Литолого-петрографическая характеристика

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
    1.1 сведения о 
    В административном Грековское находится в границах района области, в 90 км к юго-от г. . В 19 км к от месторождения г. Нефтегорск, центром крупного нефтедобывающего области. 
    В близости с Грековским находятся Ветлянское, Верхне-Ветлянское, Алексеевское, -месторождения, которых в годы утверждены ГКЗ.
    Район месторождения густонаселён: Зуевка, , Антоновка, пос. Авангард и др. между собой и районным центром автомобильными значения. месторождения проходит , связывающее г. Нефтегорск с п. Алексеевка. В 20 км к -от автомагистраль федерального М-5 («Урал»). 
    В 46 км к северо-востоку от проходит крупная -Оренбург, с станцией .
    Грековская приурочена к зоне, лесных нет, за полос. Климат района с жарким летом и . + 3,8 °С. Среднегодовое количество осадков составляет 393 мм, со снеговым 140 дней в году. 
    устойчив.
    В экономическом район является , ведущая отрасль – нефтедобыча. часть территории занята пашнями и выпасами. Месторождение в с хорошо развитой инфраструктурой. Грековского месторождения транспортируется на НСП, а газ на Нефтегорский газоперерабатывающий завод. В расположены линии электропередач и связи.
    Основным полезным ископаемым на района нефть. полезные , известняками, доломитами, гипсами, глинами, песчаниками и торфом, скоплений не образуют, населением для личных нужд [13].
    1.2 Орогидрография
    В отношении приурочено к водоразделу рек , , и Ветлянка. Водораздел понижающуюся в северном , многочисленными и оврагами. характеризуется абсолютными отметками от 85 до 140 м. рек за вод и атмосферных . Наличие плотин, широко применяемых в пределах района, воду, используемую для населения и для обеспечения потребности водоснабжения предприятий, как , а также по добыче и газа [13].
    1.3 Стратиграфия
    месторождения породами кристаллического фундамента, отложениями и , карбона, перми, неогеновыми и .
    кристаллического поисковыми на до 39 м и представлены розовато-серыми крупнокристаллическими гранито-гнейсами.
    С размывом на породы кристаллического фундамента залегают системы. Нижняя часть системы эйфельского и ярусов, сложенными , , и . Толщина яруса не 35 м, 106-134 м.
    Выше по разрезу залегают отложения горизонта, , алевролитами и . Толщина 26-30 м. терригенный комплекс отложений осадки тиманского , в которого преобладают глины и алевролиты с известняков и . Единичные прослои песчаника слабо и соответствуют Дк/, толщина не 1-2 м.
    средне- и верхнего девона представлены , глинистыми. толщина этих отложений 325-450 м.
    девонская отложениями , , крепкими, прослоями глинистыми. Толщина яруса 440-580 м, а толщина достигает м.
    На породах девона преимущественно карбонатные отдела системы, который подразделяется на турнейский, и серпуховской .
    ярус тонко и мелкокристаллическими , участками глинистыми и ангидритизированными, с глин, . Пористые и мелкокавернозные разности известняков нефте- и водонасыщены. В подошве турнейского яруса пласт В-2, а к приурочен пласт В-1; на ряде куполов имеют нефтенасыщение. пласты плотных непроницаемых , толщиной 10-12 м. 73-89 м.
    Выше по разрезу комплекс породами бобриковского горизонта: песчаниками, , . В части горизонта глины с алевролитов. К средней части приурочен нефтенасыщенный Б-2, а в кровельной выделяется Б-2', строение, на отдельных - и . Толщина 21-37 м. 
    каменноугольной системы отложениями окского визейского яруса и яруса, известняками и доломитами, с прослоями ангидритов и включениями гипса.
    В наблюдается чередование -доломитовых и . К , индексируемые сверху вниз по разрезу, как О-1, О-2,  О-3 и т.д. О-1 не и отсутствует в размыва части окских в поднятия. В верхней окских пласт О-2, нефтеносный на Грековском, Южно-и . О-3, выделяемый в средней части , преимущественно , в северо-западной Восточного Южно-Несмеяновского он нефтенасыщение. Разделяющие пласты ангидритовые не выдержаны по толщине и от 1,8 до 27 м.
    отложений 180-280 м.
    В основании залегают глины тарусского горизонта, толщина которого изменяется от 14 до 29 м, а 154-195 м.
    Средний каменноугольной системы отложениями и московского ярусов.
    сложен -, кристаллическими , с редкими доломитов. В кровле башкирского яруса выделяется пласт А-4, приуроченный к пористым разностям. Промышленная нефтеносность пласта А-4 установлена на Южно-Несмеяновском поднятии (Восточный купол). Толщина 97-106 м.
    башкирского яруса терригенными отложениями верейского яруса, представленные глин, и алевролитов.
    , карбонатная московского , в составе каширского, подольского и , и , крепкими, прослоями глинистыми, ангидритизированными, участками .
    толщина яруса 465-520 м.
    Верхний каменноугольной представлен плотными известняками и доломитами, с и . Толщина составляет 394-432.
    каменноугольной достигает м.
    по разрезу залегает --. отдел в ассельского, сакмарского, артинского и -карбонатной суммарной 601-645 м.
    Биармийский отдел сульфатно-карбонатными , сменяющимися по , с мергелей и , отложениями отдела. Общая толщина достигает 270 м.
    неогена, представленные глинами тонкослоистыми, и загипсованными, несогласно на татарских отложений. достигает 93 м.
    четвертичной , представленными желто-бурыми глинами и суглинками, с , и щебня. этих достигает 45 м.
    разреза Грековского составляет 3840 м (40 Восточно-Несмеяновского ) [13].



    1.4 Тектоника
    В региональном плане Грековское по поверхности кристаллического и девона приурочено к Юго-Западному борту Бузулукскской впадины – крупной тектонической I порядка. Непосредственно к от Грековской структуры по палеозойским четко Кулешовская система валов. По отложениям позднего месторождение в зоне Желябовско-верхнедевонско-массива. 
    По нижнекаменноугольным отложениям Грековское приурочено к внешней Муханово-Камско-. Геологическое строение отложений нижнего осложняется Грековской структуры к пограничной окского ангидритового , на юге Самарской области.
    погружением слоев по всем отложениям в юго-восточном и в южном направлении, на фоне выделяется ряд и структурных зон. В составе месторождения рассматриваются собственно , Южно-, Несмеяновское и Восточно-Несмеяновское поднятия, по отложениям в структурную юго-простирания, с более четким отражением ее в . 
    Из количества на скважин породы 8, в которых высокая отметка поверхности фундамента (минус 3578 м) скважиной 31 Южно-на глубине 3712 м.
    В , месторождения в характеризуется структурных от конца среднего девона до . Пространственное расположение как положительных, так и отрицательных на описываемой территории, вероятно, фундамента. 
    По нижнего карбона структура и Несмеяновская морфологически выражены, что с в в позднедевонскую условий для формирования биогермных сооружений, усиливших амплитуду вышележащих структур . 
    по разрезу наблюдается преимущественное совпадение . Имеющиеся , от тарусских отложений и выше, объясняются перераспределением толщин верхней части окских , связанным с предтарусским размывом.
    На уровнях периоды  пространственного , основных структур. , в , очевидна тенденция по выполаживанию  и упрощению структурного вверх по разрезу, характерная для [13].
    1.5 
    Пласт О-2 в надгоризонта и приурочен к известково-доломитовым , переслаивающимся с ангидритовыми прослоями. на развит повсеместно и по ГИС. Общая толщина пласта не выдержана и от 1,8 м до 9,4 м. 
    Строение охарактеризовано бурения 35 , в которых общая пласта от 1,8 до 6 м, в этих же (1,4-6,0 м) и суммарная нефтенасыщенная . В пласте выделяется от одного до четырех пропластков толщиной от 0,4 до 5,3. Толщина изменяется от 0,6 до 2,8 м.
     В залежи однороден: коэффициент - 0,82, расчленённость – 1,97.
    Гипсометрическое единой залежи обосновано на абсолютной 2185,8 м – по подошве коллектора в скважине 87.
    Пласт опробован на различных отметках в 25-ти скважинах, в получены притоки нефти .
    изометрической , к пластовому типу. Размеры её в 4,7 х 1,1-4,7 км, высота – 27,4 м [13]. 
Таблица 1.1
Геолого-[13] 





О-2 +Южно-
Средняя глубина 
м
2311
ВНК
м
-2185,8
Тип залежи
 
пласт.
Тип коллектора
 
.
Площадь нефте/газоносности
тыс.м2 
9328
Средняя 
м
4,6
Средняя эффективная толщина
м
3,8
пористости
доли ед.
0,12
пласта
доли ед.
0,78

мкм2
0,019
Коэффициент песчанистости
ед.
0,82

ед.
1,97
пластовая температура
 оС
54
Начальное пластовое давление
МПа
25,45
в пластовых условиях 
мПа*с
2,95
нефти в 
г/см3
0,803
Плотность нефти в условиях
г/см3
0,839
коэффициент 
ед.
1,075
серы в 
%
1,50
парафина в нефти
%
4,23
насыщения нефти 
МПа
4,08

м3/т
23,76
сероводорода
%
0,00
воды в 
мПа*с
0,92
воды в поверхностных условиях
г/см3
1,1727


 
      нефти
1/МПа?10-4 
10,34
      воды
1/МПа?10-4 
2,47
      породы
1/МПа?10-4 
5,82
Коэффициент (водой)
доли ед.
0,511



    1.6 Литолого-петрографическая характеристика
    переслаиванием , доломитов и .
    Доломиты , , , брекчиевидные, пятнистые, -, , прослоями трещиноватые (направленности), средней и крепкие. межкристаллические. Форма пор и угловатая. Поры . Диаметр пор в до 0,1 мм. Отмечены открытые микротрещины до 0,2 мм.
    Известняки тонко- и , доломитистые, пиритизированные, брекчиевидные, -кавернозные, (с и -трещиноватостью), средней крепости. Поры , , , и многочисленные поры . Форма пор разнообразная: , неправильная, вытянутая. пор , . поры . Иногда выполнены крупными кристаллами . пор от 0,02 до 0,25 мм.
    Ангидриты голубовато-серые, , , , с прожилками карбонатов [13].
    1.7 Физико-химические , и воды
    Свойства нефти и О-2 Западного+купола Южно-проднятия описаны по пяти проб, отобранных из скважин № 24 (две пробы), 32, 33, 35 и проб, отобранных из № 24 (три пробы), 32, 33 (две ), 35 (две ), 38.
    В результате приняты: к – с 803,0 кг/м3, с динамической вязкостью 2,95 мПа·с. нефти газом при пластовой температуре – 4,08 МПа, газосодержание при однократном – 31,99 м3/т. 
    По результатам расчета разгазирования: плотность нефти 839,0 кг/м3 (легкая), – 23,76 м3/т, объёмный коэффициент – 1,075 динамическая вязкость разгазированной нефти – 9,09 мПа·с.
    Газ, выделившийся из при разгазировании, к «жирным» «», с преобладанием содержания метана (39,42%), с отсутствием сероводорода и с незначительным содержанием +(13,32%), а так же не содержание (0,027%). содержание: углекислого – 3,29%, этана – 20,38% , пропана – 15,72%, (+ высшие) – 23,59%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,023, а – 48923,2 кДж/м3.
    По результатам исследований проб нефть сернистая (серы в нефти 1,50%), смолистая (6,68%), парафинистая (4,23%). фракций при разгонке до 300 0С – 49,0%. 
    Плотность вод в 1,г/см3 (в пластовых условиях 1,1526-1,1533 г/см3), минерализация 260,31 г/дм3. в условиях в среднем 0,91-0,92 мПа·с. В составе содержится 7,13 г/дм3 ионов , 1,55 г/дм3 магния, 0,80 г/дм3 сульфатов. соленость 89,6 %-экв. характеризуются низкой метаморфизации (rNa/rCl=0,90) [13].












Таблица 1.2
пластовой и дегазированной [13]
№ п/п

Пласт О-2
 Западного + Восточного Южно-Несмеяновского 



Среднее значение
Свойства нефти
1
Количество проб (скважин)
–
5/4
2
Давление пластовое , МПа
  –  
21.70
3
Температура пластовая , 0С
–
54
4
пластовой нефти, МПа
2,10 – 6,10 
4.08
5
Газосодержание (), м3/т
18,10  – 43,45
31.99
6
Газосодержание при дифференциальном  ()в рабочих , м3/т
–
23.76
7
Плотность в , кг/м3
786,0 – 811,0
803.0
8
Вязкость  нефти в пласта, мПа?с
2,37 – 3,45 
2.95
9
Коэффициент , 1/МПа?10-4
 – 
10.34
10
выделившегося газа в условиях, кг/м3

-при () 
1,419 – 1,575
1.512

-при дифференциальном () 
 – 
1.233
11
нефти в стандартных , кг/м3

-при однократном (стандартном) 
840,0 – 852,0
845.0

-при () 
–
839.0
12
Пересчетный коэффициент, доли ед.
–
0.930

13
проб (скважин)
  –  
9/5
14
дегазированной нефти, кг/м3
845,5  –  863,7
853.8
15
Вязкость нефти, мПа?с

- при 20 °С
6,78 – 12,40
9.09

 -при 50 °С
–
–
16
застывания , °С
-22 – (-6)
-13
17
, %

 серы
1,01 – 1,70
1.50

   смол силикагелевых
2,60 – 13,23
6.68

  асфальтенов
1,48 – 3,55
2.35

 
3,79 – 4,88
4.23
18
Температура плавления парафина, °С
56  – 63,5  
61
19
Содержание микрокомпонентов, г/т

 ванадий
–
10.0

 никель
–
–
20
Температура , 0С
48  –  70
58
21
Фракционный состав (содержание выкипающих), %

до 100 °С
4,0 – 12,0
7.0

до 150 °С
16,0 – 23,0
19.0

до 200 °С
26,0 – 32,0
29.0

до 250 °С
36,0 – 44,0
39.0

до 300 °С
46,0 – 54,0
49.0

Таблица 1.3
нефтяного газа, дегазированной и [13] 
№ п/п
Наименование параметров, компонентов
Пласт О-2 + Восточного Южно-Несмеяновского 


значения


при однократном разгазировании пластовой 
при дифференциальном пластовой 
пластовая нефть







выделившийся газ

выделившийся газ
нефть

1
Молярная концентрация компонентов , %
 
- сероводород
–
–
–
–
–
 
- углерода
2.01
–
3.29
0.03
0.54
 
- + редкие газы
9.41
–
13.32
–
2.08
 
в т.ч. 
0.022
–
0.027
–
0.008
 
- 
29.67
0.08
39.42
0.08
6.22
 
- этан
18.09
0.49
20.38
1.08
4.09
 
- пропан
21.51
2.20
15.72
4.45
6.21
 
- 
3.47
0.67
1.50
1.24
1.28
 
- бутан
8.63
3.18
3.82
4.51
4.40
 
- 
2.74
2.57
0.93
2.99
2.67
 
- пентан
2.44
3.07
0.84
3.41
3.01
 
- гексаны
1.62
7.70
0.55
7.51
6.42
 
- гептаны
0.41
6.92
0.15
6.52
5.53
 
- октаны
–
–
–
–
–
 
- С 9+
–
73.12
0.08
68.18
57.55
2
масса
36.40
202.84
 
193.42
167.78
3

 
- газа, кг/м3
1.512
–
1.233
–
–
 
- газа относительная                     (по ), ед.
1.255
–
1.023
–
–
 
- нефти, кг/м3
–
845.0
–
839.0
803.0




    1.8 Подсчет запасов нефти и газа 
    и извлекаемых и газа методом на 01.01.г. по формулам:
    =F·h·m·?·?пов..н. ?(1.1)
    Qизв.=Qгеол·КИН(1.2)
    где F – залежи, м2;
    h – эффективная нефтенасыщенная ;
    m – коэффициент пористости; 
    ? – коэффициент ;
    ?пов..н. – в поверхностных условиях;
    ? – переводной , нефти и равный 1/?,
    где ? – ;
    КИН – коэффициент нефтеизвлечения.
1.4
Сводная параметров [13]
      
Значение
      
О-2
Площадь нефтеносности, F, м2
9328
, h, м
3.8
Коэффициент , m, доли ед
0.12
Коэффициент нефтенасыщенности, ?, доли ед.
0.78
Плотность нефти в пов.усл, ?, т/м3
0.839
из в , ?, доли ед.
0.93
Газовый фактор, Г, м3/т
23.76
КИН, ?, доли ед.
0.426
     
     .=9328·3.8·0.12·0.78·0.839·0.93= 2589 тыс. т                 (1.3)
     Qизв.= 2589·0.426= 1103 тыс.т                                 (1.4)
     начальные геологические и извлекаемые запасы газа Vизв.
     Vгеол=·Г                                             (1.5)
     Vизв=Qизв·Г                                              (1.6)
     где Qгеол, Qизв – и запасы нефти, тыс. т;
     Г – газовый , м3/т 
     =2589·23.76= 62 млн.(1.7)
     Vизв=1103·23.76= 26 млн.(1.8)
     Зная накопленную нефти по на 01.01.2017 года, остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти и газа на анализируемую дату.
     Qгеол.ост.=Qгеол - Qнак                                           (1.9)
     Qизв.ост=Qизв - Qнак                                          (1.10)
     Qгеол.ост= 2589– 522.0 = тыс(1.11)
     Qизв.ост= – 522.0 = 581 тыс.(1.12)
     Vгеол.ост= .ост·(1.13)
     Vизв.ост= Qизв.ост·(1.14)
     .ост=2067·23.76= 49 млн.(1.15)
     .ост=581·23.76= 14 млн.м3                                (1.16)
     в таблице 1.5
                                                                                                            1.5

Пласт
Запасы , тыс. т
газа, млн.м3

Геологические
Извлекаемые

Извлекаемые

Нач.
Остат.
Нач.
Остат.
Нач.
Остат.
Нач.
.
О-2
2589
2067
1103
581
62
49
26
14
     Результаты подсчета объемным методом

Выводы
    В административном отношении месторождение в границах Алексеевского района Самарской области, в 90 км к юго-востоку от областного центра г. Самара.
    О-2 в окского надгоризонта и приурочен к известково-доломитовым разностям, переслаивающимся с прослоями. 
    залежи результатами  бурения 35 , в общая изменяется от 1,8 до 6 м, в этих же пределах (1,4-6,0 м) и толщина. В выделяется от одного до пропластков толщиной от 0,4 до 5,3. изменяется от 0,6 до 2,8 м.
     В залежи пласт однороден: коэффициент эффективности - 0,82, расчленённость – 1,97.
    Залежь , относится к типу. её в плане 4,7 х 1,1-4,7 км, высота – 27,4 м.
    Начальные пласта О-2 тыс.т. нефти. КИН – 0.426. На 01.01.запасы – 2067 тыс.т, извлекаемые – 581 тыс.т нефти. 
    

    
    

2. -ЧАСТЬ
    2.1 Основные этапы проектирования месторождения
    Грековское в 1967 году, в в на основании «Технологической Ростошинского, , -и Куйбышевской » [4], составленной в 1974 году «Гипровостокнефть». В разработку пластов Б-2 и В-1 поднятия осуществлять по 2 варианту, который предусматривал сетку на , на Б-2 - + одна разведочная, на В-1 - проектных + одна . По Южно-Несмеяновскому поднятию один , эксплуатацию Б-2+В-1 шестью добывающими ,пять из которых , одна . О-2 рекомендовалось разрабатывать как возвратный объект.
    В работе «технологическая схема месторождения» [5] институтом «Гипровостокнефть» в году, Б-2 Грековского поднятия предусматривалось восьмью добывающими по сетке 400?400 м с поддержания давления, путем воды в две . На Южно-, Б-2 рекомендовалось разрабатывать скважинами по 400?500 м, с целью поддержания пластового предусматривалась закачка воды в очаговую нагнетательную скважину.
    В 1980 г. ЦНИЛом «Куйбышевнефть» был «запасов и Грековского месторождения », геологической для составления «Гипровостокнефть» «к уточненной технологической схеме разработки Грековского месторождения» [6]. В были дополнительно объекты В-1 и В-2 Грековского , а в пластах О-2 и В-1 Южно-Несмеяновского обособленные - Западный и .
    В [6] В-1 и В-2 Грековского поднятия осуществлять в единого , для предусматривалось пяти скважин, скв.54  рекомендовалось после на перевести под , а скв.53 после отработки на -2 на пласт В-1. 
    На Южно-Несмеяновском в с [6], разработка Б-2Восточного планировалась скважинами, три из . На пласт В-1Западного купола добывающих и перевод скв.31 под после разбуривания залежи. На пласт В-1 с закачки в скв. 87. на бурение четырех новых скважин, в том числе нагнетательной. На пласт О-2Западного Южно-Несмеяновского предусматривалось шести добывающих иодной скважины. перевести под нагнетание скв.32. пласта О-2 планировалось скважинами, из отработки на планировалось перевести под . на в работе [6] было предусмотрено  24 скважин, нагнетательных и восьми .
    Восточно-Несмеяновское было впервые рассмотрено в работе «Проект пробной эксплуатации пласта В-1 Восточно-Несмеяновского месторождения» [7] ЦНИЛом ПО Куйбышевнефть в 1986 году. Пласт В-1 предлагалось , две из которых проектные. 
     В на основании «геологического строения и запасов и газа …» ЦНИЛом ПО Куйбышевнефть была работа «разработки » [8]. В прогнозные технологические показатели по новым пластов А-4 Южно-Несмеяновского, О-2 и В-1 Восточно-.
    На Грековском поднятии пласт Б-2 планировалось существующим фондом из четырех скважин, на В-1 девяти , скв.47 в году с целью поддержания давления планировалось перевести под нагнетание воды. Перевод под закачку скв.51 планировалось проектными . Пласт В-2 добывающими . После  залежи был предусмотрен под скв.53.
    На Южно-Несмеяновском поднятии пласт А-4 планировалось тремя , две из которых . На пласт О-2 было предусмотрено пяти проектных добывающих и одной скважины. В залежи ввод из  консервации скв.24. По Б-2 в целом было предусмотрено проектных , две из них нагнетательные, на скв.94,96, в от результатов бурения скв.91. Пласт В-1на Западном куполе пятью скважинами, из . Скв.31 с 1989 года планировалось под закачку воды. На восточном куполе намечалось проектных , в том числе одной .
     На Восточно-поднятии в соответствии с работой [8] скв.101,102 и  под нагнетание скв.40. На Несмеяновском планировалось бурение проектной в поднятия - зоне нефтенасыщенных толщин. 
    В г. ИТЦ ОАО Самаранефтегаз был составлен «Анализ пластов Грековского »[9]. В этой работы, как и в [8], детально рассмотрены , Южно-, -Несмеяновский и поднятия .
    На пласт Б-2 предусматривалось разрабатывать  скважинами, одна из которых на в . Кроме того, перевод скв.97 с нижележащего , а также верхних в скв.49. На В-1 дополнительно к добывающим и одной предполагалось пробурить четыре скважины, и под нагнетание скв.51. В с от бурения скв.105 было от ранее проектных скв.103,104. Дальнейшую пласта В-2 в соответствии с [9] продолжать скв.53.
    На В-1 -поднятия кроме добывающей скв.40 планировалось дополнительно пробурить проектную скв. 101. От предложенной в [8] скв.102 рекомендовалось отказаться, вследствие низкой изученности геологического строения .
    На поднятии по О-2 к добывающей скв. 20 предполагалось одну проектную скв. 93.
    На А-4 Южно-Несмеяновского действующей скв.35 перевести скв.95 с . По О-2 дополнительно пробурить две добывающие , от бурения скв.44, скв.32,70 под нагнетание. Для уточнения северной залежи планировалось скважину. О-3 планировалось скважинами, одна из (скв. 71) в [8] планировалась к бурению на пласт О-2.  Б-2' планировалось разрабатывать одной скв. 61, которую ранее на О-2. 
    Б-2 Южно-Несмеяновского предполагалось разрабатывать четырьмя пробуренными скважинами: по две на Западном и . На пластВ-1Западного купола планировалось проектную скв.89, рекомендуемую к бурению в работе [8], того, перевести скв.81 под воды. пласта В-1Восточного купола планировалось существующим фондом из двух (протокол ЦКР № 2569 от 18.04.2000 г).
    В 2004 году институтом  «Гипровостокнефть» выполнена «Пересчет , растворенного газа, сопутствующих компонентов и ТЭО КИН Грековского месторождения» [2] (ГКЗ№ 1110 от 18.11.2005 г.), позволившая особенности геологического и уточнить пластов. 
    В 2006г. ООО «Технологический Б.Ф.» «Технологическая схема » [10], утвержденная ЦКР протоколом №от 12.07.2006г. В работе три прогнозных варианта. разработку месторождения добывающих и скважин по состоянию на 01.01.г. Второй был на и из бездействия , перевод скважин на другие горизонты, скважин под нагнетание, проведение ремонтно-работ (РИР), ГПП и СКО. , утвержденный к , вариант вариант II бурением и скважин, бурением боковых (БГС) и -(БННС). того, по ряду объектов увеличены КИН относительно утвержденных ГКЗ. Основными проектными были:
    - выделение 23 эксплуатационных ;
    - В-поднятия, О-2 Южно-Несмеяновского и В-1 купола Южно-поднятия разрабатывать с ППД, объекты на режиме .
    -  – 66 , в т.ч. 63 добывающих и три ;
    -  фонд для бурения – 17 скважин, в т.ч. горизонтальных;
    -  20 БС;
    -  КИН (по категориям ВС1+С2) – 0,445.
    В 2011 г  ЗАО «»  составлено «Дополнение к разработки Грековского месторождения Самарской области» [11], (протокол ЦКР № 5163 от 02.06.г.). вариант предусматривал:
    - 24 разработки:
    - Несмеяновское – О-2(р-н скв. 20), О-2(р-н скв. 24), А-4;
    - Южно-Несмеяновское – А-4, О-2(+Восточный купол), О-2(Западный купол), О-2(купол), О-3, Б-2'(купол), Б-2(), Б-2(Западный ), Б-2(, р-н скв. 34), Б-2(Восточный купол, р-н скв. 38), Б-2(, р-н скв. 1111), В-1(купол), В-1(Восточный купол, р-н скв. 84), В-1(Восточный , р-н скв. 86);
    - Восточно-Несмеяновское – Б-2, В-1;
    - Грековское – О-2, Б-2', Б-2, В-1, В-2;
    - по избирательной системе, разработку на естественном режиме вытеснения;
    - – 49 скважин, в т.ч. 45 добывающих, две и две поглощающих;
    -   для бурения – три скважины; 
    - ГТМ включала в себя: стволов (в т.ч. три горизонтальных), 10 ГРП, а также физико-химические ОПЗ и РИР;
    В 2012 г. составлено  «Дополнение к схеме Грековского месторождения Самарской области» [12], выполненное ЗАО "" в г (ЦКР № 756 от 23.11.г.).
    Рекомендуемый : 
    - выделение  25 :  
    - поднятие–О-2 (р-н скв. 20), О-2 (р-н скв. 24), А-4, Б-2;
    - Южно-Несмеяновское – А-4, О-2 (Западный+), О-2(), О-2(Восточный ), О-3, Б-2'(купол), Б-2(купол), Б-2(Западный купол), Б-2(Восточный , р-н скв. 34), Б-2(купол, р-н скв. 38), Б-2(, р-н скв. 1111), В-1(Западный ), В-1(Восточный , р-н скв. 84), В-1(, р-н скв. 86); 
    - -– Б-2, В-1;
    - поднятие – О-2, Б-2', Б-2, В-1, В-2;
    - размещения на – избирательная; объектов В-1 Грековского и О-2 Южно-Несмеяновского поднятия (Западный и ) с ППД, остальных на естественном режиме вытеснения. 
    проектным документом является «к технологической схеме нефтяного Самарской области»(протокол Приволжской нефтегазовой секции ЦКР по УВС №1116 от 02.07.2015 г.) [3], ООО «СамараНИПИнефть» в г.
    Основные положения:
    - 23 объектов , :
    – О-2, Б-2', Б-2, В-1, В-2 поднятие;
    – Б-2, В-1 -;
    – А-4, О-2 р-н скв.20, О-2 р-н скв.24, Б-2 Несмеяновское поднятие;
    –А-4, О-3, Б-2', Б-2, Б-2 р-н скв. 38-84, В-1 р-н скв.34-86, В-1 р-н скв.38-84 купол Южно-Несмеяновского поднятия;
    – Б-2', Б-2, В-1 Южно-Несмеяновского поднятия;
    – О-1, О-2 Западный+купола Южно-.
    - объектов Б-2', Б-2 Грековского поднятия, О-2 р-н скв.20  поднятия, Б-2 , Б-2', Б-2, В-1 , О-1, О-2 Западного+на Южно-поднятии с системы ППД, на естественном упруго-водонапорном режиме.
    В целом по месторождению:
    - фонд – 84, в т.ч. добывающих – 46, – 14, ликвидированных - 18, поглощающих – пять, водозаборных – одна;
    - фонд для - 12, в том (в т.ч. две горизонтальные), три нагнетательные, три ;
    - перевод добывающих скважин под воды;
    - бурение ;
    - накопленная – 5513 тыс. т, в т.ч. по категории ВС1 – 4900 тыс.т;
    - достижение КИН – 0,453 (утвержденному).
    2.2 эксплуатационного объекта О-2
    Объект О-2 Южно-Несмеяновского поднятия является третьим по величине (1103 тыс.т или 14,4%) и по величине извлекаемых запасов (623 тыс.т или 13,5%) объектов Грековского месторождения.
    До 2013 г. объект был двумя обособленными на и Западном куполах Южно-. С момента «Подсчета запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН…»[2] в пределах Южно-Несмеяновского поднятия были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3Д, пробурены и испытаны две скважины, что значительные в строение и в оперативном в г. запасов нефти по Западного и купола с их в единую . В 2015 г. в результате ввода из консервации скв. 24 получен промышленный приток из пласта О-2 р-н скв. 24 . Кроме того, в 2015 г. скв. 204, 205, нефтенасыщение О-2. В настоящей О-2 рассматривается как единая, представленная тремя залежами нефти: на Несмеяновском поднятии - р-н скв. 24, на Южно-Несмеяновском – залежами на Восточном и куполах.
    введен в разработку в 1979 г. добывающими скв. 32, 33, в . Скважины вступили в механизированным с начальными жидкости 6 т/сут (скв. 32) и 8 т/сут (скв. 33) и 66,7% и 14,2% . Период по скважинам отсутствовал, что, вероятно, было их в залежи. работы с долей воды закономерно для скв. 32, вскрывшей пласт на расстоянии около 50 м от ВНК. наблюдается по скв. 33, располагающейся в ЧНЗ на расстоянии 650 м от ВНК. Поскольку результаты попутной и геофизические исследования скв. 33 в тот период , определить источник скважины не представляется возможным. До г. объект разрабатывался скважинами, по на тот 15,9 тыс.т, что составляет 37% от суммарной накопленной за период работы скважин [13]. 
    В августе 1985 г. была в скв. 64, на середине расстояния между скв. 32 и 33. Начальный по составил 7 т/сут, – 29,8%. По исследований в скважине выявлено герметичности и обводнение других пластов. эксплуатировалась до августа г. механизированным , при дебите 1 т/сут и обводненности 91,3% была переведена в пьезометрические. В 2015 г. в скв. 64 были вроведены -изоляционные работы, она была введена в добычу с жидкости 9,3 т/сут и обводненностью 69,4%.
    В г. в на объект вступили две скважины (скв. 72, 73), в ЧНЗ северо-западнее существующих скважин. в механизированным с безводной 6 т/сут. по скв. 73 два года, за который было отобрано 6 тыс.т или 14% от суммарной по скважине за всю ее на . В г в был успешно гидроразрыв пласта, который увеличить жидкости до 11 т/сут.  В 2011 г. скважина, обводненная пластовыми водами, что подтверждается анализами попутных вод, была переведена в . Скв. 72 лет эксплуатации с нефти 3 тыс.т была переведена под закачку воды, что обусловлено снижением пластового по добывающим до 20-21,5 МПа при начальном 25,45 МПа.
    В 1987-1988 г.г. введены в эксплуатацию скв. 60, 62, в механизированным способом с дебитом нефти 5-6 т/сут. схожий характер и нарастания . Безводный по скв. 60 5 , по скв. 62 – 22 месяца, за который суммарно скважинами 4,5 тыс.т нефти. В настоящее время скважины в режиме с дебитами жидкости 0,3-0,5 т/сут и обводненностью 77,8-93,8%. по нарастания доли воды по , обводнение происходило пластовой .
    На 2.1 представлена дебитов жидкости по скв. 62, 60, 33, 73, 64, 32, расположенных на расстоянии 300-500 м от скв. 72. Единственной скважиной, по которой наблюдается изменение в работы реализации очагового , является скв. 73, по которой отмечается увеличение дебита жидкости с 8-10 т/сут до 14-17 т/сут. Положительное влияние закачки воды отмечается в динамике пластового давления, в скв. 73 к 1992 г.  восстановилось до 24,5 МПа, т.е. до начального . пластового фиксировалось также в скв. 64, в бездействии в 1992 г [13].
    
    
    
    В 1989 г. в восточной была скв. 42, вступившая в механизированным способом с безводной 6 т/сут. Безводная по продолжалась три месяца, чего обводненность возросла до 12% и в нарастала с 5-10% в год. В 2014 г. была переведена под закачку воды.
    В 1990-1991 г.г. на объект были пробурены скв. 87, 92, 95, 70, 85, в осуществлялся способом с дебитами 6-8 т/сут.
    Скв. 95 введена в эксплуатацию в 1990 г. Вода в продукции скважины появилась на месяц , к составила 7,5%, а год 82,3%. С г. скважина эксплуатировалась с обводненностью на уровне 98,8%, в 1996 г скважина была в бездействующие с 2,2 тыс.т.  резкое воды в добываемой всего обусловлено в скважину вод пластов. По скв. 70 также наблюдается воды в на седьмой месяц эксплуатации (15,6%). год обводненность составила уже 56,8%. С 2007 г. в режиме периодической с жидкости 0,3 т/сут и обводненностью на 99%. в скважин затруднительно. Можно предположить, из положения скважины на расстоянии 250 м от ВНК и 400 м от нагнетательной скв. 42, могло происходить как , так и от влияния закачки. С 2011 г. по г. эксплуатировалась в , затем в г. была переведена в на серпуховский . Накопленный отбор по скв. 70 составляет 8,5 тыс.т [13].
    Скв. 92 и скв. 87, вступившие в работу в 1990 г., по настоящее . Относительно период добычи по скв. 92 28 месяцев, по скв. 87- три .
    работы скв. 85 характеризуется на уровне 5-10 т/сут и воды в на 4-6% в год. В 2006 г. в был успешно проведен гидроразрыв пласта, позволивший увеличить дебит по до 70-80 т/сут. В 2013 г. скважина была переведена в нагнетательные с накопленным отборов нефти 73,9 тыс.т. По результатам анализов вод обводнение скважины происходило . 
    С г. по г. ввод в эксплуатацию на и нагнетательных скважин не проводился.
    В 2010 г. с других на объект О-2 скв. 71, 86, в части залежи. Скв. 71 в с дебитом жидкости 15 т/сут  и обводненностью 2,8%. С в на был проведен ряд успешных мероприятий по смене насосного оборудования, обработке призабойной скважины растворителем, соляно-обработки, что позволило скважины по жидкости до 40-50 т/сут при 1-2%. В настоящее скважина работает с 30 т/сут и обводненностью 14%. Период работы скв. 86 стабильными жидкости 3-4 т/сут и 2-6%. В г. произошло скважины до 74%, по попутной скважина посторонней водой. По состоянию на 01.01.2017 г. в пьезометрическом .
    В 2011 г. была скв. 107, в совместно с объектом А-4 с дебитом жидкости 0,2 т/сут. пласт О-2 в области части . Получение притока нефти позволило в увеличить границы залежи с объединением залежей на и куполе в единую. скважины наблюдается с мая г., в продукции возросла до 33,3% [13]. 
    В г. на объект три скважины – скв. 38, 61, 81. Скв. 61 и 81 расположены в западной на расстоянии около 300 м друг от . При вводе на объект в скв. 81 был проведен , что обеспечило скважины на объекте в начальный с жидкости 70 т/сут. Однако к декабрю г. дебит скважины по снизился до 1 т/сут при увеличении обводненности до 22%. относительно ВНК (250 м) вероятнее обводнение скважины водами. Работа скв. 61 характеризуется стабильными на 10-13 т/сут, с г. наблюдается обводненности с 6% до 22%. По результатам проведенных в 2015 г. геофизических работ в скважине нарушение эксплуатационной колонны. В время в пьезометрических в ожидании ремонта.
    Расположенная в восточной залежи скв. 38 вступила в на два объекта О-2+О-3 с дебитом 42 т/сут и 50%. В феврале г. в скважине призабойной зоны, что позволило увеличить до 45 т/сут при 41%.  За 1,5 наблюдается тенденция к , за этот период возрастала до 70%. По попутной воды поступления , поскольку по на структуре предположить, что обводнение возможно происходит как пластовой водой, так и от закачки воды в скв. 85. 
    В период 2013-г.г. на объект скв. 115, 116, 117, из них две горизонтальные (скв. 116, 117), а также три скважины в с (скв. 114, 69, 84). Расположенная в залежи скв. 116 вскрыла три пропластка, горизонтальным стволом пройдено 176,2 м по нефтяной части пласта. В был получен жидкости 21,7 т/сут при обводненности 1,4%. По результатам скв. 116, а с учетом в 2011 г. скв. 107 залежи и куполов объединены в единую (протокол №18/315-пр от 24.07.г.).
    В 2015 г. скв. 24, ранее приуроченная к залежи пласта О-2 на Несмеяновском поднятии, в добычу из . За первый месяц работы по 39 т/сут при обводненности 22,6%. Кроме того в том же году окончены бурением скв. 204 и 205, между Несмеяновским и Южно-. По результатам бурения выявлено нефтенасыщение О-2, что позволило в настоящей работе О-2 р-н скв. 24 и О-2 Западного+Восточного Южно-Несмеяновского в единую.  
    Объект с поддержанием пластового давления, с 1988 г. в западной части залежи было заводнение путем закачки воды в скв. 72. Закачка на до г. и снова в 2011 г. с переводом в нагнетание скв. 70, в [13].
    в закачке принимали участие скважин, основная доля приходится на скв. 72 – 411,8 тыс.м3 – что составляет 80% от общей закачки воды на объекте.
    По состоянию на 01.01.2017 г. в пребывает скважин, из них  действующих, в после бурения. 
    Годовая 89,3 тыс.м3, текущая – 126,2%. 604,4 тыс.м3, что на 90,5%.
    добычи – 18,6 тыс.т –  по О-2 был получен в 1992 г. при фонде добывающих скважин 10. Уровень отбора жидкости при максимальной добыче нефти 27,3 тыс.т. Доля добычи нефти и восточной частей в отборе одинаковы: западной (скв. 32, 33, 60, 62, 64, 73) 8,тыс.т, добыча нефти части (скв. 32, 42, 64, 70, 85, 87, 92, 95) –  9,572 тыс.т. В дальнейшем и до 2007 г. в годовой фонд 8-9 . Годовые нефти из-за нарастания доли воды в продукции. 
    В г. наблюдается рост годовой добычи с 2,5 тыс.т до 7,6 тыс.т при увеличении на одну, а также в 2007 г. добыча увеличилась до 19,8 тыс.т. обусловлен из бездействия скв. 42 и гидроразрыва пласта в скважинах (скв. 73, 85, 87). был получен по скв. 85, выполненное мероприятие нефти с 3,9 т/сут до 49,8 т/сут, с 62,9 т/сут до 73,9 т/сут. По скв. 73 и 87 был не столь , по скв. 73 дебит нефти с 3,6 т/сут до 9,2 т/сут, жидкости – с 4,4 т/сут до 12 т/сут, по скв. 87 дебит нефти с 4,4 т/сут до 12,4 т/сут, – с 5,3 т/сут до 14,6 т/сут. Кроме того, в скв. 85 в г были проведены мероприяти.......................