебите нефти одной скважины около 150 т./сут. Гидродинамические исследования скважин проводятся при вводе их в эксплуатацию и в дальнейшем не реже двух раз в год. Индикаторные диаграммы имеют вид прямых линий, что свидетельствует о линейном законе фильтрации нефти в пласте. Средняя величина коэффициента продуктивности скважин 348 т./(сутМПа), средняя рабочая депрессия на пласт 0,42 МПа. Среднее по всему месторождению значение коэффициента проницаемости пласта, получено по данным гидродинамических исследований 29-ти скважин в период 1995-1996 гг., равно 0,109 мкм2.

Годовая добыча нефти с 0,7 тыс.т. в 1990 г., 23 тыс. т. в 1991 г. и 80 тыс. т. в 1992 г. в дальнейшем постоянно возрастала, составив в 1993 г. 205 тыс. т., в 1994 г. - 637 тыс. т; в 1995 г. - 1324 тыс. т; в 1996 г. - 2009 тыс. т.

За первые четыре года эксплуатации залежи (1990 - 1993 гг.) суммарно добыто 309 тыс. т. нефти, что по имеющимся замерам пластового давления привело к заметному изменению пластового давления в залежи и лишь с середины 1994 г., когда накопленная добыча нефти превзошла 500 тыс. т., а месячный отбор превысил 50 тыс. т., отчетливо выявилось снижение пластового давления в залежи. На 01.10.95 г. среднее пластовое давление в залежи снизилось от начального, приведенного на отметке ВНК минус 2578 м, равного 28,09 МПа до 26,7 МПа, т. е. на 1, 39 МПа при накопленном отборе нефти 1870 тыс. т. (на 0,1 МПа падения давления добыто 134 тыс. т. нефти). На 01.06.96 г. средняя величина пластового давления в зоне отбора составила 26,3 МПа, что на 0,4 МПа ниже среднего значения на 01.10.95 г. За истекшие между замерами восемь месяцев добыто 1121,3 тыс. т. нефти. В этот период на 0,1 МПа снижения пластового давления было добыто по 280,3 тыс. т. нефти, что в два раза больше, чем добывалось при изменении пластового давления на 0,1 МПа в предыдущий период. Это свидетельствует о наметившейся тенденции стабилизации пластового давления и ощутимом проявлении упруговодонапорного режима дренирования залежи. Средневзвешенное по площади пластовое давление на июнь 1996 г. составило 26,58 МПа.

Учитывая сравнительно небольшое снижение пластового давления за годы пробной эксплуатации, режим залежи принимается упруго-водонапорным. В пользу этого свидетельствует и то, что рифовые залежи Нижнего Поволжья, приуроченные, как и рассматриваемая залежь, к отложениям евлановско-ливенского горизонта, разрабатываются на активном естественном упруговодонапорном режиме. Степень снижения пластового давления не превысила по ним 10% от начального при степени выработки извлекаемых запасов 40-98%. Материалы испытания в конце 1995 г. скв. 80, расположенной на севере месторождения в пределах контура нефтеностности показали, что первоначально нефтенасыщенный материал оказался в этой скважине промытым, т. е. пластовые воды участвуют в вытеснении нефти. Для уточнения степени активности водонапорной системы необходимо и в дальнейшем проводить систематический и качественный контроль динамики пластового давления.

1.6 Орогидрография

Памятно-Сасовское месторождение находится в 310 км. к северу от г. Волгограда в восточной части Жирновского района Волгоградской области Климат в районе расположения месторождения континентальный, с жарким (до +40С) летом и холодной (до -35С) зимой.

В пределах месторождения местность представляет собой холмистую равнину с типичным долинно-балочным рельефом. Максимальная над уровнем моря абсолютная отметка рельефа 297,2 м. (Скв. 75), минимальная - 150. На склонах оврагов много родников, из которых образуются реки Тетеревятка, Шапочная, Подвислая, являющиеся притоком р. Добринка, впадающей в р. Медведица. На реках созданы искусственные пруды, используемые в сельском хозяйстве. Население использует для своих нужд воду из родников и артезианских колодцев.

Основными видами деятельности населения являются сельское хозяйство, производство и нефтедобыча. Энергоснабжение обеспечивается от сетей «Волгоградэнерго».

Вокруг месторождения (до 10 км.) расположено несколько населенных пунктов - села Алешники, Памятное, Верхняя Добринка, Вишневое, Тетеревятка, связанные между собой многочисленными грунтовыми и проселочными дорогами, которые пересекают месторождение во всех направлениях. Центральную часто Памятного участка пересекает грейдерная дорога Верхняя Добринка - Вишневое, в 2-х км. к западу от месторождения проходит асфальтированная дорога Верхняя Добринка - Красный Яр, которая соединяет месторождение с г.г. Жирновск (40 км.), Котово (95 км.), Волгоградом (310 км.). Ближайшие станции железной дороги Камышин - Москва, Ададурово и Медведица находятся соответственно в 20 и 28 км. западнее месторождения.

Северная часть Памятно-Сасовского месторождения удалена на 5-7 км от ранее открытого Добринского месторождения Жирновского НГДУ, связанного трубопроводом (через Линево) с Жирновском. Это позволило за счет прокладки недостающего участка трубопровода ввести в 1990 г. в пробную эксплуатацию скважину № 60, открывшую Памятно-Сасовское месторождение в том же году. Ускоренному освоению южной части Памятно-Сасовского месторождения способствовало наличие нефтесборной сети Коробковского НГДУ на Демьяновском месторождении, расположенном в 7 км. к югу.

Пробная эксплуатация месторождения осуществляется Жирновским и Коробковским НГДУ и СП «Волгодоминойл», а бурение скважин производилось УБР ОАО «Лукойл-Нижневолжскнефть». Подготовка всей добываемой нефти и газа осуществляется в Жирновске и Котово за счет использования имеющегося резерва мощностей соответствующих установок. Подготовленные нефть и газ отправляются в действующие магистральные нефтепровод и газопровод. Ниже представлен рисунок 1.1 «Расположения Памятно-Сасовского месторождения». Непрерывное наращивание уровней добычи нефти и газа в процессе пробной эксплуатации месторождения потребовало реконструкции существующих и строительства новых нефтепроводов и газопроводов, сепарирующих и замерных пунктов, насосных и компрессорных станций, обеспечивающих в 1996 г. добычу нефти порядка 2 млн. т. и около 300 млн. м3 газа.



1.7 Тектоника

В тектоническом отношении Памятно-Сасовское месторождение расположено в пределах Пачелмско-Саратовского авлакогена. В строении осадочного чехла выделяются два основных структурных этажа.

Верхний структурный этаж выделяется в объеме каменноугольных, пермских и сохранившихся от размыва юрских и меловых отложений. По этому этажу месторождение приурочено к Жирновско-Чухонастовскому сложному валу Доно-Медведицких дислокаций.

Нижний структурный этаж выделяется в объеме отложений девонской системы, в общих чертах повторяющих эрозионную поверхность фундамента. Строение верхней части этажа (карбонатный девон) отличается от структуры терригенного девона и вышележащих отложений. Тем самым карбонатный девон создает промежуточный структурный подэтаж на уровне которого существуют приподнятые зоны и локальные поднятия, не прослеживающиеся в остальной части осадочного разреза. Наиболее четко они проявляются в франском карбонатном комплексе, будучи сформированными рифогенными фациями.

По нижнему структурному этажу Пямятно-Сасовское месторождение относится к Уметовско-Линевской депрессии (Линевской мульде) Иловлинско-Медведицкого прогиба. На уровне франского рифогенного комплекса оно принадлежит к Алешниковско-Недоступовской (Овражно-Памятно-Сасовской) зоне рифогенных построек субширотно-субмеридиального простирания, пересекающей Уметовско-Линевскую депрессию, контролируемую системой разломов в терригенном девоне, фиксируемых на сейсмопрофилях. Связь структурных элементов нижнего тектонического этажа и промежуточного подэтажа в пределах месторождения детально не изучена; по данным сейсморазведки последнему соответствуют в той или иной степени горсты в террогенном девоне.

По отношению к мезозойско-каменноугольному комплексу описываемое месторождение является погребным, по-видимому, отражаясь частично лишь на уровне низов карбона (бобриковского горизонта).

По кровле коллектора ливенских отложений Памятно-Сасовское месторождение приурочено к узкой (0,6 - 1,2 км.), вытянутой рифогенной гряде.

В современном структурном плане рифогенная постройка представляет собой отчетливо выраженную положительную структуру. Протягивается она с юго-запада на северо-восток; общая протяженность постройки составляет 16,3 км.

Вверх по разрезу девонских отложений конфигурация структуры сохраняется, но сокращается амплитуда, а на своде увеличивается количество изолированных вершин. В низах каменноугольной системы (бобриковский горизонт) наличие антиклинального перегиба амплитудой в несколько метров установлено только к северу от месторождения на Добринском пересечении. На уровне Памятно-Сасовского месторождения вырисовывается моноканальный склон, осложненный нечеткими структурными выступами.

1.8 Стратиграфия

В районе месторождения на архей-протезозойском гранитогнейсовом фундаменте залегает толща осадочных отложений общей толщиной 4400 - 5000 м. в составе девонской, каменноугольной, пермской, юрской и меловой систем.

Ниже приводится литолого-стратиграфическое описание разреза по данным стратиграфических заключений вскрытого разреза и литологического описания пород.

Палеозойская эратема

Представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.

Девонская система

На месторождении вскрыты отложения франского и фаменского ярусов.

Франский ярус

Во вскрытом разрезе отложений франский ярус представлен верхним отделом в объеме фаунистического доказанного евлановско-ливенского горизонта. В нижней части вскрытого разреза (ниже ВНК) отложения стратиграфически не расчленены. В скважине 130Пам, вскрывшей эти отложения в условиях частых осложнений, керн и шлам не отобран, в связи с чем их стратиграфическая принадлежность остается неопределенной. По характеру записи на каротажных диаграммах они похожи на фаунистически доказанные в верхней части разреза евлановско-ливенские отложения и вместе с которыми составляют единый комплекс рифогенных образований.

Евлановско-ливенский горизонт. В пределах месторождения евлановские и ливенские отложения не расчленяются в связи с тем, что в большинстве скважин евлановский горизонт не выделяется или выделяется с трудом. В структурном и литолого-фациальном отношении данные отложения представляют собой генетически единый комплекс карбонатных пород (органогенная постройка, рифовый массив). Их максимальная вскрытая толщина 410 м (скв.43Пам). В строении горизонта принимают участие неравномернозернистые доломиты поздней генерации с реликтами первоначальной органогенно-обломочной, органогенно-детритовой и сгустково-комковатой известняковой структуры. Породы трещинно-порово-каверновые с сутурными швами, подчеркнутыми интенсивной пиритизацией. Текстура массивная, неяснослоистая, строматактоидальная. Из органических остатков отмечены реликты трубчатых, багряных, сине-зеленых водорослей. Евлановско-ливенские рифы представляют собой часть карбонатного цикла странсгрессивной кровлей (верхне-ливенские отложения), перекрытой трансгрессивно залегающими уметовско-линевскими отложениями.

Фаменский ярус

Отложения фаменского яруса представлены уметовско-линевской

толщей, задонским, елецким, лебедянским, зимовским горизонтами.

Уметовско-линевская толща перекрывает органогенные образования евлановско-ливенского горизонта. Отложения представлены пере-слаиванием известняков серых микрозернистых перекристаллизованных неравномерно-глинистых, мергелей, аргиллитов пиритизированных с характерным комплексом микрофоссилий и спор. В скважине 7Пам отложения полностью охарактеризованы керном. Толщина изменяется от 7 м в сводовой части до 123 м на периклинали. Уметовско-Линевская толща перекрывает существовавший ранее рельеф ливенских отложений и является, таким образом, латеральной, вертикальной и боковой покрышкой над ливенским рифом. Уметовско-линевские отложения на склонах рифа представляют собой впадинный эквивалент ливенских отложений. Здесь в большом количестве встречаются рифовые обломки, которые скатывались вниз в периоды эрозионного разрушения кровельной части рифа.

Отложения задонского горизонта представлены переслаиванием мергелей серых, доломитизированных с известняками. В нижней части известняки серые микрозернистые, неравномерноглинистые, доломитизированные с ходами илоедов (скв. 7Пам). Толщина отложений изменяется по площади. Верхняя пачка сохраняется в полном объеме. Присутствующие в нем два массивных слоя мергелей представляют собой региональные корреляционные репера. Уменьшение толщин идет за счет нижней части задонского репера. В сводовой части толщина отложений горизонта минимальная (12 м.), на периклиналях увеличивается до 130 м. (скв. 80Д6).

Елецкий горизонт сложен известняками микрозернистыми, серыми, сгустково-комковатыми с желваками водорослей, остатками строматопорат, интенсивно перекристаллизованными, выщелоченными с включениями молочного доломита. Толщина изменяется от 131 м. в сводовой части до 212 м. на крыльях. Нижняя часть горизонта толщиной 60-100 м. представлена плотными глинистыми известняками с немногочисленными пропластками мергелей. В елецком горизонте интенсивнее чем в других проявляется компенсационный эффект осадконакопления лад ливенскими рифами.

Лебедянский горизонт характеризуется известняками микрозернистыми, неравномерно глинистыми, участками доломитизированными, встречаются прослои мергелей. Толщина 89-104 м.

Зимовский горизонт представлен известняками микрозернистыми с маломощными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина 90-107 м.

Сенновский горизонт сложен известняками серыми мелкозернистыми, перекристаллизованными, иногда трещиноватыми. Толщина 115-124 м.

Каменноугольная система

Представлена тремя отделами - нижним, средним и верхним.

В нижний отдел входят турнейский, визейский, серпуховский ярусы.

В турнейском ярусе выделяются заволжский, малевский, упинский, черепетский, кизеловский горизонты.

Заволжский горизонт представлен известняками темно-серыми, серыми микрозернистыми, детритовыми с редкими прослоями мергелей. Толщина 65-76 м.

Малевский горизонт характеризуется известняками органогенно-обломочными толщиной 5-13 м.

Упинский горизонт сложен известняками микрозернистыми местами глинистыми с прослоями мергелей и глин. Толщина 49-58 м.

Черепетский горизонт представлен известняками темно-серыми, глинистыми с прослоями глин. Толщина 20-27 м.

Кизеловский горизонт характеризуется известняками серыми, биоморфными, зернистыми. В нижней части глинами серыми, темно-серыми. Толщина 37-49 м.

Визейский ярус

Представлен малиновским. яснополянским, окским надгоризонтами. Отложения Малиновского надгоризонта представлены глинами темно-серыми, неравномерно алевритистыми, внизу известняками глинистыми. Толщина 12-26 м.

В составе яснополянского надгоризонта выделяются бобриковский и тульский горизонты.

Бобриковский горизонт сложен в верхней части аргиллитами с примесью кластического материала песчаной размерности, алевролитами темно-серыми до черных, углистыми, с линзами песчаников слабоглинистых, мелкозернистых. В нижней части, выдержанной в пределах Памятного участка, выражен пачкой песчаников светло-серых до белых, кварцевых, крупнозернистых, прослоями грубозернистых с глинисто-карбонатным цементом. На Сасовском участке в скв.71Дб нижняя пачка расслаивается на пропластки. В разрезе горизонта на Макаровском участке встречены угли черные, тонкослоистые. Толщина 13-44 м.

Тульский горизонт представлен пачкой аргиллитов темно-серых, с зеленоватым оттенком с примесью кластического материала песчаной размерности. Встречаются пласты песчаников светло-серых, кварцевых, среднезернистых, крупнозернистых до грубозернистых. Встречаются алевролиты серые со слабым голубоватым оттенком, мелкозернистые кварцевые, тонкодисперсные с тонкими прослойками сидерита, а также мелкий углефицированный детрит. Толщина 95-117 м.

Окский надгоризонт в объеме алексинского, михайловского, ве-невского горизонта сложен известняками серыми, глинистыми, изредка доломитизированными. В нижней части глины темно-серые, алевритистые, тонкослоистые, с включениями пирита. Толщина 233-259 м.

Серпуховский ярус

Выделяется в объеме тарусского, стешевского и протвинского горизонтов, представленных известняками серыми, с коричневатым оттенком, микрозернистыми с прослоями доломитов, в нижней части глины темно-серые алевритистые, тонкослоистые с включениями пирита. Толщина

39-54 м.

Средний отдел карбона выделяется в полном объеме в составе башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус

Отложения башкирского яруса залегают со стратиграфческим несогласием на нижележащих породах и выделяются в объеме двух подъярусов.

Нижнебашкирский подъярус сложен известняками светло-серыми, серыми, оолитовыми, биоморфными. В нижней части пачка глин голубовато-серых, жирных. Толщина 38-62 м.

Верхнебашкирский подъярус представлен глинами темно-серыми, алевритистыми глинистыми, с прослоями песчаников светло-серых, известковистых и алевролитов. Толщина 77-90 м.

Московский ярус

Подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт сложен голубовато-серыми известковистыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Толщина 166-180 м.

Каширский горизонт представлен известняками мелкозернистыми и биоморфными, в верхней части - пачка глин темно-серых с прослоями алевролитов, песчаников. Толщина 100 м.

Подольский горизонт сложен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, микрозернистыми, биоморфными, с редкими прослоями доломитов, в средней части горизонта - пачка темно-серых глин. Толщина 189-226 м.

Мячковский горизонт представлен известняками светло-серыми, белыми, доломитизированными с прослоями доломитов и глин. Толщина 112-138м.

Верхний карбон

Выделяется в объеме гжельского и касимовского ярусов.

Касимовский ярус представлен переслаиванием известняков тонкозернистых и плотных, темно-серых доломитов. Толщина 175-213 м.

Гжельский ярус сложен известняками доломитизированными и Доломитами. Толщина 107-147 м.

Пермская система

В пермской системе выделяются нерасчлененная толща ассельско-артинского возраста, казанский и татарский ярусы. Общая толщина 114-180м.

Ассельско-артинские отложения снизу вверх сложены светло-серыми, неравномерно доломитизированными известняками, переходящими в доломиты.

Казанский ярус в верхней части представлен известняками, в нижней части - глинами.

Татарский ярус сложен алевролитами.

Мезозойская эрАтема

Юрская система

Юрская система в объеме байосского, батского и келловейского ярусов представлена чередованием глин серых, зеленовато-серых, алев-ритистых, алевролитов, песков, песчаников. В средней части сложена преимущественно глинами, слабослюдистыми. Толщина 212-258 м.

Меловая система

Сохранилась в объеме нижнего отдела и представлена глинами, песчаниками, алевролитами. Толщина до 75 м.

Кайнозойская эрАтема

Четвертичная система

Представлена маломощной толщей (0-10 м.) глин, суглинков с прослоями и линзами песка.

1.9 Нефтегазоносность

В разрезе Памятно-Сасовского месторождения опробовано семь стратиграфических подразделений в каменноугольных и девонских отложениях. Перспективные объекты для опробования выбирались в соответствии с рекомендациями оперативной обработки ГИС.

Каменноугольные отложения опробованы ИПТ в меликесском, алексинском, тульском, бобриковском и турнейском горизонтах. В тульских (скважина 1Пам), алексинских (скважина 140Пам) и бобриковских (скважины 10Пам, 67Дб, 70Дб) отложений получены слабые притоки нефти и газа. Притоки пластовой воды или отсутствие притока флюида при опробовании вышеуказанных объектов установлены в скважинах 1Пам, 6Пам, 9Пам, 41Дб, 49Дб, 60Дб, 64Дб, 65Дб, 67Дб, 71Дб, 107Сас, и других. При опробовании ИТП перспективных по ГИС объектов задонско-елецкого горизонта (верхний девон) получены слабые притоки (дебиты от 2,4 до 11,0 м3 в сутки) нефти в скважинах 7Пам, 41Дб, 70Дб, 72Дб и воды в скважинах 1Пам и 60Дб.

В эксплуатационной колонне исследования на приток отмеченных выше пластов не проводилось. Характер нефтегазопроявлений в них указывает на локальное, спорадическое распространение встреченных в отдельных скважинах мелких скоплений углеводородов. Степень изученности их оценочными параметрами недостаточна для подсчета запасов. В связи с этим промышленная оценка встреченных в разрезе отложений пластов с нефтегазопроявлениями не производится.

По состоянию на 01.01.96 г. промышленная нефтеносность во вскрытом разрезе месторождения доказана для рифогенных образований евлановско-ливенского горизонта.

Залежь сосредоточена в ловушке массивного (рифогенного) типа, в коллекторах со сложной структурой пустотного пространства. Средняя глубина залегания кровли коллектора составляет по месторождению 2688 м.

При изученности нефтегазоностности рифогенных отложений и обоснования границы раздела нефть-вода исходным материалом являлись заключения о результатах испытания объектов с помощью ИПТ в процессе бурения, опробование в обсаженных скважинах и открытом стволе, результаты обработки материалов ГИС, а также гидродинамические исследования, проведенные в период пробной эксплуатации скважин.

В пределах месторождения сохраняются перспективы открытия залежей углеводородов в карбонатном (семилукско-рудкинский горизонт) и терригенном (кыновский, пашийский, старооскольский и воробьевский горизонты) комплексах пород верхнего и среднего девона. На указанные отложения проектировалось заложение скважин 1Пам, 130Пам, 135Пам с проектными глубинами 3200 - 3400 м., однако из-за возникших осложнений в процессе бурения данные скважины остановлены в евлановско-ливенских отложениях. В дальнейшем планируется заложение дополнительных специальных скважин на указанные перспективные объекты.

По причине возникших в процессе бурения скважин осложнений, многие из них не были доведены до проектной глубины, и лишь отдельные из намеченных вскрыли ВНК (5Пам, 41Дб, 43Дб, 46Дб, 47Дб, 66Дб, 130Пам). В этих скважинах комплексный анализ данных методов пористости и сопротивлений, вскрывших ВНК евлановско-ливенских продуктивных отложений позволил установить положение ВНК по скачкообразному (3-10 кратному) спаду сопротивлений по БК и на больших (четырех и восьмиметровых) зондах БКЗ.

На основании предложенного приема ВНК может быть принято:

в скважине 5Пам на уровне минус 2582,0 м. (глубина 2582,8 м.), в скважине 130Пам на уровне минус 2581,2 м. (глубина 2854,2 м.), в скважине 47Дб на отметке минус 2578,6 м. (глубина 2869 м.), в скважине 66Дб на отметке минус 2578 м. (глубина 2845,6 м.), в скважине 41Дб на отметке минус 2576,2 м. (глубина 2845,0 м.), в скважине 43Дб на отметке минус 2581,2 м. (глубина 2851,0 м.). В скважине46Дб, несмотря на отсутствие характерного спада сопротивления по электрическому каратажу, ВНК отбивается на отметке минус 2578,0 м. (глубина 2855,0 м.) в совокупности с другими методами ГИС.

Исходя из положения о горизонтальности ВНК и учитывая результаты опробования скважин 5Пам, 66Дб, 41Дб и 46Дб гипсометрическая отметка границы нефть-вода принимается равной минус 2578,0 м. для всего месторождения.

При принятом положении ВНК в целом по залежи этаж нефтеносности составил 262,0 м. Поскольку разрез продуктивных отложений Памятно-Сасовкого месторождения представлен исключительно породами-коллекторами, вся вскрытая в скважинах толщина от кровли рифа до ВНК отнесена к эффективной нефтенасыщенной.

1.10 Коллекторные свойства

Геологическое строение залежи и почетные параметры продуктивного пласта изучены на основе комплексной интерпретации материалов бурения и сейсморазведки.

На 01.01.96 г. на месторождении отработано 86 сейсмопрофилей (среднее расстояние между профилями 250 м.) и закончено бурение 37-ми скважин (3 поисковые, 22 разведочные, 12 эксплуатационных). Среднее расстояние между скважинами - 450 м.; их фактические глубины изменяются от 2664 м. до 3034 м. (вынос 51,5%). В четырех опорных скважинах продуктивные отложения пройдены со сплошным отбором керна (всего 443 м.).

Геологический разрез, коллекторские свойства и характер насыщенности изучен в скважинах с помощью комплекса ГИС: НИК, НГК, ГК, АК, ГГК, БК, ИК, БКЗ, МКЗ, БМК, ДС, НС, КВ, стандартным методом, термометрией, ИМР, капилярометрических, геолого-геохимических (газовый каротаж), гамма-спектрометрических и по методу КИК исследований.

В скважинах проведено опробование порядных отложений ИПТ (61 объект), методом компрессирования (32 объекта) и путем перфорации колонны (пять объектов). Из 37-ми с законченных строительством скважин 35 (95%) оказались продуктивными. Две скважины оказались за контуром нефтеносности. В трех скважинах вторым стволом пробурены наклонно-направленные скважины; все они оказались продуктивными, 33 скважины переданы в эксплуатацию. В период опытной эксплуатации на всех действующих скважинах проводились гидродинамические исследования методом установившихся отборов и восстановления давления, замеры пластовых и затрубного давлений (в том числе трижды в 1995-96 гг. одновременно с остановкой всех скважин). В процессе бурения и исследования скважин обработаны 23 пластовых и 80 поверхностных проб флюидов, изучен их химический состав и физические свойства.

В районе месторождения на архей-протерозойском гранитно-гнейсовом фундаменте залегает толща осадочных отложений общей толщиной 4400 - 5000 м. в составе девонской, каменноугольной, пермской, юрской и меловой систем. Скважина 130Пам - самая глубокая на месторождении (3034 м.) - не вышла из верхнефранских рифогенных образований, вскрыв максимальную толщину последних (более 350 м.).

В тектоническом отношении месторождение находится в пределах Уметовско-Линевской депрессии Иловлинско-Медведицкого прогиба. Залежь нефти приурочена к рифогенным отложениям евлановско-ливенского горизонта (франкский ярус верхнего девона). Ловушка и залежь массивного (рифового) типа. Органогенная постройка представляет собой плосковершинный барьерный риф.

По сейсмическим данным границы рифового массива достаточно четкие, склоны крутые (от 25 до 65), вершина сравнительно широкая и плоская (по изогипсе минус 2350 м.). Глубокие скважины на месторождении подтвердили и уточнили сейсмические построения. При этом месторождение изучено неравномерно. Подавляющее число скважин пробурено в приосевой части рифового массива. Крыльевые части месторождения изучены редкими скважинами и поперечными сейсмопрофилями. Тем не менее, установлено асимметричное строение рифового массива, которое характеризуется наличием крутого внешнего и более пологого внутреннего склонов, приуроченныхк границе смены литофаций: глубоководных открытого шельфа (юго-восточный склон) и относительно глубоководных внутреннего шельфа (северо-западный склон).

Залежь нефти узкая 0,6 - 1,2 км., протяженная (16,3 км.), неглубокозалегающая (средняя глубина залегания кровли коллекторов 2688 м.), с большим этажом нефтеносности (262 м.).

Покрышкой является известково-мергельно-аргилитовая толща задонско-елецкого возраста. Роль боковых запирающих фаций играют мергельно-аргилитовые отложения уметовско-линевской толщи. Толщина покрышки от 20 до 100 м. ВНК по данным опробования семи скважин и обработки по ним материалов ГИС определен по отметке минус 2578 м.

Площадь нефтеносной залежи 15100 тыс. м2, нефтенасыщенных пород 2300613 тыс. м3.

В литолого-фациальном отношении евлановско-ливенское отложение представляет собой генетически единый комплекс карбонатных пород. В строении горизонта принимают участие биогермные, неравнозернистые, трещиноватые и кавернозные доломиты.

По вещественному составу тип коллектора - карбонатный. В структуре пустотного пространства тип коллектора - порово-трещинно-каверновый (доминируют каверны). По данным петрофизических исследований, ГИС, ИМР, исследований по методу КИК установлено, что вся продуктивная часть разреза месторождения представлена порами - коллекторами.

С целью дополнительного обоснования выделения коллекторов в каждой скважине проводились опробования в процессе бурения методом ИПТ. Главным результатом этих исследований явилось отсутствие неприточных интервалов. В скважине 105Сас проведено селективное опробование ИПТ в интервале 2713,0 - 2717,0 (-2490,0 - 2494,0) м. с низкими коллекторскими свойствами (Кл = 1,5%) и получен приток нефти Q = 4,1 м3/сутки. Нефть из этого интервала по своим физико-химическим характеристикам и молекулярному составу не отличается от нефти из других частей продуктивного разреза (например, нет повышенного содержания асфальтенов, смол, твердых битумов характерных для застойных, плохо фильтруемых зон). Кроме того, установлено, что повышенная радиоактивность отдельных низкопоровых интервалов продуктивных отложений не связана с глинистостью (отсутствует радиоактивный налет), а обусловлена содержанием в них типичного для всего разреза урана, о чем свидетельствуют результаты гамма-спектометрии керна. По совокупности данных вся толща рифа выше ВНК отнесена к эффективной, нефтенасыщенной. Средняя по пробуренным скважинам величина нефтенасыщенной величины рифа составляет 168,7 м., а средневзвешенная по площади нефтеносности - 152,4 м.

Эффективной частью пустотного пространства пород - коллекторов являются в первую очередь каверны, которые сообщаются между собой по трещинам и, в меньшей степени, по матрице породы.

Такое представление базируется, прежде всего, на установленном (по данным исследования образцов керна малого и большого размера) развитии кавернозности пород во всем интервале изменения по емкости, начиная с 1-2%, отсутствии связи между пористостью и проницаемостью, что свидетельствует о широком развитии трещиноватости во всем интервале изменения пористости. По данным просмотра больших шлифов наблюдается наличие каверн, соединенных между собой раскрытыми трещинами или относительно плотной матрицей. Изложенное позволяет сделать вывод о развитии эффективной емкости коллекторов в кавернах и части матрицы (порах). Наличие широко развитой системы трещин обуславливает сообщаемость каверн и матрицы, что, в свою очередь, объясняет большие дебиты при испытаниях, а также осложнения при бурении (поглощении промывной жидкости, вплоть до потери циркуляции).

По керну исследовано 1685 образцов, по данным которых пористость продуктивных отложений изменяется от долей до 24,0%, проницаемость от 1·10-6 до 10 мкм2. Средняя величина пористости по малым образцам 5,0, а по большим образцам керна 6,5%. Данные керна являются дискретными и выборными, так керн исследовался не во всех скважинах (из 41 пробуренных скважин керн отобран в 21 скважине). Поскольку значение пористости и насыщенности пород по данным керна характеризуют лишь 9% вскрытого разреза, а данные ГИС - 63%, то при определении данных параметров предпочтение отдавалось ГИС.

По данным ГИС пористость продуктивных евлановско-ливенских отложений изменяется в широких пределах - от 1,2% до 24% и более. Средневзвешенная величина полной пористости по ГИС в целом для месторождения определилась с учетом всей вскрытой толщины рифа и составила 7,4%.

Оценка нефтенасыщенности для смешанного порово-трещинно-кавернового коллектора типа емкости коллектора проводилась по данным ГИС методом сопротивлений с использованием петрофизических зависимостей Рп = f(Кп) и Рп = f(Ков), полученных в условиях, близких к пластовым. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности составило 0,932. Полученные по данным ГИС значения Кн оказались сопоставимы с результатами определения остаточной водонасыщенности Ков по данным капилярометрических исследований.

Высокие фильтрационно-емкостные свойства пород подтверждаются материалами ГИС, анализами керна и опробования скважин. По материалам гидродинамических исследований 34 скважин проницаемость пласта изменяется от 0,009 до 0,780 мкм2, в среднем составляет 0,109 мкм2.

1.11 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды залежи евлановско-ливенского горизонта изучены по поверхностным и глубинным пробам.

Нефть евлановско-ливенского горизонта малосеристая (содержание серы 0,27%), парафинистая (4,9%), смолистая (5,4%). Характерно высокое содержание светлых (36% до 200єС и 56% до 300єС). Динамическая вязкость нефти при 20єС 5,8 МПа·с, температура начала кипения 52єС; температура застывания -5єС. Свойства нефти в пластовых уровнях изучены по 23 глубинным пробам, отобранным из 18 скважин и характеризуются следующими параметрами: плотность 711 кг/м3, давление насыщения 16,7 МПа, динамическая вязкость в пластовых условиях 0,090 МПа·с, объемный коэффициент 1,335. Нефть месторождения характеризуется по данным дифференциального разгазирования принята 828 кг/м3, пересчетный коэффициент 0,749, газосодержание 147 м3/т.

В выделившемся при дифференциальном разгазировании газе содержится (0% об.): метана 67,34; этана 13,3; пропана 8,36; бутана и изобутана 4,64. Эти величины приняты при подсчете запасов компонентов. Плотность нефтяного газа 1,000 кг/м3, относительная (по воздуху) - 0,830.

Объемное сероводорода в нефтяном газе определялось при дифференцированном газировании пластовой нефти, отобранной из скважины 47 Сасовского участка и составило: при давлении 15 МПА - 0,0023% об.; при давлении 9 МПа - 0,0043% об. ; при давлении 3 МПА - 0,0108% об., что укладывается в пределы допустимой концентрации для оборудования и труб в обычном исполнении.

По имеющимся анализам проб воды, полученным с помощью ИПТ, пластовые воды месторождения имеют минерализацию не менее 196 - 206 г/л, доля технической воды в пробах колеблется от 30 до 80%, поэтому для характеристики пластовых вод использованы данные, полученные в скважинах смежных площадей.

Пластовая вода относится к хлорокальциевому типу ( по В. А. Сулину), хлоридной группе и натриевой подгруппе, практически бессульфатная, отличается высокой минерализацией 235 - 245 г/л (среднее значение 240 г/л); плотность воды 1,164 г/см3, вязкость 0,65 мПа·с.

1.12 Подсчет запасов нефти и газа

Для определения запасов нефти и газа евлановско-ливенского горизонта Памятно-Сасовского месторождения применяем объемный метод подсчета запасов.

Режим залежи естественный упруго-водонапорный с высокой гидродинамической связью по всему объему рифогенного массива. Пласт по условиям разведки однороден, характеризуется простой формой строения и небольшой изменчивостью толщин. Поэтому применим арифметический способ определения объема пласта.

Для подсчета балансовых запасов нефти применяют следующую формулу:

QБАЛ. = Fhmвси,?

где: QБАЛ. - балансовые запасы нефти, m;

F - площадь нефтеносности, м2;

h - средняя нефтенасыщенность толщин пласта, м;

m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, определялся путем отбора керна больших и малых проб, %;

с - плотность нефти месторождения, она характеризуется по данным дифференциального разгазирования при стандартных условиях, m/м3;

в - коэффициент нефтенасыщенности, по данным ГИС методом сопротивлений с использованием петрофизических зависимостей Рп = f(Кп) и Рп = f(Ков) в условиях, близких к пластовым;

и - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываем по формуле:

QИЗВ. = QБАЛ.·з,

где: QИЗВ. - извлекаемые запасы нефти;

з - коэффициент нефтегазоносности обоснован путем повариантных расчетов показателей разработки залежи и их технико-экономического анализа.

Для расчета балансовых запасов газа применяем формулу:

VБАЛ. = QБАЛ.·G,

где: VБАЛ. - балансовые запасы газа;

G - средний газовый фактор по месторождению.

Извлекаемые запасы газа подсчитываем по формуле:

VИЗВ. = QИЗВ.·G,

где VИЗВ. - извлекаемые запасы газа.

По состоянию изученности на 1.01.96 года производим подсчет запасов нефти и газа.

Данные для расчета:

F = 15100 тыс. м2;

h = 152,4 м;

m = 7,4%;

с = 0,828 m/м3;

в = 0,932;

и = 0,749;

з = 0,5;

G = 147 м3/т.

Расчет:

Балансовые запасы нефти:

QБАЛ. = 15100000·152,4·7,4·0,932·0,828·0,749 = 96943 тыс. т.

Извлекаемые запасы нефти:

QИЗВ. = 96943·0,5 = 48741,5 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

VБАЛ. = 96943·147 = 14250621 тыс. м3.

Извлекаемые запасы газа:

VИЗВ. = 48471,5·147 = 7125310,5 тыс. м3.

Расчет запасов нефти и газа на 1.01.2001 года производим по формулам:

Q'БАЛ. = QБАЛ. - QДОБ.,

где: Q'БАЛ. - балансовые запасы нефти на 1.01.2001 года;

QБАЛ. - балансовые запасы нефти на 1.01.1996 года;

QДОБ. - добытое количество нефти за период с 1.01.1996 года по 1.01.2001 года.

Q'ИЗВ. = QИЗВ. - QДОБ.,

где: Q'ИЗВ. - извлекаемые запасы нефти на 1.01.2001 года;

QИЗВ. - извлекаемые запасы нефти на 1.01.1996 года;

V'БАЛ. = Q'БАЛ.·G,

где: V'БАЛ. - балансовые запасы газа на 1.01.2001 года;

G - средний газовый фактор по месторождению на 1.01.2001 года.

V'ИЗВ. = Q'ИЗВ.·G,

где: V'ИЗВ. - извлекаемые запасы газа на 1.01.2001 года.

Данные для расчета:

QДОБ. = 7669,6 тыс. т.;

G = 147 м3/т (на протяжении всего периода разработки

оставался неизменным).

Расчет:

Балансовые запасы нефти:

Q'БАЛ. = 96943 - 7669,6 = 89273,4 тыс. т.

Извлекаемые запасы нефти:

Q'ИЗВ. = 48471,5 - 7669,6 = 40801,9 тыс. т.

Балансовые запасы газа:

V'БАЛ. = 89273,4·147 = 13123190 тыс. м3.

Извлекаемые запасы газа:

V'ИЗВ. = 40801,9·147 = 5997879,3 тыс. м3.

Полученные показатели сводим в таблицу запасов нефти и газа:

Таблица 1.1

Показатели:	Единицы измерения	Годы
		1996	2001
1. Балансовые запасы нефти	тыс. т.	96943	89273,4
2. Извлекаемые запасы нефти	тыс. т	48471,5	40801,9
3. Балансовые запасы газа	тыс. м3	14250621	13123190
4. Извлекаемые запасы газа	тыс. м3	7125310,5	5997879,3

2. Технологическая часть

2.1 Анализ динамики технологических показателей месторождения с начала разработки

Памятно-Сасовское месторождение евлановско-ливенского горизонта разрабатывается с 1990 года. Тем не менее, уже к 1997 году удалось пробурить основной фонд добывающих скважин.

Однако, в первые 3 года разработки не удавалось достичь сравнительно высоких дебитов скважин. Это связано, в первую очередь с проведением разведки на правом крыле месторождения, где пласт, как оказалось в последствии, был менее продуктивным по сравнению с другой по 1997 год частью месторождения.

С 1993 года заметен существенный рост всех показателей. Это связано с вводом в эксплуатацию большого количества скважин и разработки более продуктивной части горизонта.

Пик добычи приходится на 1998 год, хотя на одну добывающую скважину по сравнению с предыдущим годом стало меньше. Это связано с переводом одной добывающей скважины в контрольной.

С этого же года вводится в эксплуатацию нагнетательная скважина, начинает вестись экспериментальная закачка воды.

В последующих 1999, 2000 годах продолжала вестись закачка воды. В последствии она позволила поднять средневзвешенное пластовое давление, которое с 1993 года существенно снижалось и в 1998 достигло минимальной отметки в 23,26 МПа. А уже в 2000 году средневзвешенное пластовое давление достигло уровня 23,6 МПа. В 2000 году наметился более медленный и плавный темп падения добычи нефти, благодаря закачке воды.

С 1996 года имеет место обводненность продукции, хотя незначительная: менее 1%. Тем не менее, в 1996 году отмечен самый высокий темп отбора, который в последствии был существенно снижен, но остался на достаточно высоком уровне; снижение темпа отбора, в свою очередь, положительно повлияло на низкое содержание воды в продукции. Максимальная обводненность приходится на 1997-1998 годы, однако, в 1998 году проводились мероприятия по изоляции пластовых вод, которые дали положительный результат, что подтверждают последующие показатели.

Для сохранения низкого содержания воды в 1999 году был существенно снижен темп отбора. Снижение действующего фонда добывающих скважин на конец года в 1999 и 2000 годах по сравнению с 1998 связано с проведением капитального ремонта в конце отчетных годов. Текущий коэффициент нефтеотдачи на конец 2000 года составил 0,18.

Динамика технологических показателей разработки представлена ниже, в таблице 2.1.

Пройдя первые две стадии разработки (до конца 1996 года - I стадия, до конца 1999 года - II стадия) с начала 2000 года месторождение вступило в более продолжительную III стадию. Стадии разработки представлены ниже на рис. 2.1.

2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей за 1996 - 2000 годы

Проводя сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения, за последние 5 лет выявлены расхождения показателей по факту в сравнении с проектами.

В 1996 году имеется большое расхождение между проектным действующим добывающим фондом скважин и фактическим. Это связано с тем, что в этот период времени месторождение находилось еще в стадии разбуривания.

Динамика технологических показателей разработки месторождения.

Таблица 2.1

Годы	Годовая добыча, тыс.т.	Годовая закачка воды, тыс. м3/год	Ср. год. обводненность продукции %	Действующий фонд скважин на конец года	Среднесуточный дебит 1 скважины, т/сутки	Ср.-взвеш. пластовое давление по залежи на конец года, МПа	Темп отбора нефти от начальных извлекаем. запасов,%	Текущий коэф-фициент нефте-отдачи на конец года (в долях единиц)
	Жидкость	Нефть	Вода			Добыва-ющих	Нагнета-тельных	Жидкость	Нефть
1990	0,654	0,654	-	-	-	1	-	61,9	61,9	25,4	-	-
1991	23,0	23,0	-	-	-	2	-	68,8	68,8	26,69	-	-
1992	80,4	80,4	-	-	-	3	-	93,4	93,4	26,83	-	-
1993	204,9	204,9	-	-	-	7	-	144,7	144,7	27,47	1,5	0,029
1994	594,1	594,1	-	-	-	16	-	100,7	100,7	27,22	4,3	0,042
1995	1121,96	1121,96	-	-	-	24	-	128,1	128,1	26,87	2,5	0,063
1996	1434,2	1432,69	1,518	-	0,1	27	-	145,1	145,0	25,51	6,8	0,065
1997	1629,9	1626,8	3,09	-	0,2	30	-	148,9	148,6	24,27	6,3	0,095
1998	1631,9	1629,2	2,4	180,0	0,2	29	1	154,2	153,9	23,26	6,3	0,13
1999	1507,2	1506,4	0,833	700,9	0,06	28	1	142,4	142,3	23,57	5,8	0,15
2000	1476,5	1474,5	2,1	418,7	0,14	28	1	139,5	139,3	23,6	5,7	0,18

К концу года было ясно, что для разработки данного месторождения нет необходимости применять такую частую сетку скважин, поэтому был пересмотрен проект по сетке скважин в сторону уменьшения, что подтверждают последующие годы разработки.

Расхождения по среднегодовой обводненности хоть и не значительные, но есть. Это обусловлено большим темпом отбора флюида, что подтверждает годовая добыча нефти и жидкости. Они по сравнению с проектом различаются в сторону увеличения - около 107,2 тыс. тонн, из них 1,5 тыс. тонн воды.

Среднесуточный дебит одной скважины, как жидкости, так и нефти, показывает, что фактические показатели значительно больше, чем проектные. Они также повлияли на сохранение количества скважин. В свою очередь, на увеличение дебита скважин оказала влияние высокая проницаемость, позволяющая эксплуатировать с более высоким темпом отбора, чем предполагалось.

В 1997 году предполагалось увеличить темп отбора, но исследования скважин показали опасность языковых прорывов подошвенных вод, поэтому проектные показатели добычи нефти, по сравнению с фактическими показателями, значительно отличаются.

Тем не менее, две дополнительно пробуренные скважины по сравнению с проектным количеством все-таки позволили увеличить среднесуточный дебит одной скважины по сравнению с предыдущим годом.

На среднегодовую обводненность продукции повлияла скважина № 60, на которой был неправильно выбран темп отбора, что привело к ее высокой и резкой обводненности до 30%.

В 1998 году проводилась разведка на низлежащие горизонты; она оказалась отрицательной, а так как скважина находилась рядом с контуром нефтеносности, было принято решение для перевода скважины № 14 - разведочной в нагнетательную для экспериментальной закачки воды в подошву разрабатываемой залежи.