Особенности геологического строения и геологические основы разработки Березовской площади

 

 

 

 

 

 

 

Кафедра геологии

 

 

 

Курсовая работа

по

промысловой геологии

нефти и газа

 

на тему:

«Особенности геологического строения и геологические основы разработки

Березовской площади»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2011 г.

СОДЕРЖАНИЕ

 

      Глава 1.

Общие сведения о районе работ

- географические и  социально-экономическое положение,  орогидрография, характеристика климата  и рельефа и т.д.

1.2. Литология и стратиграфия

- литолого-стратиграфическая  характеристика, описание состава  и возраста литолого-стратиграфических  комплексов

1.3. Тектоника

- тектоническая приуроченность, описание структурных элементов

1.4. Нефтегазоносность

- литолого-стратиграфическая характеристика нефтегазоносных горизонтов, коллекторские свойства коллекторов, физические свойства и химический состав нефти и газа

1.5. Водоносность

- литолого-стратиграфическая  характеристика водонасыщенных  горизонтов, химический состав и  физические свойства пластовой  воды

Глава 2

1. Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный   пласт
2. Фонд скважин эксплуатационного объекта
3. Градиент давления в эксплуатационном объекте
4. Техника и технология добычи и закачки воды
5. Методы контроля разработки
6. Применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов
7. Графические приложения:

      - Карта разработки

      - Карта изобар

      - Структурная карта

Список использованной литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 1.

1. Общие сведения о районе работ

 

Ромашкинское  нефтяное месторождение  в географическом отношении расположено в северной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимающей юго-восточную часть Татарстана. В административном отношении Миннибаевская расположена в пределах Альметьевского района РТ, Это регион с хорошо развитой инфраструктурой, обеспеченного электроэнергией.

Для района характерна развитая сеть автомобильных дорог, по которым круглогодично возможно движение автотранспорта. Ближайшими железнодорожными станциями являются Бугульма и Набережные Челны. Кроме того, район залежей пересекается железной дорогой Бугульма-Круглое Поле, а также шоссейными дорогами федерального и республиканского значения. Ближайшие водные пристани расположены на реке Каме в г. Набережные Челны и г. Чистополе.

Ближайшим к  залежам крупным населенным пунктом  является г. Альметьевск, к юго-востоку от которого на расстоянии 55 км находится г. Бугульма с ж.д. станцией и аэропортом, а в 35 км к югу – г. Лениногорск.

Электроснабжение  района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Заинской и Уруссинской ГЭС. Для бытовых и промышленных нужд используются воды рек Кама, Ик, Зай и другие источники.

В орогидрографическом отношении район является северным продолжением Бугульминско-Белебеевского водораздела и для поверхности района характерно наличие ассиметричных широких, волнистых плато, перемежающихся глубокими и широкими долинами.

Гидрографическая  сеть района в основном определяется многочисленными притоками рек Степной Зай и Лесной Зай. Основное направление рек с юга на север и северо-запад, что обусловлено общим понижением местности от возвышенностей Бугульминского и Бавлинского плато к Камской долине. По берегам рек прослеживаются пойменная и надпойменная террасы.

Наибольшие  отметки рельефа составляют около 250 м, самые низкие (90-100 м) приурочены к долинам рек. По растительному  покрову территория относится к  зоне лесостепи. Почвы в основном черноземные, однако, встречаются многочисленные выходы коренных пород, представленных известняками, мергелями, глинами и песчаниками казанского и татарского ярусов верхней перми, которые могут быть использованы для строительных целей.

Для климата  характерна резко выраженная континентальность с суровой холодной зимой (в среднем минус 10-15⁰С), с сильными ветрами и буранами и относительно жарким летом (в среднем плюс 18-20⁰С). За период с мая по октябрь выпадает более 50 % годового количества осадков. Средняя годовая величина атмосферного давления изменяется от 730 до 735 мм ртутного столба. Средняя годовая скорость ветра составляет 4-5 м/с, но может достигать 20 и более м/с. Средняя глубина промерзания почвы достигает 1 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Литология и стратиграфия

 

В пределах Березовской площади Ромашкинского месторождения осадочная толща представлена палеозойскими отложениями, включающими в себя девонскую, каменноугольную, пермскую и четвертичные системы и залегающими на породах кристаллического фундамента (рис.2.1). Основные промышленные запасы сосредоточены в терригенных отложениях кыновского и пашийского горизонта верхнего девона, а также бобриковского горизонта нижнего карбона. Рассматриваемая площадь является частью пластово-сводовой залежи многопластового Ромашкинского месторождения и расположена в ее северо-западной части.  В тектоническом отношении залежь приурочена к Южному куполу Татарского свода, являющегося структурой I порядка. В целом для залежи характерно пологое погружение сводовой части к крыльям структуры. Однако, на западном крыле, где расположена Березовская площадь, наблюдается крутое падение слоев, угол наклона которых составляет около 3⁰ [1]. Данная особенность в строении обусловлена наличием узкого по ширине с амплитудой до семидесяти метров Алтунино-Шунакского прогиба, разделяющего Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения.

В данной работе приводится детальная  характеристика кыновско-пашийских  отложений верхнего девона франского  яруса.

Продуктивные отложения горизонта  Д_I и пласта Д₀ кыновского горизонта в основном представлены переслаивающимися песчаными, песчано-алевролитовыми породами. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.  По разрезу отложения кыновского и пашийского горизонтов ограничены регионально выдержанными реперами, сложенными карбонатными породами.  Кровля кыновского горизонта проводится по подошве репера «аяксы». Основными реперами горизонта Д_I  являются «верхний известняк», залегающий в кровле горизонта и являющийся надежным разделом между кыновским и пашийским горизонтами, и «муллинские глины» - в подошвеной части.  Вспомогательный репер – «аргиллит», расположенный над пластом «в», условно подразделяет горизонт на верхне- и нижнепашийскую пачки.

Березовская площадь является многопластовым объектом. Помимо пласта Д₀ кыновского горизонта   в разрезе Д_I  пашийского горизонта выделены сверху вниз следующие пласты: «а», «б₁», «б₂», «б₃», «в», и «гд». Все пласты, вскрытые различным числом скважин, представлены коллекторами различной насыщенности (табл.2.1). Так, по пласту До число скважин, в которых коллектор нефтенасыщен, составляет 1036 (95,7% от  общего числа скважин) и лишь в 5 - водонасыщен. Пласт «а» пашийского горизонта вскрыт 988 скважинами, из них в 622 (62,9%) пласт нефтенасыщен, в 128 (13%) – водонасыщен,  пласт «б₁», соответственно -  940, 259 (27,5%), 205 (21,8%),  пласт «б₂» - 919, 340, (36,9%), 322 (35,0%), пласт «б₃» - 839, 198 (23,6%), 287 (34,2%),  пласт «в» - 735, 122, (16,6%), 469 (63,8%), пласт «гд» - 629, 42, (6,7%), 553 (87,9%). Таким образом, для отложений горизонта Д_I характерно уменьшение этажа нефтеносности как сверху вниз по разрезу, так и по направлению с юга на север. 

Пласты Березовской площади  различаются по величине площадей нефтенасыщеных коллекторов. Пласт Д₀ кыновского горизонта характеризуется наибольшей площадью распространения продуктивных коллекторов (95% от административной). Среди выделенных групп пород в большей степени развиты высокопродуктивные коллекторы (чуть более 50%). Высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные коллекторы имеют небольшие участки развития (28% и 18%, соответственно), имеющие линзовидное и полосообразное  строение.

Нефтенасыщенные коллекторы пласта «а»  пашийского горизонта занимают около 60% территории. Они представлены всеми группами коллекторов, причем, в основном, высокопродуктивными (40%) и малопродуктивными (32%). Чуть меньше развиты зоны высокопродуктивных глинистых коллекторов (около 28%).

По пласту «б₁» пашийского горизонта отмечается довольно резкое сокращение площади нефтенасыщенных коллекторов (до 25 % от административной). В целом  нефтенасыщенные коллекторы пласта «б₁» развиты в виде полосообразных  и линзовидных участков, ограниченных в большей степени обширными зонами отсутствия коллекторов и состоящих почти наполовину из  высокопродуктивных коллекторов (около 46%). Остальная нефтенасыщенная часть представлена высокопродуктивными глинистыми и малопродуктивными коллекторами, занимающие почти равные по площади участки (по 27%).

Нефтенасыщенные коллекторы пласта «б₂», развитые, в основном, в пределах I и II блоков, а также в виде линз, вскрытых 1-2 скважинами в пределах III блока,  занимают около 30% территории от административной площади. Соотношение нефтенасыщенных площадей, занимаемых каждой из выделенных групп коллекторов,  аналогично с предыдущим пластом  «б₁».

Пласт «б₃» характеризуется  еще меньшей площадью распространения нефтенасыщенных коллекторов, которая составляет чуть более 17% от административной. В основном, они развиты  на территории I блока в виде линз меридианального направления, а в пределах II и III блоков – в  виде линз, вскрытых 1-2 скважинами. В целом нефтенасыщенная часть пласта «б₃» состоит на 50% из высокопродуктивных коллекторов. На долю площадей, занимаемых высокопродуктивными глинистыми и малопродуктивными коллекторами, приходится 29% и 21%, соответственно.

 Площадь нефтенасыщенных коллекторов  пласта «в» составляет около  12% от административной. В пределах  пласта она представлена линзами,  вскрытыми от одной до нескольких  скважин, ограниченными внешними контурами нефтеносности. Расположены линзы, в основном, на территории I блока, а также в центральной части II блока. Среди выделенных групп коллекторов в большей степени развиты высокопродуктивные (55%) и высокопродуктивные глинистые (около 30%).

Пласт «гд», несмотря на площадной  характер распространения коллекторов, нефтенасыщен  лишь в единичных  скважинах (4% от административной). Довольно небольшие по площади нефтенасыщенные  участки, расположенные в пределах I блока, представлены, в основном,  высокопродуктивными  коллекторами. На остальной части территории вскрыт водонасыщенный коллектор.

Наличие различных  по толщине глинистых  разделов между пластами определяет степень их гидродинамической связи  (табл.2.2). Максимальным по толщине является глинистый раздел между пластом До кыновского горизонта и пластами горизонта Д_I, который в среднем составляет 9,2 м при диапазоне изменения от 2,4 м до 14,0  м.  По пашийскому   горизонту толщина глинистых разделов между пластами характеризуется меньшими значениями. Минимальная толщина раздела составляет 0,4 м, а максимальная изменяется в пределах  от 6,0 м (между пластами «б₁» и «б₂», «б₂»  и «б₃» )  до 8,0 м (между пластами «б₃» и  «в»). В среднем глинистые разделы характеризуются следующими значениями: между пластами «а» и «б₁» - 2,5 м;  «б₁» и «б₂»,  «б₂» и «б₃» - 1,6 м,  «б₃» и  « в» - 3,6 м;  «в» и «гд» - 2,2 м.  В случае отсутствия глинистых разделов образуются  зоны слияния продуктивных пластов. В таблице 2.3 приведены  данные по количеству скважин, вскрывших близлежащие по разрезу пласты, залегающие раздельно или в слиянии. Наиболее высокой  степенью связанности характеризуются зональные интервалы пластов «б₂-б₃» (коэффициент связанности равен 0,438), «б₁-б₂» (0,327) и «в-гд» (0,315). Для интервала пластов «а-б₁» коэффициент связанности равен 0,292. Зональный интервал пластов «б₃-в» характеризуется минимальным количеством слияний (0,078).

По данным проведенного анализа выявлено, что в ста скважинах Березовской площади вскрыты пласты с подошвенной водой, по ним средняя абсолютная отметка ВНК составила -1486,1м, при диапазоне изменения от -1481,3 м до  -1496,2 м (табл.2.4).  Сравнивая абсолютные отметки ВНК по блокам, можно сделать вывод об относительно ровной его поверхности. Так, по  I блоку 56 скважин вскрыли пласт с ВНК, среднее значение которого составило -1485,9 м, изменяясь от -1482,0 м до -1496,2 м.  В 30 скважинах,  вскрывших пласты с подошвенной водой на II блоке, значения отметок колеблются от -1481,3 м до -1494,5 м. Средний уровень водонефтяного контакта равен -1486,2 м.  На III блоке значения ВНК изменяются от -1483,9 м до -1494,1 м,  среднее значение при этом составляет  -1486,5 м. Все отметки ВНК приурочены к пластам горизонта Д_I, но в основном  они связаны с зональными интервалами пластов  «б₂» и ниже. При проведении анализа выявлено, что наибольшее количество скважин вскрывших ВНК, приурочено к зонам слияний пластов. В целом по площади это составляет 68 % от суммарного числа скважин, имеющих ВНК, как в отдельно взятом пласте, так и в зонах слияний различных зональных интервалов. Для геологической и технологической характеристики пластов с подошвенной водой важна информация об их толщинах (общей, нефтенасыщенной и водонасыщенной). По Березовской площади общая толщина эти пластов изменяется от 1,6 м  до 24,4 м, в среднем составляя 9,7 м. Средние значения нефтенасыщенной  и водонасыщенной толщин составляют, соотоветственно, 3,7 м и 5,9 м при диапазонах изменения  от 0,6 м до 14,6 м и от 0,8 м  до 19,4 м (табл.2.4). При разработке пластов с подошвенной водой  необходима информация  о соотношении их нефтенасыщенных и общих толщин. В целом по площади эта величина  составляет 0,42, изменяясь от 0,057 до 0,907. Следует отметить, что не при всех ее  значениях возможна рентабельная эксплуатация пластов. Наличие группы скважин, в которых величина соотношения нефтенасыщенной и общей толщин составляет менее 0,3 (35% случаев), требует применения более эффективных методов разработки.

Характеристика толщин, коллекторских  свойств продуктивных отложений и их неоднородности

Как ранее указывалось, продуктивными  отложениями в пределах Березовской площади являются пласт До кыновского горизонта, а также пласты «а», «б₁», «б₂», «б₃», «в», «гд» пашийского горизонта, сложенные высокопродуктивными (I группа), высокопродуктивными глинистыми ((I) группа) и малопродуктивными (2 группа) коллекторами. Более подробная характеристика выделенных групп, принятая в 1985году, представлена в работе. В таблице 2.5 приведены значения их нефтенасыщенных и водонасыщенных толщин. Анализируя данные пластов по группам коллекторов видно, что наибольшими средними значениями эффективных толщин характеризуются высокопродуктивные породы-коллекторы. Например,  по пласту «а» их средние нефтенасыщенная и водонасыщенная  составляют 2,6 м и 2,2 м, тогда как  по высокопродуктивным глинистым и малопродуктивным они, соответственно, равны 2,0 м и 1,8 м, 1,7 м и 1,6 м.

Показатели  степени неоднородности пластов кыновского и пашийского горизонтов представлены в таблицах 2.6, 2.7. Пласт Д₀ характеризуется наиболее высоким коэффициентом песчанистости, равным 0,925 и низким коэффициентом расчлененности (1,334), так как в основном по разрезу он представлен одним, в редких случаях двумя или тремя пропластками. По блокам средние значения коэффициента расчлененности различаются незначительно и составляют: по I - 1,314, II  – 1,354 и III – 1,355. Горизонт Д_I имеет более неоднородное строение, что подтверждается  коэффициентами  песчанистости и расчлененности, которые составляют  0,580 и 3,9, соответственно. Рассматривая параметры зональной неоднородности, такие как вероятность вскрытия коллектора и коэффициент выдержанности, видно, что наибольшими значениями характеризуются пласты Д₀ (0,954, 0,969),  «гд» (0,930, 0,945), «в» (0,815, 0,821), «а» (0,743, 0,797). Пласты зональных интервалов «б₁-б₃», характеризующиеся меньшими величинами (от 0,697 до 0,511 и от 0,757 до 0,596), являются  более прерывистыми по характеру площадного распространения.

Коллекторские свойства пашийско-кыновских  отложений площади приведены  в таблице 2.8. В целом по площади параметры коллекторских свойств характеризуются следующими величинами: средневзвешенные по толщине коэффициенты пористости и проницаемости равны 0,204 д.ед. и 0,656 мкм², а средневзвешенный по толщине и пористости коэффициент нефтенасыщенности – 0,801 д.ед. По пластам средневзвешенные значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности близки между собой. Однако, если их рассматривать по выделенным группам пород, то наиболее лучшими характеристиками обладают высокопродуктивные породы-коллекторы. Так, если средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности высокопродуктивных отложений составляют, соответственно, 0,222 д.ед., 0,961 мкм², 0,845 д.ед., то по высокопродуктивным глинистым они равны 0,191 д.ед., 0,302 мкм², 0,750д.ед., а по малопродуктивным - 0,153 д.ед., 0,078 мкм², 0,673 д.ед.

Статистические ряды распределения  проницаемости продуктивных отложений  Березовской площади, представленные в таблице 2.9, получены при расчетах на АРМ «Лазурит». Анализируя данные геофизических исследований видно, что около 12% случаев от общего количества определений составляют малопродуктивные коллекторы, интервал проницаемости которых изменяется от 0,05 мкм² до 0,1 мкм². Наибольшее число определений (21,4%) представлено группой коллекторов с проницаемостью 0,850 – 0,900 мкм². Коллекторы, проницаемость которых выше 1,000 мкм², составляют около 17% от общего  количества определений. Исходя из приведенных в таблице данных,  можно сделать вывод о высокой неоднородности пластов Березовской площади.

 

 

 

1.3. Тектоника

 

В тектоническом отношении залежь приурочена к Южному куполу Татарского свода, являющегося структурой I порядка. В целом для залежи характерно пологое погружение сводовой части к крыльям структуры. Однако, на западном крыле, где расположена Березовская площадь, наблюдается крутое падение слоев, угол наклона которых составляет около 3⁰ . Данная особенность в строении обусловлена наличием узкого по ширине с амплитудой до семидесяти метров Алтунино-Шунакского прогиба, разделяющего Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения.

 

 

 

1.4. Нефтегазоносность

 

В 2008году на площади пробурено 3 скважины. ВНК на вновь пробуренных скважинах не был вскрыт.

             По ранее пробуренным скважинам подтверждается понижение уровня ВНК на площади от юга к северу. По нижним пластам уровень ВНК в основном ниже среднего по Березовской площади.  Наблюдается дальнейшее обводнение пластов закачиваемой водой. На третьем блоке обводнение скважин происходит в основном закачиваемой пластовой водой.     

                                              1.5. Водоносность

Начальные пластовые  давления составляют в среднем 11,5 МПа. Воды в отложениях напорные. Режимы залежей, приуроченные к этим отложениям, упруго-водонапорные. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация колеблется в пределах от 201 г/л до 264 г/л, плотность – от 1140 кг/м³ до 1170 кг/м³, вязкость – от 1,57*10^-3 Па*с до 1,8*10^-3 Па*с. По преобладающим компонентам пластовые воды являются хлоридно-натривыми высокоминерализованными рассолами с содержанием ионов хлора от 126 г/л до 161 г/л, натрия – от 51 г/л до 81 г/л, кальция – от 8 г/л до 19 г/л, сульфатов – от 0,4 г/л до 1,3 г/л, гидрокарбонатов – от 0,02 г/л до 0,7 г/л. Из микрокомпонентов в водах обнаружены йод, бром, бор.

Пластовые воды отличаются значительным содержанием растворенного газа, преимущественно метаново-азотного состава. Газонасыщенность вод изменяется от 0,05 м³/м³ до 1,5 м³/м³, а суммарное содержание углеводородов от 0,01 м³/м³ до 0,7 м³/м³. Отношение суммарного содержания углеводородов к азоту колеблется от 0,2 доли ед. до 2,6 доли ед.

Температура пластовых вод колеблется в пределах от 21⁰С до 24⁰С.

 

 

Глава 2

 

2.1. Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный   пласт

 

За  отчетный  год  из  продуктивных  пластов  девона извлечено 748,3тыс. т. нефти. Годовой  темп отбора от  НИЗ составил 0,73 %, от  ТИЗ – 6,2%.

Выработка  площади  ведется при внутриконтурном заводнении. На        1.01.2009 г. вовлечено в активную разработку 86,7% от начальных извлекаемых запасов. Вовлечение  запасов  по  пластам  различно (табл. №  28).  Нижняя пачка пластов («б₃», «в», «гд») вовлечена в активную  разработку, в основном, за счет подпора контура нефтеносности. Верхние пласты «До» и «Д1а» вовлечены в разработку, в основном, за счет охвата заводнением. По причине высокой зональной неоднородности менее вовлечен  -  пласт «б₁» (71,4%).

Таблица 1         

Типы коллекторов	Доля извлекаемых запасов
	НИЗ,%	ТИЗ,%
Всего	100,0	100,0
Песчаники	67,0	12,1
Заглинизированные песчаники	17,5	26,4
Алевролиты	7,0	26,3
ВНЗ	8,4	35,2

             

         Исходя из данной таблицы видно,  что структура запасов на площади   изменяется в сторону увеличения  трудноизвлекаемых запасов в алевролитах, заглинизированных песчаниках и   в зоне ВНЗ по нижней пачке.

Таблица 2

Пласты	Доля извлекаемых запасов
	НИЗ,%	ТИЗ,%
До	52,5	21,9
А	20,8	21,2
Б1	7,3	17,5
Б2	9,8	18,0
Б3	6,0	8,5
В	2,6	8,0
ГД	0,9	4,9
Д1	47,5	78,1
До+Д1	100	100

               

             При проведении анализа  остаточных  запасов Березовской площади  по пластам очевиден рост доли  текущих запасов в   нижележащих   пластах горизонта Д1, имеющих  более расчлененное строение, а так же включающих обширные зоны ВНЗ. Так доля запасов в горизонте Д1 только за последний год выросла на 2,6%.  Увеличение обводненности продукции скважин за последние годы происходит в том числе и за счет образования конуса обводнения в нефтенасыщенной части пласта зоны ВНЗ, что требует дополнительных мероприятий по селективной изоляции.  Кроме того, несмотря на  то, что Березовская площадь в основном разбурена, нижняя пачка пластов горизонта Д1 менее изучена по причине бурения коротких скважин  в первые стадии разработки, что затрудняет выработку данных пластов. В 2008 году за счет дострела пластов  верхней пачки  и внедрения ОРЭ  на 5 скважинах было дополнительно добыто 0,7 тыс.тонн нефти, внедрено ОРЭ и З на скважине №32940 с эффектом 0,06тыс.тонн и ОРЗ на 5 скважинах с эффектом 1,4 тыс.тонн.

Активно вырабатываются горизонт  Д₀ и пласт «а» горизонта Д₁. На их долю приходится 82,7% от годового объема  добычи нефти (табл. № 3).

пласты	Нефть,млн.т		Темп от НИЗ,%		На 1.1.2009года
	2007	2008	2007	2008	Нефть,млн.т	Отобр.от НИЗ,%
До	0,475	0,482	0,9	0,9	51,172	95,3
А	0,117	0,131	0,5	0,6	18,843	88,6
Б1	0,039	0,033	0,5	0,4	5,494	73,3
Б2	0,054	0,057	0,5	0,6	7,937	79,4
Б3	0,031	0,031	0,5	0,5	5,193	84,2
В	0,016	0,014	0,6	0,5	1,754	65,8
ГД	0,0006	0,000	0,1	0,0	0,367	39,7
Д1	0,258	0,266	0,5	0,6	39,587	81,6
До+Д1	0,7327	0,748	0,7	0,7	90,7596	88,8

                                                                                                                                                                                                                                                  

С начала разработки отобрано по объекту 90759,6 тыс. т, в т.ч. 29201 тыс. т нефти из скважин сверхосновного фонда (32,2 %). Основная добыча нефти приходится на горизонт Д₀ и пласт «а» горизонта Д_I - 70015 тыс. т (77,1%). По остальным пластам она не превышает 5 -7  млн. т.  Такая же неравномерность  выработки наблюдается по коллекторам. Интенсивность выработки уменьшается от песчаников  к алевролитам.

 Из песчаников  с начала разработки  отобрано  67155 тыс.т  (или 98% от НИЗ),  глинистых песчаников - 14836тыс. т   (83,1% от НИЗ),  алевролитов - 4196 тыс. т (58,3% от НИЗ),  ВНЗ - 4572тыс. т  (53,2%),  13578 тыс. т запасов не вовлечены в активную разработку,  в том числе 115 тыс. т запасов нефти  остались  неразбуренными, в основном, на  III блоке по горизонту До верхних пластах горизонта Д_I.                

 

2. Фонд скважин эксплуатационного объекта

а) Добывающий фонд.

В 2008 году на Березовской  площади   было пробурено 3 скважины, из них - 2 скважины введены в эксплуатацию на нефть со средним дебитом нефти – 5 т/сут и  обводненностью продукции 11,5%.

 Эксплуатационный  фонд добывающих скважин составляет 41,5% от общего пробуренного на  площади, действующий фонд при  этом составляет 93,6% от эксплуатационного.

Структура добывающего  фонда по состоянию на 1.01.2009  года представлена в следующей таблице №4:

	Категория скважин	Количество  скважин на		+,-
		1.01.2008г.	1.01.2009г.
1	Эксплуатационный  фонд	436	440	+4
	В т.ч.: фонтан	27	25	-2
	ЭЦН	134	126	-8
	СКН	275	289	+14
2	Действующий фонд	395	412	+17
	В т.ч.: фонтан	1	1	-
	ЭЦН	131	126	-5
	СКН	263	285	+22
3	Бездействующий  фонд	41	28	-13
4	Дающие техническую  воду	24	23	-1