Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

  Введение

В условиях эксплуатации нефтяных месторождений ОАО «Татнефть», характеризующихся структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей  трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с высоковязкой нефтью, стабилизация и наращивание добычи нефти требуют непрерывного совершенствования технологий разработки залежей на всех его этапах.

На фоне ухудшения структуры запасов наблюдается снижение среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов воздействия на призабойные зоны скважин.

Несмотря на разнообразие методов увеличения нефтеизвлечения пластов, на практике не существует универсального набора геолого-технологических мероприятий для широкого диапазона горно-геологических условий, стадий разработки нефтяных месторождений. В связи с этим испытываются и внедряются как известные, так и новые или усовершенствованные методы увеличения нефтеизвлечения. При этом практический и научный интерес представляет обоснование комплекса геолого-технических мероприятий для интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти, малопродуктивных месторождений, имеющих высокую степень геологической неоднородности [93].

Важное значение приобретает исследование проблемы повышения эффективности разработки и увеличения коэффициента извлечения нефти по малопродуктивным месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами. Решение этих проблем во многом определяется накопленным опытом и выявлением особенностей разработки залежей нефти, находящихся длительное время в разработке. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов низкопроницаемых коллекторов и залежей высоковязких нефтей сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях. Это вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильтрационной характеристикой неоднородных продуктивных отложений (слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость, высокая вязкость нефти др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.

При анализе состояния разработки нефтяных месторождений требуется непрерывная оценка реакции эксплуатационного объекта на различные геолого-технические мероприятия. Необходимо определить главные критерии устойчивого функционирования системы разработки месторождений нефти, удовлетворяющие требованию – эффективность любого короткого периода разработки должна благоприятно влиять на последующий процесс разработки.

Как правило, целесообразность применения комплекса технологий в части стимуляции дебитов, водоизоляции с целью сохранения темпов отбора не вызывает сомнения ввиду единственности разработанных методов для коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти.

Однако текущая экономическая ситуация всегда находится в противоречии с потребностями в проведении опережающих геолого-технических мероприятий (ГТМ) долговременного действия. Положение еще более обостряется для малопродуктивных месторождений, разбросанных на большой территории, тем, что они находятся в начальной стадии обустройства, без системы заводнения и развитой системы нефтесбора.

Следовательно, главной мерой оценки эффективности выбранной системы разработки является рентабельность разработки нефтяного месторождения в пределах выделенных частей и в целом. Задача повышения эффективности системы разработки и интенсификации выработки запасов залежей высоковязкой нефти решается на основе применения комплекса технологий воздействия на пласт при непрерывной оценке экономически рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.

Новые технологические решения основаны на использовании сложного оборудования и нетрадиционных материалов. Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и иных технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.

В последнее время большое внимание уделяется ускоренному вводу в разработку нетрадиционных источников углеводородного сырья. На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья и классифицируемых для налогообложения (НДПИ) как сверхвязкие нефти. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти характеризуются плотностью более 901 кг/м3, высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отношением, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи, однако объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей является достаточно сложной проблемой, которая, учитывая величину геологических запасов этой категории нефтей, широкий диапазон пластовых условий их залегания и трудность добычи, требует проведения научно-исследовательских и опытных работ. Необходимо создание комплекса методов и технологий добычи высоковязких и сверхвязких нефтей за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением современных технологий, что снизит риск получения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при внедрении.

На территории Республики Татарстан проводятся опытно-промышленные работы по отработке скважинного способа добычи на двух залежах сверхвязкой нефти – Мордово-Кармальском и Ашальчинском с целью определения оптимальных систем разработки.

Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны и опыт старейшего региона нефтедобычи, каким является Урало-Поволжье (рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и конкретных геолого-физических условий залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).

Глава 1. Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

1.1. Общая геологическая характеристика, тектоническое строение нефтеносность территории Республики Татарстан

В геологическом строении месторождений Республики Татарстан принимают участие породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой четвертичной систем. Изучением геологического строения Западного склона Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины в течение многих лет занимались исследователи ТатНИПИ, , КГУ, ГАНК им. И. М. Губкина, ТГРУ ОАО «» и др. [11, 51, 65, 66, 91].

На основании вышеупомянутых работ рассмотрено геологическое строение территорий ЗС ЮТС и восточного борта МВ, приуроченных к ней малопродуктивных месторождений с детализацией особенностей, необходимых для обоснования повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов комплексом технологий воздействия на пласт.

В пределах рассматриваемой части Татарстана по поверхности кристаллического фундамента и осадочной толще палеозоя основными элементами являются структуры первого порядка:  Южно-Татарский свод (западный склон) и Мелекесская впадина.

Восточный борт Мелекесской впадины имеет ясно выраженное  ступенчатое строение и осложнен структурами типа валов. Наиболее крупным поднятием является Нурлатский вал, связанный с дизъюнктивными нарушениями фундамента. Отмечается также структуры облекания древних локальных выступов фундамента ( Эштебенькинский, Сотниковский и др.). В целом в терригенной толще девона преобладают малоамплитудные локальные поднятия. Среди них выделяются такие элементы второго порядка, как структурные террасы на западном сколне Южно-Татарского свода-Акташско-Ново-Елховская, Черемешано-Ямашинская и Ульяновская и в пределах восточного борта Мелекесской впадины – Кадеевско-Енорусскинская, Асубаево-Эштебенькинская, Нурлатская, Вишнево-Полянская и др.

По отложениям верхнего девона и нижнего карбона структурный план на значительной части рассматриваемой территории осложнен влиянием внутриформационных прогибов Камско-Кинельской системы, представляющей сочленение основных Усть-Черемшанского, Нижне-Камского, Актаныш-Чишминского и множество более мелких ответвлений. К западу от Южного купола Татарского свода через Ново-Елховский вал, ограниченный Алтунино-Шунакским и Кузайкинским прогибами, выделяются структурные террасы в пределах западного склона ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины, ступенчато погружающиеся в направлении Усть-Черемшанского прогиба Мелекесской впадины. Западный склон ЮТС (ЗЮ ЮТС) отделен от восточного Мелекесской впадины Баганинским прогибом. Террасы в свою очередь осложнены небольшими по размерам амплитудными поднятиями, сгруппированными, как правило, в с зоны  простирания, контролирующие залежи нефти в отложениях девона, нижнего и среднего карбона и залежи сверхвязкой нефти (природных битумов) в терригенных коллекторах шешминского горизонта уфимского яруса.

 Все  месторождения, расположенные в  пределах ЗЮ ЮТС и восточного  борта МВ относятся к типу  сложно-построенных многопластовых  и многозалежных. В пределах рассматриваемой  территории располагаются 36 месторождений  нефти, из которых 25 введены в  промышленную разработку, а 11 месторождений  нефти находятся в опытно-промышленной  разработке ( в т.ч. два месторождения  сверхвязкой нефти). Расположение  месторождений показано на обзорной  карте.

(рис. 1.1).Тектоническая схема палеозойского структурного этажа

На рассматриваемой территории по характеру развития врезов выделяются зона площадного размыва (Аксубаевская палеовзвышанность), зоны руслового и локального. Рельеф верейских слоев в общих чертах соответствует структурным планам как карбонатного девона и нижнего карбона, так и вышележащим маркирующим горизонтам нижней перми.

В пределах рассматриваемой территории наиболее древ образованиями, вскрытыми на глубинах 1976 и 2013 м при бурении СКВ. 16, 62 Нурлатского месторождения, являются гранитно-гнейсовые породы кристаллического фундамента.

1.2. Геолого-промысловая характеристика, нефтеносность продуктивных горизонтов

В пределах ЗС ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины нефтеносные горизонты девонских и каменноугольных отложений объединяются в четыре крупных этажа, в пределах которых по литолого-фациальной характеристике выделяется 6 нефтегазоносных комплексов: живетско-франский терригенный (1), франско-турнейский карбонатный (2), терригенный нижний карбон (3), окско-башкирский карбонатный (4), верейский терригенно-карбонатный (5), каширско-гжельский карбонатный (6). На рассматриваемой территории комплексы отделены друг от друга почти повсеместно выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными породами тиманско-саргаевского. елховско-радаевского, тульско-алексинского, верейского возрастов. К регионально нефтеносным могут быть отнесены пашийский и тиманский горизонты терригенной толщи верхнего девона, карбонатно-терригенные отложения турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса, верейского горизонта и каширские карбонатные образования среднего карбона.

Месторождения нефти на территории ЗС ЮТС и МВ относятся к типу сложнопостроенных, многопластовых и многозалежных. Залежи нефти контролируются небольшими структурами положительного знака сложной конфигурации. По величине запасов могут быть отнесены к категории мелких.

Структурные планы продуктивных отложений карбона соответствуют структурным планам карбонатного девона и несколько смещены относительно структурных планов терригенного девона.

Залежи нефти имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность нефтевмещающих пород по площади и разрезу. Контуры нефтеносности нижнего и среднего карбона практически совпадают в плане. Этажи нефтеносности залежей в карбонатных коллекторах изменяются от 5 до 78 и более метров, в терригенных коллекторах от единиц до 27 метров.

Карбонатные породы среднего, нижнего карбона и девона представлены несколькими структурно-генетическими разностями известняков, доломитами. Нефтевмещающие породы по своим ФЕС относятся к типу трещинно-поровых, кавернозно-порово-трещинных и порово-трещинно-кавернозных коллекторов.

Терригенные нефтевмещающие породы нижнего карбона и девона представлены песчано-алевролитовыми образованиями и относятся к коллекторам порового типа. Тип строения ловушек массивный, массивно-слоистый и пластово-сводовый. Ловушки характеризуются сложным геологическим строением, высокой неоднородностью нефтевмещающих пород по площади и разрезу.

Структурные планы отложений терригенного девона несколько смещены относительно структурных планов верхних продуктивных горизонтов, соответственно смещены и площади нефтеносности. По своим ФЕС карбонатные породы-коллекторы относятся к классу средне- и низкоемких, среднепроницаемых, терригенные коллекторы – к классу средне- и высокоемких, средне- и высокопроницаемых.

Нефтеносность отложений пашийского горизонта установлена лишь на Кутушском месторождении. В разрезе горизонта нефтеносный пласт представлен преимущественно светло-серыми кварцевыми песчаниками и алевролитами, реже аргиллитами. Нефтенасыщенная толщина пласта 3,1 м, пористость – 0,22, нефтенасыщенность 0,78, проницаемость – 0,196 мкм2.

В северной части рассматриваемой территории пласт (До) тиманского горизонта лежит на размытой поверхности пашийского горизонта. Нефтеносность отложений горизонта установлена на трех месторождениях – Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском и Кутушском. В разрезе тиманского горизонта выделяется два песчано-алевролитовых пласта Д0 – б и Д0 – в, с которыми связаны залежи нефти. Нефтенасыщенная толщина пласта 1,5-4,4 м. Коэффициент расчлененности равен 2,3-4,0; песчанистости 0,68. Пористость изменяется от 0,20 до 0,23. Нефтенасыщенность и проницаемость изменяются в пределах соответственно 0,73-0,81; 0,179-0,250 мкм2. Залежи пластовые, сводовые.

Залежи нефти отложений турнейского яруса приурочены в основном к его верхней части – кизеловскому горизонту и лишь единичные залежи – к черепетскому и малевско-упинским отложениям. Нефтеносность их отмечена на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском, Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском, Ашальчинском месторождениях. Карбонатная толща представляет собой преслаивание плотных и проницаемых прослоев, от 3 до 10 м и более. Плотные карбонатные породы имеют многочисленные открытые микротрещины и не обладают экранирующими качествами. Эффективная нефтенасыщенная толщина турнейских отложений изменяется по месторождениям от 2,6 до 12,9 м. Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,11-0,14, нефтенасыщенность 0,66-0,79, проницаемость 0,010-0,310 мкм2, песчанистость 0,57-0,66. Коэффициент расчлененности по месторождениям меняется от 2,4 до 10.

             Бобриковский горизонт нефтеносен  на всех месторождениях восточного  борта Мелекесской впадины. Залежи  нефти контролируются структурными  и литологическими факторами. Преобладают  небольшие залежи, одно- и двухпластовые. Пласты-коллекторы представлены  песчаниками кварцевыми, тонкозернистыми, известковистыми, прослоями алевристыми, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися  между собой; не выдержаны по  площади и часто замещаются  глинистыми породами. На крыльях  локальных поднятий в понижениях  турнейского рельефа и во врезовых  зонах выделяется три пласта-коллектора (снизу вверх Сбр-1, Сбр-2, Сбр-3). В  подавляющем большинстве встречается  один песчаный пласт Сбр-3. Максимальная  толщина пласта наблюдается в  зонах развития посттурнейских  врезов (Бурейкинское месторождение) и достигает 45 м. Средние толщины  пластов колеблются по месторождениям  от 0,3 до 14,4 м. Коллекторские свойства  пласта высокие: пористость – 0,23-0,26, нефтенасыщенность – 0,78-0,93, проницаемость  – 0,240-1,240 мкм2, коэффициент песчанистости – 0,53-0,91, расчлененность – 1,2-3,6. Тип залежей в большинстве случаев структурно-литологический, но встречаются также и залежи пластово-сводового типа.

Отложения тульского горизонта прослеживаются почти повсеместно на рассматриваемой территории исследования и представлены преимущественно аргиллитами. Выделенные среди аргиллитов песчано-алевролитовые прослои, индексируемые (снизу вверх) как пласты Стл-2, Стл-3 и Стл-4, крайне не выдержаны по простиранию и хорошо изолированы друг от друга глинистыми перемычками. Пласт Стл-2 нефтеносен на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Аксубаево-Мокшинском, Кутушском и Пионерском месторождениях. Средняя нефтенасыщенная толщина его изменяется от 0,7 до 4,1 м, пористость колеблется в пределах – от 0,19 до 0,23, нефтенасыщенность – от 0,75 до 0,82, проницаемость варьирует в пределах от 0,240 до 0,284 мкм2, коэффициент песчанистости – от 0,65 до 0,96. Залежи преимущественно структурно-литологического типа, на Аксубаево-Мокшинском месторождении – пластово-сводового типа.

Башкирские отложения вместе с карбонатными пластами верейского горизонта (пятый нефтегазоносный комплекс) образуют верхнюю регионально нефтеносную толщу палеозоя. Наиболее крупные залежи встречены в северной части Черемшано-Ямашинской структурной  террасы. Типы залежей пластово-сводовые, нередко литологически осложненные. Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, участками доломитизированными, трещиноватыми, порового типа. Пористые и трещиноватые разности известняков объединяются в пласты-коллекторы (снизу вверх) Сбш-1 и Сбш-2. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется по скважинам от 1 до 8. Коэффициент расчлененности колеблется по месторождениям от 2,4 до 7,9. Общая толщина башкирских отложений изменяется от 28,0 до 50,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется от 2,0 (Аксубаево-Мокшинское месторождение) до 10,6 м (Камышлинское месторождение). Пористость коллекторов меняется в незначительных пределах от 0,12 до 0,16, нефтенасыщенность и проницаемость соответственно от 0,69 до 0,85 и от 0,106 до 0,487 мкм2. Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой через систему трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар массивного типа.

Верейский горизонт делится на две литологические пачки: нижнюю – преимущественно карбонатную и верхнюю – терригенную. Нефтеносность связана с нижней карбонатной частью горизонта. Пласты представлены трещиноватыми органогенно-обломочными известняками, в различной степени глинистыми и доломитизированными, индексируемые Свр-1, Свр-6. В верейском горизонте основными промышленными объектами являются карбонатные пласты Свр-2 и Свр-3, которые отделены друг от друга глинистыми разделами. Общая толщина пластов изменяется по месторождениям от 3,4 до 7,1 м, нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 2,2-5,7 м, пористость колеблется в пределах 0,14-0,17, нефтенасыщенность – от 0,67 до 0,818, проницаемость – от 0,106 до 0,327 мкм2, расчлененность объекта по месторождениям меняется незначительно: от 2,1 до 3,6, песчанистость – от 0,10 до 0,49. Залежи массивные пластово-сводового типа, очень редко литологически экранированные.

Залежи нефти в каширском горизонте (6-й комплекс) выявлены на Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском и Вишнево-Полянском месторождениях на глубинах 900-950 м. Залежи нефти установлены в карбонатных пластах-коллекторах, индексируемых снизу вверх Скш-1 – Скш-4. Пласты-коллекторы сложены известняками фораминиферами или комковатыми с прослоями доломитов микрозернистых. Тип коллектора поровый, реже трещинно-поровый. Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется по месторождениям от 1,1 до 2,8 м, пористость равна 0,14-0,17, нефтенасыщенность - 0,69-0,81, проницаемость варьирует в пределах от 0,046 до 0,205 мкм2, расчлененность объекта равна 1-2,5.

В таблице 1.1 представлены коллекторские свойства нефтеносных пластов по горизонтам.

Таблица 1.1

Коллекторские свойства пластов по горизонтам и ярусам

Промышленно нефтеносные скопления сосредоточены в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта. Песчаная пачка (Р2u22) представляет собой своеобразное природное образование в виде линейных песчаных тел северо-западного простирания, отделенных друг от друга узкими прогибами по простиранию этих тел и более широкими вкрест простирания.

Литофация песчаников приурочена к западному склону Южного купола Татарского свода. В этих пределах наблюдается благоприятное распределение песчаных коллекторов, с которыми связана основная зона нефтескоплений.

1.3. Физико-химические свойства нефти и воды

Анализ физико-химических свойств поверхностных и пластовых нефтей месторождений ЗС ЮТС и Мелекесской впадины показывает, что нефти могут быть отнесены к типу тяжелых, вязких, высокосернистых, смолистых, парафинистых. Сверху вниз по разрезу плотность и вязкость нефтей уменьшаются. Плотность нефти среднего и нижнего карбона изменяется от 0,909 до 0,919 г/см3, вязкость нефтей в поверхностных условиях 56,3-204,2 мПа·с, нижнего карбона – от 30,0 до 140,5 мПа·с, на отдельных участках достигает до 1000 мПа·с. Содержание серы в нефти среднего и нижнего карбона колеблется в пределах 3,0-4,7 %, в верхнем девоне – 1,7-2,1%. Вниз по разрезу уменьшается содержание смол и асфальтенов от 30,5-43,2% (карбон) до 16,8-23% (верхний девон), а содержание парафинов увеличивается с 3,0% в карбоне до 4,1% в верхнем девоне.

Пластовые воды всех продуктивных объектов, по классификации В.А. Сулина, относятся по ионному составу к высокоминерализованным водам хлоркальциевого типа с общей минерализацией, увеличивающейся сверху вниз по разрезу от 189,1 г/л (верейский горизонт) до 250 г/л (бобриковский горизонт). Плотность вод в стандартных условиях колеблется от 1133,2 кг/м3 до 1159,7 кг/м3. Для пластовых вод всех объектов разработки характерно наличие в них, в различных количествах (до 200 мг/л), растворенного сероводорода. Из микрокомпонентов в водах всех горизонтов присутствуют йод и бром.

1.4. Геолого-промысловая классификация месторождений и залежей нефти

Основной оценкой степени эффективности разработки месторождений нефти при извлечении запасов до стадии минимально допустимой рентабельности является величина коэффициента нефтеизвлечения (КИН). Этот показатель характеризует успешность каждого периода истории разработки с момента открытия месторождения нефти. Критерием устойчивого функционирования системы разработки является выполнение основного требования: эффективность любого короткого периода разработки должна благоприятно влиять на последующий процесс разработки. Темпы и полнота выработки запасов, эффективность разработки зависят от правильной классификации природных факторов, выявления закономерностей и применения системных знаний на всех этапах: проектирования, выбора методики геологоразведки и системы геологического изучения, системы разработки и воздействия для максимальной выработки запасов нефти, создания оптимального технологического комплекса, применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с целью повышения КИН.

Вопросами классификации залежей и месторождений нефти, их геолого-промысловых параметров, генетических особенностей формирования залежей, отдельных признаков, оценки структуры и качества запасов занимались многие исследователи (И.О. Брод, Н.А. Еременко, А.А. Бакиров, М.М. Максимов, В.Н. Долженков, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Х. Муслимов и др.).

Многообразие геологических особенностей и геолого-промысловых параметров мелких месторождений, находящихся на разной стадии разработки, постановка и круг решаемых задач требуют рассмотрения наиболее важных параметров месторождений и классификаций, применяемых для решения ряда геолого-промысловых задач. Например, в работе Р.Х. Муслимова, Р.Г. Абдулмазитова приводится следующая классификация геолого-промысловых параметров залежей и самих месторождений нефти [80, 83]:

1. При  оценке структуры и качества  запасов месторождения подразделены  на: мелкие, содержащие извлекаемых  запасов менее 10 млн.т, средние –  от 10 до 30 млн.т, крупные – от 30 до 300 млн.т, уникальные, содержащие более 300 млн.т.

2. По  вязкости:

маловязкие – до 10 мПа·с;

повышенной вязкости – 10-30 мПа·с;

вязкие – 30-60 мПа·с;

высоковязкие – более 60 мПа·с.

В технологической цепочке вязкость – это самый изменчивый параметр, существенно влияющий на эффективность разработки, технологию нефтедобычи.

3. По  содержанию серы: до 0,5% - малосернистые, от 0,5 до 1,9% - сернистые, более 1,9% - высокосернистые.

4. По  структуре запасов: активные запасы  нефти (АЗН), трудноизвлекаемые запасы  нефти (ТЗН).

Классификация геолого-промысловых параметров нефтевмещающих пород-коллекторов, определяющих технологию и технику добычи нефти, по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н. и Зинатуллину Н.Х., приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Классификация геолого-промысловых параметров нефтемещающих терригенных пород-коллекторов, оп технологию и т добычи нефти