Общие сведения о месторождении

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
    1.1 о месторождении
    месторождение  в -группу и в части Самарской области, в -Черкасском , к северо--от -Черкассы, в 90 км на -восток от города . В километрах от Семёновского находится ближайшая железнодорожная Толкай.
    Ближайшими пунктами : -, -, Шумарка, , и др. 
    Указанный инфраструктурой нефтедобычи, но -географическими условиями освоения [1]. 
    континентальный. плюс 22-270С, в отдельные периоды 40-430С, температура - 10-200С в отдельные периоды – минус 35-400С. покров 5 - в ноябре, таяние снега начинается в конце . снегового покрова составляет 40 см, количество осадков – 400-420 мм в год. В период выпадает около 50% годового .
    : северные и северо-. Скорость 10-20 м/сек. мерзлых пород не наблюдается. промерзания – 93 см.
    средних и температур составляет 40 0С. Относительная воздуха в – 80-85%, в летнее – значительно ниже [1].
    1.2 Орогидрография
    В месторождение на рек Б. и и лишь северной заходит в склона водораздельного рек Сарбай и .
    реками и Б. Кинель представляется в всхолмленной юго-и максимальными абс. отметками +176 м на -, +161 м на юго-и +171 м – на юго-. Юго-склон водораздела спускается в реки Б. до абс. +43-45 м.
    На северо-западе рельеф с более понижением до абс. +68.5-85.5 в долине р. [1].
    район площади располагается в лесостепной Европейской . Леса встречаются довольно часто. породами дуб (), , липа, осина и кустарниковые , в в поймах рек.
    Вся местность оврагами, в рек Б. Кинеля и . их достигает 4-8 км. оврагов крутые.
    Река Б. на юго-востоке площади, а Сарбай – на .
    Б. , являясь реки Самары, имеет притоки. крупный из них М. , берущий свое начало за площади.
    реки Б. Кинеля , склон , .
    за пределами . Летом она пересыхает до устья оврага , в небольшую речку ниже пос. Семеновка. Крупными ее являются и . в описываемой водоток и разработанное русло [1].

    1.3 
    Осадочный чехол на месторождении на всю . Он представлен , , пермской и четвертичной систем, до 2880 м [1].
    – AR
    Породы представлены гранито-гнейсами. толщина 20 м. По материалу фундамент сложен черноклитами темносерыми, и мясокрасными, в , содержащих гиперстен и биотит.
    не .
    Осадочные образования, лежащие на , . В приподнятой части старооскольского (скв. № 1), на - .
    ПАЛЕОЗОЙСКАЯ – PZ
    ДЕВОНСКАЯ – D
    на площади месторождения средним и .
    – D2
    Среднедевонские отложения представлены в эйфельского и ярусов. По в скважине № 3 породы толщи , частично алевритистыми, плотными, с . 
    до 7 м.
    ярус – D2ef
    Верхнебийский горизонт
    в части из проницаемого пласта Д-IV, сложенного светлыми и -, , переходящими в с прослоями песчаников и глин [1].
    часть глинисто-карбонатная. темно-, слоистые и -, до в мергель.
    Толщина - 14 м.
    Живетский – D2zv
    горизонт 
    Представлен , ардатовским и .
    Воробьевские слои слагаются , песчаным пластом Д-IV и -. 
    Над Д-IV по данным .
    Д-IV сложен с и .
    слоев 19-23 м.
    слои. по пласта Д-III. В скважине № 1 слоев сокращена за - Д-III.
    -, лежащая над Д-III, по от 8 до 25 м, а "остракодовый известняк" - от 3 до 8 м.
    Толщина весьма , в среднем составляет 67 м.
    Муллинские из карбонатного - репер "известняк", залегающего в комплекса, и пачки над ним. 
    10-20 м.
    Верхний – D3
    отдела слагают и ярусов. 
    Франский ярус – D3f
    ярус представлен в объеме - и верхнефранских , по литологическому .
    – D3f1
    пашийский, , саргаевский и семилукский .
    горизонт
    Пашийский слагают глины, алевролиты и . В составе выделяются два продуктивных Д-II и Д-I, мелкозернистыми, , , отсортированными [1].
    Они собой от -серых до , , плотных.
    Д-II и Д-I горизонта из : в – таких прослоев выделено три, во втором – два. Они разобщены между собой .
    Эти пропластки прерывистый характер строения, по толщине иногда даже на расстоянии соседних скважин. В происходит замещение коллекторов пород, что приводит к размеров залежей.
    В пласте Д-II выделяется три пропластка: , и верхний, из два последних, в свою , на участках (скважины № 1 и № 8) (0.5-2 м) на отдельные .
    пропластка в скважине № 6 замещены .
    Наибольшей фациальной изменчивостью характеризуется : проницаемыми породами он представлен в №№ 1, 2 и 22.
    , что в скважине № 22 и выделяются в виде пачки , представляющих проницаемый .
    С учетом этого колеблется и толщина : от 3.5 м в скважине № 8 до 17.1 м в скважине № 1. Д-I состоит из двух пропластков - и , глинистой от 3 до 5 м. Оба пропластка в №№ 3, 5, 6, 7 и 9, а и в скважине № 22 плотными породами - и уплотненными . Это ограничило распространение залежи в северном направлении [1].
    Толщина горизонта 43-53 м.
    горизонт 
    неполным в размыва.
    Керном , залегающая над . сложен в основном , , . В этих прослеживается прослой алевролита, в районе № 8 в нефтенасыщенный песчаник пласта Дк.
    В с тем , что Дк в числе скважин представлен породами, то и является и небольшие размеры.
    Верхняя пачка горизонта известняками, переслаивающимися с .
    38-47 м.
    Отложения , горизонтов и вышележащие до выделяются лишь по характеристике по аналогии с другими , имеющими заволжского типа.
    Саргаевский известняками кристаллически-, крепкими, с прослоями мергелей.
    Толщина горизонта 6-10 м.
    Семилукский горизонт слагают , , , глинистые.
    Толщина горизонта 22-28 м.
    – D3f2
    В его и воронежско-евлановско-горизонты.
    представлен , , , трещиноватыми, с прослоями известняка , крепкого, битуминозного.
    В верхней части - , с известняками глинистыми. горизонта 42-47 м.
    Воронежский + евлановский +ливенский горизонты представлены плотными, , прослоями глинистыми. Толщина этого отложений  42-52 м.
    половина девона, к верхнефранскому и ярусу, известняками и -с прослоями и и ангидрита. Общая толщина 425 м.
    Фаменский ярус – D3fm
    плотные, крепкие, кристаллические. представлен яруса. Толщина 22-33 м [1].
    КАМЕННОУГОЛЬНАЯ – С
    системы . 
    Нижний – С1
    Разрез нижнекаменноугольных отложений представлен в объеме турнейского, визейского и намюрского ярусов. сложен известняками, переходящими в верхней части в доломиты. В половине прослеживаются , песчаников и глин. отдела 790 м.
    Турнейский - С1t
    нижне- и осадков.
    Нижнетурнейский подъярус из лихвинского , в заволжского, и упинского .
    Верхнетурнейский подъярус, представленный , породами черепетского и кизеновского .
    ярус представлен известняков органогенных, -обломочных, , остракодофорамениферовых, или , , .
    В нижней части яруса (нижнетурнейский подъярус) прослоями окремнелые, в - перекристаллизованные, прослоями , в и .
    Толщина в от 389 до 425 м, а в № 7 она составила 320 м.
    толщин этих в направлении к части Камско-Кинельской объясняется разностью осадконакопления и дна в .
    ярус- С1v
    отложениями -, средне- и [1].
    подъярус включает осадки надгоризонта, породами и горизонтов, сокращенных по толщине -Черкасского и Алтуховского месторождений, в -системы . Увеличение толщин и фиксируется на юго-площади в скважине № 7. Это о заполнении осадками участков рельефа поверхности .
    Елховский горизонт характерной -пачкой пород. Толщина его от 30 до 57 м в площади, увеличиваясь к юго-западу: в № 8 - 66 м, а в скважине № 7 - 86 м.
    сложен , и . Наблюдаются прослои углистых образований, сидеритов и доломитов. Сокращение толщины относительно юго-структур Кинель-и Алтуховской происходит не за счет сокращения , , но и за полного его - С1v. Последний прослеживается лишь на юго-в № 7.
    С песчаниками горизонта на площади связаны нефти в С-II ВЕРХ, С-II НИЗ и С-III.
    Фациальная пород и большие колебания песчаников связаны со геологической -радаевского .
    Так, С-II ВЕРХ, С-II НИЗ и С-III горизонта по-многократными и с ними значения внутри радаевских слоев.
    Это к сложности литологофациальных , изменению терригенной и отдельных её стратиграфических , а или выпадению отдельных составляющих ее . Этим при и .
    части С-II ВЕРХ от 1,6 м в скважине № 49 до 5,4 м в № 9. Пласт С-II ВЕРХ разностями на северо-(№6) и на юго-в скважинах №№ 22, 52.
    Толщина части С-II НИЗ от 1,6 м в № 52 до 9 м в № 1. В юго-восточном пропластков уменьшается, и пласт полностью замещается плотными в №№ 2, 22. 
    По пласту С-III эффективные толщины от 2,0 м до 10,4 м, увеличиваясь в центральных к КСП.
    Средне-визейский подъярус представлен  бобриковского и горизонтов [1].
    Бобриковский горизонт
    В его сложении участие в пористые, массивные, мелко- и , участками , -кварцевые, с прослоями глин. Глины алевритистые, , .
    В состав горизонта входят пласты С-I и C-IА, первый из продуктивен в районе скважины № 52, содержит в сводовой структуры по нефти.
    Пласт C-IА в сложен пропластком - от 1 м в скважине № 22 и до 3.5 м в скважине № 5.
    толщин C-IА связаны не только c изменчивостью пород, но и с имеющим место на границе и бобриковского времени , что явилось следствием [1].
    в пределах 67-93 м.
    Тульский 
    так называемого "плита" 10-25 м. перекрываются глинами пиритизированными, . залегают -"N", над которыми залегают черные, известковистые, плотные. разрез горизонта известняками с прослоями , и мергелей. 75-101 м.
    Верхневизейский подъярус включает и , сложенные и , и с прослоями глин.
    Толщина 246-305 м.
    Намюрский ярус
    известняками плотными тонкозернистыми с прослоями глин и доломитами. 66-80 м.
    отдел – С2
    Средний , залегающий на 1080 м, из отложений и ярусов. и , с прослоями в глин, песчаников и алевролитов. 440 м.
    ярус- С2b
    В низах яруса залегают 5-8 м. отложения сложены известняками и с прослоями глин и алевролитов. органогеннообломочные, плотные, пелитоморфные, .
    Доломиты , пелитоморфные, плотные, , местами трещиноватые, . Толщина яруса 87-103 м.
    Московский ярус – C2m
    на верейский, , и мячковский горизонты.
    Верейский 
    . , с прослоями , известняков и . Начинается и заканчивается комплекс отложений . Толщина 55-68 м.
    
    В горизонта доломиты пелитоморфные. Выше известняки глинистые, кавернозные. 66 -84 м.
    
    В подольском , по каротажной характеристике, на 30-35 зона низких значений "КС" с "ПС". Интервал , "РД".
    подольский горизонт представлен известняками плотными, глинистыми, алевритистыми, с доломитов. отложений 194 - 202 м [1].
    
    Литологически известняками органогенными и доломитами пелитоморфными с глин. Толщина 111-123 м.
    отдел – С3
    Верхний карбон представлен гжельским и оренбургским . на 690 м и преимущественно и цвета, загипсованными, толщина отдела составляет 390 м.
    Гжельский + Оренбургский ярусы –C3g
    Комплекс отложений из и доломитов, известняки органогенные, , , глинистые, крепкие.
    , , плотные, пористые, известковистые, участками .
    ПЕРМСКАЯ – P
    Литологический разрез отложений подразделяется на - и отделы.
    Нижний отдел Р1
    В нижнепермского отдела  выделяются яруса: , , и кунгурский ярусы.
    Асселъский ярус– P1a
    Отложения -известковистыми, фузулиновыми, криптокристаллическими. Толщина 29-32 м.
    -– P1s P1ar
    В части залегают , -серые , -, до , доломитов с .
    комплекса сложена ангидритоводоломитовой отложений, в верхах которой под слоем доломита, насыщенный тяжелой нефтью. комплекса 107 - 115 м [1].
    – P1k
    Сложен -, , пелитоморфными и доломитами и мергелями. 8-24 м.
    В отдела , и ярусы.
    P2
    представлены в неразделенных , казанского и татарского , сложенных по (морские и осадки).
    Уфимский ярус – P2u
    Сложен в : песчаниками к алевролитами с подчиненным значением , , ангидритов, песчаных доломитов и глин. 23 - 24 м.
    Казанский – P2kz
    Представлен нижним - и - гидрохимическая, , отделами.
    , доломитами и . 56-60м.
    Гидрохимическая свита представлена -серыми скрытокристаллическими с и включениями доломита, мергеля и гипса. На кривой "КС" интервал с высоким сопротивлением и положительным значением "ПС" носит название репера " аnh ". Толщина 20 -27 м.
    Сосновскую доломиты. , , и имеют подчиненное значение с развитием по разрезу мергелей [1].
    В свиты прослеживается электролитологический "?".
    50-55м.
    толща сложена чередованием , , , глин, , гипсов и, , . Эта толща характеризуется двух "?1" и "?2". 21.5 - 27 м.
    – P2t
    Представлен подъярусами: нижне- и верхнетатарским.
    подъярус в породы сокской, и свит. 
    Сокская свита алевролитами, и с подчиненными мергеля, гипса, , реже ангидрита. 54 -71 м.
    свиту слагают в и алевролиты. прослои , известняков, гипсов, доломитов и . Толщина 62-72 м.
    глинами, алевролитами, мергелями и известняками.
    Толщина 43-48 м.
    Верхнетатарский подъярус представлен малокинельской и кутулукской .
    свита в нижней части , мергелями, глинами и , сменяющимися -глинистой с прослоями известняков и мергелей. в основном сложена .
    В разрезе свиты пять электролитологических : C1 и С2 в части, С3 - в , С4 и С5 - в . 156-173 м.
    кутулукской свиты собой в пределах площади, занимая водораздельные . Представлены алевролитов, , глин. Редко . Толщина достигает 60.5 м [1].
    – KZ
    НЕОГЕНОВАЯ – N
    
    На ложатся отложения , представленные -коричневыми, иногда темно-, плиоцена, относимыми к акчагыльскому . В зеленовато-песка. 67 м [1].
    ЧЕТВЕРТИЧНАЯ - Q
    осадки распространены на территории площади и представлены образованиями водоразделов и аллювием долин рек. , 3-10 м.
    В рек Б. и аллювиальные отложения голоцена  и верхнего плейстоцена, и коричневыми, вязкими, глинами с и тонкозернистого . Встречаются , и щебень. осадки развиты по рек и в крупных . Сложены супесью с . Наблюдаются прослои вязких глин.
    На рек с и щебнем известняков, мергелей, относимые к древнечетвертичным . четвертичных отложений достигает 22 м [1].
    1.4 Тектоника
    В отношении поднятие находится в -Жигулевского свода, в зоне -Кинельской и приурочено к Семеновскому фундамента. по всем маркирующим девона, карбона и высокой сопоставимостью, имеет широтное с углами падения до 3о и в повторяет фундамента [1].
    Относительно оно в . По глубокой разведки в пределах прослеживаются зоны залегания пород кристаллического фундамента, в : Мухановской вала -Черкасская, и др. . Они, в , осложнены локальными структурами. Так, на оси с запада на восток ряд III : Семеновская, , Лозовская. этой зоны невыясненным [1].
    по , по которым намечается подъем её оси в северо-направлении.
    структурного и , о структурных по всем чехла и фундамента. , и части в плане не друг друга. Это обстоятельство свидетельствует об спокойном тектонических на формирования осадков в пределах района .
    обусловлено относительной толщин отдельных стратиграфических . карбонатные яруса и терригенные породы елховского на юго-в зоне прогиба Семеновским и -[1].
    Размеры 1.4*0.87 км., 13.1 м.
    1.5 
    C-I развита в , на скважины №№ 1, 47, 48, 51, 52, 52_4, 55, 56, 63, 66. В № 56 вскрыла на -1902,0 м. В скважина № 52 на отметке -1904,6 м. Пласт C-I . толщины изменяются в пределах от 23,2 м (скв. № 10) до 67,8 м (скв. № 56) при коэффициенте песчанистости в среднем 0,79. Нефтенасыщенные в значений от 1,2 до 9,6 м. Наибольшее прослоев в в . В № 47 по интерпретации ГИС прослеживаются 9 коллектора, 2 из . пропластков изменяется от 0,8 до 14 м. За в № 21 выделен песчаный прослой большой [2].
    непостоянным : 1–9, толщина отдельных изменяется от 0,5 до 13,6 м.
    Водонефтяной и нефтенасыщенного по , и вертикальным и наклонно-направленным, в -1910,5 -1914,1 м, что и в целом для .
    Залежь является , неполнопластовой, размеры 1.4*0.87 км., 13.1 м., площадь 1171 тыс. м2.
    пересчёта запасов года на Семёновском месторождении пробурены четыре №55 (2011г.), №56 (.), № 63 (г.), № 66 (.) и из №46 (2010 г.) и №52 (.)   которые принятую модель , уточнив начальных [2]. 
    В скважине № 63 продуктивный залегает в глубин 2003,1– 2061,1 м (абс. отм. -1906,8 – 1964,6 м) и с толщиной 1,5 и 2,6 м, разделённых 1,6 м, и 8 пропластками толщиной от 0,5 до 15,5 м, разделённых прослоями 0,5-1,7 м. Суммарная толщина составляет 47.5 м.
    В скважине №66 пласт C-I отбивается в интервале 2015– 2079,2 м (абс. отм. -1899,3 – 1963,5 м) и представлен с двумя пропластками 8,2 и 1,2 м, прослоем толщиной 0,6 м, и 9 водонасыщенными от 0,9 до 13,7 м, плотными 0,6-2,1 м. толщина пласта составляет 54,2 м.
    В №55 C-I залегает в 2053,1-2130,5 м (-1907,3-1981,6). В ней выделяется 7 прослоев , лишь верхний из (5 ) , толщина глинистых прослоев изменяется от 0,5 до 3,2 м. толщина пласта составляет 64,6 м.
    В №56 C-I прослеживается в 2160,8-2228,9 м (-1902-1969,8 м). в из 7 пропластков коллектора верхние 2 с толщинами 8,7м и 0,9 м, разделенные перемычкой толщиной 1,3 м. непроницаемых от 0,5 до 1,4 м. эффективная толщина 67,8 м.
    -емкостные свойства пласта по данным ГИС и №№ 1, 47, 48, 63, 66. пористости принято 19 % (по керну), проницаемости – 1,848 (по корреляционной от пористости) [2].
    1.6 Литолого-петрографическая 
    С-I с керна №№ 1, 2, 3, 5, 6, 8, 21, 22, 56, 63, 66 и представлен по данным описания песчаниками, алевролитами и глинами с . 
    – -серые до белого, мелкозернистые, , , с остатков обуглившейся , с прослоями , плотного, , сильно глинистые. Песчаники разной степенью – от до средней .
    Продуктивная характеризуется темно-(скв.66), кварцевыми, , средне-мелкозернистыми, тонко- и неяснослоистыми, пятнистыми, пористыми, , с -промазками по , средней крепости [1].
    Результаты гранулометрического анализа пласта, отобранных в скв.№ 66, преобладание -мелкозернистых песчаников. По гранулометрии крупнопсаммитовой в песчаниках пласта С-I в пределах 1,7-7,0 %, среднепсаммитовой - в 12,9-83,1 %, фракции – 8,2-58,5 %, – 0,05-8,2 %, – 0,3-15,2 %. песчаников изменяется от 4,7 % до 50,5 %.
    По микроскопических (скв.66, образец 136) зернами с полевого и листочков .
    Зерна , и , иногда корродированные . зерен линейные, точечные и -. Диаметр зерен по длинной оси от 0,08 до 0,33-0,40 мм, преобладают 0,20-0,35мм. зерен хорошая. поровая. Цемент . В основном контактного типа карбонатно-[1].
    Пористость типа. по шлифу неравномерная. Поры гранями 3-4-5-6 и . Форма пор и . пор в до 0,30 мм. открытые, собой и тонкими . По стенкам и уголкам пор .
    – и -, глинистые, песчанистые, , плотные, крепкие. Алевролиты редкие (скв. 1) или обильные обуглившейся (скв. 3).
    Подстилающими пласта С-I серые и темно-, -оскольчатые, местами , слюдистые, пиритизированные, , , в некоторых . По всей породе отмечены обильные отпечатки , в скв. №№ 3, 8, 22 прослоями в углистый 7-30 см. 
    -серый, , , , [1]. 
    1.7 -химические свойства нефти, газа и воды
    По данной исследования не , все основные параметры берутся по аналогии с залежью С-II ВЕРХ.
    : плотность – 823,0 кг/м3, давление насыщения газом при пластовой температуре (50 оС) – 4,51 МПа, газосодержание при разгазировании – 25,00 м3/т, динамическая вязкость пластовой – 8,20 мПа·с [2]. 
    После разгазирования: нефти составила 878,0 кг/м3, – 21,50 м3/т, объёмный коэффициент – 1,091, разгазированной – 37,74 мПа·с.
    в , из при : – нет, газа – 2,10%, +– 14,42%, – 0,017%, – 34,67%, этана – 24,20%, – 17,24%, (+ высшие) – 24,61%. плотность газа по воздуху – 1,042, а теплотворная – 58421,0 кДж/м3.
    По характеристике (массовое содержание 2,39%), (10,93%), парафиновая (5,26%). Объёмный светлых фракций при до 300 0С – 42,0%.
    пластовых вод С-I составляет 259,32 г/дм3, плотность вод в стандартных 1,1749 г/см3 (в условиях 1,159 г/см3). равна 1,03 мПа·с. Содержание в ионов кальция 4,11 г/дм3, магния 1,66 г/дм3, 1,37 г/дм3, соленость 92,3 %-экв. этого пласта низкой степенью (rNa/rCl = 0,93) [2]. Геолого-рассматриваемого в настоящей представлена в таблице 1.1. 
    
    1.8 Подсчет и газа 
    и извлекаемых нефти и методом на 01.01.2016 г. по :
    Qбал.=F·h·m·?·?пов..н. ?(1.1)
    Qизв.=Qгеол·КИН(1.2)
    где F – площадь , м2;
    h – эффективная нефтенасыщенная толщина;
    m – коэффициент пористости; 
    ? – коэффициент : 
    ?пов..н. – нефти в условиях;
    ? – , учитывающий усадку и 1/?,
    где ? – объемный ;
    КИН – .
     Q бал.=1185·4,4·0,2·0,87·0,878·0,917= 730 тыс. т                 (1.3)
     Qизв.= 730·0,433= 316 тыс.(1.4)
     Определяем начальные балансовые и извлекаемые Vбал. Vизв.
     V бал.газ=Q бал.·Г                                             (1.5)
     Vизв.газ=Qизв·(1.6)
     где Qбал., Qизв. – начальные и извлекаемые запасы , тыс. т;
     Г – фактор, м3/т 
     V бал.газ=730·21,5= 15,7 млн.м3                                   (1.7)
     Vизв.газ=316·21,5= 6,8 млн.м3                                    (1.8)
     накопленную нефти Qнак по на 01.01.года, определяем и извлекаемые и на дату.
     Q бал.ост.=Q бал. - Qнак                                           (1.9)
     Qизв.ост=Qизв - Qнак                                          (1.10)
     Q бал.ост= 730– 275 = 455 тыс(1.11)
     Qизв.ост= 316 – 275 = 41 тыс.т                             (1.12)
     V бал.ост.газ= Q бал.ост.газ·Г                                            (1.13)
     Vизв.ост.газ= Qизв.ост.газ·Г                                             (1.14)
     V бал.ост.газ=455·21,5= 9,8 млн.(1.15)
     V бал.ост.газ=41·21,5= 0,9 млн.(1.16)
Выводы
    Семеновское месторождение входит в Северо-Мухановскую группу и расположено в части Самарской , в -районе, к северо--от центра Кинель-Черкассы, в 90 км на северо-восток от города [1]. 
    C-I развита в пределах купола, на котором расположены  №№ 1, 47, 48, 51, 52, 52_4, 55, 56, 63, 66. Пласт C-I характеризуется большими . Нефтенасыщенные толщины изменяются в от 1,2 до 9,6 м. С-I непостоянным : 1–9, толщина пропластков изменяется от 0,5 до 13,6 м.
    Водонефтяной и подошва нефтенасыщенного коллектора по , и и наклонно-, изменяется в небольших -1910,5 -1914,1 м, что и в для залежи [1].
    Залежь является сводовой, , размеры составляют 1.4*0.87 км., высота 13.1 м., площадь 1171 тыс. м2.
    Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным ГИС и керна четырех скважин №№ 1, 47, 48, 63, 66. Среднее значение принято 19 % (по ), значение проницаемости – 1,848 (по зависимости проницаемости от ).
    С-I составляют 730 тыс.т. нефти. Утвержденный КИН – 0,433. На 01.01.2016 остаточные геологические – 455 тыс.т, извлекаемые – 41 тыс.т нефти. 

    
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
    2.1 проектирования месторождения
    Семёновское открыто в г. пласты: С-I, С-IА, С-II ВЕРХ, С-II НИЗ, С-III, Д-I, Д-II.
    За всю разработки по проектных документов. В них технология эксплуатационных объектов, состояние , показателей, учитывалось и прогнозного коэффициента .
    1. Семеновское месторождение введено в промышленную эксплуатацию согласно «Технологической схеме разработки», составленной в году институтом «». два эксплуатационных : I – пласты CIa, C-II, II – пласты Д-I, Д-II [3].
    2. «разработки месторождения», выполнен в г., этому документу эксплуатационные C-Ia - CII и Д-I – Д-II предлагалось разрабатывать на естественном упруго-с размещением осевым . Расстояние между скважинами I – 700 м, II – 400-1200 м. планировалось разрабатывать девятью скважинами без поддержания пластового давления [4].
    3. «месторождения », выполненный в 1978 институтом «Гипровостокнефть». В проекте продолжить объекта C-Ia – CII на -режиме без ППД, две (№№ 47, 48). Объект Д-I – Д-II под воды одной бездействующей скважиной (№ 49) и пробурить (№ 51) [5].
    4. «проектных разработки продуктивных пластов месторождения», выполнено в 1992 ЦНИЛом «». Этот :
    - на объект C-Ia – CII, дополнительно к работающим , пробурить в одну добывающую скважину (№ 47), а затем от неё скв. № 48. отбора жидкости – 59 тыс. м3. в год. Отмечалось, что доразработки объекта может быть за счет на C-Ia, CII пластов Д-I, Д-II [6];
    - на Д-I – Д-II пробурить в одну добывающую (№ 51) и залежи двумя , в 1996 воды в скв. № 49. жидкости – 16 тыс. м3 в год, – 17 тыс. м3.
    5. «Анализ разработки месторождения», в г. «» и утверждён ЦКР МЭ РФ (№ от 20.09.г.) [7]. документ предусматривал:
    - бурение наклонно-направленных скважин (№ 51 на пласт Д-II в и № 52 на пласт СIа в году);
    - бурение двух добывающих горизонтальных на пласт C-II (№ 47, 48) в 2003-2004 гг.;
    - заводнения Д-I, Д-II (№ 49);
    - ввод из бездействия добывающих (№№ 6, 46) на пласты C-Ia и C-II.
    6. «Дополнительная записка к », в году, в которой с разработки рассмотрен дополнительный четвертый . Предлагалось в скв. 49 100% - ой суммарной жидкости осуществить бокового горизонтального на пласт C-II [8]. 
    7. «надзор за Семеновского » в 2005 «». Так как в – гг. фактические в два раза, ЦКР утвердила годовые Авторского на 2005-гг. по 3 с КИН 0.555. надзором рекомендовалось 13 добывающих скважин и 1 БС [9].
    8. «разработки », ТФ ОАО "ЦГЭ" и утвержденный ЦКР Роснедра № 4780 от 16.12.2009 г., , с выделением (С-I, C-IА, C-II ВЕРХ, C-II НИЗ, C-III, Д-I, Д-II) и по утвержденного КИН [10].
    Действующим проектным документом является
    9. «к разработки нефтяного месторождения области», ЗАО «Тюменский и газа» (ЗС ЦКР №1369 от 26.12.2011 г.), является со основными решениями:
    выделение разработки С-I, C-IА, C-II ВЕРХ, C-II НИЗ, C-III, Д-I, Д-II; 
    системы с поддержанием давления по залежам С-IА, Д-I;
    системы на режиме по залежам С-I, C-IIВЕРХ, C-II НИЗ, C-III, Д-II;
    скважин всего – 29, в т.ч. – 13, – три, водозаборных – одна, и в – 10, две специальных;
    для бурения – 7 ;
    бурение наклонно-направленных ;
    под ;
    КИН в целом по месторождению по ВС1 – 0,507 [11].
    2.2 
    залежь пласта С-I скв. 52 и в промышленную разработку в году. Скважина в способом со - 38,5 т/сут по , 162,4 т/сут по жидкости и 76,3%. В последующие два снижение годовых отборов нефти до 2,7 тыс. т, которое обусловлено до 98,1%. 
    В 2008 году на пласт поисково-скв.  66 в 260 м к -от скв. 52. В году нефти 52,1 тыс. т (или 26,7% от НИЗ) при обводненности 67,5% и дебитах по 97,6 т/сут, по 300,0 т/сут [12].
    В 2011 году пробурены эксплуатационные №№ 55, 56 (совместно с пл. С-II ВЕРХ) и из скв. 52 (совместно с пл. С-II ВЕРХ). В время ведётся на естественном упруговодонапорном режиме, без ППД. 
    По состоянию на 01.01.2016 г. в числятся добывающих скважины (№№ 52БС, 55, 56, 66), ЭЦН. сетки 23,4 га/скв.
    В 2015 г. годовой отбор составил 14,5 тыс.т , 233,9 тыс.т. при продукции 93,8%. Среднегодовые скважин 12,1 т/сут по нефти, 194,9 т/сут по .
    Основная (70%) добычи по на скв. 66, ею 148,9 тыс. т нефти. добыча (скв. 55, 52БС) не превышает 4,0 тыс. т и двух (скв. 52, 56) находится в пределах от 25 до 35 тыс. т.
    648 тыс. т скважиной (скв.52), 320 тыс. т (скв. 66), от 10 до 100 тыс. т тремя скважинами (скв. 52БС, 55, 56).
    по состоянию на 01.01.г. из залежи 274,6 тыс. т нефти и 1732,9 тыс. т жидкости. Степень выработки НИЗ составил 86,9%, текущий КИН 0,376.
    По разработки текущих . Комплексный анализ выработки показал, что нефти возможна с бокового в зоне остаточных толщин.
    основных технологических по С-I на 2.1.
    2.3 об энергетическом объекта
    Начальное пласта С-I 22,2 МПа, давление насыщения нефти газом – 4,6 МПа. 
    По состоянию на 01.01.2016 г. среднее пластовое давление по снизилось и 14,7 МПа. Тем не , в организации давления нет, так как текущее значительно превышает нефти и имеется довольно большой по в пласте [12].
    


    
    

    2.4 Сравнение и 
    За период разработка пласта С-I осуществлялась с уровней добычи нефти над . Расхождение связано с количества действующих добывающих скважин относительно на 1 - 3 единицы и лучшей скважин по . ниже расчётной [12].
    За проектные . 
    залежи на естественном упруговодонапорном , без системы ППД, что проектным решениям.
    2.5 Анализ методов повышения , на месторождении
    Семеновское в в году. В рассматриваемой площади семь : C-I, С-IА, С-II ВЕРХ, C-II НИЗ, С-III, Д-I, Д-II.
    данным на пластов Д-I, Д-II проводились различные ОПЗ: для -емкостных свойств зон скважин был проведен , с фильтрационных по , и АСПО проведены ОПЗ углеводородными растворителями [12].
    Обработки в основном при в с целью показателей по .
    Работы по увеличению пластов, на Семеновском за 5 лет, а также их в табл. 2.3.
    
    
    2.6 Расчет показателей на период
    На стадии разработки нефтяных месторождений в значительной и добываемой , имеется о накопленной добыче , и жидкости, можно эмпирическими методиками показателей. Эмпирические методики ещё и вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, обводнение продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации. Предполагается, что вытеснения, в , в период , что и дальнейшую их .
    Все многочисленные хорошие лишь для определённого интервала .
    Так, методики Г.С. , С.Н. , А.М. Пирвердяна, А.А. и т.д. удовлетворительные при обводнённости 70%.
    Б.Ф. , М.И. , А. и т.д. хорошо в интервале 40-70%.
    В данной работе для прогнозных Г.С. Камбарова.
    1.  a и b:
    

(Qн·Qж)3+(Qн·Qж)2-2(Qн·Qж)1
=



 (2.1)
    
    Qж3+ Qж2-2· Qж1
    


    
=
(274,6·1732,9)3+(260,1·1499,0)2-2(240,5·1282,0)1
=372,9

    
1732,9+ 1499,0-2· 1282,0
    
    
b = a· Qж3- (Qн·Qж)3 = 372,9·1732,9-(274,6·1732,9)3=170295,7
 (2.2)
    2.годовую нефти ?Qнi по прогнозного при годовых отборах жидкости Qж - (тыс. т
    1 пр. год:
?Qн1=a-
b
- Qн3=

   (2.3)
    
Qж3+?Qж·1
    


=372,9-
,7
- 274,6=11,7 тыс.т

    
1732,9+233,9·1
    
    
    2 пр. год:
?Qн2=a-
b
- (Qн3+?Qн1) =

(2.4)
    
Qж3+?Qж·2
    


=372,9-
170295,7
- (274,6+11,7)=9,2 тыс.т

    
1732,9+233,9·2
    
    
    и т.д.
    3.  Определяем по  годам  периода:
    1 пр. год: ?Qв1=?Qж-?Qн1=233,9-11,7=222,2 тыс.т(2.5)
    2 пр. год: ?Qв2=?Qж-?Qн2=233,9-9,2=224,7  тыс.т,                                     (2.6
    и т.д.                                                   
    4.  Определяем   среднегодовую   продукции:
    1 пр. год: В1=(?Qв1/?Qж)·100%=(222,2/233,9)·100%=95,0%;                     (2.7)
    2 пр. год: В1=(?Qв2/?Qж)·100%=(224,7/233,9)·100%=96,1%;                     (2.8
    и т.д.                                                 
    5. Рассчитываем накопленные отборы нефти и жидкости по прогнозного :
    Накопленные отборы 
    1 пр. год: Qн1пр=Qн3+?Qн1= 274,6+11,7=286,3 тыс. т(2.9
    2 пр. год: Qн2пр = + ?Qн2= 286,3+9,2=295,5 тыс. т(2.10)
    и т.д
    отборы жидкости:
    1 пр. год: =Qж3+?Qж = 1732,9 + 233,9 = 1966,7 тыс. т,                 (2.11)                                      
    2 пр. год: Qж2пр= +?Qж =1966,7 + 233,9 = 2200,6 тыс. т,              (2.12)                                                                                           
    и т.д
    6. годовые темпы Тн от извлекаемых   по прогнозного периода:
    1 пр. год: Тн1= (?Qн1/Qизвл.)·100%=(11,7/316)·100%=3,698(2.13)
    2 пр. год: Тн2= (?Qн2/Qизвл.)·100%=(9,2/316)·100%=2,912(2.14)
    и т.д
    7. Определяем текущего по годам прогнозного периода:
    1 пр. год: Котд1=/Qбал=286,3/730=0,392 д.ед(2.15)
    2 пр. год: Котд2=/Qбал=295,5/730=0,405 д.ед(2.16)                                               
    и т.д.  
    расчетов по годам периода в табл. 2.5.
    Результаты расчетов и анализ разработки объекта , что выработка данного объекта существующим . Состояние разработки объекта С-I удовлетворительным.
    
    2.7 анализ 
    По состоянию на 01.01.2016 г. в добывающем скважины (№№ 52БС, 55, 56, 66), ЭЦН [12].
    На месторождении за 2012-год 14 погружного , при этом средняя наработка на 200 . Из них 7 отказа с до 80-ти . 
    Причинами преждевременных , : износ рабочих (3 отказа), орг. причина (5 отказов), коррозия (2 ), (4 отказа) [12].
    Как видно из причин -то определенного при эксплуатации погружного оборудования не . 
    Для увеличения наработки на отказ уделить особое подбору насосного к скважине. 

    2.8 по УЭЦН к №52
    1. Коэффициент, учитывающий удлинение скважины:
    ? = 1- (Lуд./Нс) = 1- (55/2056) = 0,(2.17)
    2. в затрубном пространстве скважины:
    ?н.з=(?н.пов.+1,03·?н. пл.)/2,085=(878+1,03·823)/2,085=828 кг/(2.18)
    3. водонефтяной , :
    ?см.=?н. пл.·(1-(n/100в.·(n/100)=  
    ?823·(1-(94/100))+?1174·(94/100)=кг/м3                       (2.19)
    4. , учитывающий увеличение объема смеси, поступающей к насоса:
    Ксм.=b·(1-(n/100))+(n/100)= 1,091·(1-(94/100))+(94/100)=1,005        (2.20)
    5. коэффициент на подачу насоса (коэффициент подачи):
    Кq=(2.21)
    6. коэффициент на (коэффициент уменьшения ):
    Кн=0,(2.22)
    7. статический в скважине, работающей на режиме ЭЦН ее на оптимальный режим эксплуатации:
Н’ст.=((Нп.н.-Нд)·(?н.з/?смРпл-.)·105)/(?·?см.))+Нс+Нд-Нп.н.+((Рбуф.·105)/ ?см.= ((1631-1145)·(828/1153)-((21-0,5)·105)/(0,973·1153))+2056+1145-1631+((0,5·105)/ 1153=135,3 (2.23)  
    8. , приближающий характеристику скважины к области по напору:
    А=((S1-H’ст.)·Кq2)/(1,21· Ксм.2·S3)=
    ((1185,7-135,3)·12)/(1,21·1,0052·0,1531)=5608,6 м6/(2.24)
    S1, S2, S3 – , уравнение рабочей характеристики, предварительно 
    S1=1185,7; S2=1,857; S3=0,1531;
    9. обратная скважины, массовый , к приему :
    К’пр.=(105· Кq)/(?·?см.·Кпр.·Кн)=(105·1)/(0,973·1153·17·0,99)=5,3   (2.25)
    10. приближающий условную скважины к по подаче:
    В=((S2- К’пр.)· Кq)/(2,2·Ксм.·S3)=
    ((1,857-5,3)·1)/(2,2·1,005·0,1531)=-10,2 м3/(2.26)
    11. Проектный (оптимальный) из в поверхностных условиях:
    qж=B+(A+B2)= -10,2+(5608,6+-10,22)= 65,4 м3/сут         (2.27)
    12. давление в :
    Рзаб.=Рпл.-(qж/Кпр.)= Рпл.-(qж/Кпр.)=21-(65,4/17)=17,2 (2.28)
    13. Динамический уровень в при ее на :
Нд.осв.=Нс-((105·Рзаб.)/(?·?ж.гл.)= 2056-((105·17,2)/(0,973·1123)=486,7 м   (2.29)
    14. подвески насоса в скважине:
    Нп.н.=Нс-((105·(Рзаб.-Рнас.)/(?·?см.)))=
    2056-((105·(17,2-4,6)/(0,973·1153)))=937,4 м                  (2.30)
    15. уровень в при ее работы:
    Нд=Нп.н.-((105·(Рзаб.-Рзатр.)-?см.·(Нс-Нп.н.))/?н.з)=
    937,4-((105·(17,2-0,5)-1153·(2056-937,4))/828)=483,7 (2.31)
    16. Количество водонефтяной , прокачиваемой насосом:
    Qсм.=Ксм.·qж= 1,005·65,4=65,8 м3/сут                          (2.32)
    По расчетов оптимальный для скважины №52 будет равен 65,8 м3/сут. А это значит, что существующее глубинно-оборудование не обеспечивает запроектированный . С можно рекомендовать существующего на более производительное, а – ЭЦН5-80-1200.
    2.9 Специальный .  Методика работ в скважинах
    назначение работ (ВИР), как в самом - обводненности , но при недопустимо нефти, был до проведения ВИР, т.к. конечная цель - нефти. Исходя из этого, работа при не менее чем на 15% в случае или . 15% обводненности на изучения изменения при -насосной (ШГН) из-за пульсирующего притока нефти и воды из в и пульсирующей подачи ШГН. По этой причине обводненности при до 15% и . погрешность 10-15% в продукции скважины после ВИР также по дебита , .......................