Сборник научных трудов «Геология в развивающемся мире» (ОРЭ) нескольких эксплуатационных объектов с применением оборудования отечественного производства. Рассмотрим эффективность применения ОРЭ в условиях Стретенского нефтяного месторождения. Стретенское нефтяное месторождение расположено в Ординском районе Пермского края. Открыто в 1969 году, введено в разработку в 1995 году. Согласно действующему проектному документу «Дополнение к технологической схеме разработки Стретенского нефтяного месторождения», принятому в 2014 г. промышленная нефтеносность установлена в следующих нефтегазоносных комплексах, характерных для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: девонском терригенном (пласт Д0); верхнедевонско-турнейском карбонатном (пласты Фр, Т2, Т1); визейском терригенном (пласты Мл1, Тл2-б2, Тл2-б1, Тл2-а, Тл1-а). Геологическое строение месторождения отличается значительной неоднородностью распределения пластов коллекторов. Причем расчлененность пласта в карбонатных залежах (2,3-6,9 ед.) значительно больше, чем в терригенных (1,3-1,7 ед.). В целом, можно сказать, что практически все пласты месторождения имеют неоднородное строение, что в свою очередь обуславливает непостоянство литологических и фильтрационных характеристик по площади и по разрезу месторождения. По сложности геологического строения Стретенское месторождение относится к сложным. Анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) залежей нефти показал, что в среднем значение пористости для карбонатного типа коллектора (пласты Фр, Т2, Т1) составляет 12.6%, проницаемости 66 мД. Для терригенного типа коллектора (пласты До, Мл1, Тл2-б2, Тл2-б1, Тл2-а, Тл1-а) значения пористости и проницаемости соответственно равны 15.7% и 230 мД. Диапазон изменения ФЕС пластов приведен в таблице 1. Таблица 1 Пласт Тл1-а Тл2а Тл2-б1 Тл2-б2 Мл Т1 Т2 Д0 Диапазон изменения ФЕС Кп, % 11,7-15,6 12,1-13,9 13,7-15 13,1-19,7 19,1-21,8 9,4-14,3 8,1-13 11,2-12,3 Кпр, мД 17,5-136 8,25-27,25 16,4-122 7,5-319 185-553 1,86-284 3,27-80,4 36,1-284 Нефть Стретенского месторождения по плотности средняя (0,855 г/см3 ), незначительной вязкости (3,26 мПа*с), сернистая (1,48 %), парафинистая (5,2 %), высокосмолистая (17,54 %). Высокое содержание в нефтях асфальто-смолистых веществ и парафинов, приводит к образованию АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) в НКТ, нефтесборных коллекторах; повышению стойкости водонефтяных эмульсий; возрастанию вязкости потока при снижении его температуры и росте обводненности, что в свою очередь значительно осложняет процесс разработки. В соответствии с действующим проектом на разработку месторождения выделены следующие объекты разработки: пласты Д0-2, Фр, Т, Мл, Тл. Добыча нефти осуществляется только на трех объектах: тиманском (Д0), турнейском (Т) и тульском (Тл), пласты Фр и Мл имеют ухудшенные коллекторские свойства. В соответствии с мониторингом разработки в период с 2016-2019 гг. площадь месторождения активно разбуривалась. В 2016 году был запланирован ввод 6 добывающих скважин (№№ 315, 319, 314, 317, 323, 322) и 1 нагнетательной № 318 на объект Тл. По результатам бурения и испытания в колонне на объект Тл была введена только 1 добывающая скважина № 319, а остальные были переведены на объект Т в связи с неподтверждением геологического строения в центральной части объекта Тл. В 2017 году были пробурены добывающие скважины №№ 333, 335, планируемые на объект Тл. Однако при бурении не подтвердились нефтенасыщенные толщины (Нэф.н/н план – 2-4 м, факт – 0-2 м) и данные скважины так же были переведены на турнейский объект. В 2018 году на тульский объект введены еще 3 добывающие скважины №№304, 305, 307, плановый дебит по скважинам №№ 304 и 305 достигнут, кроме скважины № 307, ее начальный дебит ниже планового так же по причине неподтверждения нефтенасыщенных толщин по пластам Тл2а и Тл2б-1 (план – 6,5 м, факт – 5,7 м.). 391