СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о месторождении

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.3.Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

1.5. Запасы нефти и газа

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

2.2. Технико-эксплуатационные характеристики фонда скважин

2.3. Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения

2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского местородения

2.4.1. Анализ применения гидравлического разрыва пласта на других месторождениях

2.5. Проектирование гидравлического разрыва пласта

2.5.1. Подбор скважин для осуществления программы по проведению гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

2.5.2. Выбор скважин-кандидатов

2.5.3. Технология проведения ГРП гидравлического разрыва пласта

2.5.4. Проведение перфорации

2.5.5. Дизайн гидравлического разрыва пласта

2.5.6. Заключительные работы

2.5.7. Техника для гидравлического разрыва пласта

2.5.8. Материалы, применяемые при гидравлического разрыва пласта

2.5.9. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта

2.6. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта

2.6.1. Расчет прогнозируемых показателей после проведения гидроразрыва пласта

2.7. Сравнение текущих и прогнозируемых показателей до и после проведения гидроразрыва пласта

3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

3.1. Нормативно-правовая база

3.2. Промышленная безопасность

3.2.1. Требования при подготовительных работах на скважине

3.2.2. Правила безопасности при проведении работ по гидроразрыву пласта..104

3.2.3. Правила безопасности при закачке химреагентов

3.2.4. Правила безопасности при прострелочно-взрывных работах

3.3. Санитарно-гигиенические требования

3.4. Пожарная безопасность

3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

3.6. Затраты на мероприятия для обеспечения безопасности при проведении гидравлического разрыва пласта

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР

4.1. Нормативно-правовая база в области охраны окружающей среды и недр

4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

4.3. Оценка воздействия на окружающую среду

4.4. Мероприятия, обеспечивающие выполнение нормативных документов по охране окружающей среды при осуществлении гидроразрыва пласта

4.4.1. Природоохранная деятельность. Производственный мониторинг

4.5. Расчёт затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу.

ВВЕДЕНИЕ

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

При разработке низкопроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП). ГРП является одним из мощных средств повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате ГРП при правильном выборе скважин и технологии можно существенно увеличить дебиты нефти обработанных скважин. ГРП в настоящее время является наиболее эффективным способом интенсификации нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Выполнив анализ проведения ГРП на Ельниковском месторождении в течении ряда лет, показатели работы этих скважин, а также соседних с ними мы увидим насколько эффективно их применение.

Целью дипломного проекта является подбор скважин Ельниковского месторождения для осуществления программы по ГРП с наиболее большим эффектом по сравнению с другими методами опираясь также на опыт других месторождений. Экономический эффект мы должны получить при соблюдении законов Российской Федерации, требований техники безопасности и охраны окружающей среды.

1. Геологический раздел

1.1. Общие сведения о месторождении

Ельниковское нефтяное месторождение нефти наряду с другими место­рождениями (Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломов­ское, Прикам­ское) разрабатывается силами НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмурт­нефть». Ме­сторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапуль­ского районов Удмуртской республики, в 100 километрах от го­рода Ижевска, в 35 километрах от города Сарапула (рис.1). Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.

Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск – Сарапул – Камбарка, проходящим по терри­тории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторожде­ния.

По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая При­камский участок от Ельниковского месторождения. С другими действую­щими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами. Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.

Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС – Сара­пул и ЛЭП-35 Сарапул – Мостовое – Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам относятся с.Мазунино, д.Соколовка, с.Тарасово. В 35 километрах от центра нефтяной площади располо­жен город Сарапул. Он является крупной железнодорожной стан­цией, важным речным портом и культурным историческим центром Удмур­тии. В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение рас­положено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Местность представлена холмистой, глубоко изрезанной сетью ручьев и оврагов. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой тер­ритории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной (до 5 месяцев) зимой. Среднегодовая температура +2 ^оС, морозы в январе-феврале иногда достигают -40-45 ^оС. Средняя глубина промерзания грунта – 1,2-1,5м, толщина снежного покрова в марте достигает 60-80 см. Среднее годовое ко­личество осадков около 500мм.

Территория района в основном занята пашнями и небольшими лес­ными массивами. В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято примерно 70% его территории.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строитель­ства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние исполь­зуются для бытовых нужд, как работниками предприятия, так и местными жителями.

Ельниковское месторождение

Рис. 1.

Геолого-физическая характеристика месторождения

По тектоническому строению Ельниковское месторождение является ти­пичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Ки­нельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно боль­шой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд неболь­ших под­нятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охваты­вает практически всю приподнятую зону.

Структурное строение месторождения и прилегающей территории наи­бо­лее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского го­ризонта в пределах изогипсы минус 280м. Ельниковское месторождение пред­ставляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20м. В структурном плане на месторо­ждении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельни­ковское, Апа­лихинское.

Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изо­гипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.

Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших струк­тур, разделенных узкими прогибами на три зоны.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных пла­нов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям (рис. 2).

Сводный литолого-стратиграфический разрез

Рис.2

Структурный план месторождения представлен тремя поднятиями: собст­венно, Ельниковским, Апалихинским и Соколовским, причем следует отметить, что границей Ельниковского и Апалихинского поднятий служит не резко вы­раженный прогиб. На общем фоне поднятий выделяется целый ряд осложняю­щих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона. Все поднятия имеют тектоно‑седиментационное происхож­дение, как уже говорилось выше, характеризуются соответствием структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, приобретая с глубиной более резкие черты. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско-франско-фаменского возраста.

В отложениях терригенной пачки нижнего карбона отмечается наличие большого количества врезов, в связи, с чем по скважинным данным отмечается резкое несоответствие по толщине структурных этажей в разрезе рядом стоя­щих скважин. Эрозионному разрушению подвергались карбонатные породы, подстилающие визейские терригенные отложения. Ширина врезов составляет 150-500 м, длина - несколько километров.

Врезы выполнены терригенными породами визейского возраста, которые облегают их борта. Как правило, нумерация пластов аргиллитов и песчаников во врезе и во вне его одинакова, но толщина пластов во врезе значительно воз­растает, и увеличение толщины тем больше, чем глубже залегает пласт. Из по­род визейского возраста, которые встречаются только во врезах и отсутствуют на прилегающих участках, следует отметить угленосные отложения, залегаю­щие в подошве терригенной пачки (пласта С-VI).

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля­ются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения

горизонтальный 1:25000

Геологический профиль Ельниковского месторожденияМасштаб --------------------------------

вертикальный 1:25000

Рис.3

яс­нопо­лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонат­ные отло­жения каширо-подольского горизонта среднего карбона.

Общие, по месторождению, геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в табл. 1.

Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют довольно слож­ное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобри­ковского (пласт С-V) горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта.

Однако на территории Удмуртии в визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний в объеме окского над­горизонта. На территории Удмуртии кожимский надгоризонт представлен косьвинским, радаевским и бобриковским горизонтами. Ранее интерпретируе­мый в подсчете запасов нефти Малиновский надгоризонт отсутствует. Окский надгоризонт состоит из тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов, которые сложены пачками песчаников, алевролитов и аргиллитов с тонкими прослоями каменных углей. В основании алексинского горизонта прослеживается пачка терригенных пород, которая не выдержана по толщине, распространены литологические замещения. Залежи нефти контролируются структурами тектоно-седиментационного и седиментационного генезиса, обле­кающие органогенные постройки франско-фаменско- турнейского возраста и в плане совпадающие с останцами карбонатных пород турнейского яруса.

Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаев­ского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимского над­горизонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV).

Таблица 1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Поднятия
	Соколовское	Ельниковское	Апалихинское
Средняя глубина залегания, м.	1380	1380	1380
Тип залежи	пласт.	пласт.	пласт.
Тип кллектора	терригенный	терригенный	терригенный
Площадь нефтеносности, тыс.м²	39014	21923	22094
Средняя общяя толщина, м.	32,7	32,6	25
Средняя нефтенасыщенная толщина, м.	4,3	4,9	3,6
Пористость, %	20,4	21	19,4
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед.	0,79	0,86	0,73
Проницаемость, мкм²	0,315	0,415	0,445
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,67	0,68	0,54
Коэффициент расчлененности, д. ед.	5,1	4,3	3,8
Начальная пластовая температура, ºС	29	29	29
Начальное пластовое давление, МПа	12,6	13,9	13,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	16,3	17,2	20
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м³	0,879	0,897	0,886
Абсолютная отметка ВНК, м.	-1198	-1198	-1198
Объёмный коэффициент нефти, д. ед.	1,033	1,032	1,03
Содержание серы в нефти, %	2,33	2,48	2,66
Содержание парафина в нефти, %	4,21	4,32	4,45
Давление насыщения нефти газом, мПа·с	7,1	8,95	7,23
Газосодержание нефти, м³/т	13,4	15,42	12,35
Содержание стабильного конденсата, г/см³	-	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,5	1,5	1,5
Плотность воды в пластовых условиях, т/м³	1,117	1,117	1,117
Средняя продуктивность, м³/сут. МПа	1,17	1,17	1,17

Пласты визейской залежи отличаются значительной неоднородностью как по вертикали, так и по латерали и нередко сливаются, образуя единую песчано-алевролитовую пачку, к которой приурочены основные запасы нефти Ельни­ковского месторождения. Региональной покрышкой для толщи являются пачки аргиллитов и плотных известняков верхней части тульского горизонта.

Нефтеносность пластов С-VII и С-VIII вскрыта единичными скважинами.

Пласт С_VI+VII+VIII залегает в отложениях бобриковского, радаевского и косьвинского горизонтов, литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию и имеет линзовидное строение. Общая толщина пласта в пределах месторождения изменяется в пределах 1,4- 44,0 м, эффективная – 0,5- 28,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 0,6-22,0 м.

Нефтеносность месторождения определена по керну, материалам ГИС, опробованию и эксплуатации скважин. Пласт раздельно не испытан и нахо­дится в совместной эксплуатации с пластами С-II-C-V. Наибольшее распро­странение и толщины пласт имеет в пределах Ельниковского и Соколовского поднятий, в пределах Апалихинского купола развиты единичные линзы коллек­тора. По разрезу по материалам ГИС в пласте С-VI четко прослеживаются два -три продуктивных пропластка, которые, в свою очередь, состоят из 2 – 6 более мелких линз толщиной от 0,4 до 1,2 м, чаще всего не коррелируемых друг с другом даже по соседним скважинам. Пропластки разделены перемычками, сложенными аргиллитами, толщина перемычек составляет 0,0-5,6 м. Местами пропластки имеют окна слияния.

Уровень ВНК установлен по материалам ГИС и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 – 1269,3 м.

Коэффициент песчанистости для пласта С-VI в целом по месторождению составляет 0,38, изменяясь по поднятиям от 0,31 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие), коэффициент расчлененности в среднем равен 2,8 , изменяясь от 1,94 (Апалихинское поднятие) до 4,89 (Ельниковское подня­тие).

Коэффициент пористости по поднятиям изменяется от 0,14 д.ед. до 0,20 д.ед., в среднем по месторождению составляя 0,19 (ГИС). Следует отметить, что керн по пласту С-VI отобран лишь в одной скважине Ельниковского подня­тия. Среднее значение коэффициента пористости по 15 образцам составляет 0,24 д.ед..

Проницаемость пласта С- _VI+VII+VIII определена по керну только для Ельни­ковского поднятия по одной скважине и составляет 0,067 мкм².

Пласт С_V залегает в кровле бобриковского горизонта. Перемычки между пластами С_V -С_VI, практически отсутствуют, что говорит о наличии гидродина­мической связи между ними.

Пласт С-V развит повсеместно и также же как и пласт С-VI литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию, имеет линзовидное строе­ние. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами. Причем, на Соколовском поднятии пласт представлен 1-3 пропласт­ками, на Ельниковском и Апалихинском – 1-2 пропластками. Общая толщина пласта составляет 2,4 – 23,1 м, в среднем составляя 4,2 м. Эф­фективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м на Апалихинском поднятии до 2,5 на Соколовском поднятии, в среднем по месторождению со­ставляет 1,9 м.

Коэффициент расчлененности по поднятиям изменяется в широких преде­лах: 2,11 – на Соколовском, 1,67 – на Ельниковском, 1,39 – на Апалихинском. Наименее расчленен пласт С-V на Апалихинском поднятии. Практически во всех скважинах он представлен одним или двумя пропластками. Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55), что говорит о его более высокой однородности по площади, по сравнению с пластом С-VI.

По результатам исследований керна коэффициент пористости по подня­тиям изменяется от 0,20 д.ед. (Соколовское и Ельниковское поднятия) до 0,23 д.ед. (Апалихинское поднятие), по результатам интерпретации ГИС коэффици­ент пористости варьирует от 0,19 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 0,20 (Ельниковское поднятие).

Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам варьируют в широких пределах: от 0,013 мкм² до 3,550 мкм².

Уровень ВНК залежей нефти пласта С-V при пересчете запасов принят по результатам интерпретации материалов ГИС, опробования скважин и данных эксплуатации на абсолютных отметках минус 1193,2 – 1205 м.

Пласт C-IV залегает в подошве тульского горизонта окского надгори­зонта. Пласт повсеместно имеет окна слияния с пластом С-V, особенно это ха­рактерно для Ельниковского и Апалихинского поднятий, где лишь в отдельных скважинах толщина перемычки не превышает 4,0-8,0 м. На Соколовском под­нятии перемычка между пластами распространена повсеместно, и ее толщина в отдельных скважинах достигает 15 м.

Пласт С-IV характеризуется фациальной неоднородностью, имеет много­численные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности. На Соколовском поднятии в 44% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами, на Ельников­ском и Апалихинском поднятиях в – 81% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами.

Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,8 м на Соколовском до 1,4 м на Ельниковском поднятии и 1,65 м на Апалихинском, в среднем составляя 1,74 м.

Коэффициент песчанистости в среднем по месторождению равен 0,32, варьируя по поднятиям от 0,3 (Соколовское поднятие), до 0,35 (Ельниковское и Апалихинское поднятия). Коэффициент расчлененности при этом колеблется от 1,6 (Ельниковское поднятие) до 1,7 (Соколовское поднятие). Коэффициент по­ристости по керну определен лишь на Соколовском и Ельниковском поднятиях и равен, соответственно, 0,22 д.ед. и 0,19 д.ед. По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед., проницаемость определена по керну и изменяется от 0,193 мкм²до 0,416 мкм². Следует отметить, что керн отобран лишь в пяти скважинах на Соколовском поднятии и в двух скважинах на Ельниковском поднятии.

При пересчете запасов нефти для пласта С-IV, согласно материалам ГИС, опробования и эксплуатации скважин, принят уровень ВНК, гипсометрически залегающий на абсолютной отметке минус 1198,0 м. Хотя в отдельных сква­жинах по данным ГИС уровень ВНК отмечен как на более высоких, так и более низких отметках.

Пласт C-III как и пласт C-V имеет наибольшее распространение коллек­торов как по площади, так и по разрезу. Толщина перемычек между пластами С-III и C-IV изменяется от 0,0 м, достигая 12,0 м в отдельных скважинах.

Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м. Эффективная нефтенасыщен­ная толщина изменяется от 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ель­никовском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м. Коэффициент песчанистости по пласту С-III в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).

Пласт С-III достаточно однороден как по площади, так и по разрезу, пласт коллектор представлен одним – четырьмя пропластками, лишь в отдельных скважинах – шестью – восьмью пропластками. Коэффициент расчлененности для поднятий варьирует от 1,22 (Апалихинское поднятие) до 1,5 (Соколовское поднятие).

Коэффициент пористости по материалам ГИС на поднятиях изменяется от 0,19 до 0,20, в среднем по месторождению составляя 0,19, по данным керна ко­эффициент пористости изменяется от 0,19 (Апалихинское поднятие) до 0,24 (Соколовское поднятие), в среднем по месторождению соствляя 0,21. Прони­цаемость определена по керну и варьирует по поднятиям от 0,310 мкм² до 0,522 мкм². Коэффициент нефтенасыщенности коллектора по керну определен лишь на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, причем образцы исследованы по керну, отобранному из четырех скважин, коэффициент нефтенасыщенности изменяется в пределах 0,79 – 0,84; по данным ГИС коэффициент нефтенасы­щенности изменяется а пределах 0,7 – 0,77.

При пересчете запасов нефти уровень ВНК обоснован по данным ГИС, оп­робованию и эксплуатации скважин единым для всех залежей, гипсометриче­ски залегающим на абсолютной отметке минус 1198,0м. Пласт С-III в большинстве скважин опробован отдельно, но разрабатывается совместно с пластами С-II-C-VI. Пласты C-III_, C-IV, С-V_, С-VI практически по всей площади месторождения имеют окна слияния, образуя единую гидроди­намическую систему.

Пласт С_II залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта С-III пачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м. Залежи нефти пласта С-II литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.

Общая толщина пласта изменяется от 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие). Эффективная нефтенасыщенная толщина изме­няется от от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.

Коэффициент песчанистости пласта С-II в среднем по месторождению из­меняется от 0,3 (Соколовское поднятие) до 0,53 (Апалихинское поднятие). Ко­эффициент расчлененности по поднятиям месторождения колеблется от 1,0 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 1,4 (Ельниковское поднятие).

Коэффициент пористости по керну изменяется от 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед.; по результатам интерпретации материалов ГИС – от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17. Проницаемость определена по керну и изме­няется в широких пределах: от 0,037 мкм² (Апалихинское поднятие) до 0,368 мкм² (Ельниковское поднятие). Коэффициент нефтенасыщенности по керну оп­ределен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91; по результатам интерпретации ГИС коэффициент нефтенасыщенности колеблется в пределах от 0,61 (Соколовское поднятие) до 0,69 (Апалихинское поднятие), по месторо­ждению в целом составляя 0,62.

Для пласта С-II уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м. В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину от 25,0 м до 119,2 м, в среднем составляя 31,5 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.

Коэффициент песчанистости в целом по визейской залежи варьирует от 0,54 (Апалихинское поднятие) до 0,679 (Ельниковское поднятие), в среднем по месторождению коэффициент песчанистости визейской залежи равен 0,629. Коэффициент расчлененности по поднятиям колеблется в пределах 3,8 – 5,1, в среднем составляя 4,6. Коэффициент пористости в среднем по визейским зале­жам равен 0,20; проницаемость по керну составила 0,488 мкм²; по результатам ГДИ скважин – 0,396 мкм². Начальные дебиты варьировали в достаточно широ­ком диапазоне, колебания по отдельным скважинам составляли 2,8 – 70,0 м³/сут. /1/.