Общие сведения о месторождении

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.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Горизонтальный 1:25000

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

Вертикальный 1:25000

Условные обозначения:

- нефтенасыщенные ласты

- водонасыщенные пласты

- возможно нефтесодержащие

- терригенно-карбонатные породы

- терригнные породы

- рифогенные породы

К

А

М

Е

Н

Н

О

У

Г

О

Л

Ь

Н

А

Я

М

А

Л

И

Н

О

В

С

К

И

Й

Б

О

Б

Р

И

К

О

В

С

К

И

Й

Я

С

Н

О

П

О

Л

Я

Н

С

К

И

Й

Н

И

Ж

Н

И

Й

В

И

З

Е

Й

С

К

И

Й

О

К

С

К

И

Й

А

Л

Е

К

С

И

Н

С

К

И

Й

Р

А

Д

А

Е

В

С

К

И

Й

т

у

р

н

е

й

с

к

и

й

к

и

з

е

л

о

в

с

к

и

й

к

а

р

б

о

н

.

т

е

р

р

.

с

и

с

т

е

м

а

о

т

д

е

л

н

а

д

г

о

р

и

з

о

н

т

я

р

у

с

г

о

р

и

з

о

н

т

п

л

а

с

т

г

л

у

б

и

н

а

а

б

с

.

о

т

м

.

Fm

zv

ml+up

ml+up

Crp

Cp

r

C-p

zv

Т

У

Л

Ь

С

К

И

Й

Т

Е

Р

Р

И

Г

Е

Н

Н

Ы

Й

К

А

Р

Б

О

Н

А

Т

Н

.

 

 

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.
Тип залежи	пласт.	пласт.	пласт.
Тип кллектора	терригенный	терригенный	терригенный
Площадь нефтеносности, тыс.м²
Средняя общяя толщина, м.	32,7	32,6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м.	4,3	4,9	3,6
Пористость, %	20,4		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
Начальное пластовое давление, МПа	12,6	13,9	13,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	16,3	17,2
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/.

 

Запасы нефти и газа

 

Первоначально подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом разведочного бурения в 1977 году по состоянию изучен­ности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77).

После разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (прото­кол №10819 ГКЗ СССР от 28.03.1990 г).

Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с уче­том состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторожде­ния, распределение запасов нефти по категориям представлено на рисунке.

Запасы нефти категории С₂ сосредоточены лишь в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пла­сту К₂₊₃ и 20% – к пласту К₄. По поднятиям запасы категории С₂ среднего кар­бона распределены примерно равномерно.

Всего начальные извлекаемые запасы по категориям В+С₁ на момент ут­верждения составили 38,0 млн. т, по категории С₂ – 6,5 млн. т. /1/.

Распределение геологических запасов нефти по категориям на Ельниковском месторождении в целом

Рис.4

Распределение геологических запасов нефти по поднятиям

на Ельниковском месторождении

Рис.5

Распределение геологических запасов нефти по объектам

на Ельниковском месторождении

 

 

Рис.6

 

Таблица 5

Распределение геологических запасов категории С₂ по пластам и

поднятиям Ельниковского месторождения

Запасы по пластам	Поднятия	Всего по пластам
Соколовское	Ельниковское	Апалихинское
П1, тыс.т.		-	-
П2, тыс.т.			-
П3, тыс.т.	-	-	-	-
П4, тыс.т.			-
К1, тыс.т.			-
К2 + 3, тыс.т.
К4, тыс.т.	-
Всего, тыс.т.
Всего, %	34,90	26,30	38,80

 

В нижнем карбоне основные запасы приурочены к пластам C_III (50,2%) и C_V (28,1%) визейского яруса, причем 49,8% запасов нефти – на Соколовском поднятии, 28,3% и 21,9% - на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, соответственно. /1/.

Распределение запасов нефти по продуктивным пластам

визейского яруса на Ельниковском месторождении

Рис.7

В среднем карбоне основные запасы промышленных категорий сосредото­чены в пластах П₃ подольского горизонта и пласте К₄ каширского горизонта.

На 01.01.2013 года остаточные извлекаемые запасы по объектам разра­ботки распределены: каширо-подольский - 14 845 тыс. т., визейский – 7 453 тыс. т, турнейский – 1 220 тыс. т. /1/.

Распределение запасов нефти по продуктивным пластам

каширо-подольского горизонта на Ельниковском месторождении

Рис.8

Сравнение начальных извлекаемых запасов по объектам Ельниковского месторождения с остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2013 г.

Рис.9

 

Накопленная добыча нефти по объектам на 01.01.2013 г. составила: турнейский объект - 45,0 тыс. т; визейский объект – 20928,0 тыс. т; каширо-подольский – 99,0 тыс. т. /1/.

Таблица 6

Запасы нефти по объектам

Пласт	Категория	Начальные запасы нефти, тыс. т	Остаточные запасы нефти, тыс. т
балансовые	извлекаемые	балансовые	извлекаемые
Турнейский объект
С1t-I	С1
Визейский объект
С-II, III, IV, V, VI	В+С1
Каширо-подольский объект
П1+П2+П3+П4+ К1+К3+2+К4	С1
	С2

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Выбор скважин-кандидатов

 

На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на ней ремонты (аварии); проводимые на ней ГИС; конструкцию скважин; проведенные на ней ГТМ, оптимизации; способ эксплуатации; расположение скважины по отношению к другим скважинам. После этого были выбраны 10 скважин для осуществления программы по гидроразрыву пласта.

Мощность продуктивной зоны (Н) – очевидно, наиболее важная переменная величина коллектора, по моему мнению, поскольку на ее основе мы делаем оценочные расчеты общей проницаемости.

Кривизна ствола в зоне перфораций – часто проблемы с гидроразрывами возникают по причине увеличения угла отклонения ствола в интервале перфораций. На результат может влиять и модуль. Чем мягче порода, тем менее важен угол ствола. Однако, если породы характеризуются предполагаемым модулем 3-6 млн. psi, тогда кривизна является важной величиной.

Количество перфорированных зон – гидроразрыв может быть осложнен в результате неоднородности коллектора песчаных пропластков или по причине мощных перемычек между ними.

Проницаемость – поскольку значения приближенные, я бы не полагался на эту переменную при ранжировании скважин. Скважина может иметь низкое значение Кпр по причине высокого скин-фактора.

Обводненность (%) – при подборе кандидатов на ГРП предпочтение не отдается скважинам с высокой обводненностью продукции. Однако, лично я руководствуюсь тем, сколько нефти можно добыть со скважины даже при большом отборе воды.

Пластовое давление – опять-таки вопрос о точности оставляет место сомнениям совместимости данной переменной.

 

Таблица 10

Динамика добычи по скважинам - кандидатам

Дата	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина
Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
янв.	12,9	5,1		7,0	2,9		12,5	4,9		9,0	7,2		7,0	3,1
фев.	12,7	5,1		7,1	2,9		13,0	5,2		8,8	7,0		7,5	3,4
мар.	12,8	4,7		7,1	2,9		12,5	5,2		8,9	7,1		7,2	3,1
апр.	11,2	4,9		7,0	2,9		12,1	5,1		9,2	7,4		7,2	3,1
май	11,5	4,8		7,0	3,0		12,3	5,0		9,0	7,2		7,2	3,1
июн	11,5	4,7		7,0	2,8		12,4	5,1		9,3	7,4		7,4	3,0
июл	11,9	4,9		7,1	2,8		12,5	4,9		9,3	7,4		7,0	2,8
авг 06	12,0	5,2		7,2	2,9		12,6	5,3		9,1	7,2		7,2	3,0
сен 06	12,0	5,0		7,3	3,1		12,3	4,9		9,0	7,2		7,2	2,9
окт 06	11,4	4,4		7,3	3,1		12,4	4,9		9,6	7,5		7,6	3,0
ноя 06	11,8	4,3		7,2	3,0		12,5	5,0		9,1	7,2		7,6	3,1
дек 05	12,0	4,7		7,4	3,0		12,5	5,2		9,0	7,1		7,5	3,2
Дата	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина
Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
янв.	12,9	5,1		7,0	2,9		12,5	4,9		9,0	7,2		7,0	3,1
фев.	12,7	5,1		7,1	2,9		13,0	5,2		8,8	7,0		7,5	3,4
мар.	12,8	4,7		7,1	2,9		12,5	5,2		8,9	7,1		7,2	3,1
апр.	11,2	4,9		7,0	2,9		12,1	5,1		9,2	7,4		7,2	3,1
май	11,5	4,8		7,0	3,0		12,3	5,0		9,0	7,2		7,2	3,1
июн	11,5	4,7		7,0	2,8		12,4	5,1		9,3	7,4		7,4	3,0
июл	11,9	4,9		7,1	2,8		12,5	4,9		9,3	7,4		7,0	2,8
авг 06	12,0	5,2		7,2	2,9		12,6	5,3		9,1	7,2		7,2	3,0
сен 06	12,0	5,0		7,3	3,1		12,3	4,9		9,0	7,2		7,2	2,9
окт 06	11,4	4,4		7,3	3,1		12,4	4,9		9,6	7,5		7,6	3,0
ноя 06	11,8	4,3		7,2	3,0		12,5	5,0		9,1	7,2		7,6	3,1
дек 05	12,0	4,7		7,4	3,0		12,5	5,2		9,0	7,1		7,5	3,2

 

Таблица 11

 

Конструкция скважин

<

Скважи-на