• Альфа 7
  • Альфа 6
  • Альфа 5
  • Альфа 4
  • Альфа 3




Месторождение Alpha 7.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B1, B2 и B3.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены, в основном, органогенными известняками.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2011 году. К 2013 году месторождение Alpha 7.1 было разбурено полностью, нагнетательные скважины вводились с отработкой на нефть.
На данном месторождении рекомендовано бурение скважин с ГРП. На данный момент на месторождении пробурено 38 скважин, из них 17 с ГРП.
В 2020 году скважина №16 была ликвидирована по техническим причинам. Скважина №21 из-за высокой обводненности была изолирована и переведена на другой горизонт.
Пластовое давление на пластах B1 и B3 имеет достаточно низкие показатели и при этом тенденция к снижению пластового давления сохраняется. Нефть в пласте В2 является водоплавающей, но при этом требуется поддержание пластового давления.

История разработки месторождения

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Тек. КИН 0.259 д.ед. Текущий коэффициент извлечения нефти
2 Тек. компенсация 1.46 д.ед. Текущая компенсация
3 ∑ Qo 1554 млн. м3 Накопленная добыча нефти
4 ∑ Qw 4560 млн. м3 Накопленная добыча воды
5 ∑ Qwi 5108 млн. м3 Накопленная добыча воды
6 млн. м3 0.83 д.ед. Накопленная компенсация
7 Yw 88 % Обводненность

Данные ГФХ

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Ztop -1922 м Средняя глубина залегания
2 ZOWC -1835 / -1892 / -2099 м Водонефтяной контакт
3 H 44 м Средняя общая толщина
4 Heff 44.20 м Средняя эффективная толщина
5 Hpay 10.43 м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
6 Ti 34.6 °C Начальная температура пласта
7 Pi 20033 kPa Начальное давление пласта
8 dPcf 1500 kPa/m Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной
9 Φ 0.16 д.ед. Средняя пористость
10 7.6*10-7 1/kPa Сжимаемость порового пространства
11 kh 109.67 мД Средняя горизонтальная проницаемость
12 kv/kh 0.1 д.ед. Вертикальная анизотропия проницаемости
13 krow/μo 0.07 1/сПз Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти
14 krwo/μw 0.41 1/сПз Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды
15 swi 0.43 д.ед. Начальная водонасыщенность
16 sor 0.34 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
17 STOIIP 5.276 млн. м3 Начальные геологические запасы нефти
18 ES @ ultimate 0.765 д.ед. Проектный коэффициент охвата вытеснением
19 КИН 0.38 д.ед. Проектный коэффициент извлечения нефти




Месторождение Alpha 6 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B1, B2 и B3.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены, в основном, органогенными известняками.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2015 году.
На данный момент на месторождении пробурено 16 скважин.
Пластовое давление в некоторых районах имеет достаточно низкие показатели и при этом тенденция к снижению пластового давления сохраняется.
С целью поддержания пластового давления 2 скважины у контураВНК переведены под нагнетание.
Проект доразработки данного месторождения направлен на увеличение текущих показателей разработки.

История разработки месторождения

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Тек. КИН 0.012 д.ед. Текущий коэффициент извлечения нефти
2 Тек. компенсация 1.6 д.ед. Текущая компенсация
3 ∑ Qo 165 млн. м3 Накопленная добыча нефти
4 ∑ Qw 156 млн. м3 Накопленная добыча воды
5 ∑ Qwi 233 млн. м3 Накопленная добыча воды
6 млн. м3 0.69 д.ед. Накопленная компенсация
7 Yw 43 % Обводненность

Данные ГФХ

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Ztop -1875 м Средняя глубина залегания
2 ZOWC -1810 / -1820 / -1824 м Водонефтяной контакт 
3 H 40 м Средняя общая толщина
4 Heff 17.9 м Средняя эффективная толщина
5 Hpay 12 м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
6 Ti 45 °C Начальная температура пласта
7 Pi 18.000 kPa Начальное давление пласта
8 dPcf 2.000 kPa/m Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной
9 Φ 0.15 д.ед. Средняя пористость
10 5*10-7 1/kPa Сжимаемость порового пространства
11 kh 38 мД Средняя горизонтальная проницаемость
12 kv/kh 0.1 д.ед. Вертикальная анизотропия проницаемости
13 krow/μo 0.3 1/сПз Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти
14 krwo/μw 0.3 1/сПз Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды
15 swi 0.3 д.ед. Начальная водонасыщенность
16 sor 0.28 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
17 STOIIP 12 млн. м3 Начальные геологические запасы нефти
18 ES @ ultimate 0.85 д.ед. Проектный коэффициент охвата вытеснением
19 КИН 0.51 д.ед. Проектный коэффициент извлечения нефти




Месторождение Alpha 5 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B1, B2 и B3.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены, в основном, органогенными известняками.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1999 году.
На данный момент на месторождении пробурено 40 скважин.
В связи с тем, что имеющийся аквифер является слабо активным, в 2000 году была внедрена система ППД. Несмотря на накопленную компенсацию отбора закачкой 120 % , пластовое давление в некоторых районах имеет достаточно низкие показатели и при этом тенденция к снижению пластового давления сохраняется. Проект доразработки данного месторождения направлен на увеличение текущих показателей разработки.

История разработки месторождения

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Тек. КИН 0.18 д.ед. Текущий коэффициент извлечения нефти
2 Тек. компенсация 1.5 д.ед. Текущая компенсация
3 ∑ Qo 5.05 млн. м3 Накопленная добыча нефти
4 ∑ Qw 6.1 млн. м3 Накопленная добыча воды
5 ∑ Qwi 14 млн. м3 Накопленная добыча воды
6 млн. м3 1.2 д.ед. Накопленная компенсация
7 Yw 78 % Обводненность

Данные ГФХ

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Ztop -1600 м Средняя глубина залегания а.о. (кровля B1)
2 ZOWC -1660 / -1670 / -1680 м Водонефтяной контакт (пласт B1 / пласт B2 / пласт B3) 
3 H 91 м Средняя общая толщина
4 Heff 20 м Средняя эффективная толщина
5 Hpay 18.5 м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
6 Ti 45 C Начальная температура пласта
7 Pi 16,400 kPa Начальное давление на ВНК
8 Φ 0.14 д.ед. Средняя пористость
9 cr 4*10-7 1/kPa Сжимаемость скелета породы
10 kh 53 мД Средняя горизонтальная проницаемость
11 kv/kh 0.1 д.ед. Вертикальная анизотропия проницаемости
12 krow/μo 0.3 1/сПз Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти
13 krwo/μw 0.3 1/сПз Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды
14 swi 0.3 д.ед. Начальная водонасыщенность
15 sor 0.28 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
16 STOIIP 27.2 млн. м3 Начальные геологические запасы нефти
17 ES @ ultimate 0.86 д.ед. Проектный коэффициент охвата вытеснением
18 КИН 0.5 д.ед. Проектный коэффициент извлечения нефти




Месторождение Alpha 4 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B1, B2 и B3.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены, в основном, органогенными известняками.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1990 году.
Первая введенная в эксплуатацию добывающая скважина E5 показала высокую обводненность вследствие быстрого прорыва воды.
Поэтому в дальнейшем во избежание подобной ситуации по остальным эксплуатационным скважинам уровни добычи ограничивались. На данный момент на месторождении пробурено 39 скважин.
Давление в залежи слабо поддерживается за счет энергии водоносной законтурной области, поэтому в 1991 году была внедрена система ППД. Несмотря на накопленную компенсацию отбора закачкой 131 % давление в некоторых районах достаточно низкое и при этом продолжает падать.
Проект доразработки направлен на восстановление 2 млн м3 нефти в течение последующих 5 лет для достижения первоначально запланированных показателей.

История разработки месторождения

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Тек. КИН 0.21 д.ед. Текущий коэффициент извлечения нефти
2 Тек. компенсация 1.6 д.ед. Текущая компенсация
3 ∑ Qo 6.8 млн. м3 Накопленная добыча нефти
4 ∑ Qw 7.6 млн. м3 Накопленная добыча воды
5 ∑ Qwi 19.8 млн. м3 Накопленная добыча воды
6 млн. м3 1.3 д.ед. Накопленная компенсация
7 Yw 76 % Обводненность

Данные ГФХ

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Ztop -1560 м Средняя глубина залегания а.о. (кровля B1)
2 ZOWC -1550 / -1590 / -1610 м Водонефтяной контакт (пласт B1 / пласт B2 / пласт B3) 
3 H 90 м Средняя общая толщина
4 Heff 38 м Средняя эффективная толщина
5 Hpay 24 м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
6 Ti 45 C Начальная температура пласта
7 Pi 15.500 kPa Начальное давление на ВНК
8 Φ 0.16 д.ед. Средняя пористость
9 cr 5*10-7 1/kPa Сжимаемость скелета породы
10 kh 45 мД Средняя горизонтальная проницаемость
11 kv/kh 0.1 д.ед. Вертикальная анизотропия проницаемости
12 krow/μo 0.17 1/сПз Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти
13 krwo/μw 0.3 1/сПз Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды
14 swi 0.3 д.ед. Начальная водонасыщенность
15 sor 0.28 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
16 STOIIP 32 млн. м3 Начальные геологические запасы нефти
17 ES @ ultimate 0.83 д.ед. Проектный коэффициент охвата вытеснением
18 КИН 0.5 д.ед. Проектный коэффициент извлечения нефти


Нефтяная залежь Alpha 3 является частью крупного месторождения, расположенного на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в объёме продуктивной толщи, включающей пласты: A2, A3 и A4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены, в основном, органогенными известняками.
Залежь введена в промышленную разработку в 1993 году.
Первая введенная в эксплуатацию добывающая скважина E3 показала высокую обводненность вследствие прорыва воды.
Поэтому в дальнейшем во избежание подобной ситуации по остальным эксплуатационным скважинам уровни добычи ограничивались.
На данный момент на залежи Alpha 3 пробурена 21 скважина.
Законтурная область является слабо-активной, поэтому в 1996 году была внедрена система ППД.
Несмотря на накопленную компенсацию отбора закачкой 110 % давление в некоторых районах достаточно низкое и при этом продолжает падать.
На месторождении организована система сбора. Текущая пропускная способность по нефти, доступная для залежи Alpha 3, составляет 600 м3/сут, пропуская способность по жидкости - 800 м3/сут. Однако существует потенциал для модернизации системы сбора.
Система ППД представлена следующими элементами: водозабор, КНС, блок гребенок. Водозабор обеспечивает КНС объемом воды в размере 700 м3/сут, кроме того на КНС поступает подтоварная вода. На КНС установлен насос, максимальная пропускная способность которого составляет 1100 м3/сут, давление 100 атм. Система ППД также обладает потенциалом к усовершенствованию.

История разработки месторождения

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Тек. КИН 0.24 д.ед. Текущий коэффициент извлечения нефти
2 Тек. компенсация 1.2 д.ед. Текущая компенсация
3 ∑ Qo 1.8 млн. м3 Накопленная добыча нефти
4 ∑ Qw 0.6 млн. м3 Накопленная добыча воды
5 ∑ Qwi 2.8 млн. м3 Накопленная закачка воды
6 ∑ VRR 1.1 д.ед. Накопленная компенсация
7 Yw 52 % Обводненность

Данные ГФХ

Аббрев. Знач. Ед. изм. Описание
1 Ztop -1261 м Средняя глубина залегания а.о. (кровля B1)
2 ZOWC -1257 / -1260 м Водонефтяной контакт (пласт А2 / пласты A3+A4)
3 H 30.1 м Средняя общая толщина
4 Heff 11.7 м Средняя эффективная толщина
5 Hpay 11 м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
6 Ti 32 C Начальная температура пласта
7 Pi 12.500 kPa Начальное давление на ВНК
8 Φ 0.18 д.ед. Средняя пористость
9 cr 5*10-7 1/kPa Сжимаемость скелета породы
10 kh 24.3 мД Средняя горизонтальная проницаемость
11 kv/kh 0.1 д.ед. Вертикальная анизотропия проницаемости
12 krow/μo 0.2 1/сПз Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти
13 krwo/μw 0.6 1/сПз Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды
14 swi 0.2 д.ед. Начальная водонасыщенность
15 sor 0.2 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
16 STOIIP 7.8 млн. м3 Начальные геологические запасы нефти
17 ES @ ultimate 0.76 д.ед. Проектный коэффициент охвата вытеснением
18 КИН 0.57 д.ед. Проектный коэффициент извлечения нефти
Вход