Разработка технологий теплового воздействия на пласты высоковязких нефтей месторождений Узень

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На полуострове Мангышлак в промышленной разработке находятся много месторождений. Самым крупным по площади и по балансовым запасам является изучаемое в данном дипломном проекте месторождение Узень.

Нефть месторождения предельно насыщена растворенным в ней парафином с температурой плавления 90^о С, при высоком относительном содержании.

Разработка месторождения на протяжении всей его эксплуатации осуществляется использованием нетрадиционных способов воздействия на продуктивные залежи, при котором иногда требуются большие энергетические затраты.

Проблема заключается, также и в исключительной сложности геологического строения нефтяных залежей, различием начальных термобарических условий насыщения пор и коллекторов флюидами.

Необходимость учета характеристик нефтей и пластовых систем при проектировании разработки нефтяных месторождений относится как к залежам высоковязких нефтей, которых при повышении температуры пласта снижается вязкость и увеличивается подвижность нефтей, уменьшаются внутрипластовые гидродинамические сопротивления, что улучшает приток флюидов к добывающим скважинам, так и к залежам маловязких нефтей, насыщенных парафином.

В связи с этим при осуществлении разработки месторождения Узень была проделана огромная работа, применялись различные методы теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти.

Несмотря на определенные усилия на данном этапе месторождение разрабатывается очень низкими темпами, обусловленные снижением продуктивности скважин, увеличением простоев скважин, увеличением обводненности.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Узень

Месторождение Узень расположено в южной степной части полуострова Мангышлак, известно в геологической литературе как Южно-Мангышлакский прогиб. (Рисунок 1.1)

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан.

Орфографически Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабо-всхолмленное плато, слегка наклоненное к югу, юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м. на севере до +24 м. на юге. В центральных и южных частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая максимальную отметку -132 м.

Центральная часть района занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракши. Обширное плато слабо наклонено к югу и местами осложнено пологими увалами. На западе и северо-западе, в пределах площади месторождения, плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа вдаются во впадины Узень, образуя, так называемый, мыс Хумурун.

Рядом с месторождением расположен г. Жанаозен, где базируется АО «Озенмунайгаз», которое занимается разработкой месторождений Узень и Карамандыбас и является градообразующим предприятием. Город Жанаозен имеет население более 50 тысяч человек и достаточно развитую инфраструктуру. Поселки городского типа Жетыбай и Курык находятся от месторождения соответственно в 70 и150 км. Редко встречаются временные поселения, состоящие обычно из нескольких юрт - стойбища овцеводов.

В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.

Водоснабжение поселков городского типа и нефтепромыслов осуществляется по водопроводу опресненной водой из г. Актау, а также с месторождений пресных вод Туе-Су, Саускан. Снабжение технической водой для бурения осуществляется за счёт пластовых слабосолоноватых вод альб-сеноманского возраста из специальных скважин, а пресной водой по водопроводу Волга-Атырау-Озен.

Перевозка грузов осуществляется автомобильным и железнодорожным транспортом. Железная дорога Узень-Мангышлак однопутная, имеет незначительные уклоны. Движение автотранспорта осуществляется по асфальтированым шоссе, которые соединяют города, поселки, а также нефтегазопромыслы. На остальной территории, не занятой нефтегазопромыслами, движение осуществляется по полевым дорогам.

Рельеф территории имеет сложное строение за счёт сильной расчленённости. Центральную часть занимает обширное плато, сложенное преимущественно известняками сарматского возраста и имеющее региональный наклон в юго-западном направлении. Максимальные абсолютные отметки на севере достигают 260 м, а в южной части понижаются до 200 м.

Другим важным элементом рельефа являются две бессточные впадины Узень и Тунгракшин, часто почти с отвесными обрывами. Дно впадины Узень изрезано глубокими оврагами с широко развитыми рыхлыми наносами - «пухляками» и более плотными песчаными образованиями. Минимальная абсолютная отметка её дна составляет 31 м. Впадина Тунгракшин расположена значительно выше и абсолютная отметка дна этой впадины достигает 137 м.

Водотоки, даже пересыхающие, на территории месторождения отсутствуют. В некоторых низинах после дождя или снеготаяния вода сохраняется на непродолжительное время. На территории месторождения на дне некоторых больших котловин имеются проходимые и непроходимые солончаки.

Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до +45⁰С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30⁰С. Дожди редкие и приходятся на осеннее-весенний период, количество выпадающих осадков обычно не превышает 85-100 мм в год.

Растительный и животный мир типичен для зон полупустынь. Весной растут песчаные осоки, колючка, ковыль, на песчаных массивах кое-где растёт саксаул. Из животного мира выделяются волки, лисицы, зайцы, характерны также крупные птицы - беркуты, ястребы, куропатки.

Южный Мангышлак богат местными строительными материалами: глинами, песками и известняком - ракушечником, который является превосходным стеновым материалом, и запасы его очень велики.

Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено в разработку в 1965 году согласно Генеральной схеме разработки месторождения. 10 июля 1965 года первый эшелон узеньской нефти был отгружен и отправлен по только что построенной ветке железной дороги Макат-Актау-Узень, вдохнувшей жизнь в этот оторванный от промышленных центров край. Здесь была сооружена уникальная система внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти.

За 2 года был построен большой магистральный нефтепровод Узень-Актау-Самара, протяженностью в 1450 км. Наличие транспорта еще больше оживило добычу. За пять лет добыча нефти в регионе поднялась с 330 тыс. тонн в год (1965 г.) до 10,4 миллиона тонн (1970 г.). В 1977 году уровень добычи нефти этого сырья по всему Казахстану равнялся 23,3 миллиона тонн в год. Из них 16 миллионов давал только Узень.

Летом 2012 года накопленная добыча достигла 300 млн. тонн нефти. В настоящее время, после 40 лет эксплуатации состояние нефтедобычи на месторождении Узень характеризуется как стабильное, с перспективой дальнейшего роста добычи.

Масштаб 1:3000000

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района

С 1997 года реализуется проект реабилитации блока 3А, финансируемый за счет кредита Всемирного банка в $109 млн. Основной целью является экспериментальное восстановление блока 3А и последующее использование опыта на все месторождение в целом. По прогнозу, полученному на основе расчетов экспертов Всемирного банка, в результате планомерной реконструкции производственной инфраструктуры месторождения Узень можно довести годовую добычи нефти до 7 млн. тонн. В данное время разработкой месторождения занимается АО «УзеньМунайГаз».

В настоящее время на месторождении Узень систематические исследования в скважинах проводятся в соответствии с «Планом гидродинамических и промысловых исследовательских работ». Для планомерного изучения выработки в АО «Озенмунайгаз» ежегодно утверждается опорная сеть скважин, согласованная с АО «КазНИПИМунайгаз» и АО «Озенмунайгаз», по которой намечаются виды физико-химических, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также устанавливается периодичность этих работ.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участие осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокоротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.

Нефтегазоносность месторождения Узень связано с юрскими и отчасти с меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I-XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII-XVIII горизонты - верхние и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX-XXIV горизонты нижнеюрского возрата.

Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.

Пермская система (Р)

Верхняя Перьм представлена толщей темных полимиктовых песчаников и черных сланцев со следами глубокого миаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлены бурвми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками.

Толщина этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440 метров, кровля их имеет следы размыва.

Оленские и среднетриасовые породы образуют единую, достаточно однородную серию черных и темно-серых аргиллитов, известняков, алевролитов с прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую южно-мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500-1600 метров.

Юрская система (J)

В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.

Нижний отдел (J1)

Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые.

Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной примесью гравийных зёрен.

Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или глинистые песчаники.

Цемент песчаников и алевролитов глинистый или глинисто-кремнистый. Глины имеют серую и темную, реже буроватую окраску. Они обычно аргиллитоподобные и обогащены углистым веществом. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью. В кровле нижней юры развита глинистая почка, толщина которой подвержена резким изменениям в результате размыва. Толщина нижнеюрских отложений составляет 120-130 м. В разрезе нижней юры выделены два продуктивных горизонта XXIV-XXV.

Средний отдел (J11)

Среднеюрские отложения Южного Мангышлака являются наиболее нефтегазоносными. Поэтому дробные стратиграфические расчленения средней юры находятся в наиболее тесной взаимосвязи с выделением корреляций в них продуктивных горизонтах. В среднеюрских отложениях выделяются ааленский, байосский и батский ярусы, общей толщиной 700 м.

Ааленский ярус (J2 a)

Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые разнозернистые песчаники среди которых наиболее широко развиты средние и крупнозернистые разности. Последние нередко переходят в гравелиты. Состав цемента у ааленских песчаников и гравилитов присутствуют мелкогаличные конгломераты. Глины обычно серые, темно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аргеллитоподобные.

Общая толщина яруса достигает 330 м. Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта.

Байосский ярус (J2 b)

Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдается преобладания глинистых и алевролистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части.

Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подяруса.

Нижний байос (J2 b2)

Отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м., и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества. Переслаивание пород главным образом тонкослоистые. Песчаники и алевроиды имеют в основном светлую и светло - серую окраску, иногда с бурыми и желтоватыми оттенками.

Реже встречаются песчано - алевролитовые породы темно - серого цвета. Песчаники главным образом мелкозернистые. Глины преобладают темно - серого, почти черного цвета, иногда с буроватым оттенком. В нижнебайосских отложениях Узеня выделены XXII, XXI, XX, XIX, XVIII и XXVII продуктивные горизонты.

Верхний байос - батский ярусы (J2 b2+bt)

Отложения их сложены сравнительно мощными пластами и алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато - серые, слабо и среднесцементированные. Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой. Глины темные и буровато - серые.

Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхне байос - батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI, XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонта. Толщина верхнего байос - батского отложения составляет 100 - 150 м.

Верхний отдел (J3)

В верхнееюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.

Келловейский ярус (J3 k)

Представляет собой преимущественно глинистой толщей с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, темно - серую, пепельно - серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато - серые, реже темно - серые и буроватые тона. Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены: верхняя часть XIV и XVIII продуктивного горизонта. Толщины его изменяются от 50 до 135 м.

Оксфорд - кимериджские отложения (J3 o)

Оксфорд - кимериджские отложения при оценке нефтегазности юрских

отложений выделяются в качестве глинисто - карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно

мощной толщей глинисто - мергелистых пород, среди которых в виде редких

тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки. Толщина Оксфорд - кимериджских отложений колеблется от 50 до 55 метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.

Меловая система (K)

Отложение меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю - терригенно - карбонатную, среднюю терригенную (Альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (турандатский) ярусы. К нижней части приурочен XII горизонт, а к средней и верхней приурочены I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, XIX, X и XI газоносные горизонты. Толщина меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.

Кайнозойская система представлена палеогеновыми и неогеновыми породами. К палеогеновым отложениям относятся мергеново - известковстые породы и однообразная толща глин. Толщина полеогеновых отложений 150 - 170 метров.

Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими ярусами. Мощность тортонского яруса изменяется от 19 до 25 метров, сарматского от 80 - 95 метров.

Палеогеновая система (Р)

К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел представлен однообразной толщей глин серого и светло - серого цвета. Толщина палеогена 150 - 170 метров.

Неогеновая система (N)

Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского ярусов. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса представлено переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общей толщиной неогеновой системы достигает 115 метров.

Четвертичная систем (Q)

Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эмовиально - демовиального происхождения. Толщины отложений до 5-7 метров.

1.3 Тектоника

Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.

Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине ступени около 40 км.

Самой крупной локальной структурой Жетыбай-Узеньской ступени является Узень-Карамандыбасское поднятие, представляющее собой пологую антиклинальную складку, ось которой простирается с восток-юго-востока на запад-северо-запад.

1.4 Нефтегазоносность

В 2009 году из месторождения Узень добыто 3878500 тонн нефти. Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт -27,5; XIV горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVI горизонт - 10,9; XVII горизонт - 5,7; XVIII горизонт - 1,7; Хумурунский купол - 1,2; Северо-западный купол - 1,4; Парсумурунский купол - 1,6%. В течении 1980 годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов нефти из них на 4,66 и 58% соответственно. Наибольшей добычей нефти и жидкости характеризуется XIII-XIV горизонты. Добытая нефть из них составила 64% от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5.4 т / сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т /сут. по жидкости. XIII-XIV горизонты разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной разработки. Блоки даже в пределах одного горизонта существенно различаются между собой начальными балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяется в широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01.2008 год: основная добыча нефти из месторождения (97%) осуществляется глубинно-насосными (ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то, что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2% всего добывающего фонда, добыча нефти газлифтным способом составляет 16,6%, а добыча жидкости -24% всей добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 - 3,5 раза выше, чем по скважинам, оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7% всего добываемого фонда.

Газы Узенского месторождения относятся к типу метановых, при некотором увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно «сухой» метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа невысока в пределах 0,562 - 0,622 кг / м³

Распространение по площади пластов коллекторов определено по картам эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и горизонтов в целом.

Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к самостоятельному классу коллекторов - коллекторам полимиктового состава, отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором, обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является высокий процент в составе пород,

неустойчивость к химическим и механическим воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим преобразованием.

Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95%, то в полимиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет около 30%, а 70% относятся к неустойчивым минералам.

Преобразование пород, которые в основном сводятся к свинчиванию скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию большого объёма микропор. В результате значение пористости для отдельных образцов достигает 30% и более. Объёмы микропор обуславливают также и высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях проницаемости (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Значение пористости, определенные по геофизическим данным

Горизонты	m, %
XIII	21
XIV	22
XV, XVI	23
XVII, XVIII	24

Проницаемость является основной характеристикой пластов - коллекторов месторождения Узень. Для массовых определений этого параметра на месторождении были использованы промыслово-геофизические материалы.

На основании исследований прошлых лет было установлено наличие достаточно тесных коррелятивных связей между коэффициентом проницаемости пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих пластов. Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных потенциалов (СП) и гамма метода. Полученные значения проницаемости использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в целом. Для удобства дальнейшего 1С пользования сведений и механизации счётных операций все данные о проницаемости по каждой наносились на перфокарты. Затем по специально составленной программе на ЭВМ определялись статистические ряды, и показатели по каждому слою, пласту, пачке в блоке и горизонте в целом (таблица 1.2.)

Таблица 1.2 - Результаты расчетов по блокам и горизонтам

Горизонт	к ср., мкм 2	Количество скважин.	h н., ср., m
XIII	0.206	458	10.8
XIV	0.290	349	24.0
XV	0.167	373	15.5
XVI	0.207	311	18.4
XVII	0.276	96	23.4
XVIII	0.178	63	19.8

Средние значения проницаемости по блокам колеблются от 0,72 мкм² (блок 1а XVI горизонта) до 0,384 мкм² (блок 1а XVII горизонта). Колебания средних значений проницаемости характерны и для каждого горизонта.

В таблице 1.2 также приведены средние арифметические значения нефтенасыщенной толщины, определённые по количеству скважин.

Рассмотрение этих данных указывают на то, что горизонты и блоки в горизонтах имеют различную нефтенасыщенную толщину.

Как известно, Узеньское месторождение обладает целым рядом особенностей, существенно осложняющих разработку залежи и процесс добычи нефти.

Неравномерность выработки запасов и заводнения продуктивных горизонтов обуславливает необходимость проведения тщательного контроля за разработкой. Основные мероприятия по контролю за разработкой залежей сводятся к приведению систематических исследований скважин, по материалам которых возможно регулирование процесса.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучить характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, то есть карты равных пластовых давлений и расчет определений средневзвешенных пластовых давлений по блокам и горизонтам.

Увеличение пластового давления в зоне нагнетания наблюдается по II, IIа, III, IIIа, IV, VI блокам, а также наблюдается колебание пластовых давлений по V, VIа, VIII, X блокам.

Снижение пластового давления в зоне нагнетания наблюдается I и IX блоках, а также снижение пластового давления в зоне отбора наблюдается в I блоке, колебания пластового давления в зоне отбора в IX блоке. Увеличение пластового давления в зоне отбора наблюдается по следующим блокам IVа, V, Vа, VI, X.

По динамике средних пластовых давлений по блокам XVIII горизонта наблюдается колебание пластового давления в зоне отбора и в зоне нагнетания, соответственно, наблюдается колебание пластового средневзвешенного давления XVIII горизонта.

Снижение пластового давления по XVIII горизонту в зоне нагнетания наблюдаются по II, III блокам. Колебания пластового давления наблюдаются в зоне нагнетания по Па блоку. Увеличение пластового давления в зоне отбора наблюдается по IIа блоку.

Снижение пластового давления в зоне отбора наблюдается по IIIа блоку. По XVII горизонту сравнения средневзвешенных пластовых давлений по первоначальному пластовому давлению показывают, что текущее средневзвешенное пластовое давление ниже первоначального пластового давления.

В Хумурунском куполе идет увеличение текущего пластового давления по XVIII, XXI А+Б, XXII горизонтам по сравнению с первоначальным пластовым давлением. Текущее пластовое давление XXIII горизонта понизилось на 0,44 МПа по сравнению с первоначальным пластовым.

Геолого-промысловая характеристика продуктивных горизонтов

Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность. Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300 метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общие толщины пяти горизонтов 13, 15, 16, 17 и 18 почти одинаковые и изменяются от 40 до 55 метров и только 14 горизонт имеет большую толщину, которая изменяется от 65 до 75 метров. Горизонты разделены глинистыми пачками, толщина которых составляет 5-10 метров. Колебания толщин горизонтов связаны с наличием или отсутствием коллекторов внутри горизонта, чем больше общая толщина выделенных коллекторов, тем больше и общая толщина горизонта и наоборот.

Общая толщина залежи (пачки) - это толщина от кровли верхнего коллектора до подошвы нижнего коллектора. Среднюю общую толщину более 10 метров на Основной площади имеют залежи 14Б, 14В, 15Б, 16₁, 17Б, и 18А.

При определении эффективной толщины из общей толщины вычитались плотные и глинистые прослои. Среднее значение эффективной толщины более 10 метров имеют залежи 14Б, 16₁, и 17Б.

Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину более 10 метров имеют залежи 14Б, 16₁, 17Б. Менее 4,0 метров среднюю нефтенасыщенную толщину имеют все залежи 13 горизонта и залежь В 15 горизонта.

Сложный характер распространения коллекторов по площади и разрезу определяет высокую неоднородность продуктивной толщи. Коэффициент расчлененности, рассчитанный по каждой залежи, характеризует сложное строение разреза. Из таблицы видно, что среднее значение коэффициента расчлененности колеблется от 1 до 4. Среднее значение коэффициента расчлененности равно 1 в 4 залежах: в двух залежах на Северо-западном и в двух на Хумурунском куполах. Резервуары в этих залежах представлены одним пластом коллектором. По залежи 14Б, в которой среднее значение коэффициента расчлененности равно 4 в резервуаре насчитывается до 7 пластов.

Коэффициент распространения характеризует сложное строение залежи по площади. Наименьшим коэффициентом распространения характеризуются залежи Основного свода 13А, 13Б, 14В который равен 0,666, 0,410 и 0,549 соответственно.

Коэффициент песчанистости характеризующий долю коллектора в выделенном пласте по всем залежам больше 0,5, при колебании от 0,53 до 07. В таблице [6] приведены статистические показатели характеристик неоднородности залежей.

Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным исследованиям на керне и по данным ГИС [6]. Статистические ряды распределения проницаемости по данным изучения керна и геофизики приведены в таблицах 1.3 этой же работы.

Из таблиц видно, что диапазон колебаний значений проницаемости достаточно большой, что отражается коэффициентом вариации. При анализе средних значений пористости, определенной по керну видно, что наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13 горизонта, а коллекторы 14 -17 горизонтов имеют средние значения пористости (0,22-0,24), и наименьшее значение средней пористости имеют коллектора 18 горизонта (0,22). Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26), коллекторы, содержащие залежи 14-17 горизонтов имеют средние значения пористости (0,24-0,25), а средние значения пористости коллекторов, определяющих структуру порового пространства залежей 18 горизонта, остаются также наименьшими (0,21-0,22), что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с глубиной.

Структурные построения выполнялись в программном продукте Petrel. Для построения использовались данные интерпретации ГИС по 5692 скважинам. По каждой залежи создавался следующий необходимый набор карт:

· карта распространения коллектора;

· карта водонефтяного контакта;

· структурные карты по кровле и подошве коллектора с наложением границ зон замещения и контура нефтеносности;

· карта эффективных толщин коллектора;

· карта эффективных нефтенасыщенных толщин коллектора;

· карты пористости и нефтегазонасыщенности;

· карты поровых и поровых нефтенасыщенных объемов.

Карта поровых нефтенасыщенных объёмов для каждой залежи рассчитывалась как произведение трех карт: карты эффективных нефтенасыщенных толщин на карту пористости и карту насыщенности. Полученная карта в пределах границ водонефтяного контакта позволяет оценить объемы нефти в коллекторах в пределах залежи.

В таблице 1.3 приведены сведения о размерах, типах и характере насыщения залежей с 13 по 18 горизонтах. По характеру насыщения залежи нефтяные и только четыре залежи 17 горизонта имеют газовые шапки, две залежи на Основном своде и две залежи на Хумурунском куполе. По типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые. Залежи пластовые сводовые тектонически-экранированные имеются в 17 и 18 горизонтах на Основной площади, Центральном блоке на Хумурунском куполе. Массивных залежей три, одна в 15 горизонте Северо-Западного купола, две залежи в 17 горизонте - одна на Парсумурунском, а другая на Хумурунском куполах. Максимальную площадь и высоту имеют залежи 13 и 14 горизонтов.

Таблица 1.3 - Характеристика залежей

Площадь, блок, купол	горизонт	залежь	Тип залежи	Характер насыщения залежи	Размеры залежи,
					Площадь нефтеносности, тыс. м2	Высота залежи, м
Основная площадь	13	А	пл. сводовая	нефтяная	178758	335
		Б	пл. сводовая	нефтяная	106748	323
		В	пл. сводовая	нефтяная	225327	314
		Г	пл. сводовая	нефтяная	203733	305
		Д	пл. сводовая	нефтяная	167340	295
	14	А	пл. сводовая	нефтяная	187879	279
		Б	пл. сводовая	нефтяная	188261	273
		В	пл. сводовая	нефтяная	129789	247
	15	А	пл. сводовая	нефтяная	93727	221
		Б	пл. сводовая	нефтяная	92252	208
		В	пл. сводовая	нефтяная	44547	184
	16	1	пл. сводовая	нефтяная	65231	171
	16	2	пл. сводовая	нефтяная	48595	149
	17	А	пл. сводовая	нефтегазовая	37456	137
	17	Б	пл. сводовая	нефтегазовая	33240	130
	18	А	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	14311	72
Центральный блок	18	А	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	7556	70
		Б	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	660	20
		В	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	564	12
Парсумурунский	14	В	пл. сводовая	нефтяная	4035	50
	15	Б	пл. сводовая	нефтяная	2264	38
	17	Б	массивная	нефтяная	869	15
Северо-Западный	14	В1+2	пл. сводовая	нефтяная	5898	63
		В3	пл. сводовая	нефтяная	3712	39
		В4	пл. сводовая литол. экранир	нефтяная	3262	30
	15	А	пл. сводовая	нефтяная	2852	40
		Б+В	массивная	нефтяная	5873	48
	18	В	пл. сводовая	нефтяная	886	18
Хумурунский	17	А	пл. сводовая тектон. экранир	нефтегазовая	2484	37
		Б	массивная тектон. экранир	нефтегазовая	7063	39
	18	А1	пл. сводовая литол. экранир	нефтяная	1513	21
		А2	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	3039	23
		Б	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	3587	24
		В	пл. сводовая тектон. экранир	нефтяная	3466	24
Вост. Парсумурунский	18	В	пл. сводовая	нефтяная	427	9

2. Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

месторождение пластовый нефть

В настоящей работе выполнено уточнение начальных пластовых характеристик в среднем по объектам эксплуатации (13-18 горизонты). Оценка осуществлялась на основе исследований установившейся фильтрации (МУО), выполненных при опробовании нефтенасыщенных интервалов пласта в период разведки и на начальной стадии промышленной разработки месторождения при работе залежи на естественном режиме истощения. Результаты исследований восстановления давления, соответствующие рассматриваемому периоду, в данной оценке не использовались в связи с отсутствием информации. Продолжительность проявления упругого режима учитывалась индивидуально для каждого блока, ограничиваясь датой начала закачки на данном блоке.

В период разведочных работ в большинстве случаев были исследованы продуктивные интервалы с фонтанным притоком нефти в процессе работы скважин на 1-4-х режимах с диаметром штуцера (шайбы) от 3 до 24 мм и продолжительностью работы на режиме от одних суток - до, более чем, тридцати суток. При отсутствии фонтанного притока на каждом режиме отбивались динамические уровни с последующим пересчетом забойного давления на серединную отметку интервала перфорации (исследования). По окончании исследования МУО скважину обычно останавливали для регистрации кривой восстановления давления на забое с целью определения начального пластового давления и оценки фильтрационных параметров пласта. В не фонтанирующих скважинах прослеживалась кривая восстановления уровня с преобразованием в дальнейшем в кривую восстановления давления.

Распределение исследованных нефтяных интервалов (скважин) по объектам эксплуатации следующее:

I объект (13 горизонт) - 22 скважины (25 исследований);

II объект (14 горизонт) - 47 скважин (62 исследования);

III объект (15 горизонт) - 26 скважин (35 исследований);

IV объект (16 горизонт) - 25 скважин (34 исследования);

V объект (17 горизонт) - 16 скважин (18 исследований);

VI объект (18 горизонт) - 10 скважин (11 исследований).

По данным исследований МУО в большинстве случаев получены линейные индикаторные диаграммы, характеризующие ламинарное течение жидкости к забою скважин (рисунки П10 - П15). Исключение составили индикаторные кривые скважин 68 (13 гор), 249 (17 гор), 55 (14 гор), 180 (14 гор), где наблюдается хаотический разброс точек, указывающий на некачественное проведение исследований, очевидно, недостаточную продолжительность работы на режимах в процессе исследования.

В результате интерпретации индикаторных диаграмм для каждого исследованного интервала пласта определена его средняя продуктивность, а также продуктивность, приходящаяся на один метр эффективной толщины, получены средние коэффициенты гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности. На основе параметров по скважинам оценены соответствующие средние характеристики по горизонтам Анализ результатов обработок индикаторных диаграмм показал наиболее высокую начальную продуктивность одного метра эффективной толщины пластов 17 и 18 горизонтов, составляющую соответственно 3,18 м³/сут/МПа/м и 3,6 м³/сут/МПа при исследованных эффективных толщинах пластов равных в среднем 13,9 м (17 горизонт) и 12,8 м (18 горизонт), а также самые высокие значения проницаемости коллекторов данных горизонтов, равные в среднем мкм² и 0,179 мкм², наблюдается улучшение продуктивных и фильтрационных показателей с глубиной от 14 к 18 горизонту. По данным 22 исследований для 13 горизонта получены более высокие фильтрационные параметры относительно 14 и 15 горизонтов при наименьшей неоднородности распределения величин (R²_{13 гор <} R²_{14 гор <} R²_{15 гор}). Зная высокую неоднородность пластов 13 горизонта (сочетание зон с низкими коллекторскими свойствами и зон распространения высокопроницаемых коллекторов большой эффективной мощности и значительной протяженности), можно предположить, что на данном этапе доминирует количество исследований высокопроницаемых интервалов пласта 13 горизонта.

На основании результатов непосредственно глубинных замеров пластового давления, значений давления, определенного по КВД, а также величин, полученных путем пересчета статического уровня на отметку середины интервала перфорации (исследования), были построены зависимости изменения пластового давления от глубины в абсолютных отметках; определены градиенты нефтяной и водяной зон залежи, а также оценены начальные пластовые давления, приведенные к условным отметкам середины залежи каждого объекта, принятым ранее в основных проектных документах.

Анализ текущего состояния разработки, технологических показателей разработки

Осуществлена оценка средних по горизонтам текущих продуктивных и фильтрационных характеристик пластов по результатам гидродинамических исследований, выполненных в добывающих (фонтанных, механизированных: с ШГН, ЭЦН) и нагнетательных скважинах в 2011-2012 гг. Для оценки использовались как результаты исследований установившейся фильтрации (метод установившихся отборов с замером режимных забойных давлений или отбивкой динамических уровней, метод установившихся режимов закачки), так и данные исследований неустановившейся фильтрации (метод восстановления давления с регистрацией кривой восстановления давления на забое (КВД), метод восстановления уровня с фиксированием кривой восстановления уровня (КВУ), метод падения давления с прослеживанием кривой падения давления (КПД). Охват исследованиями эксплуатационного фонда скважин составил: по 13 горизонту - 25%, по 14 горизонту - 23%, по 15 горизонту - 26%, по 16 горизонту - 11%, по 17 горизонту - 28%, по18 горизонту - 83%.

Значительная часть гидродинамических исследований 2004-2005 годов в скважинах 3, 3а, 4, 5 блоков 13-18 горизонтов была выполнена сервисной компании ТОО «СиамМунайСервис» с последующей обработкой данных с помощью специализированных программных продуктов Pressure, BD SIAM, TestSHGNU, PanSystem и дальнейшей интерпретацией результатов.

Глубинные замеры выполнялись электронными глубинными манометрами типа АМТ - 0,8 и PPS-25. Замеры устьевых давлений производились электронным устьевым манометром МТУ - 0,4. Динамические и статические уровни определялись уровнемерами типа «Судос-мини2» и «Судос-автомат2». Диагностические исследования ШГН были выполнены динамографом Сиддос-автомат».

По данным исследования добывающих скважин методом восстановления давления (уровня) и нагнетательных скважин методом падения давления для каждого исследования строился график КВД (КВУ), КПД в логарифмических координатах. В соответствии с характером поведения кривой производной давления, учитывая геолого-физическую характеристику пластов, выбиралась соответствующая модель притока флюида к скважине, включая геометрию пласта и границ, определялись емкостно-фильтрационные свойства пласта. С целью проверки достоверности выбранного режима течения, а также значений расчетных параметров были получены следующие зависимости: график КВД в декартовых координатах; график в координатах Хорнера, отражающий характер течения в пласте; график притока (индикаторная кривая). В каждом случае степень достоверности полученных данных оценивалась сходимостью фактической и смоделированной кривых. Согласно проведенному анализу наиболее часто встречающейся моделью является модель неограниченного радиального гомогенного пласта с радиальным притоком флюида к забою скважины. В более редких случаях фиксируются: модель радиально-композитного пласта с увеличением подвижности флюида на небольшом удалении от скважины относительно подвижности в прискважинной зоне; модель двойной пористости, характеризующая движение флюида по системе трещин. Наблюдается также характерное для скважин данного месторождения сферическое течение в околоствольной зоне, что означает либо неполноту вскрытия продуктивного пласта, либо возможный подпор пластовой воды. Интерпретация исследований нагнетательных скважин показывает наличие (более чем в 50% случаях) модели вертикальной трещины ограниченной или неограниченной проводимости, что объясняется чрезмерно высоким давлением закачки, сопоставимым с давлением гидроразрыва при незначительной проницаемости коллектора.

Средние по эксплуатационным объектам текущие продуктивные и фильтрационные параметры пластов (продуктивность, проницаемость, скин-фактор, Рпл, пъезопроводность и гидропроводность) представлены в таблице

Согласно полученных результатов, более высокими продуктивными возможностями отличаются скважины дренирующие пласты 15, 17 и 18 горизонтов, так средняя продуктивность по нефти, приходящаяся на 1 м эффективной толщины пласта, составила соответственно 0,34 м³/сут/МПа/м, 0,29 м³/сут/МПа/м и 0,39 м³/сут/МПа/м, удельная продуктивность по жидкости равна 1,26 м³/сут/МПа/м, 1,02 м³/сут/МПа/м, 1,13 м³/сут/МПа/м. Пласты данных горизонтов характеризуются также улучшенными по отношению к остальным объектам коллекторскими свойствами. Так коэффициент проницаемости, средневзвешенный по эффективной толщине исследуемых интервалов пласта составляет: 0,057 мкм² (15 гор.), 0,076 мкм² (17 гор.), 0,060 мкм² (18 гор.). Текущая обводненность исследованных скважин в среднем по эксплуатационным объектам изменяется в интервале 61,8-77,2%. Минимум коэффициента гидропроводности приходятся на 18 горизонт (0,12 мкм²*м/мПа*с), максимум - на 17 горизонт (0,33 мкм²*м/мПа*с). Наиболее высокая скорость перераспределения давления в пласте фиксируется на 15, 16, 17 горизонтах при максимальном проявлении - 0,037 м²/с и 0,038 м²/с, 0,031 м²/с соответственно.

Согласно расчетам, средние коэффициенты проницаемости для 13 и 14 горизонтов практически близки и составляют 0,043 мкм² и 0,048 мкм². Однако для проницаемости 13 горизонта квадрат коэффициента вариации, характеризующий степень неоднородности пласта снижен относительно соответствующих показателей других горизонтов, что противоречит существующим представлениям о геологическом строении залежи 13 горизонта, отличающегося самой высокой неоднородностью распределения коллекторских свойств по площади (наличие зон с низкой проницаемостью и достаточно протяженных высокопроницаемых участков большой мощности). Этот факт может быть объяснен неравномерным количеством исследований различных участков данного горизонта, преобладанием, равно как и в начальный период разработки, исследований высокопроницаемых пластов, что несколько завышает фактический коэффициент проницаемости в среднем по горизонту.

При сравнении текущих продуктивных и фильтрационных характеристик пластов с начальными параметрами выявлено их ухудшение на всех эксплуатационных объектах. Так максимальное (11-11,5 раз) снижение удельной продуктивности отмечается на 13, 16 и 17 горизонтах, минимальное (в 5,6 раза) на 15 горизонте. Степень снижения коэффициента гидропроводности в среднем по горизонтам изменяется от 1,9 раза (15 горизонт) до 5,1 раз (18 горизонт). Текущая проницаемость пластов снизилась от 34% (18 горизонт) до 61% (15 горизонт). Наблюдаемое снижение продуктивной и фильтрационной характеристики месторождения обусловлено процессом естественного истощения пластов за более чем 40-летний период эксплуатации месторождения, при отборе свыше 290 млн. тонн нефти, составляющем 27,36% от извлекаемых запасов месторождения.

Анализ значений скин-фактора по данным исследований показал наличие на каждом объекте скважин с неблагоприятным состоянием околоствольных зон пластов. Максимальный скин-фактор по обьектам составил: 42,4 (13 гор.), 51,2 (14 гор.), 22,6 (15 гор.), 60 (16 гор.), 37,8 (17 гор.), 5,2 (18 гор.). В условиях данного месторождения потеря полезной депрессии на преодоление скиновой зоны может быть обусловлена следующими факторами:

- кольматацией пласта в процессе эксплуатации скважин в результате накопления в призабойной зоне асфальто-парафино-смолистых отложений, а также нерастворимых осадков (солей) вследствие не совместимости породы с закачиваемой водой.

- не полным (частичным) вскрытием пласта, когда нарушается геометрия потока, и создается дополнительное сопротивление потоку жидкости, увеличивающее уровень естественного скин-фактора. Это явление встречается в скважинах, эксплуатирующих как технологические объекты №1 (тела), где зачастую вскрытым является верхний небольшой интервал мощного пласта-коллектора, так и на ТОР2, ТОР3.

- Анализ всех имеющихся определений скин-фактора на предмет частичного вскрытия пласта показал, что данная составляющая скин-эффекта присутствует:

- в четырех скважинах 13 горизонта, что составляет 13% из всех скважин, где оценивалось состояние призабойной зоны;

- в шестнадцати скважинах 14 горизонта (46% исследованных скважин);

- в восьми скважинах 15 горизонта (29% исследованных скважин);

- в шестнадцати скважинах 16 горизонта (53% исследованных скважин);

- в девяти скважинах 17 горизонта (69% скважин с определением скин-фактора);

- одной скважине 18-го горизонта (7,7% исследованных скважин).

- В качестве основных рекомендаций по снижению скин-эффекта рекомендуются следующие виды работ:

- Обработки призабойных зон пластов различными методами (ВУВ, ВУС, ЭКВ, СКО, ОГН, ОГВ и др);

- Дострелы эффективных толщин коллекторов, главным образом, в пределах ТОР1;

- Проведение химического анализа воды, закачиваемой в пласт. В случае не совместимости породы с закачиваемой водой необходимо подобрать новый химический состав воды.

Анализ выработки запасов нефти и газа

В истории разработки месторождения по кривым, характеризующим динамику основных показателей во времени отмечается ряд периодов, среди которых можно выделить определяющие периоды разработки, отличающимися динамикой показателей и условиями разработки.

Месторождение явилось полигоном для испытания и внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи, для совершенствования систем разработки и заводнения. Достаточно упомянуть реализацию в начале 5-рядной системы заводнения, затем переход на 3-рядную, ступенчато-термальное заводнение, фигурное заводнение и, наконец, площадное избирательное заводнение. Одновременно осуществлялось на месторождении по отдельному Приказу разукрупнение объектов - переход с объектов (13+14, 15+16), с большими толщинами и количеством совместно эксплуатируемых пластов, к самостоятельным разрабатываемым горизонтам (13, 14, 15, 16). За 1973-1981 годы изоляционные работы по разукрупнению объектов проведены в 315 скважинах (всего требовалось провести эти работы по 323 скважинам). По оставляемому горизонту (объекту нагнетания) средняя приемистость увеличилась с 184 м³/сут до 319 м³/сут при давлении 7,7 МПа. При освоении для увеличения приемистости проводились мероприятия по воздействию на призабойную зону пластов. Коэффициент воздействия и средняя приемистость по одному горизонту (объекту нагнетания) увеличилась соответственно в 1,8 и 1,7 раза. Основным способом отключения верхнего горизонта является спуск 4» колонны. Основным способом изоляции нижнего горизонта является цементные заливки под давлением. Изоляционные работы по разукрупнению объектов в добывающих скважинах за период 1973-1977 годы выполнены по 13 скважинам. До 1980 года разукрупнение объектов нагнетания на месторждении Узень, практически, было завершено. В общем технологический эффект от разукрупнения в соответствии с их целевым назначением должен выражаться в снижении темпов обводнения, а следовательно, и в замедлении темпа падения добычи нефти. Но разделение на объекты проведено, в основном, в нагнетательных скважинах. Совместные добывающие скважины в большинстве своем работали, совместно эксплуатируя 13+14, 15+16 горизонты до ликвидации или до изоляции одного из горизонтов из-за высокой обводненности.

Долгое время проводился эксперимент по закачке горячей воды с целью поддержания пластовой температуры. Проводились опытные работы по циклическому воздействию, по закачке ПАВ и др.

Все эти работы, проводимые в разное время и с разной технологической эффективностью и отсутствием таковой, не позволяют однозначно находить объективные причины и факторы, влияющие на изменение динамики показателей разработки и тем более на состояние остаточных запасов нефти в пластах.

Кроме того, не маловажное влияние оказали на состояние разработки и выработку запасов месторождения социальные факторы, такие как распад СССР и обвальное прекращение снабжения из бывших стран СССР и необходимого финансирования для поддержания добычи на нужном уровне.

Для анализа выработки запасов месторождения Узень по фактическим показателям были построены графики: динамика добычи нефти, жидкости, закачки воды, обводненности, фонда скважин за годы разработки месторождения (рисунок 2.1 и 2.2), зависимость удельного месячного отбора нефти на одну пробуренную скважину от накопленного отбора нефти к середине рассматриваемого периода и зависимость удельного месячного отбора жидкости на одну пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости к середине рассматриваемого периода (рисунок 2.3-2.4). В таблице 2.1 приведено состояние выработки запасов по горизонтам за разные периоды.

С использованием построенных графиков выделено 10 периодов, отличающихся особенностями и условиями разработки месторождения. Следует отметить, что эти периоды прослеживаются на всех описанных выше кривых, хотя и могут иметь различную тенденцию динамики отдельных показателей.

На графиках видно, что в своем большинстве отдельные периоды (до VIII-го) характеризуются устойчивым снижением удельных месячных отборов нефти и жидкости в расчете на одну скважину. Экстраполяция зависимостей (рисунок 2.3-2.4) до пересечения с осью абсцисс в разные периоды показывает возможные при существующем фонде скважин, системе и технологии разработки суммарные отборы нефти и жидкости.

Первые три периода охватывают временной интервал с 1965 г. по 1975 г. и характеризуется нарастающей добычей нефти на первой стадии промышленного освоения месторождения за счет увеличения числа пробуренных скважин. В конце этого периода в 1975 г. был достигнут максимальный за все время разработки Узени годовой уровень добычи нефти - 15811 тыс. т в год. Текущая нефтеотдача в конце 1975 г. достигла 9% при обводненности 25,4%. Как видно из таблицы, удельные вовлеченные запасы по нефти и по жидкости на одну скважину были самыми высокими за все время разработки месторождения. Общий объем вовлеченных в разработку запасов нефти приблизился к 233 млн. т (24% от геологических запасов нефти), по жидкости - к 455 млн.т.