Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В составе Красноленинского месторождения выделяются Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других площадей.

Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 году. По результатам этих исследований в 1957-1969 гг. были составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам Б и А, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении. В последующие годы и по настоящее время сейсмические исследования на рассматриваемой территории были продолжены. Результатом этих работ явилось построение структурных карт по отражающим горизонтам А, Т, Б, М, М1 и Г, их детализация, уточнение строения продуктивных комплексов.

Глубокое поисково-разведочное бурение в районе начато в 1959 году. За период 1960-1968 годов по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть по результатам бурения и испытания скважины №13 выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтеносности тюменской и викуловской свит установлены на Ай-Торской, Ем-Еговской, Елизаровской, Пальяновской площадях. Промышленная нефтегазоносность на Талинской площади выявлена в 1976 году по результатам бурения и испытания поисковой скважины №1. Поисково-разведочными работами 1975-1982 гг. доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях тюменской свиты залежей нефти в единое Красноленинское месторождение.

1979-1983 годы характеризуются бурным развитием разведочного бурения на Талинской площади и выходом с поисково-разведочным бурением на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки на Талинской и Южно-Талинской площадях являются залежи нефти шеркалинского горизонта (пласты ЮК10 и ЮК11). С 1984 года поисково-разведочные работы в основном переместились на Южно-Талинскую площадь.

В 1981-1982 гг. началось освоение залежей нефти Талинской площади. Вместе с эксплуатационным разбуриванием месторождения велось интенсивное строительство в г. Нягань, автодорог от Нягани до месторождения и по месторождению, трубопроводных систем, линий электропередач, линий связи. В 1988-1989 гг. началась застройка р.п. Талинский, велось интенсивное строительство баз производственного обслуживания в промзонах г. Нягань, р.п. Талинский и на месторождении.



1. Теоретическая часть

1.1 Краткий физико-географический очерк

В административном отношении Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби.

Территория, на которой расположено месторождение, представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-206 м.

Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками рек Хугот, Ендырь, Ем-Ега, Тал, Сеуль. Из них лишь река Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-начало июля) может быть судоходна для малотоннажных плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. Река Обь удалена от Талинской площади на расстояние свыше 50 км. Заболоченные участки на месторождении сравнительно широко развиты на Ем-Еговской, Пальяновской и на юге Талинской площадей и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды.

Площадь принадлежит к лесной зоне, растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.

Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре минус 1.8С средняя температура самого холодного месяца - января составляет минус 25С, а средняя температура июля - +15С. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова 0.7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля - начале мая

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении месторождения принимают участие комплексы пород от докембрийских до четвертичных включительно.

Образования фундамента

В составе образований фундамента вскрыты рифейские, палеозойские (от ордовика до карбона включительно) и триасовые породы (Бочкарев, 1971, Журавлев, Лапинская, 1976, Зубков, 1991, Куликов, 1968, Сурков, Жеро, 1981). Они составляют несколько формационных комплексов, каждый из которых отражает определенный тектономагматический этап.

Докембрийские образования приурочены к осевой части Шаимско-Айторского антиклинория. Представлены биотитовыми, хлорит-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми, кварцит-серицитовыми сланцами и амфиболитами.

Палеозойские образования представлены менее метаморфизованными породами. Они чаще развиты на крыльях антиклинориев и в синклинориях.

Нижнепалеозойские породы, как правило, наиболее метаморфизованы и представлены различными типами сланцев и кварцитов.

Среднепалеозойские образования сложены породами девона и нижнего карбона. Девонские комплексы представлены вулканогенными и вулканогенно-осадочными породами. В их состав входят разнообразные порфириты, которые залегают среди метаморфизованных песчаников, песчано-глинистых и филлитовых сланцев. Встречаются линзы мраморизованных известняков.

Нижнекаменноугольные отложения вскрыты по склонам соседнего Шаимского мегавала. Они сложены темно-серыми, часто углистыми сланцами, которые содержат прослои песчаников и песчано-глинистых сланцев.

Верхнепалеозойские образования представлены метаморфизованными темно-серыми и зеленовато-серыми алевролитами, аргиллитами с прослоями песчаников, реже гравелитов.

Палеозойские сланцы, а также прорывающие их интрузивные породы подвергались вторичным изменениям - гидротермальному воздействию, а также выветриванию. Мощность пород, измененных наложенными вторичными процессами, достигает первых десятков метров.

Палеозойские сланцы часто бывают прорваны интрузиями различного состава и возраста. Чаще всего встречаются диориты и биотитовые граниты, а также переходные разновидности. Возраст интрузий также палеозойский.

Древние коры выветривания развиты по докембрийским и палеозойским породам. Они представляют определенный интерес как коллекторы нефти и газа. Минералогический состав пород коры выветривания определяется составом материнских пород. Профиль преимущественно каолинитовый. Представления о возрасте коры выветривания разноречивы. С известной долей условности время начала формирования коры выветривания принимается пермско-нижнетриасовое.

С кровлей отложений доюрского основания связан отражающий горизонт «А».

Максимально вскрытая толщина домезозойских образований в скважине 800р составляет 1214м.

Мезозойская группа

Триасовая система

В Красноленинском районе измененные в большей или меньшей степени вторичными процессами породы кристаллического фундамента с угловым несогласием перекрываются эффузивно-осадочными породами триаса. Они залегают в виде покровов и распространены во впадинах и по склонам современных выступов фундамента.

Максимальная мощность промежуточного комплекса вскрыта в пределах Красноленинского месторождения Талинской площади скважинами 851 (1400 м) и 854 (около 1-го км). Причем из среднетриасовых отложений, вскрытых скв. 851 был получен слабый приток нефти.

Отложения промежуточного комплекса представлены в основном переслаиванием зеленоцветных аргиллитов, алевролитов, туфов, реже гравелитов и сероцветных песчаников с углистым детритом, с эффузивными покровами базальтового ряда. Возраст базальтов - средне триасовый (охарактеризован по данным споро-пыльцевого анализа и результатам определений двустворок Бетехтиной, 1992).

Юрская система

Стратиграфия юрских отложений Красноленинского района дается по региональной стратиграфической схеме Западно-Сибирской равнины, утвержденной МСК в январе 1991 г.

Осадки юрской системы залегают в основании платформенного чехла и представлены всеми тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - прибрежно-морскими и морскими осадками (рис. 3.1.1).

Нижний и средний отделы + нижнекелловейский подъярус

Заводоуковский надгоризонт (J1pl-J3cl1)

Нижнесреднеюрские отложения в исследуемом районе представлены отложениями шеркалинской и тюменской свит.

Породы шеркалинской свиты в пределах Красноленинского района имеют ограниченное распространение. Осадки свиты приурочены, главным образом, к глубоким прогибам между крупными поднятиями и к склонам Красноленинского свода. В разрезе шеркалинской свиты выделяются две подсвиты - нижняя и верхняя.

В нижней подсвите выделяются две пачки. Первая пачка соответствует пласту ЮК₁₁ и сложена кварцевыми гравелитами и грубозернистыми песчаниками с каолинитовым и диккитовым цементом, с прослоями алевролитов, глин (часто углистых) и углей. Возраст пачки по результатам анализов спорово-пыльцевого комплекса отнесен к плинсбаху. Вторая пачка (тогурская), сложена темно-серыми аргиллитоподобными глинами, тонкоотмученными с неровным полураковистым сколом и единичными прослоями алевролитов. Иногда в самом основании пачки встречаются фангломераты, сложенные главным образом глинами (в том числе углистыми), содержащими многочисленные разноразмерные обломки кварцевого, реже полевошпатового состава. Часто встречаются стяжения пирита, сидерита, единичные фораминиферы.

Флора представлена Phoenicopsis angustifolia Heer, Pityophyl leum sp. Определены спорово-пыльцевые комплексы плинсбаха и нижнего тоара. Описываемая пачка является разделом между пластами ЮК₁₁ и ЮК₁₀.

Верхняя подсвита шеркалинской свиты также представлена двумя пачками. Нижняя пачка соответствует пласту ЮК₁₀ и сложена довольно рыхлыми кварцевыми песчаниками, гравелитами с каолинитовым и/или диккитовым, реже карбонатным цементом. Отмечаются глинистоалевритистые и углистые прослои. Наиболее грубозернистые разности иногда обогащены тяжелыми минералами типа хромшпинеллидов. Встречается растительный детрит, единичные фораминиферы, двустворки.

Спорово-пыльцевые комплексы относятся к верхнему тоару. Толщина пачки колеблется от 0 до 35 м. Верхняя пачка (радомская) представлена глинами темно-серыми аргиллитоподобными, плотными, иногда углистыми. Спорово-пыльцевые комплексы относятся к тоару и аалену.

Породы тюменской свиты залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на отложениях шеркалинской свиты и доюрском основании и имеют площадное распространение. В разрезе тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Они имеют широкое площадное распространение, отсутствуя лишь в сводовых частях локальных поднятий и отличаются от нижнеюрских осадков широким развитием сероцветов, более мелкими размерами обломочной части пород и повышенной их глинистостью, однообразным составом породообразующих и акцессорных минералов.

Нижняя подсвита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин и углей. Породы часто слабоотсортированные с высокой долей глинистого и алевритистого материала. Характерен растительный детрит. Встречаются единичные двустворки.

Возраст по данным анализов спорово-пыльцевого комплекса соответствует аалену. В разрезе подсвита представлена пластами ЮК_7-9.

Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей. В нижней части глины горизонтальнослоистые, с обугленным растительным детритом, корневидными растительными остатками. Встречаются единичные фораминиферы и двустворки. Спорово-пыльцевые комплексы относятся к байосу. Подсвита соответствует в разрезе пластам ЮК_5-6.

Верхний отдел

Полудинский надгоризонт

Верхнеюрские отложения в данном районе представлены морскими и прибрежно-морскими осадками. Они объединяются в абалакскую и баженовскую свиты нижней части полудинского надгоризонта.

Стратиграфический диапазон абалакской свиты охватывает от верхней части нижнекелловейского подъяруса до кимериджского яруса, баженовский - волжский ярус и низы берриасского яруса.

В составе абалакской свиты выделены две подсвиты - нижняя и верхняя. Граница между подсвитами нечеткая и часто условная.



Рис. 1. Сводный геологический разрез продуктивных отложений Красноленинского месторождения

Нижняя подсвита представлена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми с линзовидно-волнистой слоистостью, с обилием обломков ростров белемнитов, раковин пелеципод и отпечатков аммонитов. В основании подсвиты, в глинах, отмечается значительная примесь песчано-алевритового материала, а также прослои песчаников и алевролитов. В нижней ее части довольно часто встречается тонкий карбонатный пласт оолитового строения с сидеритовым цементом.

Отложения подсвиты прослеживаются на всей территории района, за исключением наиболее возвышенных участков. В верхней части подсвиты преобладают аргиллиты темно-серые, тонкоотмученные. Породы нижней подсвиты охарактеризованы аммонитами Сardioceras (Plasmatoceras) cf.jalymensis Popl., Cadoceratinae, Cardoceratinae, Cardiоceras (Scarburgiceras ex., qr.qloriosum Arkell) и комплексами фораминифер Ammobaculites tobolskensis, Eomarssonella paraconica.

Обнаруженная фауна позволяет отнести вмещающие отложения к келловею и к нижнему и среднему оксфорду. Толщина нижней подсвиты достигает 15 м.

Верхняя подсвита представлена темно-серыми и черными аргиллитами, тонкоотмученными, с многочисленными карбонатными конкрециями сложного железисто-марганцево-кальцитового состава с включениями глауконита и пирита. Нередко встречаются маломощные прослои глауконитов и глауконитизированных алевролитов, а также карбонатов (в нижней части исключительно сидеритового состава) Отложения содержат обломки раковин пелеципод, остатки аммонитов и белемнитов.

Отмечается комплекс фораминифер Planularia pressula, Haplophragmoides canuiformi.

Обнаруженная фауна позволяет считать, что верхняя подсвита абалакской свиты имеет возраст от верхнего оксфорда до кимериджа включительно. Толщина подсвиты до 20 м. Толщина свиты в целом составляет 0-37 м.

В пределах Красноленинского месторождения отложения баженовской свиты распространены повсеместно. Они согласно залегают на породах абалакской свиты. Породы представлены темно-серыми, до черных, битуминозными аргиллитами, плитчатыми плотными, массивными или рыхлыми, листоватыми, горизонтально-слоистыми в зависимости от состава. Верхняя половина свиты интенсивно пиритизирована. Пирит присутствует в виде очень тонких субпараллельных слойков, толщиной в десятые доли миллиметров. Отмечаются маломощные (обычно не более 1 м) карбонатные пропластки.

В отложениях отмечаются остатки ихтиофауны, онихитов, ростров белемнитов, раковин аммонитов и тонкостенных бухий с Craspeditessp. ind, Dorsoplanitinae gen. ind.. Koмплекс фораминифер Spirople ctammina vicinalis&. По этим данным, с учетом положения в разрезе, возраст баженовской свиты определен в объеме волжского яруса верхней юры и низов берриаса. Толщина свиты 15-40 м.

С кровлей баженовской свиты связан отражающий горизонт «Б».

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Талицкая свита (палеоген) имеет широкое распространение в пределах изучаемого района. Свита разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми, массивными глинами, участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритистого материала. В западной части района аргиллиты имеют зеленовато-серую окраску. Породы содержат остатки лингул, рыбный детрит, гнезда глауконита, стяжения пирита, обрывки стеблевидных и нитевидных водорослей. Отложения этой части разреза содержат комплекс фораминифер Ammoscalaria friabilis.

Нижняя часть верхней подсвиты талицкой свиты представлена темно-серыми, почти черными глинами с многочисленными гнездами и линзами, выполненными алевролито-песчаным материалом и редкими прослоями алевролитов. Породы содержат стяжение пирита, глауконита. Верхняя часть подсвиты представлена однородными, тонкоотмученными, иногда опоковидными глинами. Возраст свиты по положению в разрезе принят в объеме палеоцена. Общая толщина талицкой свиты 130-150 м.

Люлинворская свита (эоцен) Породы свиты имеют повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на породах талицкой свиты и без следов видимого перерыва перекрываются отложениями тавдинской свиты.

Свита разделена на три подсвиты. Нижняя подсвита представлена опоками и опоковидными глинами серыми, с присыпками кварцево-глауконитового песка в нижней части. В подошве подсвиты часто наблюдается пачка зеленовато-серых кварцево-глауконитовых песчаников. По определениям фораминифер, радиолярий и положению в разрезе возраст подсвиты принимается в объеме раннего и среднего эоцена.

Средняя подсвита сложена диатомитами и диатомовыми глинами, светло-серыми, иногда алевритистыми с неровным и полураковистым изломом. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст свиты принимается в объеме низов позднего эоцена.

Породы верхней подсвиты характеризуются зеленовато-серыми и темно-серыми тонкослоистыми диатомовыми глинами. В глинах отмечаются ходы червей, желваки марказита. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст подсвиты условно принят в объеме средней части позднего эоцена. Отложения свиты охарактеризованы фауной фораминифер с Textularia Corinatiformis, радиоляриями, комплексами диатомовых Coscinodiscus. Общая толщина свиты 200-225 м.

Тавдинская свита (верхний эоцен, нижний олигоцен) имеет почти повсеместное распространение в пределах Красноленинского района.

Свита сложена толщей голубовато-зеленых и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Характерны стяжения марказита, иногда отмечаются обломки пелеципод, чешуя рыб. На отдельных участках в подошве свиты встречается пласт глауконитового глинистого песчаника. Характерны стяжения марказита. В отложениях свиты определен комплекс фораминифер Cribroelphidium rischtanium, остракоды, богатая флора диатомовых водорослей и кремниевых жгутиков

Четвертичная система

Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного возраста представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке изучаемой территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Наиболее крупными из них являются: отторженец эоценовых опоковидных глин в районе г. Ханты-Мансийска и отторженец нижне-среднеолигоценовых пород (новомихайловская и атлымская свиты) в районе пос. Малый Атлым. Размеры отторженцев по площади достигают 3-5 км² и высотой до 100 м.

1.3. Тектоническое строение

Красноленинский свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Согласно схеме тектонического районирования Красноленинский свод расположен в западной части Мансийской синеклизы. Синеклиза вытянута с севера на юг на 800-900 км при ширине до 400 км. Подошва чехла в ее наиболее глубокой части опущена на глубину до 4.0-4.5 км. В современном плане депрессия асимметрична - ее ось смещена к восточному борту. Красноленинский свод приурочен к северо-восточной части обширного Шаимско-Айторского антиклинория, собственно Айторскому антиклинорию и разделяющей их позднепалеозойской депрессии. Гранитизированное ядро антиклинория отображается на современном структурном плане доюрского комплекса и наследуется Красноленинским сводом - структурой первого порядка платформенного чехла (рис.2)

Свод представляет собой вытянутую с юго-востока на северо-запад мегабрахиантиклиналь (размер 115-165 км, амплитуда по кровле доюрских пород порядка 400-450 м), осложненную несколькими куполовидными поднятиями и разделяющими их прогибами. Это Ендырское и Поттымецкое куполовидные поднятия, Кальмановский, Северо-Ингинский и Южно-Талинский прогибы. Красноленинский свод на юге, востоке граничит с Ханты-Мансийской впадиной, на севере, северо-западе его склоны переходят в Шеркалинский мегапрогиб (через Мутомскую котловину). На юго-западе небольшой Западно-Сеульской седловиной и Южно-Талинским прогибом свод отделяется от Шаимского мегавала

В вертикальном разрезе фундамента выделяется два структурно-формационных этажа. Нижний этаж (комплекс складчатого основания) представлен метаморфизованными породами докембрия и палеозоя, прорванными интрузиями различного возраста и состава. Между нижним этажом и осадочным чехлом выделяется промежуточный комплекс - верхний этаж, который представлен вулканогенно-осадочными образованиями триасового возраста. В конце палеозоя, начиная со среднекаменноугольной эпохи, началось общее воздымание территории, сопровождающееся складчатостью и внедрением гранитов, что обусловило кратонизацию. Комплекс отложений, сформировавшийся в этот период, относится В.С. Бочкаревым к орогенному.

Триасовый вулканогенно-осадочный комплекс туринской серии относится к внутриконтинентальным рифтогенным (тафрогенным) структурам. Выявлен в северной и западной частях района на Мало-Атлымской и Западно-Талинской площадях и прослеживается на северо-запад к Шеркалинской площади. Отложения туринской серии выполняют грабены, глубины которых по сейсмическим данным достигают 3.5 км. Эти грабены локализуются как вдоль склонов антиклинориев, созданных герцинской складчатостью, так и синклинориев. Осадочный чехол одинаково несогласно перекрывает и структуры складчатого основания, и тафрогенного яруса. На основании этого многие исследователи, начиная с Н.Н. Ростовцева, тафрогенный комплекс включают в состав гетерогенного доюрского основания, другие - выделяют в промежуточный структурный комплекс.

Рис. 2.Фрагмент тектонической карты мезозойско-кайназойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосиниклизы (ЗабСибНИГНИ, Нестеров И.И., 1990 г.)

1 - границы структур I порядка; 2 - границы структур II порядка; 3 - изогипсы кровли доюрских отложений; 4 - пробуренные поисково-разведочные скважины; 5 - разведочные площади, локальные поднятия; 6 - а) прогибы, впадины; б) свод, поднятия.

Основные элементы тектоники доюрских образований сформировались за счет палеозойской геосинклинальной складчатости и раннемезозойского тектогенеза. Большинство исследователей отмечают эрозионно-тектонический характер рельефа доюрских образований к началу формирования мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, конседиментационный рост куполообразных структур, который связывается с разнонаправленными дифференцированными тектоническими движениями. Кроме того, большинство локальных структур носят также унаследованный характер развития от доюрских форм рельефа с сохранением направленности тектонических движений.

В фундаменте по геофизическим данным фиксируется густая сеть разнообразных разломов, включая и глубинные. Глубинные разломы подчинены двум направлениям: субмеридиональному и субширотному. Субмеридиональные, вероятно, заложились до силурийского периода и сохраняли активность до конца позднего палеозоя. Субширотные разломы являются более поздними. Доказательством этому служит положение разломов в общей структуре региона - субширотные разломы пересекают все средне- и позднепалеозойские структуры.

1.4 Нефтегазоносность разреза

Талинская площадь входит в состав Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в пределах одноименного нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями викуловской (пласт ВК₁), абалакской (пласт ЮК₁), тюменской (пласты ЮК_2-9), шеркалинской (пласты ЮК_10-11) свит и доюрского комплекса (ДЮК). Также прогнозируется нефтеносность баженовской свиты, хотя данными испытаний не доказана. Наиболее высокопродуктивными являются отложения пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁ шеркалинской свиты нижнеюрского возраста, залегающими несогласно на породах доюрского основания.

Ранее, в пределах рассматриваемой площади, неоднократно производился подсчет запасов нефти и растворенного газа в отложениях шеркалинского горизонта одноименной свиты (пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁). Поэтапно были утверждены ГКЗ запасы нефти и растворенного газа по пластам ЮК₁₀ и ЮК₁₁ в 1983 году, в 1985 году, в 1991 году, в 1992 году - в южной части площади. Последние отчеты по подсчету запасов Талинской (севернее района скважины 805р) и Южно-Талинской (южнее скважины 805р) площадей были составлены по материалам 164 и 56 разведочных скважин соответственно и около 2000 эксплуатационных скважин.

Кроме этого, запасы нефти и растворенного газа по пластам викуловской (пласт ВК₁), абалакской (пласт ЮК₁) и тюменской (пласты ЮК_2-9) свит, коре выветривания были приняты на государственный баланс Центральной комиссией по запасам Министерства природных ресурсов Российской Федерации.

По состоянию на 01.01.2003 г. на лицензионном участке Талинской площади пробурено 5339 скважин, из них 237 - разведочных и 5102 - эксплуатационных. Пласты ВК₁, ЮК₁, ЮК_2-9, ЮК₁₀ и ЮК₁₁ находятся в промышленной эксплуатации.

Анализ результатов испытаний материалов ГИС, добычи, исследований керна показал, что на Талинской площади в разных стратиграфических горизонтах выделяются залежи нефти разного типа: массивные, пластово-сводовые, а также экранированные литологически и тектонически.

Ниже приводится краткое описание залежей нефти по подсчетным объектам сверху вниз по разрезу.

В отложениях пласта ВК₁ викуловской свиты выявлены две залежи (граф. прил. 3.1).

Залежь в районе скважины 20009р приурочена к малоамплитудному локальному поднятию размером 20х20 км. В результате испытания скважины 20009р был получен приток нефти с водой дебитами соответственно 6.9 и 21.7 м³/сут при Н_сду=1350 м. Высота залежи составляет 15-20 м. ВНК принят на а.о. -1327 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 2 м.

Выявленная залежь по типу является массивной, сводовой

Залежь в районе скважины 2р ограничена контуром ВНК и на востоке распространяется за пределы Талинского лицензионного участка. В результате испытания скважины 2р был получен приток нефти с водой дебитами соответственно 5.29 и 7.01 м³/сут при Н_сду=632 м. В пределах ЛУ размеры залежи составляют 10х9.5 км. Высота залежи - 13 м. ВНК принят на а.о. -1350 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 1.9-2.7 м. Тип залежи пластовый.

Промышленная нефтегазоносность абалакской свиты (пласт ЮК₁) установлена в северной части Талинской площади. Границы выявленной залежи приняты условно по результатам испытания скважин 5659, 104р, 20001р, 1915р, 4974. Дебиты нефти по скважинам изменяются в пределах от 5.3 м³/сут при Н_сду=1237 м до 90 м³/сут на штуцере 12 мм. По типу залежи в пласте ЮК₁ относятся к литологически экранированным и связаны со сложно построенными коллекторами, эффективная пористость которых представлена преимущественно вторичными пустотами. ВНК в залежах не установлен. Эффективная толщина прослоев коллекторов не превышает, как правило, 1.0-1.4 м и в сумме составляет не более 4-5 м.



Рис.3. Геологический разрез пластов ЮК10 и ЮК11 по линии скважин 10548-10552 Талинской площади. Район скважины № 800Р

Условные обозначения: 1 - глинистые породы радомской и тогурской пачек; 2 - глины; 3 - алевролиты; 4 - песчаник нефтенасыщенный; 5 - песчаник водонасыщенный; 6 - доюрский комплекс.

1.5 Изученность территории геофизическими работами

В период с1953 г. по 1972 г. на территории Красноленинского нефтегазоносного района геолого-геофизические исследования носили преимущественно региональный характер. Были выполнены:

- геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1 000000;

- аэромагнитная съемка масштабов 1:1 000000, 1:200000;

- гравиметрическая съемка масштаба 1:1 000000;

Сейсморазведочные работы в этот период также носили региональный характер, выполнялись в модификации МОВ в масштабе 1: 200000, общая изученность сейсморазведкой не превышала 0.39 км/км².

Талинское поднятие было выявлено в 1972 году в результате работ, проведенных сейсмопартией №19/71-72.

Детальные сейсморазведочные работы (масштабы 1:50000, 1:25000) в модификации ОГТ начали проводить на территории Красноленинского месторождения начиная с 1973 г. В период с 1980 по 1986 год в пределах Талинской площади проводились площадные сейсмические исследования, по результатам которых выявлено Южно-Талинское поднятие и уточнено строение структурных элементов площади, детализированы и подготовлены к глубокому бурению локальные поднятия, осложняющие площадь.

По имеющимся сведениям, ВСП на территории деятельности ОАО «ТНК-Нягань» проведено в скважинах 178, 8, 17, 139, 39, 856, 6, 92, 513, 856, 851 и 329.

1.5.1 Изученность бурением

Проект поискового бурения на Талинской площади был составлен в 1975 году. Согласно проекту предполагалось пробурить три поисковые скважины, по профилю вкрест простирания поднятия с целью изучения перспектив нефтегазоносности разреза юрских и меловых отложений.

В 1976 году в присводовой части Талинского поднятия была заложена поисковая скважина 1р. В том же году при испытании скважины открытым забоем в интервале глубин 2482-2813 м юрских отложений и палеозоя получен фонтанный приток нефти дебитом 93.4 м³/сут на 6 мм штуцере. В 1977-78 гг. пробурены еще две скважины 4р, 67р, которые подтвердили промышленную нефтеносность отложений тюменской свиты на Талинском локальном поднятии. Результатами испытания пробуренных скважин было установлено также, что залежи нефти в юрских отложениях имеют сложный характер насыщения: на более низких абсолютных отметках (скв.1р) был получен безводный приток нефти, а на более высоких отметках (скв.4р) получен приток нефти с пластовой водой.

Местоположение последующих скважин было изменено по сравнению с предусмотренным проектом. Скважины закладывались по профилю вдоль простирания складки. Бурением в последующие два года (1979-80 г.г.) следующих 8 скважин (2р, 5р, 6р, 84р, 87р, 91р, 102р, 114р) был завершен этап предварительной разведки. При этом установлено, что высокопродуктивные коллекторы приурочены к отложениям шеркалинского горизонта одноименной свиты нижнеюрского возраста (пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁). Пласты тюменской свиты (ЮК_2-9) по результатам раздельного испытания в 3 скважинах оказались низкопродуктивными, нефтеводонасыщенными, залежи нефти в них связаны с линзовидными резко изменчивыми по площади и разрезу песчано-алевролитовыми телами. В дальнейшем, местоположение скважин определялось необходимостью изучения закономерностей развития отложений шеркалинского горизонта, выполняющих прогиб между Талинским и Северо-Талинским поднятиями. По направлению к сводовым частям поднятий отмечено резкое сокращение толщины шеркалинского горизонта до полного выклинивания.

В 1991-92 годах на рассматриваемой площади пробурено 33 разведочных скважин, в основном, в южной ее части, с целью доразведки залежей нефти пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁, уточнения границ распространения коллекторов в прибортовых зонах, а также положения водонефтяного контакта. Остальные отложения, вскрываемые в скважинах бурением, изучались попутно при выделении перспективных интервалов разреза по заключению геофизических исследований.

В последующие годы разбуривание площади разведочными скважинами велось не так интенсивно. В период 1993-2002 году было пробурено 19 разведочных скважин.

На всем протяжении геологоразведочных работ, проводимых на Талинской площади и направленных на изучение геологического строения отложений шеркалинского горизонта, попутно велась разведка отложений викуловской, баженовской, абалакской и тюменской (пласты ЮК_2-9) свит.

По состоянию на 01.01.2010 г фонд разведочного и эксплуатационного бурения составляет 5357 скважины, из которых разведочных 248 скважин.

1.6 Свойства нефти и растворенного газа

Методика, условия отбора и исследований проб нефти и газа

Состав и физико-химические свойства нефтей и растворенных в нефти газов Талинской площади Красноленинского месторождения изучались по глубинным и поверхностным пробам. Исследования были выполнены в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии, в СибНИИНП, в ЦНИЛах Урайнефтегаза и Красноленинскнефтегаза.

Охарактеризованность свойств нефти и газа Талинской площади представлена в таблице 3.4.1. Пласты ДЮК, ЮК₁, ЮК₀ и ВК относятся к слабоизученным.

Отбор глубинных проб проводился пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-3М при режимах, обеспечивающих приток нефти в скважину при относительно невысоких депрессиях на пласт. Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. Анализ проб проводился по действующим государственным стандартам и типовым методикам.

Методическое обеспечение исследований глубинных и поверхностных проб нефтей соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных в процессе дегазации пластовой смеси, а также устьевых проб, отобранных при испытании скважин.

Дифференциальное (ступенчатое) разгазирование глубинных проб пластовой смеси проводилось по схеме, моделирующей условия подготовки нефти на ДНС и ЦТП Талинской площади:

1 ступень давление 0.32 МПа, температура 20^оС;

2 ступень давление 0.20 МПа, температура 30^оС;

3 ступень давление 0.10 МПа, температура 30^оС;

Расчеты дифференциального (ступенчатого) разгазирования проводилось на ЭВМ методом математического моделирования по экспериментально полученным компонентному составу пластовой нефти, плотности и молекулярной массе в соответствии с СТП в СибНИИНП.

Талинская площадь имеет значительную протяженность в субмеридиональном направлении с существенным превышением длины над шириной. Большой протяженностью можно объяснить существующие различия в геологическом строении северной и южной частей площади, что выражается в различиях свойств коллекторов, типов разрезов, отметок положений ВНК в пластах ЮК₁₀ и ЮК₁₁, нефтенасыщенности разных частей разреза на севере и юге. Выполненный анализ подсчетных параметров нефтей показал их значимые различия для северной и южной частей, в связи с чем объединение всех проб нефтей в один массив и получение осредненных значений параметров, на наш взгляд, могло привести к искаженной геологической интерпретации имеющихся данных. Можно также отметить, что при подсчете запасов 1991 г. по Южно-Талинской площади подсчетные параметры были взяты по пробам нефтей только южной части без объединения и осреднения со свойствами нефтей севера Талинской площади. Поэтому при выполнении настоящего подсчета запасов свойства нефтей анализировались отдельно по северной и южной частям площади. Граница между ними проходит примерно посередине площади и приурочена к зоне литологического замещения коллекторов шеркалинской свиты по линии разведочных скважин 955р-801р.

талинский нефтегазоносный гидрогеологический геотермический

1.7 Гидрогеологические, геотермические и геокриологические условия

Подавляющее большинство скважин при изучении нижнесреднеюрских отложений Талинской площади Красноленинского месторождения, вскрывшие пластовые воды, непереливающие и имеют низкие притоки флюида (единицы и первые десятки м³/сутки). Поэтому комплекс гидрогеологических исследований в них свелся, по существу, к определению величины притока с фиксированным восстановлением динамического уровня, отбору проб, как правило, на устье при прямой и обратной промывке.

Гидрогеологическая характеристика водоносных горизонтов

Разрез мезозойско-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района представлен чередованием достаточно однородных и выдержанных по площади мощных песчано-глинистых толщ, что позволяет выделить в его пределах ряд водоносных комплексов, отделенных друг от друга практически водонепроницаемыми водоупорами.

Сверху вниз по разрезу выделяются:

1) Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста мощностью 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды. Рассматриваемый комплекс представляет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных горизонтов отделяется мощной (до 800 м) толщей глин турон-олигоценового возраста.

2) Комплекс сеноман-альбских преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнехантымансийская подсвита) мощностью порядка 400 м содержит непереливающиеся воды с минерализацией (по одному анализу) 9.3 г/л. В составе воды содержание йода составляет около 7.6 мг/л, брома 23.9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород отделен толщей глин нижнехантымансийской подсвиты мощностью порядка 150 м.

3) Комплекс песчано-алевритовых пород, перемежающихся с прослоями и пластами глин верхне-викуловской подсвиты общей мощностью около 150 м. Подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650 м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста. Воды комплекса водонапорные, с пластовым давлением, близким к условно гидростатическому (величина пластового давления на глубине 1450 м от 13.2 до 14.9 мПа), минерализованные (минерализация колеблется от 6.6 до 22.7 г/л, что не противоречит данным по минерализации, характерным для второго района внутренней области Западно-Сибирского артезианского бассейна подземных вод по материалам А.А. Розина). В воде содержится 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома.

4) Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская и шеркалинская свиты) толщиной до 330 м, включающий выветрелую зону (до 65 м) палеозойского фундамента.

5) Из-за отсутствия гидрогеологических данных по первому и второму водоносным горизонтам Талинской площади был произведен анализ гидрогеохимических условий, рассматриваемых водоносных горизонтов Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

1.8 Запасы нефти

Нефтегазоносность Талинской площади Красноленинского месторождения связана с меловыми отложениями викуловской свиты - пласт ВК₁, юрскими отложений - пласты ЮК₁ (абалакская свита), ЮК_2-9 (тюменская свита), ЮК₁₀ и ЮК₁₁ (шеркалинская свита), а также с корой выветривания доюрского возраста. По состоянию на 01.01.2010 г. на балансе РГФ числятся начальные геологические запасы нефти в объеме 1824251 тыс. т, в том числе по категории B+C1 - 1564734 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти составляют 497434 тыс.т, в том числе по категориям B+C1 - 450592 тыс.т. Сопоставление балансовых и извлекаемых запасов, числящихся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.2010 г. и утвержденных в ГКЗ.

Таблица 1

Распределение запасов нефти на 01.01.2010 год, Талинская площадь

Пласт	Категория	Накопленная добыча, т	Начальные запасы нефти, тыс.т
			на балансе РГФ	утвержденные в ГКЗ
		на 01.01.10г	утв. в ГКЗ	геолог.	извлек.	геолог.	извлек.
ВК 1	C1	17		5726	1432
	C2			91434	12950
	С1+С2			97160	14382
ЮК 1	C1	91		3295	824
	C2			14917	1708
	С1+С2			18212	2532
ЮК 2-9	C1	351		510910	178616
	C2			66910	13747
	С1+С2			577820	192363
ЮК10	B			586667	153836	305907	79536
	C1			228485	57890	459007	119268
	В+С1	68981	41645	815152	211726	764914	198804
	C2			70414	16026	110966	26893
	В+С1+С2			885566	227752	875880	225697
ЮК11	B			161776	41813
	C1			58698	15171	214991	55503
	В+С1	26088	10612	220474	56984	214991	55503
	C2			3940	1102	5680	1590
	В+С1+С2			224414	58086	220671	57093
Кора выв.	C1			9177	1010
	C2			11902	1309
	С1+С2			21079	2319
Итого	В			788318	204487	305907	79536
	С1			776416	246105	673998	174772
	В+С1	95528	52257	1564734	450592	979905	254308
	С2			259517	46842	116646	28483
	В+С1+С2			1824251	497434	1096551	282791

В ГКЗ прошли апробацию и утверждение запасы нефти только по продуктивным пластам шеркалинской свиты - пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁. По сравнению с утвержденными запасами нефти запасы по состоянию на 01.01.2010 г. по пластам ЮК₁₀ и ЮК₁₁ возросли соответственно на 1.1% и 1.7% .

Изменение запасов нефти связано с уточнением геологического строения залежей за счет появления новых данных по скважинам, пробуренных и испытанных после утверждения запасов в 1990 г. и 1992 г., а также вследствие применения для подсчета запасов более совершенной вычислительной техники и новых программных комплексов. Сопоставление подсчетных параметров геологических запасов, числящихся на балансе РГФ и утвержденных в ГКЗ, показывает, что изменение претерпели только объемы нефтесодержащих пород, т.е. произошло уточнение площадей нефтеносности и нефтенасыщенных толщин в результате эксплуатационного бурения. Площадь нефтеносности изменилась незначительно, для пласта ЮК₁₀ - увеличилась на 0.8%, пласта ЮК₁₁ - уменьшилась на 0.7%

Произошло перераспределение запасов нефти по категориям, запасы нефти категории В пласта ЮК₁₀ возросли на 47.9%, пласта ЮК₁₁ - на 100%, при этом произошло значительное уменьшение запасов категории С₂ (57.6% и 44.2%). Процентное распределение начальных извлекаемых запасов нефти по состоянию на 01.01.10 г. продуктивных пластов Талинского месторождения представлено на диаграмме (рис.4).

Остаточные запасы нефти (категории В+С₁) пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁ составляют соответственно геологические - 695.9 млн. т и 188.99 млн. т; извлекаемые - 129.8 9 млн. т и 29.49 млн. т (табл.2).

С появлением программных комплексов, позволяющих строить трехмерные геологические модели, в 2000 году ЗАО «Тюменский институт нефти и газа» были оперативно подсчитаны запасы нефти и растворенного газа отложений тюменской свиты (протокол ЦКЗ №135 от 28 мая 2001 г.).



Таблица 2

Остаточные запасы нефти на 01.01.2011 год. Талинская площадь

Пласт	Накопленная добыча на 01.01.11 г	Начальные запасы нефти, утвержденные в ГКЗ, тыс.т	Остаточные запасы нефти на 01.01.2004г.
		геологические	извлекаемые	геологические	извлекаемые
ЮК10	68981	764914	198804	695933	129823
ЮК11	26088	214991	55503	188903	29415
Итого	95528	979905	254307	884836	159238

Рис. 4 Распределение начальных извлекаемых запасов нефти продуктивных пластов Талинского месторождения по состоянию на 01.01.10 г.

Отложения тюменской свиты включают в себя продуктивные пласты ЮК_2-9, залежи нефти которых имеют линзовидное строение и распределены как по площади, так и по разрезу мозаично. Сложное геологическое строение обусловило новый подход к построению геологической модели для подсчета запасов. Трехмерная геологическая модель оперативного подсчета запасов нефти и растворенного газа взята за основу при составлении проекта «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов ЮК_2-9 Талинской площади». Запасы нефти по подсчетным объектам представлены в таблице 3. Сравнивая с начальными запасами нефти, принятыми на баланс РГФ по состоянию на 01.01.2010 г., следует отметить, что суммарные запасы нефти оперативного подсчета изменились на 8.9% в сторону уменьшения (табл. 4).

Таблица 3

Запасы нефти и растворенного газа пластов ЮК_2-9 Талинской площади (оперативный подсчет 2010 г.)

Пласты	Начальные геологические запасы нефти (тыс. т) по категориям
	C1	C2	C1+C2
ЮК2-3	25671	125914	151585
ЮК4-5	42487	192750	235237
ЮК6-7	10628	45387	56015
ЮК8-9	21524	61925	83449
Итого:	100310	425976	526286

При этом произошло значительное уменьшение запасов категории С₁ (80.4%) и резкое увеличение запасов категории С₂ (536.6%). Данный факт объясняется разукрупнением подсчетных объектов и возможностью присваивать категорийность запасам нефти более дробных элементов подсчета.

Таблица 4

Сравнительная характеристика начальных геологических запасов нефти оперативного подсчета 2000 г. с запасами нефти, принятыми на баланс РГФ 01.01.2010 г. Пласты ЮК_2-9 Талинской площади

Источник \ категория	C1	C2	C1+C2
Оперативный подсчет 2000 г, тыс. т	100310	425976	526286
На балансе РГФ, тыс. т	510910	66910	577820
Абсолютное изменение, тыс. т	-410600	+359066	-51534
Относительное изменение, %	80.4	536.6	8.9

Во исполнение решений ЦКР о необходимости подготовки всех проектных документов на разработку месторождения на основе цифровых геологических и гидродинамических моделей и в связи с получением дополнительного объема геолого-геофизической информации за годы, прошедшие со времени последних подсчетов запасов, в 2009 году ОАО «ЦГЭ» был произведен подсчет и пересчете всех запасов, числящихся на балансе ОАО «ТНК-Нягань» [9]. В процессе работы по Талинской площади были созданы компьютерные модели, которые явились основой для подсчета запасов нефти и выполнения гидродинамического моделирования. Цифровые модели предполагается использовать при подготовке проектных документов на разработку новых залежей, совершенствовании системы разработки уже разрабатываемых залежей и их доразведки, а также мониторинга месторождения в процессе его эксплуатации. Пересчет начальных балансовых запасов нефти Талинской площади, в целом по площади, привел к уменьшению суммарных начальных балансовых запасов нефти на 5.4 % по сравнению с принятыми на балансе РГФ, причем по категории В+С₁ запасы уменьшились на треть (-36.5%), а по категории С₂ увеличились на 185.7% (табл.5). Увеличение произошло, в основном, за счет залежей пластов тюменской свиты, находящихся на границе Талинского и Ем-Еговского лицензионных участков.

Таблица 5

Сопоставление подсчитанных запасов нефти в ЦГЭ (2009 г.) с числящимися на балансе РГФ (по состоянию на 01.01.2003 г.) по Талинской площади

Пласт	Категория	Баланс на 01.01.2010 г, тыс.т	Подсчет запасов 2009 г. тыс. т	Абс. прирост, тыс. т	Отн. прирост, %
ВК1	С1	5720	4500	-1220	-21.3%
	С2	91434	11119	-80315	-87.8%
	С1+С2	97154	15619	-81535	-83.9%
ЮК0	С2	23885		+23885	+100%
ЮК1	С1	3214	2564	-650	-20.2%
	С2	14917	98160	+81243	+558.0%
	С1+С2	18131	100723	+82592	+455.5%
ЮК2-9	C1	510910	85477	-425433	-0.83%
	С2	66910	463399	+396489	+592.6%
	C1+С2	577820	540566	-37254	-0.06%
ЮК10	B	586667	501038	-85629	-0.15%
	C1	225844	189149	-36695	-0.16%
	B+C1	812511	690187	-122324	-0.15%
	С2	68982	130364	+61382	+89.0%
	B+C1+С2	881493	820551	-60942	-0.07%
ЮК11	B	161022	199434	+38412	+23.9%
	C1	59236	6550	-52686	-0.89%
	B+C1	220258	205984	-14274	-0.06%
	С2	4155	10252	+6097	+147%
	B+C1+С2	224413	216236	-8177	-0.04%
ДЮК	С1	9177	2661	-6516	-71.0%
	С2	11902	826	-11076	-93.1%
	С1+С2	21079	3488	-17591	-83.5%
ВСЕГО	В+С1	1561790	991372	-570418	-36.5%
	С2	258300	738005	+479705	+185.7%
	В+С1+С2	1820090	1721068	-99022	-5.4%

Частично поменялся подход к выделению и корреляции продуктивных пластов, была разработана новая методика интерпретации ГИС выделения коллекторов и обоснования подсчетных параметров в пластах ВК, ЮК₀, ЮК₁, ДЮК. На основании этого построены новые геологические модели для каждого подсчетного объекта с применением современных компьютерных технологий. По некоторым пластам в процессе доразведки и разработки залежей балансовые запасы оперативно не переоценивались, не обосновывались и подсчетные параметры в тех объектах, запасы по которым пересчитывались в связи с оперативной переоценкой в процессе разработки залежей. При разделе на лицензии запасы нефти, стоящие на балансе РГФ, не пересчитывались, а были поделены с определенной долей условности. Все это учтено при пересчете запасов нефти ЦГЭ.

1.9 Характеристика отборов нефти, жидкости и обводненности

По состоянию на 1.01.2004 г. на Талинской площади разрабатываются 6 продуктивных пластов: ВК_1-2, ЮК₁, ЮК_2-9, ЮК₁₀, ЮК₁₁ и КВ.

Объект ВК_1-2

Начальные запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ на 1.01.2010 г, составляют: балансовые - 5726 тыс. т, извлекаемые - 1432 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,25.

Разработка объекта осуществляется с 1999 года добывающей скважиной (№ 20009r). По состоянию на 1.01.2011 г. скважина остановлена по технологическим причинам и находится в бездействующем фонде.

Фактические показатели разработки за весь период эксплуатации представлены в табл. 6.

Таблица 6

Талинская площадь. Объект ВК_1-2. Динамика основных технологических показателей

Годы	Добыча нефти, тыс. т	Накопленная добыча нефти, тыс. т	Отбор от НИЗ, %	КИН текущий, доли ед.	Добыча жидкости, тыс. т	Накопленная добыча жидкости, тыс. т	Обводненность, %
2006	0,6	0,6	0,0	0,000	3,1	3,1	82,3
2007	4,9	5,5	0,4	0,001	40,4	435,	87,8
2008	5,1	10,6	0,7	0,002	38,6	82,0	86,7
2009	6,4	17,0	1,2	0,003	38,9	120,9	83,4
2010	4,4	21,4	15	0,004	29,6	150,5	85,2

График разработки объекта ВК_1-2 приведен на рис. 5

Рис. 5 - Талинская площадь. Объект ВК_1. Динамика основных технологических показателей разработки

С начала разработки по объекту отобрано 21,4 тыс.т нефти при отборе 1,5% от НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,004.

Соотношение добытой нефти и воды за весь срок разработки показано на диаграмме, представленной на рис. 6.

Рис. 6. Талинсквая площадь. Объект ВК_1-2. Соотношение накопленной добычи нефти и воды

Остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 1411 тыс.т.

В 2010 году отобрано 4,4 тыс.т нефти и 29,6 тыс.т жидкости. Средний дебит по нефти составляет - 15 т/сут, по жидкости - 101,2 т/сут, обводненность продукции - 85,2%. Водонефтяной фактор - 6.

Рис. 7. Талинская площадь. Электрометрическая модель пласта ВК_1-2, скважина № 20009r