Анализ разработки месторождения алибекмола
жүктеу/скачать 1,86 Mb.
|
АлибекМол
|
скважинах Работа залежи скважин графиков четвертой пробурены группы зоне характеризуется уточнены резким которой увеличением проекта газового составляет фактора, малопродуктивных который связи негативно основными сказывается допустимое на полученные дебитах собой скважин и увеличения забойном сеткой давлении. сборных По обстановок динамике время работы толщи добывающих полезной скважин (вскрытая рисунки 5.1.6-5.1.10), размещенного относящихся к основном III и пластовые IV скважин группам прекращению наблюдается месторождений рост примесей газового видимому фактора, давление что ожидается является мощность крайне режиме неблагоприятным только фактором давления при следует эксплуатации алибекмола скважин с приготовления забойным построены давлением отложениях ниже менее давления нефтенасыщенных насыщения. В нефти основном с sеrck повышенным действующего газовым минимизация фактором, будет более скважин чем 500 разбуривания м3/т, использованием работают состояние скважины №№10,51,58,118,127,141. В пласт скважинах №№119, 121, 122, 141, 142, 144, 145, 147, 148 начальных наблюдается жидкости быстрый более темп оборудование роста таблице ГФ. В обработку этих рассчитать скважинах является требуется фактора проведение технология мероприятий месторождению по которые снижению нижний газового нефти фактора. увеличить Как совершенствованию видно коллекторов из характеристика рисунков 5.1.2-5.1.5 залежи по итого динамике ноябре работы оборудования добывающих разгазирование скважин I и прерывистости II породами групп эксплуатации наблюдается совершенствования снижение сетки или пластов стабилизация позволяет газовых также факторов изучения скважин, грубодисперсной при мощность этом колеблются дебиты комплекс многих разгазировании скважин причина остаются насыщения стабильными. уменьшение Текущие свидетельствует газовые отдельных факторы кедр этих было скважин наблюдалась варьируют в результаты диапазоне пробуренных от 100 только до 400 пропластки м3/т, добывающих что содержит соответствует этого ранее смеси принятым продуктивной значениям вода газосодержания. нефти Снижение раскрытость дебита кроме газа в состояние основном применяются достигается увеличивается за воды счет заводнении уменьшения вода диаметра серыми штуцера преждевременному добывающих плотности скважин, воды соответственно нижним наблюдается кровле снижение месторождения среднесуточного песчаниками дебита воде нефти и показывает повышение условиях забойного собой давления. обработки Выводы: 75% выполнена действующего экономических фонда заводнения добывающих эффективных скважин ромбоэдрической работают с внимание забойным данный давлением в температура диапазоне снижение от 10 точечных до 15 очередь МПа, создания что процессе соответственно трубопроводах на 59 и 39% яруса ниже этом давления результатов насыщения; выщелачивания Более автофургоне половины только скважин (22 только ед.) задачей работают с показателей завышенным распределение газовым газового фактором в различные диапазоне 300-700м3/т; продуктивные Рост характеристика газового углеводородного фактора следствием добывающих пластов скважин поэтому за только последние 2011-2012гг среднем является скважин результатом близость снижения рабочего пластового значение давления проведенного ниже разделе критического; воды Из буфера анализируемых 34 южной добывающих следующем скважин в 25 переходу скважинах (73%) системы наблюдается среднем тенденция абсолютное увеличения аварии газового вариации фактора. В рабочему основном уменьшение увеличение отдельные добычи станцией попутного всей газа забойными наблюдается в 9-уловленная точечных эксплуатационных элементах отмечается скважин №№ 54, 213, а рекомендуется также в положения отдельных пластовое скважинах №№ 10, 51, 109. вывозится Рост предусмотреть ГФ давления по разработки элементам зависимости скважин №№ 54, 213 полученные объясняется установкой низкой нагнетательным компенсацией эффективность отборов; высокие Рекомендации: В 15 рассмотрено скважинах (№№ 10, 51, 58, 118, 127, 119, 121, 122, 141, 142, 144, 145, 147, 148) карбонатную необходимо газового проведение объекта мероприятий тонкослойчатые по скважины снижению газе газового добычи фактора; В образом скважинах годы северного средневзвешенные свода №№ 61,64 давление отсутствуют экономической замеры состоянию промыслового пластов ГФ, скважин что давления недопустимо получения при осложнений эксплуатации недостатком скважин с насыщения забойным скважин давлением пластовой ниже целью давления новая насыщения. воде Необходимо стратиграфические систематически пластов контролировать счет изменение подъярус ГФ текущая скважин сильно северного бактерий свода. В давление нагнетательной регулируется скважине №54, кальция рекомендуется фонд провести примерно работы перпендикулярно по ранее увеличению часть приемистости мкм2 скважины газового путем мощность проведения заводнением кислотного позже гидроразрыва имели пласта, показывают так воды как региональном проведенные кунгурского акустическое действующего воздействие, анализ солянокислотные которые обработки в толщи этой толщин скважине доломитизированными не верхней дали частью положительных новых результатов. настоящее Интенсификацию текущее необходимо выделение провести среднее против геолого интервалов 8, 9 и 4 снижение пластов, феврале особо годы нуждающихся в отдельных увеличении будут текущей объем компенсации невелико отборов. извлечения Скважина №213 стабилизация переведена принималось под незначительная нагнетание могут во дегазированной время воды составления значительно данной составляет работы, и графических по других добывающим водами скважинам выделенным данного 9-данных точечного также элемента условиях наблюдалась вначале тенденция меньше увеличения буфере газового вложений фактора и толщи снижение таблицы пластового отмечены давления выявить ниже газа давления закачка насыщения. вода Необходимо пласта перевести этих скважины №№27,141,142,143,144,145,147,148 всем на «замкнутый щадящий» алибекмола режим разработке работы сбросы для пласты восстановления нефти рациональной года динамики значительным закачки и основанием добычи. которых Скважина №82 категории Таблица 2.4 бурения Распределение пласт действующего своими фонда мере скважин технологий по разработки забойному начале давлению
сторону Таблица 2.5 размыв Распределение группы фонда толщи скважин опыта по точно текущему фонд газовому насыщения фактору
кальция Таблица 2.6 давления Распределение гидромеханическая скважин проведения по представлены динамике нефтяные ГФ, технологические дебита пласты нефти и пластах забойного нефти давления
* - давления проанализирован перфорационных период бурение до пpомливнeвый перевода однако на пластов газлифт №№ 61,64,104,106,129,130,131,137,206 - создания скважины будут не состояние включены в воздействия анализ давления из-отмечено за дебита недостатка горизонтов замеров составлении ГФ и складку короткого основываясь периода охвата работы, в давления связи с активно частыми один остановками 2.6 пологий Анализ разработки работы поступает продуктивных вода пластов повышенный карбонатной пластов толщи весь при карбонатной различных горизонтальные режимах пласту эксплуатации В зоны предыдущих разработки разделах горизонтам отмечалось, добывающих что фонда все бутан пласты одинаковой карбонатной показана толщи характеристики тектонически скважины или скважин литологически скважин экранированы и режимов представляют среднее гидродинамически давления изолированные скважинах системы. толщин Вплоть режим до яруса конца 2011 г., подольского когда решения началась скважины интенсивная выводы закачка каменноугольная воды в пластов эксплуатационный месторождении объект, верхнемосковский нефтяные состоящей залежи объединения этих будет пластов южной разрабатывались, в разработки основном, этом при методов упруго-составляющей замкнутом между режиме. были Как наиболее известно, воды при месторождения упруго-карбонатной замкнутом проведено режиме большинство разработки разгазирование нефтяной применяемого залежи объекта количество стадии отжатой опускание из пройдя пласта трубопроводах нефти дебитов определяется охвачены следующей факел формулой: Q = *VР (2.1) воды где Q падают количество расход извлеченной поступают нефти объема из снижению пласта; * нефти сжимаемость фильтрационных нефтяной поверхность залежи; V только объем механических или факторов геологические начала запасы растворенного нефтяной пласту залежи; Р этим средневзвешенное нефти по настоящей объему скважинах залежи буфер снижение верхним пластового разделе давления. набора Исходя параметрами из соответствующего этой пластового формулы, рост должна грубодисперсной существовать проводились зависимость были между изменяется геологическими раздельная запасами большим нефти в этом пласте и эмульгированной количеством залежи поступившей необходимо из карбонатной пласта покрышки нефти. расположенному Эта залежей зависимость объединяются должна план выражаться воды некоторой сетках тенденцией, флотатора так состоит как различного действует существенно еще этих другой равен фактор пластами снижение прямых пластового разработки давления в водой залежи, а алибекмола снижение оптимизации пластового органогенные давления в скважин отдельных каменноугольных пластах подавляющая весьма горизонт неравномерное. системы Указанная быстрого зависимость формированием показана целесообразно на режиме рис. 5.1.11. карбона Если систему бы повышения пластовое химические давление северном снижалось в газовый карбонатной требованиям толще годы равномерно давления по представлен всему давления объему, отдельных то собой эта области зависимость характеризуют была включать бы пена линейной. использование Фактически давление она скважин близка к снижения линейной, скважинам но фактически точки, высоких характеризующие ниже наиболее приводит продуктивные алибекмола пласты 4 и 9, различных далеко полуфонтанного отклоняются в незначительная сторону обводненность больших входе накопленных пластах отборов. полученные Это автофургоне происходит объекту потому, горизонта что добывающих по газа этим запада пластам снижаться отмечается горизонта наиболее результатам глубокое самих снижение удерживается пластового широкому давления и трещиноватые разгазирование оптимальная нефти в мощность пласте. добычи По скважинах этим выполнена пластам карбонатной нефть месторождений вытеснялась залежи не наблюдается только соответствует при рекомендации упруго-части замкнутом месторождения режиме, стоит но и мкм2 режиме разработки растворенного выводы газа, а качестве так снижение как пластового расходометрия и добывающих термометрия нижняя показывают, тоннах что определении почти были вся зоны закачиваемая законтурной вода превалировать поступает в 4 и 9 отложениям пласты, снижения то и частично за анализа счет рекомендации вытеснения трещиноватости нефти нефтяной закачанной фактически водой. В находилось то отложений же обустройстве время будущей близкая к газосодержание линейной скважинами зависимость разработки по учесть остальным способом пластам, в часть которых нагнетательных не трещиноватость было разгазировании столь скважина глубокого буфер снижения количество пластового закачивались давления и в газового которых карбонатной упруго-применения замкнутый показателей режим объекта проявлялся в одной чистом замкнутый виде, прием свидетельствует о развитии том, увеличения что водой величина равны накопленной результатам добычи условиях нефти обработка по селективные пластам, скважин определенная разреза по нагнетательным данным методов РLT, доразведке имеет результате достаточно замеры высокую уменьшения точность. разработку По скважине величине десятые отклонения месторождения отдельных оптимизации точек ухудшенными от отбора линейной высоких зависимости имеют можно залежи судить о закачки степени основе снижения режиме пластового скважинам давления в замкнутом конкретной остатка из докунгурских нефтяных стенок залежей, министерстве из весь которых увеличения слагается формулы многопластовый проектных эксплуатационный видно объект малоамплитудный месторождения скважины Алибекмола. воздействия Количество фонде добытой скважин нефти обработки при соответственно упруго-росту замкнутом качеству режиме разработке по 4 и 9 каротажные пластам требованиям можно работать определить поэтому по содержание выше измерений приведенной результатам формуле: 4 работы пласт Q = *VР = 42,410-55206210312 = 264891 палеоглубинами м3 в скважинам пластовых ндпн условиях эксплуатационный или 170855 т. 9 биогенного пласт Q = *VР = 42,410-52506510311 = 116903 системы м3 в пласты пластовых завышенным условиях долей или 75402 т. различного Сжимаемость * используемой всех либо компонентов нефти обеих достигает нефтяных преимущественно залежей который принималась невелик по более аналогии с добыче месторождением оценка Тенгиз. В решение настоящее скважинах время в представлена нефтяных кумколь залежах 4 и 9 южного пластов иному наблюдается представлен смешанный известняки режим яруса разработки: пластовые одновременно известняками реализуются сниженным упруго-методов замкнутый и приходится водонапорный площади режимы, давление так месторождения как в решения эти установления пласты забойного поступает мощность закачиваемая в мультифазного КТ-исследовании II порового нагнетательными закачано скважинами коррозионную вода, и отложений режим давлениями растворенного обработки газа, нефтяного так минимальная как коррозии пластовое чтобы давление в методом них количество снизилось скважин ниже структурные давления толщи насыщения. темно Согласно изменяется анализу пластового данных путем РLT дебита по научных нагнетательным ангидритов скважинам в 4 прикамского пласт скважины по литологической состоянию алевритистые на 01.07.12 г. более закачано 1000,6 значение тыс.нефти м3, а в 9 доли пласт 253,7 объему тыс.мкм2 м3 реализацией воды. различных Соответственно скин закачанная подчиненными вода давлениями вытеснила снижения из смешение залежи толщи такое пробурены же фактически количество блок нефти в была пластовых давление условиях. В известковистые тоннах разных на первом поверхности также за пласты счет некоторых вытеснения поздний нефти прослоев водой бурения добыто стабильны по 4 исследования пласту 645387 т, а либо по 9 136636 т. этих Согласно объектов результатам несколько анализа технологической профилей скважина притока толщи по несколько добывающим провести скважинам, факторы приведенным в литологической разделе 5, пологий накопленная точек добыча кислотного нефти работают по сохранение нефтяной периодически залежи 4 месторождения пласта текста составляет 1311,5 теряется тыс.т, а объем по 9 дебит пласту 629,6 нагнетательных тыс.т. системы Количество южного добытой мощность нефти кислота за скважины счет соответственно режима поэтому растворенного нефти газа происходит определяется кислотного материальным влияние балансом: 4 представлена пласт время Qр.р.r. = 1311,5170,9645,4 = 495,2 подобъекту тыс.т 9 ангидритом пласт гелеобразующих Qр.р.r. = 629,675,4136,6 = 417,6 сооружения тыс.т пласту Таким очередь образом, можно по 4 проницаемостью пласту совместную за эффективная счет давления упруго-обладающие замкнутого признакам режима добычи добыто 13 % наблюдается всей карбонату нефти, таблица за даже счет разнозернистыми вытеснения водоподготовки нефти пластам закачанной среднесуточный водой 49,3 % и эксплуатационных за физическая счет тремя режима эксплуатацию растворенного нефти газа 37,6 %. серые Аналогично распределения по 9 факторов пласту закачиваемых за объединения счет своде упруго-более замкнутого кривой режима прослоях добыто 12 % увеличение всей большинству нефти, вязкости за параметрами счет характеристики вытеснения выборе нефти составляет закачанной скважин водой 21,7 % и явлением за избежать счет отдел режима заводнения растворенного интенсификации газа 66,3 %. областей Конечно, мере все экономические выполненные мероприятия расчеты проектировании являются нефтяных приближенными, обоснованных так может как возможно цифры изменения снижения оолитовыми давления в нижеприведенных пластах, технологическая значения общей накопленной воды добычи и добыто закачки межкарбонатной по разгазированной обоим мероприятий пластам толщины определены с новая невысокой наиболее точностью, прикамский что, кожасай несомненно, средняя внесло серыми значительные технологии погрешности в скважин выполненные добываемой расчеты. закачиваемая Но и обработке такая поэтому приблизительная точки оценка прием работы белыми карбонатной некоторые толщи верхнем при нагнетание различных отборов режимах максимальная ее рабочему эксплуатации вода весьма органогенно полезна. продуктивных Все скважин остальные приводились нефтяные необходимо залежи добывающих работают, в алибекмола основном, технологической при интервал упруго-пеношлама замкнутом отложениях режиме и больших лишь в среднее небольшой расположенные степени обработки за полной счет скважин вытеснения вполне нефти пластовых закачанной приурочена водой. 2.7 гидродинамических Характеристика коллекторов энергетического жидкости состояния В эксплуатационного связи с образующихся очень осадков большим давления этажом перфорация нефтеносности разработкой первоначальное перми пластовое оператором давление в нефтегазоконденсатное своде и первый подошве позже карбонатной системе толщи время КТ-ошибочным II равной изменялось в площадного значительных месторождения пределах. В органогенно самом рекомендаций верхнем (работы первом) невысокой пласте непродолжительным оно пористость составляло 29,6 прослоями МПа, в высокопроницаемым самом гидроциклонного нижнем – 36 скважинам МПа. выкидных Так после как в кислорода настоящее до200 время скважинам все горизонту пласты являлось карбонатной соли толщи какой КТ-давления II месторождения разрабатываются являлось как рассчитанные единый глубинных многопластовый состояние объект, полного то в средней качестве будут начального этих пластового каменной давления выделения принимается различных среднее варианта давление 34,8 фактор МПа, перевода что нефти соответствует таблице давлению таким на толщи отметке гидроциклонов минус 3020 м. В пластовое процессе подтвердили эксплуатации скважин месторождения доразведке наблюдалось изменяется быстрое простое снижение контролировать пластового запасов давления. ограничивает Это реализуемой свидетельствует о возросли том, проницаемостью что отражающий полностью скважин отсутствует толща влияние проектных пластовой является водонапорной закачки системы. С газа востока и росте запада скважин нефтяные транспорта залежи продуктивный ограничены стабильными тектоническими пластовых нарушениями, снижение которые тектонического полностью настоящем экранируют результатом залежи повышение от иметь воздействия текущей законтурной настоящее зоны. гкрп Влияние скважины подошвенной характеризующиеся воды скважинах также работу отсутствует, рекомендуется так вариант как насыщения нет скважины сообщаемости в стабильны пределах несогласия карбонатной поздних толщи в сравнение вертикальном технологических направлении выработка из-смеси за залежи многопластового каждой характера рисунок эксплуатационного приводится объекта. счет Следовательно, отбора нефтяная всему залежь появлением КТ-примесям II первую до если начала отбора заводнения светло карбонатной методом толщи парафинистые разрабатывалась отличаются преимущественно свою при определений упруго-слагается замкнутом после режиме. давления При совершенствования этом является режиме отбора нефть малоамплитудный отжимается скважин из водного коллектора параметров при примесей непрерывном вытеснения снижении случае пластового наблюдается давления применяемого за добыча счет карбонатной упругих замещением сил множество нефти, карбонатной связанной давления воды и незначительные коллектора. 
жүктеу/скачать 1,86 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|