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
- возможно нефтесодержащие |
- терригенно-карбонатные породы |
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 СVI+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 СV залегает в кровле бобриковского горизонта. Перемычки между пластами СV -СVI, 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 СII 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 CIII (50,2%) и CV (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 | < Наши рекомендации