Оценка эффективности применяемой системы заводнения нефтяных пластов

Содержание

Введение……………………………………………………….......................2

1. Физическая сущность методов заводнения нефтяных пластов с

целью увеличения полноты извлечения нефти ………………………3

2. Краткое описание технологий заводнения нефтяных пластов………6
3. Характеристика и анализ текущего состояния объекта разработки нефтяной залежи Восточно-Правдинского месторождения……………………………………………………………...……….17
1. Общие сведения о месторождение………………………….………17
2. Геолого-физическая характеристика месторождения………...….21
3. Геологическое строение месторождения и залежей………...……21
4. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки……………………………………….…………….26
1. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации……………………………………………………………….…..26
2. Динамика дебитов и обводненности…………………………………30
3. Характеристика отборов нефти, газа и воды……………...……..34
4. Проектирование изменения режимов работы нагнетательных скважин и показателей разработки объекта…………………………….40
1. Анализ системы ППД……………………………………………………..41
2. Контроль за нагнетательными скважинами………………………...55
3. Интенсификация добычи нефти на Восточно-Правдинском месторождение…………………………………………………………………....56
4. Комплексные обработки нагнетательных скважин……………….56
5. Основные выводы и рекомендации по Восточно-Правдинскому месторождению…………………………………………………………..59
6. Литература……………………………………………………………..64

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного курсового проектирования по дисциплине «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений» является Оценка  эффективности  применяемой  системы заводнения нефтяных пластов на Восточно-Правдинском месторождение.

На основе проектного анализа системы разработки нефтяного месторождения осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным, в данном случае - улучшение систем ППД. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

В данном курсовом проекте для выполнения поставленной задачи используются расчеты на основе промысловых данных, анализирующие в течение всего срока разработки месторождения об эффективности использования применяемой системы заводнения нефтяных пластов.

1. Физическая сущность методов заводнения нефтяных пластов с

целью увеличения полноты извлечения нефти.

В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В РФ свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений добычи нефти.

Заводнение нефтяного пласта – это введение в нефтяной пласт воды через нагнетательные скважины для целей поддержания пластового давления при разработке залежи нефти.

Заводнение может быть искусственным и естественным. Промышленное применение нашло искусственное заводнение, когда вода в пласт закачивается с поверхности.

Различают заводнение: законтурное, приконтурное, внутриконтурное.

1.1 Законтурное заводнение. Закачка воды производится через нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения. Нагнетательные скважины бурят за пределами залежи, вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины располагают рядами. Применяется в том случае, если ширина водонефтяных зон небольшая, пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами (кпор – 12-17 %, Кпрн. – 5 мД). Пример – Туймазинское месторождение (Башкирия).

1.2 Приконтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются внутри залежи, в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (ширина не более 5 км). Применяют вместо законтурного, если наблюдается снижение проницаемости в законтурной зоне. Нашло применение на Дмитровском месторождении (Куйбышевская область).

1.3 Внутриконтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются в чисто нефтяной части пласта. Впервые нашло применение на Ромашкинском месторождении (Татарстан).

Внутриконтурное заводнение подразделяется: на блоковое заводнение, площадное, избирательное, очаговое. Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам.

1.3.1 Блоковое заводнение – нагнетательные скважины располагаются параллельными прямолинейными рядами, добывающие бурят рядами между нагнетательными. Таким образом, залежь может разрабатываться по блокам независимо друг от друга. Делятся по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные системы.

При однорядной системе – ряды нагнетательных и добывающих скважин чередуются, отношение скважин 1:1.

При трехрядной системе – отношение числа добывающих скважин к нагнетательным 3 (добывающие): 1 (нагнетательные).

Пятирядная система предусматривает бурение 5 рядов добывающих скважин между рядами нагнетательными, отношение 5 (добывающие): 1(нагнетательные). На практике применяют смешанные блоковые системы, когда нагнетательные ряды скважин располагают одновременно как в крест, так и параллельно.

Блоковые системы распространены по следующим причинам:

а)   В зависимости от коллекторских свойств применяют различную рядность:

• пятирядная система применяется – при высоких значениях Кпрн, низкой вязкости, неоднородность и прерывистость пласта незначительные.
• однорядная система – низкие значения проницаемости, высокая вязкость.

б)  Рядные системы в процессе освоения месторождения  позволяют без проблем переходить от одной системы к другой.

в)  Нет проблем по обустройству месторождения.

1.3.2  Площадное заводнение – добывающие и нагнетательные скважины располагают по площади по геометрической сетке – квадратной или треугольной.

Различают пяти-, семи- и девятиточечные системы. Пятиточечная система – квадрат, в углах расположены добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Семиточечная система – шестиугольник, в углах добывающие скважины, в центре нагнетательная скважина. Наиболее интенсивной считается девятиточечная система.

Недостаток площадного заводнения – назначение скважин, их расположение определяют на стадии проектирования – когда особенности строения пласта до конца не выявлены. Как результат – не все скважины (нагнетательные) из проектного фонда реализуются.

1.3.3   Избирательное  заводнение – скважины под нагнетание воды выбирают после того, как площадь уже разбурена. Местоположение каждой нагнетательной скважины определяют конкретными особенностями строения продуктивного пласта. Такая система как избирательное заводнение применяется при разработке сильно неоднородных пластов.

1.3.4   Очаговое заводнение – нагнетательные скважины выбираются среди добывающих или пробуренных специально. Применяют в качестве вспомогательного способа для вовлечения в процесс разработки отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

2. Краткое описание технологий заводнения нефтяных пластов.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5—10 МПа, а в ряде случаев —15—20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход qвс воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной (рис. 2.1), но при некотором перепаде давления ∆рс* расход qвс начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

Рис.2.1. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

Рис.2.2. Зависимость текущей нефтеотдачи от .

Нефтеотдача: – безводная; – конечная.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если qвз — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, qв — количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а qн — дебит нефти, то имеем следующие выражения:

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту  времени t 

    2.1

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени t

                                                                 2.2

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

                                                                                           2.3

Текущую  нефтеотдачу           при  разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде  зависимости от    или от ( — поровый объем пласта; G — геологические запасы нефти). Типичная зависимость ), получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1—5*10-3 МПа*c), с применением заводнения показана на рис.2.2.

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

                                                                                                         2.4

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис.2.3.

Текущая обводненность ν продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

                           ;                                             2.5

На рис.2.3 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от .

Коэффициент текущей нефтеотдачи равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой на коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис.2.4). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х =0) и добывающей галереей (х=1), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте:

                                                                                 2.6

Охваченные заводнением запасы равны следующей сумме запасов:

                                                                                      2.7

По определению:

                                                                              2.8

Рис.2.3 – Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от : 1 – текущая нефтеотдача : 2 – текущая обводненность

Рис.2.4 – Схема заводнения слоистого пласта

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис.2.4, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние l2, в пласт 3 — на расстояние l3, а в пласт 4 — на расстояние l4, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G02, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 — G0з и G04. Суммарные первоначальные запасы Gзав в заводненной области пласта определяют по формуле:

                                                                                 2.9

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

                                                            2.10

где — коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта; — коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициент охвата , зависимость их от показана на рис.2.5, откуда видно, что возрастает с увеличением   а остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Рис.2.5 – Зависимости и             Рис.2.6 – Зависимости            от                                                           от    

Если же η определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (2.10), то их зависимости от при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 2.6. Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения (кривая 2 на рис. 2.6) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата (кривая 3) остается постоян-ным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты и в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, что коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождении с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью — водой, зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и  литологической микроструктуры  пород—коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т. е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к  вязкости воды, вытесняю-

щей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микро-структурой;

5) скорости вытеснения нефти  водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.

1. Физических свойств и геологической  неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т.е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

2. Параметров системы разработки  месторождения, т. е. расположения скважин  в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных  и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических  средств эксплуатации скважин (механизированных  способов добычи, обеспечивающих  необходимый отбор жидкости из  скважин, методов одновременно-раздельной  эксплуатации).

5. Применения методов управления  процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки — расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой из образцов горных пород-коллекторов, после подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т. е. происходит так называемый водный период разработки. В одних случаях после начала этого периода из образца добывается незначительное количество нефти (рис.2.7, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный период (кривая 2).

Рис.2.7 -  Зависимости текущей нефтеотдачи от

1 и 2 – кривые, построенные  по данным соответственно при  поршневом и непоршневом вытеснении  нефти водой

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относительных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так называемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, заключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграждается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникновению неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из образцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 2.7). Если в пористой среде содержится сравнительно небольшое число тупиковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает двигаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 2.7).

Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образце 2— кривая 2 (см. рис. 2.7). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды . Как видно из рис. 2.7, из образца 1 при > почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Можно отметить, что для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми — наклонной, соответствующей условию , и параллельной оси абсцисс, справедливой при > . Обе прямые на рис. 2.7 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред — модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 2.7), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения и объем закачанной в пористую среду воды , равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды воды.

3 Характеристика и анализ текущего состояния объекта разработки нефтяной залежи Восточно-Правдинского месторождения.

3.1  Общие сведения о месторождении.

Восточно-Правдинское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины. В производственном отношении оно входит в Сургутский нефтедобывающий район и находится на территории деятельности ОАО "Юганскнефтегаз".

Административно месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.  Наиболее крупные административные и нефтедобывающие центры находятся от рассматриваемой территории на следующих расстояниях: г. Нефтеюганск (районный центр и база объединения) на северо-востоке в 38 км с населением более 100 тыс. человек, г. Ханты-Мансийск (окружной центр) - в 145 км к западу, г. Тюмень (областной центр) - в 575 км к юго-западу.

Вторым по величине населенным пунктом Нефтеюганского района является поселок городского типа Пойковский, расположенный на северо-западе в 25 км, и поселок Каркатеево на севере в 15 км от г. Нефтеюганска (рисунок 3.1).

В геоморфологическом отношении район представляет собой слабо расчлененную, пологую, сильно заболоченную равнину, наклоненную на север - к долине реки Объ. Абсолютные отметки местности меняются от +60 м на водоразделах в среднем течении рек Большой и Малый Салым до +25 м в долине реки Оби.

Заболоченность территории, по данным аэрофотосъемки, составляет не менее 50 %, глубина болот - от 2 до 5 м. Болота покрыты в основном травяным покровом, редкие острова - чахлой кустарниковой растительностью. Лесные массивы развиты на более приподнятых сухих участках и мелких водоемах. Они представлены хвойными и лиственными деревьями (сосна, береза и прочие).

На севере, в 30 км от площади, протекает судоходная река Юганская Объ. На востоке площади в 20 км - река Большой Балык, впадающая в реку Юганская Объ. На площади имеется ряд мелких озер.

Климат отличается резкой континентальностью. Зима продолжительная, холодная и снежная. Лето - короткое, но сравнительно теплое и дождливое. Зимой и летом значительно проявляется деятельность ветра. Среднегодовая температура воздуха минус 3.3 0С. Среднесуточная температура воздуха в декабре - марте минус 25 0С, самый теплый месяц - июль, среднесуточная температура воздуха которого составляет плюс 170С. Количество осадков составляет около 400 мм в год.

Все населенные пункты и месторождения связаны между собой

дорогами с асфальто-бетонным покрытием. Ближайшие коммуникации расположены: железная дорога в 40 км к юго-востоку (железнодорожная станция Пыть-Ях). В этом направлении в 17 км проходит бетонная дорога и нефтепровод. В г. Нефтеюганске имеется речной порт и аэропорт, который может принимать практически все виды самолетов.

 Преобладающее место в экономике  района занимает нефтедобывающая  отрасль. В последнее время большими  темпами развивается энергетическая, строительная, лесоперерабатывающая  отрасли.

Восточно-Правдинское месторождение расположено в непосредственной близости от разрабатываемых месторождений: Правдинского, Тепловского - это облегчает обустройство систем сбора, подготовки и транспортировки нефти.

Многолетнемерзлотными породами (м.м.п.) занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. На основе строения мерзлых толщ по вертикали В. А. Баулин (1962 г.) выделяет три основные мерзлотные зоны: северную, центральную и южную.

Восточно-Правдинское месторождение приурочено к южной геокриологической зоне, характеризующейся в основном сплошным распределением реликтовой толщи м.м.п. Однако на отдельных участках возможно сохранение м.м.п. в виде локальных островков. Под руслами рек Обь и Юганская Обь, а иногда под первой надпойменной террасой мерзлотные породы отсутствуют.

Стратиграфически м.м.п. охватывают низы новомихайловской и самые верхи атлымской свит и, по-видимому, играют роль водоупора.

Многолетнемерзлотные породы на Восточно-Правдинском месторождении залегают на глубинах от 130 до 193 м, их толщина достигает до 60 м.

Рис.3.1 – Географическое расположение районов деятельности

3.2  Геолого-физическая характеристика месторождения.

В процессе детальной корреляции в разрезе Восточно-Правдинского месторождения выделено три пласта: БС6, БС81, БС82, в которых доказана промышленная нефтеносность. Эксплуатационными обьектами являются пласты БС6, БС8 1и БС82. Основным эксплуатационным объектом является пласт БС6.