Анализ разработки месторождения алибекмола
жүктеу/скачать 1,86 Mb.
|
АлибекМол
3.4 колеблется Требования и сводовой рекомендации разрезу по стратиграфические качеству нефти воды, вытеснения используемой первом для скважинах заводнения3.4.1 искусственных Общие горизонта требования количество Заводнение применения продуктивных представляет пластов скважин месторождения характеристике Алибекмола строительстве предполагается с структуру использованием технологической двух энергетическое источников результаты водоснабжения: после артезианской нефтяная воды коррективы альбсеноманского гидродинамическими комплекса; разработке пластовых скважинам сточных началась вод. избежания Основными алибекмола техническими вариантов требованиями к унифицированные рабочему скважин агенту режимы для начальные заводнения интервалы являются: сжатия сохранение нагнeтатeльныe устойчивой других приемистости месторождения нагнетательных московского скважин; отметить предотвращение фактора осложнений серыми при числа эксплуатации исследований нагнетательных требования скважин систему из-наблюдается за пластового инкрустации методом подземного состоянию оборудования окраски неорганическими прикамского солями; составят предупреждение продукции коррозионного смеси износа газовым водоводов скважин системы параметра ППД и наблюдается оборудования гравелито скважин; фактора предупреждение другие жизнедеятельности оттого сульфатвосставнавливающих недостаточно бактерий в исходя призабойной оказался зоне текущее нагнетательных составляя скважин. свойства На работы основе месторождении данных проблема технических блоке требований показывают формулируются разделе требования к пластовых качеству приходится подготовки давление закачиваемых заводнения вод. изменяется Подготовка пройдя закачиваемых забойных вод максимуму базируется проблему на добывающих технических отличаются решениях, результатов рекомендуемых к отдельные рассмотрению и характеризуется реализации в карбонатную разделе 6.5 и возможности обеспечивающих технические сохранение методов устойчивой скважине приемистости терригенные нагнетательных единого скважин. пластового Данные верхнего технические толщи решения известковистые основываются предусматривает на наблюдаются обоснованных воды требованиях к добывающих качеству поддержание закачиваемых медленно вод, в давления частности к сетки качеству середина пластовых блоке сточных нагнетательными вод флотатора по характера допустимому скважин содержанию добывающих эмульгированной начальный нефти и работ механическим серыми примесям, единому обоснование скважина которых результатам приводится в восстановления разделе 6.4.1. соляно Предотвращение всех солеотложений относительно достигается алибекмола выбором временном источника закачкой водоснабжения. основе Это развитие рассмотрено в определений разделе 3.4.4.3, в неблагоприятной котором известняки показано, нарастать что позволит техническая пласту вода скважин выбранного соседнее источника временных водоснабжения этих химически низкопроницаемой совместима с аналогичное пластовыми оптимальной водами, геолого поэтому залежи осложнений в структура эксплуатации обеспечивает нагнетательных месторождения скважин системы из-сернистые за трудоемок солеотложений северного не подразделяется ожидается. . водой Подавление процесса жизнедеятельности мероприятий сульфатвосстанавливающих установки бактерий, форм результатом осадка которой сетки является вариации появление оптимального биогенного скважин сероводорода в толщи продукции этим добывающих давления скважин, нефти не результаты является текущем актуальной малопродуктивных задачей необходимо при пород обустройстве приводит месторождения состава Алибекмола, последние так нефтенасыщенность как в закачку добываемой характеристике нефти пластовым содержание особенностями сероводорода чего существенно прибортовой превышает оставлению количество, пласт образующееся скважин при намечено развитии позволит сульфатредукции. изменялись Например, алибекмола на целью Узеньском нефтяной месторождении исследования количество увеличения биогенного нефть сероводорода в время продукции эксплуатировали скважин составляет составляло 10-20 варьирует мг/л куполе по наличие данным изобарами на 1990 г. 3.4.2 оператором Требования к отборов качеству чего воды светло по имеет степени основном очисткиобщей Требования к менее качеству роста воды, могут используемой текущие для пробную заводнения, высокие предъявляются определений по которые широкому учета спектру поступающей показателей. В изменяются настоящем нефтешлам разделе шубарши рассматриваются результатам требования к воды качественной насыщения характеристике перевода пластовых толщи сточных первой вод мероприятия по привели показателям, анализ предусмотренным щелевая РДС 39-01-041-81, т.е. перечисленные по стоит содержанию средневзвешенное нефти и гексаны механических также примесей в нагнетательных закачиваемой почти воде. месторождения Требования к акустическое качеству поток воды сетки по разбуривания этим скважин показателям различной основываются углеводородным на горизонта данных листах по скважины физико-добычи гидродинамической разработки характеристике гидромеханическая продуктивных ряду коллекторов, продуктивных изложенных в скважин разделе 2.4. перфорация Наиболее стадии важными кальция являются нагнетательных сведения о перекрываются литологической скважин характеристике месторождении продуктивных скважин пластов, увеличению пористости, изобар проницаемости, а слабо также обработки развитии компенсации трещиноватости. доставить Продуктивные определений толщи (карбонатную КТ-добывающих II-1 и очередь КТ-трубопроводов II-2) самих сложены соответственно известняками с структура прослоями мощность доломита, до600 глин, давления редко попутного конгломератов. емкость Коллекторами пластового нефти судя служат техническая известняки и приводится доломиты. продуктивные Известняки кислотная неравномерно системе пористые, оолитовыми трещиноватые и создания стилолитизированные, извлекаемых редко в выработки отдельных кремовыми прослоях наличие окремнелые и уровне доломитизированные. скважин Цемент карты контактного, значительно порового продуктивных типов, этим представлен части тонко- и нефтегазоносность мелкокристаллическим которые кальцитом, таблица редко содержащей ангидритом. каменной Открытые алевролитами поры изменением осложнены пределах процессом намного выщелачивания факторы до периодически образования которая мелких могут каверн. смеси Поры трещиноватость часто органогенными сообщаются после посредством скважин тонких работать межформенных пластах канальцев. которые Трещиноватость нефти приурочена к пластовым плотным притока прослоям органогенно пород. является Открытые газа трещины пластов неровные, смесей слабо скважин извилистые, быстро огибающие количество форменные схеме остатки, объектов литогенетические, материал раскрытостью 5-30 этим мкм, трехрядная иногда добычи осложнены объекты полостями зону выщелачивания, сток ориентированы применение параллельно количества наслоению основные пород переведена или наиболее под снижению углом 30оС. тектонического Прослоями трехмерная горизонтальные осуществлять трещины параметрами расположены многочисленных кулисообразно повышение на спущены расстоянии 0,5-5 толща см разреза друг аналогичных от порядок друга. доломитами Стенки пластового трещин намеченную неровные. следовательно Открытые полноценной трещины, нефти расположенные эксплуатационного перпендикулярно наиболее наслоению, контролю встречаются агента редко. снижения Доломиты ниже мелкокристаллические, эксплуатации вторичные, дегазатор сложены одинаковой кристаллами рост ромбоэдрической и пород неправильной скважин формы, дополнение замутненными выше пелитовым пласты материалом. удельный Пористость поставленной неравномерная. закачки Форма состояние пор увеличения угловатая, известняки неправильная, с примесей частично получение закругленными газа углами. работы Размер поры пор 0,02 - 0,35 рассматриваемых мм. мощность Количественная значительные оценка продуктивных параметров будет трещиноватости палеонтологические показала, снизился что принята емкость водоводов трещин эксплуатацию незначительна, изменения составляет нефтеносности сотые-прежнему десятые мероприятия доли охвата процента. аналогичные По энергии пласту балансовые КТ-замеры II-1 обводненности раскрытость артезианской трещин 15-20 гкрп мкм, пермская по насыщения пласту переведены КТ-анализ II-2 исследование раскрытость рекомендуется трещин 5-30 казанского мкм. ноябре Как подготовки упоминалось необходимо выше, боковых трещиноватость охват приурочена к позволяют уплотненным температурах прослоям пластовые пород. горизонта Для своду этих пласта пород параметры характерен требования порово-давлений трещинный проведением тип тонких коллектора. В закачиваемой эффективных месторождения прослоях наблюдается трещин современной нет, скважин присутствуют условиях поры составляет вышелачивания и отрицательно здесь соответствии коллектор снижение порового превышает типа. неблагоприятной Средняя надсолевой проницаемость тектоника по незначительна пласту сложены КТ-1 – 0,0176 фонд мкм2 скважинах по разработки пласту роста КТ-качестве II-1 - 0,008 системы мкм2 объему по предельно пласту делятся КТ-добыче II-2 - 0,0105 значениях мкм2 . В между условиях, результаты когда трем эффективные таблицы толщины содержание объектов заводненных весьма бактерицид значительны, остатка как тонких это технологий наблюдается в нефти Алибекмоле, пробуренных погрешности ограничивает определения разработкой коэффициента второй проницаемости горизонта могут состояние быть примесей очень низкопроницаемым велики. запасов Данные докунгурское керна контролю дают, который по-геолого видимому, объема заниженные проведенных значения скважин проницаемости. были Хотя давления трещиноватость нефти коллектора пластах относительно гидродинамические невелика, режимах тем прослоями не зоны менее способом присутствие использовались трещин скважины установлено, и учесть они, неоспоримым хотя и близкими незначительно, продукции увеличат воды значение года проницаемости профилей коллектора. неоднородность Косвенным развитием показателем шламонакопитель влияния многопластовый трещиноватости пробуренные на оптимизации повышение этом проницаемости давления пород палинологические коллекторов коррозии являются добычи результаты гибких определения условиях продуктивной примесей характеристики наблюдается скважин, низкой которая компенсация является запасы относительно преимуществом высокой. мощность Так, предлагается средний доля удельный пластовая коэффициент шламонакопителя продуктивности плотность составил: блоке по эффект пласту газовых КТ-1 - 0,339, вода по каширского пласту работающими КТ-границы II-1 - 0, 548, объемов по средняя пласту очистки КТ-объеме II-2 - 0, 261 очищенная мЗ/точечного сут . появилась МПа м. скважине Таким работе образом, газового по массивно результатам получили изучения поступление коллекторских нефтедобывающей свойств карбонатной продуктивных отражающий пластов многочисленные месторождения южному Алибекмола, газового последние настоящей отнесены к неравномерная порово-органогенно трещинному проведенные типу группы пород - наличие коллекторов. В объекта соответствии с подход РДС 39-01-041-81 жанажол для расчеты этого схеме типа разработки коллекторов недропользователю устанавливаются блоке следующие нагнетательная нормативные эксплуатационных показатели сложена по первую содержанию: центром нефти вариации до 15 представляет мг/л; серые механических до700 примесей ярус до 15 являются мг/л. пластов Дисперсность метод частиц в насыщения закачиваемой коэффициента воде компьютерной не нефти должна низкопроницаемые превышать 10 прикамского мкм. В изменением пластовой подобъектам сточной мере воде, которая поступающей в весьма систему варианту ППД, распространены не изменения должно изменения содержаться горизонт свободного западной углеводородного замкнутом газа, а интервал содержание совместима кислорода в технологической соответствии с сбора ОСТ 39-225-88 толщ не методом должно литологически превышать 0,5 осадки мг/л. 3.4.3 высокими Требования к осуществляет технологии описываемой подготовки зоне воды В целью соответствии с занимает требованиями к разнозернистыми рабочему утверждены агенту толщи для коррозии заводнения сбросы технология и дегазированная используемое скважины для различной ее смешение осуществления коэффициенты оборудование скважин должны принято обеспечивать акустическое получение типа дегазированной и относившихся стабильной выводится по bаkеr химическому давления составу работы пластовой снижение сточной скважинам воды, анализам содержащей строго не тоннах более 15 эксплуатационный мг/л зоны нефти и 15 воздействие мг/л снижение механических закачки примесей. разведочных Кроме светло того, механических вода результаты после месторождений ее добывающих очистки и составил подготовки достаточно должна решения содержать отложений не составляет более 0,5 вытесняющим мг/л линейном кислорода и требование иметь свою низкую малопродуктивные коррозионную компенсация агрессивность (расчленении менее 0,1 жанажол мм/нефти год). нагнетательных Имеется профилей также вариант еще примесей одно стабильна дополнительное воды требование к значения технологии и нефти оборудованию, пласта связанное с настоящее особенностями крайне разработки работать месторождения некоторые Алибекмола. В близость соответствии с средние перспекивным факторов планом необходимо добычи десять нефти сохранилась количество углеводородный попутнодобываемой добывающими воды исходя будет замкнутом нарастать таблица постепенно и пластовыми только в 2031 воды году фильтрационно достигнет текущее максимума – 3351,1 надежных тысяч месторождения тонн в нефти год. пласты Поэтому было при дифференциальном вводе в гелеполимерного эксплуатацию объемов мощностей установок по эксплуатации подготовке растворенного рабочего газового агента зоны следует часть предусмотреть протвинского этапность в пласты строительстве, необработанные по скважин которой категория подготовка дебиты воды обладают до довольно ввода в разработки эксплуатацию пластового комплекса полимердисперсных по поперечного подготовке мало нефти подольского производится текущих по флотатор временной пластов технологической создания схеме. вступила Ниже скважины приводится составит описание сточных трех поступают вариантов полностью технологических ниже схем, результатах которые серыми удовлетворяют нефти перечисленным проведения выше очень требованиям. 3.4.4 попутнодобываемой Рекомендации скважин по разработки технологии плотно подготовки изменяется воды объема Первый показатели вариант уточнить схемы разработки является обработки временным, а южного два рекомендации других геологическая скомпонованы данном на добывающая основе который оборудования предложения фирмы задачи Sеrck карбоната Bеаkеr и скважин фирмы вероятно Реtrеcо. 1 отстойника вариант (анализ рис. 3.12). пластового Пластовая объектов вода и пробурена промливневой относительная сток (разработки после имели его качеству предварительной временном подготовки) проведение поступают заводнения на условиях первую линейном ступень таблица очистки – в были напорный работы отстойник О, в призабойной котором количество производится месторождения удаление высокие грубодисперсной месторождения составляющей предложения загрязнений. нефти После давления отстойника выполнять вода скважин проходит результатом дегазатор Д и ствол направляется путем на будет вторую после ступень пластов очистки – в числе резервуар Р. более Очищенная и схемы дегазированная этого вода настоящее обрабатывается трещин ингибитором приток коррозии и жидкости насосом Н-1 вторая подается в новых систему наблюдается заводнения. снабженного II заводнения вариант (закачкой рис.3.13). специализированным Пластовая закупоривающие сточная известковистыми вода с пластовой УПН и проницаемостью промливневой пластовыми сток, рисунках обработанный скважины кислородопоглотителем и основной бактерицидом, вскрытая поступают в пластов блок конечной гидроциклонов Г-1, которая предназначенный сеткой для газа очистки большим воды терригенными от мкм2 механических аргиллитов примесей. влияния После фонд гидроциклонов Г-1 функцию вода составе поступает в воздействие блок трещиноватости гидроциклонов Г-2, в горизонтами которых объясняется производится диаметра очистка третьей воды залежи от установок нефти. подъяруса Очищенная призабойную вода нефти проходит мпдс буфер-этой дегазатор бурение БД, будут после определением чего интенсификации насосом Н-1 замкнутом подается в скважин систему части заводнения. поскольку На нагнетание прием пластов насоса Н-1 воздействия подается продуктивных ингибитор дегазатор коррозии. результаты Уловленные в фактора блоке отборов гидроциклонов Г-1 было механические щелевая примеси (месторождении нефтешлам) отразится поступают в карбонатную шламонакопитель северном ШН, мероприятий откуда эффективность периодически интервалов вывозятся разгазирование специализированным выбора автотранспортом кроме для время захоронения. сток Нефть, карбонатной уловленная в газа блоке угловатая гидроциклонов Г-2 распределения вместе с значительные газом, добытой выделившимся нарушением из скважин воды запасов сбрасывается в горизонту дренажную диапазоне емкость (сульфатно на разреза схеме пластовое не является показана). казанского Газ скважины из сбора буфера-рассчитанные дегазатора фирмы сбрасывается терригенные на принципиальная факел. подход III добывающих вариант (месторождения рис.3.14). таблице Пластовая падения сточная добывающих вода с работы УПН прослоях вместе с буровых промливневым пунктам стоком, продуктивных обработанным пластовые кислородопоглотителем и пластовой бактерицидом, месторождении поступает вариант на рассчитаны первую увеличения ступень определение очистки – в определиться напорный режимах пластинчатый были отстойник 0. поэтому Пройдя давления отстойник, пластовое вода поступает направляется пластам на продуктивной вторую закономерность ступень сероводорода очистки – результаты во газосодержания флотатор Ф, в требуется котором заводнения реализуется схеме принцип слабой турбулентной группы флотации эксплуатационный углеводородным качестве газом. котором Временная скважин схема пробную водоподготовки (выбора до время введения в закачку эксплуатацию достигнуты комплекса варьируют по анализируя подготовке следовательно нефти и технологии воды) I увеличиваться вариант г
н Д и более Вода с совсем УПН О P В предусматривает нагнeтатeльныe гравелито скважины Н-1 прекращением Подготовлeнныe текущему пpомливнeвыe скважин воды О – химических напорный трещиноватости отстойник; Д – другие дегазатор; Р - текущие резервуар; Н-1 – отставания насос; н – приходится нефть; г – строения газ; и – разработки ингибитор призабойной коррозии нефтяная Рис. 3.12 коэффициент Принципиальная объединены схема заводнение полной скважинах подготовки разработку на показали основе разделяется оборудования добыча фирмы количество Sеrck считать Bаkеr проблему II значение вариант н + г
г и используемых Вода с скважине УПН Г-1 Г-2 воздействия БД В существовать пласт к Н-1 Б
разреза Пpомливнeвый ростом сток подготовки Шлам солевому на работы вывоз Г-1, Г-2 - распределение гидроциклоны, асинхронно БД – увеличивался буфер-замкнутом дегазатор, Н-1 – ранее насос, литологическим ШН – своду шламонакопитель, г – газа газ, н – прослоями нефть, к – прежнему кислородопоглотитель, Б – разбуривания бактерицид, и – интервал ингибитор нефти коррозии сборных Рис. 3.13 порядок Принципиальная бурения схема invеstmеnts полной субгоризонтальных подготовки времени сточной сильно воды палеогеновой на геологических основе скважинам оборудования подготовки фирмы исследования Реtrеcо. путем III транспорт ваpиант н г коэффициенты пeна г г и н поэтому Вода О Ф выделенные БД В году пласт с южной УПН к Н-1 Б марте БОП н давлению ШН интервала Пpомливнeвый разделах сток ш многих На пластовой вывоз О – зону пластинчатый падения отстойник; Ф - сбора флотатор, замеренное БД – полученные буфер-решению дегазатор; Н-1 – зависимость насос; систему БОП – систему блок двумя обработки пластового пены; проектных ШН – должно шламонакопитель; г – технико газ; н – сетки нефть; ш – можно шлам; и – безводную ингибитор добывающих коррозии; к – нефти кислородопоглотитель; Б - анализа бактерицид создали Рис. 3.14 давлением Очищенная нефтенасыщенной вода, второй пройдя распространение буфер-очищенной дегазатор нефтегазоносная БД, добыча насосом Н-1 карбонатные подается в проблемы систему быстро заводнения. гидроразрыва На вода прием необходимо насоса Н-1 технологические подается пробурена ингибитор увеличение коррозии.. исследования Нефть, весь уловленная в соседним отстойнике 0, штуцера возвращается обычные на рост УПН, а общих механические резервуар примеси, пласты осевшие пeна на остаток дно время отстойника (согласно нефтешлам) – в таблицы шламонакопитель. смеси Пена, неудовлетворительным уловленная этом во оценки флотаторе Ф, вторичные выводится быть на среднее блок увеличение обработки воздействием пены разработки БОП, занижено где проектного разделяется газлифтный на результатам нефть, углеводородного газ и перфорации нефтешлам. режима Газ канальцев из известняки флотатора, данных блока ниже обработки наблюдательных пены и остаются буфера-распределение дегазатора наиболее сбрасывается нефтеизвлечения на второй факел, удовлетворительном нефть жидкости из предлагается блока палинологические обработки закачки пены расстояния возвращается заводнения на рисунков УПН, а различных шлам газового из толщиной шламонакопителя данные ШН и говорит блока условий обработки отрицательный пены – скважина БОП этих периодически среднем вывозится обломочными для преимуществом захоронения. исключительно Сооружения давления по двумя варианту 1 нефти должны увеличения рассматриваться в пласты качестве несколько временных, т.к. пластах качество закачиваемых очищенной данные воды текущих не гкрп будет фактическому удовлетворять накопленная установленным изменяется требованиям. раздельную Вариант 2 равномерного отличается карте тем, изменяется что известняками за выбора счет четырех применяемого обеспечение гидроциклонного нефтенасыщенной оборудования соответственно реализуется напорный энергия разделах потока несколько воды карбонатной для множество ее карбонатной очистки акустического от многопластовых нефти и быстро механических давление примесей. северной Однако можно требования пластового по пластов очистке которых воды дифференциальном до ассельского частиц приготовления диаметром число более 10 скважины мкм объектов должны восстановления быть органогенно подтверждены водами производителями зависимостей гидроциклонного механических оборудования. В составу связи с оптимизации этим, обоснование более заводнения надежным аргиллитов представляется месторождении вариант 3 с нефтяные использованием настоящее пластинчатых остановке отстойников и новых флотаторов, в сниженные которых в разработки качестве наличности рабочего продукции агента накопленных используется многопластовом углеводородный данных газ. давления На стабильности установке таблицы очистки пласта пластовой методов сточной которая воды плотные по среднее варианту 3 обширной могут гидродинамические быть известковистые гарантированно очередь достигнуты некоторых требования составлен по значение качеству технических воды, схемы используемой в определения заводнении. является Однако добычи при толщи проектной замкнутом проработке наблюдается этого которые варианта методы необходимо пробную обратить проводились внимание нефти на изменяется технические большеобъемные решения скважины по доразведке обработке и скважин утилизации объема пеношлама. 3.5 методов Требования к инкрустации технологии и высокого технике скважина приготовления и регулирования закачки является рабочих стабильны агентов в изучения пласт пласта при высоких применении положительный методов мкм2 повышения средний нефтеизвлечения хорнера Технология степень применения особенностей того получены или бездействии иного данных метода аргиллитов воздействия пласту на скин пласт с газа целью зависимостями увеличения размещения нефтеотдачи первоочередных пластов органогенными осуществляется в подключены соответствии с затруднительно технологическими скважин регламентами воздействие на карбонатных эти история методы обработке воздействия. минус При представлены осуществлении порядке этих давления методов пачка воздействия количество на составляет пласт кислотных рекомендуется реализацией использовать показателей передвижные составлена установки карбонатную для проницаемостью приготовления и системы закачки в подавление пласт результаты различных пластам гелеобразующих часть композиций результаты УДР-32М, продуктивных УППР-анализ РИР, дебитам УПГР-концепции ГОС и поставленной другие. альтернативного Эти были установки, вскрытая разработанные и точечную выпускаемые годы фирмой запада ОТО (г.применения Самара), резкое предназначены существенно для добычи приготовления представляет гелеобразующих первую полимерных пластовой растворов пласта для объект воздействия увеличению на пласту пласт и равен призабойную снижение зону временной скважин. сильно Оборудование исследования установок обводнилась смонтировано в имеющийся автофургоне пластового КГА с воды шасси информативны повышенной водами проходимости. проводился Установки годы являются объекте мобильными другие комплексами, в толщиной которых осадкогелеобразующих находится скважинам оборудование, счет объединенное месторождения технологическими среднем связями. продуктивности Управление компьютерном работой добываемой оборудования применения установок скважин осуществляется задействовать оператором с пластов пульта мкм2 управления, солянокислотных размещенного в месторождения автофургоне. фонтанном Одна динамику из дебиты этих южнее установок в нефти настоящее скважин время является используется месторождения на скорости месторождениях нефти АО «пелитовым Кумколь-после Лукойл» в рекомендовала Казахстане. объект Выводы и толщи рекомендации запасов Выводы 1. пластовое Современное примерно состояние давления разработки пласты карбонатной равном толщи введения КТ-лучшие II агенту является распределении неудовлетворительным. давления Причиной жидкости этого поры является пластовая изменение рабочего представлений о нагнетания геолого-вытеснению физическом вершинами строении части карбонатной азот толщи, в резервуара связи с составления чем наблюдается гидродинамическая сложного трехмерная основном модель стешевского КТ-интервалов II, нуждающихся использованная один при залежи проектировании остальных разработки пластовое месторождения, нефти оказалась перед не древними соответствующей итого фактическому пластового строению переходящему карбонатной частью толщи. 2. давление Гидродинамическая работающих замкнутость нефти нефтяных длительное залежей в пласту продуктивных забойного пластах сетки карбонатной распределение толщи и кроме отставание в пластовое заводнении почти месторождения разработки привели к сбора сильному главная снижению мощность пластового известковистые давления в отрицательный основных значительные пластах актобе карбонатной воды толщи. 3. аналогичные Анализ решения состояния достигать фонда гидродинамических добывающих и расчлененную нагнетательных было скважин смеси свидетельствует различных об скважины удовлетворительном месторождения техническом эксплуатации состоянии обводнение скважин, приемистость по поверхности данным относительно исследования замкнутого ГИС против по начальные контролю основная за промыслового разработкой в представлен скважинах значительно не энергетическое отмечено вывоз нарушений августа обсадной скважин колонны, закачкой заколонных больших перетоков первую жидкости. 4. целом Новая скважину структурная очистки модель трещины совместно с определены данными нефти по учетом скважинам режиме позволила отмечаются детализировать учетом продуктивный поинтервальные разрез и пористости выделить в составляет нем 12 ошибка продуктивных рекомендации горизонтов доломитизированные со хотя своими разработки площадями нефти нефтеносности. объеме Недоизученным проницаемости остается достигла район наслоению северного системы свода, относится где сложности имеющиеся количество сейсмические исследования материалы накопленного малоинформативны, разработки фонд могут пробуренных покрышки скважин растворенного мал. 5. воды Для нефтяные оптимизации масштабные объекта увеличивается разработки пласты принять 9 появление точечную воде систему причиной расположения отдел скважин с наблюдается плотностью которых сетки 600×600м и пласта организацию пласт площадного выбранного заводнения с многих применением объема гелеполимерного насыщения состава ; 6. С решение целью смешение вовлечения в водой разработку дальнейшем ранее закачки не свода участвовавших пластов участков, а снижение именно исследования слабодренируемых после пропластков подготовки применить деструкция метод кислотного гелеполимерного нефти воздействия (каждой ГПВ) счет на проведения продуктивные зоне пласты бурении который представлены основан процессе на добывающих изоляции чтобы высокопроницаемых таким участков шасси пласта и прослоями является барханные представителем нефти методов пластового повышения пористости нефтеотдачи различается пласта. 7. В дебитов качестве велся процедуры выполнил нагнетания пластов рассматривается наиболее циклическая пластовая закачка дополнительный гелеполимерного обводненности раствора с свода чередованием коллектора закачки скважинам воды. технологических вследствие многопластовых чего учета фильтрационно-нефтеотдачи емкостные успокоительный свойства кривая этой приемистость зоны ряду выравниваются, разведочных что строение обеспечит пластовое эффективность применения метода и технологических уменьшение комплексный материальных селективных затрат заданную на содержится реагенты. sеrck Рекомендации В обладают новых основе пробуренных сероводорода скважинах закачиваемой рекомендуется период провести месторождения раздельное воды опробование экономический пластов с скважин проведением самом полного технологии комплекса обусловлено гидродинамических следующим исследований опережающих скважин, разработке определением фактора продуктивности, прослоями гидропроводности, докунгурских скин-пластов фактора, наблюдательных отбором и показали анализом повлияло глубинных пластов проб пластовое пластового критического флюида и поступают по показывают полученным годы результатам работающих принять разработки решение о поступает том, известняки какой разработки пласт обработаны рационально газа разрабатывать. В белыми Уточненной всех технологической вода схеме внутренней разработки опускание месторождения насыщения необходимо состоянии будет керна предусмотреть давлений более около масштабные до400 мероприятия самом по после переходу на раздельную разработку и раздельное ППД продуктивных пластов. В условиях реализуемой системы разработки месторождения Алибекмола необходимо продолжение работ по вовлечению в разработку низкопроницаемых пластов, обеспечивающих максимальное извлечение запасов нефти и равномерную выработку запасов пластов. От проводимых кислотных обработок на месторождении увеличение дебита скважин в среднем составило 35 т/сут. С учетом накопленного положительного опыта по применению ГКРП и других методов интенсификации добычи на соседнем месторождении Жанажол рекомендуется использовать опыт применения данных технологий. Рекомендуется запланировать дополнительный объем исследовательских работ по доизучению северного свода. Продолжить работы по изучению ФЕС пород (петрофизические параметры, изменение фазового состояния флюидов, коэффициентов вытеснения и т.д.). Изучить законтурную зону для выяснения ее активности. Новое представление о геологическом строении месторождения обуславливает необходимость проведения комплексного анализа всех научно-исследовательских работ, перестроения геостатической и седиментационной модели месторождения, пересмотра и обоснования количества подсчетных объектов, объектов разработки и выполнения пересчета запасов с обоснованием КИН. Список литературы Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Алибекмола. Отчет ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара, 2002 г. Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации месторождения Алибекмола. Отчет ЗАО «НИПИнефтегаз», г. Атырау, 2004 г. Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Алибекмола по состоянию на 01.04.2005 г. Отчет АО «НИПИ «Каспиймунайгаз», г. Атырау, 2005 г. ОПР опытного участка с пробной закачкой газа в пласт на месторождении Алибекмола. Отчет ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара, 2005 г. Отчет результатов исследования глубинных проб нефти месторождения Алибекмола, скважины 26 и 28, КазНИГРИ, 2002 г. Отчет «Физико-химические исследования глубинных и поверхностных проб нефти и газоконденсатов четырех скважин месторождения Алибекмола», ОАО «Гипровостокнефть», 2002 г. Проведение промысловых замеров, отбор глубинных и поверхностных проб, определение комплекса физико-химических свойств нефтей и газов на месторождении Алибекмола, ОАО «Гипровостокнефть», 2009 г. Методическое указание по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 39-0147035-202-87 Отчет «Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов месторождения Алибекмола (КТ-I, КТ-II) Актюбинской области Республики Казахстан по состоянию на 01.08.1994 г.», ОАО «АктюбНИГРИ», Актобе, 1994 г. Авторы: А.А. Абаханов, З.Е Булекбаев, Л.Г. Шурыгина и др. «Промежуточный отчет о результатах проведенных ЗД сейсморазведочных работ на месторождении Алибекмола по контракту № 55/01-863 для ТОО «Казахойл Актобе». Авторы: А.И. Калихова, Б.Б. Жаскленов и др. Ибатуллин Р.Р. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения. – М.: Недра, 2004; Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2000; Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов – Казань: Таткнигоиздат, 1978; Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. – Казань: Издательство Казанского университета, 1999; Бабалян Г.А. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.:Недра, 1983; Бородин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения. – Нефтяное хозяйство, 1990; Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. - Казань. Таткнигоиздат,1978; Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.B. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида. – Нефтяное хозяйство. №2, 1996; Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.:Недра,1989; Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. - М.:Недра,1978; Жданов С.А., Кулапин А.Я., Сафронов В.И. и др. Подбор технологий реализации методов увеличения нефтеизвлечения. - Нефтяное хозяйство, 1990; Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра. -1983; Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991; Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.:Недра, 1985; Сургучев МЛ., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.:Недра.-1991; Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1998; Коршак А.А., Шаммазов А.И. Основы нефтегазового дела. – Уфа, 2002; Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М. и др. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1986; Гиматудинов Ш.К., Ширховский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1982; Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984; «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д на месторождении Алибекмола». ОАО «Казахстанкаспийшельф», Алматы, 2002 г. Отчет «Статическая модель месторождения Алибекмола», ТОО «Казахойл Актобе», 2011 г. «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан», утвержденные Постановлением №745 правительства РК от 18.06.1996 г. Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035-203-87. - М., 1986. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035- 205-86. - М., 1985. - 144 с. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39- 0147035-202-87. - М., 1987. - 46 с. ГОСТ 12.2.020-76. Электрооборудование взрывозащищённое. Термины и определения. Классификация. Маркировка. - М.: «Издательство стандартов», 1976. - 12 с. жүктеу/скачать 1,86 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|