- Альфа
- Бета
- Дельта
- Каппа
- Альфа 9.1
- Альфа 8.1
- Альфа 7.1
- Альфа 6.1
- Альфа 5
- Альфа 4
- Альфа 3
Месторождение Альфа 9.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B2 и B3.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение открыто поисковой скважиной в 2023 г.
На данный момент на месторождении пробурены 3 разведочные скважины.
Требуется составить проект разработки месторождения Альфа 9.1 с целью извлечения максимального количества запасов нефти.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | - | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | - | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | - | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | - | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | - | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | - | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | - | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -1927 / -1947 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -1881 / -1906 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 9.1 / 20.9 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Hpay | 4.4 / 6.9 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 5 | Ti | 55 | °C | Начальная температура пласта |
| 6 | Pi | 19000 | кПа | Начальное давление пласта |
| 7 | dPcf | 1200 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 8 | Φ | 0.12 / 0.13 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cΦ | 1.09*10-4 | 1/бар | Сжимаемость порового пространства |
| 10 | kh | 20.2 / 22.6 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 11 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 12 | krow/μg | 0.218 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 0.319 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 14 | swi | 0.39 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 15 | sor | 0.198 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 16 | STOIIP | 12.2 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 17 | ES @ ultimate | - | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 18 | КИН | - | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Альфа 8.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: A2, A3 и A4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2001 году.
На данный момент на месторождении пробурено 40 скважин.
В связи с тем, что имеющийся аквифер является слабо активным, в 2005 году была внедрена система ППД.
Несмотря на накопленную компенсацию отбора закачкой 103%, 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
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.337 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 0.613 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 3.244 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 6.946 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 10.618 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 1.03 | д.ед | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 93.4 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -1598 / -1632 / -1705 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -1609.5 / -1642 / -1723 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 46.6 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Heff | 30.2 | м | Средняя эффективная толщина |
| 5 | Hpay | 28.7 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 6 | Ti | 53 / 54 / 55.5 | °C | Начальная температура пласта |
| 7 | Pi | 16200 / 16600 / 17000 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 1200 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.15 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 0.731 | 1/кПа | Сжимаемость порового пространства |
| 11 | kh | 24 / 26 / 24 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 12 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 13 | krow/μo | 0.222 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 1.284 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.242 / 0.279 / 0.336 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sor | 0.233 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 17 | STOIIP | 9.610 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 18 | ES @ ultimate | 0.73 | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 19 | КИН | 0.55 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Альфа 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 Альфа 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
| Аббр. | 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 | 1.55 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 4.56 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 5.11 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 6 | ∑ VRR | 0.83 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 88 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | 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 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 1500 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.16 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 7.6*10-7 | 1/кПа | 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 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.41 | cP-1 | 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 Альфа 6.1 расположено на равнинной территории, на суше, открыто в 2010 году поисковой скважиной №E1.
Разведочная скважина E1, пробуренная в сводовой части купола, подтвердила наличие структуры и установила промышленную нефтеносность пластов B1, B2 и B3. Разведочные скважины № E2, E3, E4 уточнили геологическое строение и улучшили представление о залежи.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены, в основном, терригенными отложениями.
На данный момент на месторождении пробурено 4 разведочных скважин, выполнена сейсморазведка.
В непосредственной близости с месторождением Альфа 6.1 находятся другие крупные месторождения. Связь с краевым центром осуществляется автотранспортом по шоссейной дороге.
Климат района умеренно-континентальный, отличается значительными суточными и годовыми колебаниями температур воздуха.
Среднегодовая температура колеблется от 0°С до 1.5°С (максимальная – плюс 35°С, минимальная – минус 43°С). Безморозный период составляет в среднем 105 дней. За год выпадает 550-600 мм осадков, причем основная часть (более 2/3) выпадает в летний и осенний периоды. Преобладающее направление ветра юго-западное и только осенью – северо-западное.
За год бывает до 185 дней с осадками более 0.1 мм и до 30 дней с осадками более 5 мм; 50 % дождей приносят западные и южные циклоны.
Устойчивый снежный покров устанавливается в начале ноября и сходит в апреле. Толщина снежного покрова составляет в среднем 50-60 см (минимальная – 30 см, максимальная до 1 м). Грунт промерзает на глубину 1.3-1.6 м. В зимнее время бывает 35-40 дней с метелью.
В 2014 г. территория Альфа 6.1 и близлежащие к нему месторождения были охвачены сейсморазведочными работами. В результате комплексной интерпретации сейсмоматериалов был уточнен структурный план по отражающим горизонтам.
История разработки месторождения
| Аббр. | 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 | ∑ VRR | 0.69 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 43 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | 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 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 2.000 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.15 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 5*10-7 | 1/кПа | 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 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.3 | cP-1 | 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 Альфа 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
| Аббр. | 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 | ∑ VRR | 1.2 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 78 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | 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 | кПа | Начальное давление на ВНК |
| 8 | Φ | 0.14 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cr | 4*10-7 | 1/кПа | 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 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 0.3 | cP-1 | 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 Альфа 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
| Аббр. | 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 | ∑ VRR | 1.3 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 76 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | 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 | кПа | Начальное давление на ВНК |
| 8 | Φ | 0.16 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cr | 5*10-7 | 1/кПа | 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 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 0.3 | cP-1 | 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 Альфа 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 Альфа 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 Альфа 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
| Аббр. | 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
| Аббр. | 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 | кПа | Начальное давление на ВНК |
| 8 | Φ | 0.18 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cr | 5*10-7 | 1/кПа | 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 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 0.6 | cP-1 | 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 |
- Бета 5.1
- Бета 4.1
- Бета 4.0
- Бета 3.0
- Бета 2.1
- Бета 1
Месторождение Бета 5.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B3, B3 и B4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2003 году.
В настоящий момент на месторождении пробурены 32 скважины, из них в эксплуатации находится 29.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, в 2006 году на месторождении была введена система ППД.
Накопленная компенсация в районе 87%, текущая компенсация 100%. Проект доразработки месторождения Бета 5.1 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.277 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 1.0 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 4.01 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 7.82 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 10.43 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 0.87 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 95 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | 1772 / 1789 / 1799 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | 1756 / 1766 / 1769 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 9.8 / 5.2 / 6.8 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Hpay | 7.0 / 4.6 / 5.5 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 5 | Ti | 53 | °C | Начальная температура пласта |
| 6 | Pi | 16900 / 17400 / 17900 | кПа | Начальное давление пласта |
| 7 | dPcf | 1400 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 8 | Φ | 0.139 / 0.196 / 0.122 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cΦ | 6.19-5 | 1/бар | Сжимаемость порового пространства |
| 10 | kh | 27 / 125 / 38 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 11 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 12 | krow/μo | 0.311 | сПз-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 1.231 | сПз-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 14 | swi | 0.338 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 15 | sor | 0.332 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 16 | STOIIP | 14.52 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 17 | КИН | 0.426 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Бета 4.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B1, B3 и B5.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.Месторождение введено в промышленную разработку в 2004 году.
В настоящий момент на месторождении пробурены 32 скважины, из них в эксплуатации находится 23.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, в 2005 году на месторождении была введена система приконтурного заводнения для ППД.
Накопленная компенсация в районе 96%, текущая компенсация 104%. Проект доразработки месторождения Бета 4.1 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.26 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 1.04 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 4.28 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 9.19 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 13.13 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 0.96 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 92 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | 1452 / 1495 / 1536 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | 1426 / 1480 / 1522 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 9 / 8 / 9 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Hpay | 6.3 / 5.8 / 6.5 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 5 | Ti | 44.5 | °C | Начальная температура пласта |
| 6 | Pi | 15300 / 16200 / 17800 | кПа | Начальное давление пласта |
| 7 | dPcf | 1500 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 8 | Φ | 0.16 / 0.16 / 0.17 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cΦ | 7.29072-5 | 1/бар | Сжимаемость порового пространства |
| 10 | kh | 60 / 34 / 69 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 11 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 12 | krow/μo | 0.281 | сПз-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 0.427 | сПз-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 14 | swi | 0.375 / 0.400 / 0.393 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 15 | sor | 0.27 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 16 | STOIIP | 16.0 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 17 | КИН | 0.41 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Бета 4.0 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B1, B3 и B5.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2004 году.
В настоящий момент на месторождении пробурены 32 скважины, из них в эксплуатации находится 23.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, в 2005 году на месторождении была введена система приконтурного заводнения для ППД.
Накопленная компенсация в районе 97%, текущая компенсация 111%. Проект доразработки месторождения Бета 4.0 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.26 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 1.11 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 4.27 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 8.79 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 12.87 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 0.97 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 92 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | 1452 / 1495 / 1536 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | 1426 / 1480 / 1523.5 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 9 / 8 / 9 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Hpay | 6.7 / 5.4 / 6.5 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 5 | Ti | 44.5 | °C | Начальная температура пласта |
| 6 | Pi | 15300 / 16200 / 17800 | кПа | Начальное давление пласта |
| 7 | dPcf | 1500 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 8 | Φ | 0.16 / 0.16 / 0.17 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cΦ | 7.29072-5 | 1/бар | Сжимаемость порового пространства |
| 10 | kh | 60 / 34 / 69 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 11 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 12 | krow/μo | 0.281 | сПз-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.427 | сПз-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.374 / 0.402 / 0.401 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sor | 0.27 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 17 | STOIIP | 16.0 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 19 | КИН | 0.41 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Бета 3.0 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B2 и B4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2008 году.
В настоящий момент на месторождении пробурены 28 скважин, из них в эксплуатации находится 13.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, в 2009 году на месторождении была
введена система ППД, соотношение добывающих-нагнетательных скважин 3 к 1.
Накопленная компенсация в районе 93%, текущая компенсация 124%. Проект доразработки месторождения Бета 3.0 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.33 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 1.24 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 5.34 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 9.46 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 14.09 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 0.93 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 93 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -2195 / -2251 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -2206 / -2252, -2257, -2260 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 13.0 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Heff | 10.3 | м | Средняя эффективная толщина |
| 5 | Hpay | 10.3 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 6 | Ti | 65 | °C | Начальная температура пласта |
| 7 | Pi | 22800 / 23750 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 1900 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.209 / 0.140 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 0.637 | 1/ГПa | Сжимаемость порового пространства |
| 11 | kh | 189 / 45 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 12 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 13 | krow/μo | 0.69 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.646 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.347 / 0.423 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sor | 0.3 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 17 | STOIIP | 16.2 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 18 | ES @ ultimate | 0.83 | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 19 | КИН | 0.52 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Бета 2.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B2 и B3.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1996 году.
На данный момент на месторождении пробурены 43 скважины, в эксплуатации находится 24.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, рекомендуется в первые годы разработки ввести систему ППД, соотношение добывающих-нагнетательных скважин 1 к 1.
Накопленная компенсация в районе 95%, текущая компенсация 103%. Проект доразработки месторождения Бета 2.1 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.35 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 1.03 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 3.97 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 17.42 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 20.44 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 0.95 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 95.8 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -1801 / -1823 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -1806 / -1817 / -1835 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 20.7 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Heff | 11.3 | м | Средняя эффективная толщина |
| 5 | Hpay | 11.3 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 6 | Ti | 54 / 56 | °C | Начальная температура пласта |
| 7 | Pi | 17500 / 18700 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 1900 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.162 / 0.144 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 0.927 | 1/ГПa | Сжимаемость порового пространства |
| 11 | kh | 48 / 56 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 12 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 13 | krow/μo | 0.149 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.526 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.32 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sor | 0.3 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 17 | STOIIP | 11.2 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 18 | ES @ ultimate | 0.71 | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 19 | КИН | 0.43 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Месторождение Бета 1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B2, B3 и B4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2000 году.
На данный момент на месторождении пробурено 50 скважин, в эксплуатации находится 30.
В связи с тем, что имеющийся аквифер является слабо активным, рекомендуемое соотношение добывающих-нагнетательных скважин 1 к 1.
Накопленная компенсация в районе 112%, текущая компенсация 77%. Пластовое давление сильно разнится по площади, имеются участки, в которых нарушена энергетическая связь.
Проект доразработки данного месторождения направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.37 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 0.77 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 2.77 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 7.37 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 11.66 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 1.12 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 94 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -1797 / -1836 / -1897 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -1800 / -1830 / -1898 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 48.9 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Heff | 26.1 | м | Средняя эффективная толщина |
| 5 | Hpay | 26.1 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 6 | Ti | 35.0 | °C | Начальная температура пласта |
| 7 | Pi | 19200 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 800 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.153 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 0.689 | 1/ГПa | Сжимаемость порового пространства |
| 11 | kh | 57.387 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 12 | kv/kh | 0.150 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 13 | krow/μo | 0.372 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.225 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.150 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sor | 0.224 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 17 | STOIIP | 7.618 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 18 | ES @ ultimate | 0.810 | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 19 | КИН | 0.472 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
- Дельта 1.0
Месторождение Дельта 1.0 расположено на равнинной территории, на суше.
Газонасыщенность установлена в отложениях, включающих пласты: B2, B3 и B4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение открыто поисковой скважиной в 2016 г.
На данный момент на месторождении пробурены 4 разведочные скважины.
Требуется составить проект разработки месторождения Дельта 1.0 с целью извлечения максимального количества запасов газа.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИГ | - | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения газа |
| 2 | ∑ Qg | - | млн.м3 | Накопленная добыча газа |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -1547 / -1578 / -1600 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZGWC | -1551 / -1588 / -1605 | м | Газоводяной контакт |
| 3 | H | 53.4 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Heff | 38.8 | м | Средняя эффективная толщина |
| 5 | Hpay | 14.0 | м | Средняя эффективная газонасыщенная толщина |
| 6 | Ti | 34 / 35 / 35 | °C | Начальная температура пласта |
| 7 | Pi | 15200 / 15400 /15500 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 10000 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.23 / 0.25 / 0.23 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 0.729 | 1/ГПa | Сжимаемость порового пространства |
| 11 | kh | 38 / 83 / 36 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 12 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 13 | krgw/μg | 29.76 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость газа / вязкость газа |
| 14 | krwg/μw | 0.275 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.292 / 0.288 / 0.291 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sgr | 0.207 | д.ед. | Остаточная газонасыщенность |
| 17 | STGIIP | 8108 | млн.м3 | Начальные геологические запасы газа |
| 18 | КИГ | 0.88 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения газа |
- Каппа 2.1
- Каппа 1.0
Месторождение Каппа 2.1 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B2, B3 и B4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными аллювиальными отложениями.
Месторождение открыто поисковой скважиной в 1994 г.
На данный момент на месторождении пробурено 40 скважин, в эксплуатации находится 29.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, рекомендуется в первые годы разработки ввести систему ППД, соотношение добывающих-нагнетательных скважин 2 к 1.
Накопленная компенсация в районе 46%, текущая компенсация 60%.
Проект доразработки месторождения Каппа 2.1 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.111 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 60 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 2.924 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 9.978 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 5.986 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 46 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 95 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -1545 / -1580 / -1618 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -1553 / -1593 / -1623 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 8 / 8.1 / 8 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Hpay | 7.2 / 6.8 / 4.8 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 5 | Ti | 69 | °C | Начальная температура пласта |
| 6 | Pi | 17000 | кПа | Начальное давление пласта |
| 7 | dPcf | 1200 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 8 | Φ | 0.15 / 0.17 / 0.20 | д.ед. | Средняя пористость |
| 9 | cΦ | 6.07*10-5 | 1/бар | Сжимаемость порового пространства |
| 10 | kh | 37.7 / 49.5 / 75.7 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 11 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 12 | krow/μg | 0.211 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 13 | krwo/μw | 0.467 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 14 | swi | 0.37 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 15 | sor | 0.28 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 16 | STOIIP | 26.3 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 17 | ES @ ultimate | 0.555 | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 18 | КИН | 0.368 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
Проект доразработки месторождения Каппа 1.0 направлен на увеличение текущих показателей разработки.
Месторождение Каппа 1.0 расположено на равнинной территории, на суше.
Нефтеносность установлена в отложениях, включающих пласты: B2, B3 и B4.
Породы-коллекторы продуктивной толщи представлены терригенными отложениями.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1997 году.
На данный момент на месторождении пробурено 51 скважин, в эксплуатации находится 40.
В связи с тем, что имеющийся аквифер не может обеспечить постоянную поддержку давления, рекомендуется в первые годы разработки ввести систему ППД, соотношение добывающих-нагнетательных скважин 4 к 1.
Накопленная компенсация в районе 99%, текущая компенсация 268%.
Пластовое давление сильно разнится по площади, имеются участки, в которых нарушена энергетическая связь.
Проект доразработки данного месторождения направлен на увеличение текущих показателей разработки.
История разработки месторождения
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Описание | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Тек. КИН | 0.237 | д.ед. | Текущий коэффициент извлечения нефти |
| 2 | Тек. компенсация | 2.68 | д.ед. | Текущая компенсация |
| 3 | ∑ Qo | 4.461 | млн.м3 | Накопленная добыча нефти |
| 4 | ∑ Qw | 31.058 | млн.м3 | Накопленная добыча воды |
| 5 | ∑ Qwi | 35.424 | млн.м3 | Накопленная закачка воды |
| 6 | ∑ VRR | 1.01 | д.ед. | Накопленная компенсация |
| 7 | Yw | 96 | % | Обводненность |
Данные ГФХ
| Аббр. | Знач. | Ед. изм. | Параметр | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Ztop | -2181 / -2205 / -2237 | м | Средняя глубина залегания |
| 2 | ZOWC | -2155– -2165 / -2173– -2183/ -2226 | м | Водонефтяной контакт |
| 3 | H | 52.5 | м | Средняя общая толщина |
| 4 | Heff | 27.8 | м | Средняя эффективная толщина |
| 5 | Hpay | 27.9 | м | Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
| 6 | Ti | 70 | °C | Начальная температура пласта |
| 7 | Pi | 24300 / 24500 / 24900 | кПа | Начальное давление пласта |
| 8 | dPcf | 1200 | кПa/м | Градиент давления, при котором возникает разрушение цемента за обсадной колонной |
| 9 | Φ | 0.16 / 0.123 / 0.164 | д.ед. | Средняя пористость |
| 10 | cΦ | 0.877 | 1/ГПa | Сжимаемость порового пространства |
| 11 | kh | 163.1 / 36.5 / 231.7 | мД | Средняя горизонтальная проницаемость |
| 12 | kv/kh | 0.1 | д.ед. | Вертикальная анизотропия проницаемости |
| 13 | krow/μo | 0.079 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость нефти / вязкость нефти |
| 14 | krwo/μw | 0.414 | cP-1 | Максимальная относительная проницаемость воды / вязкость воды |
| 15 | swi | 0.275 / 0.276 / 0.271 | д.ед. | Начальная водонасыщенность |
| 16 | sor | 0.217 | д.ед. | Остаточная нефтенасыщенность |
| 17 | STOIIP | 12.955 | млн.м3 | Начальные геологические запасы нефти |
| 18 | ES @ ultimate | 0.8 | д.ед. | Проектный коэффициент охвата вытеснением |
| 19 | КИН | 0.583 | д.ед. | Проектный коэффициент извлечения нефти |
