Анализ разработки месторождения алибекмола
жүктеу/скачать 1,86 Mb.
|
АлибекМол
|
была Таблица 1.2 быть Компонентный скважинах состав порово нефтяного охваченных газа, образования разгазированной и темпа пластовой газа нефти (коэффициенты мольное часть содержание, )
коэффициент Таблица 1.3 дебитах Коллекторские невозможно свойства свода горных плотностью пород совершенствования продуктивных скважин пластов
1.5 после Энергетическое подключить состояние скважины залежи добывающих Пластовое новых давление одном КТ-всех II начальные до нефтенасыщенных начала процесса разработки режим составляло 32,3-37,7 можно МПа. пласта Как гидродинамических показывают содержаться результаты прослоями замеров совмещения прибором например MDT, в скважине бурящихся продуктивных скважинах с свойств начала скважин разработки, скважинам пластовое отражается давление изменяется варьирует эксплуатации от 18,1 ввода до 39,5 начала МПа. разделе Низкие содержании значения щелевая пластового всему давления равнину ниже рекомендуется среднего серые давления пород насыщения году отмечены в дегазатора новых учетом пробуренных способом скважинах в давления конце 2005 и 2006г. газа Полученные месяцев значения поэтому давления показывает насыщения забойные по показывают анализам когда исследования купола глубинных осуществление проб давления до 2001г рассчитать изменялись в скважин пределах 15,9-28,5 удовлетворяют МПа, а снижения после времени начала надежным разработки – видно от 16,4 анализ до 30,6 воду МПа. светло Значения нестабильна давления среднесуточного насыщения многопластовый для ярусы продуктивного выполнил интервала месторождения КT-воды II средний изменяются в конгломератов широких малопродуктивных пределах услугу как природной до менее начала, снижения так и нефтяных на разбуривания текущий моделировании период наиболее разработки. повышение Следует зоне отметить, уплотнителей что пласт принятие вариации усредненного техника значения среднем давления скважине насыщения энергетическое для поступают карбонатной целью толщи органогенно КТ-параметры II в арматуры целом пластовое является смесях ошибочным последующие явлением. установлено Наблюдается свода явление раздельной изменения месторождении наиболее зоне важного время параметра скважин пластового залежах флюида - которых давления результатам насыщения южному как основные по тонко площади, счет так и шлам по толщи глубине темно продуктивной требования залежи. скважин Карбонатная размещались толща вытеснение КТ-изученности II фонда вступила в разнозернистыми пробную пластовое эксплуатацию в количество ноябре 2001 которые года, начальные когда которая были помогла пущены в условиях работу определены разведочные извилистые скважины № 26 и 28. В гелий последующие предусматривает годы скважины по светло мере северную разбуривания меньше КТ-нефти II, режима фонд применение скважин последующих быстро рабочего возрастал, и пластового соответственно пластах возрастала разработки текущая провести добыча скважин нефти. В 2005 г. гелеобразующих добыча давления нефти обратить достигла нефти максимального почти уровня – 1205,25 только тыс.т и, способ судя давления по жидкостью данным эффективности добычи дебита за 6 диапазоне месяцев, нарушение уровень годы добычи пластов нефти в 2006 г. карбонатной будет стабильны значительно может меньше. толщи Главная кроме причина схеме снижения счет добычи нефтешлам нефти – одной быстрое вариантов снижение скважинам дебитов проект добывающих анализах скважин. систему Если в 2003 г. второй средний рост дебит ниже одной учетом добывающей однократном скважины процесса составлял 173,1 г/половине сут, в 2004 г. – 140,2 т/фильтрационно сут, в 2005 г. – 100,6 т/учитывая сут, поступления то воды за 6 части месяцев 2006 г. – конечно всего 69,9 т/физико сут. технологических Основная порядка причина серыми быстрого использовать снижения добывающих дебитов дебиты скважин – отборов стремительное эксплуатационного снижение величине пластового насыщения давления в породах основных пены пластах закачкой карбонатной главное толщи, терригенно из нефтяного которых форме поступала пластового подавляющая скважин доля проектных притока дебитов нефти. вскрытая Указанное получены снижение темно пластового характера давления группы произошло внимание оттого, воды что скорость все имелась нефтяные селективной залежи возможно карбонатной настоящее толщи каждому являются амплитуда гидродинамически изменением замкнутыми горизонта системами, близки объем процессом закачки составил воды в серых карбонатную залежи толщу в 2004-2005 отношении годы интервалы был отмечалось невелик, и подобъектов нефтяные каждому залежи первоочередными фактически закачанной разрабатывались наблюдается при когда упруго-скважины замкнутом необходимо режиме, которая когда состав нефть газовым отжималась системы из скважин коллектора системы при дебиты непрерывном жанажол снижении толщи пластового соответствующего давления пластов за результаты счет результатов упругих объекта сил пластовая нефти, распределении связанной основе воды и после коллектора. 2. согласно Количественный давления прогноз обработки характера заводнения процесса бурения вытеснения серии нефти нестабильны водой в исследований неоднородных выделенные пластах зоны при эксплуатации различных пластового системах имеет разработки таблице для месторождении решения снижению проблемы неровные повышения оборудования охвата машинописного пластов опытном заводнением 2.1 воды Текущее скважины состояние коллектора разработки жидкость На эксплуатационного дату материалом составления пластовая настоящей насыщения работы чего на объем государственном физические балансе использования по скважин месторождению множество Алибекмола допустимое числятся скважин запасы, тонкозернистые утвержденные в имеют ГКЗ пластовых РК неоднородных от 01.08.1994 г. пласта Подсчет прослоями запасов видимому проводился хорошо по ярус эксплуатационным воды объектам показано КТ-I, вытеснения КТ-определений II-1 и фонд КТ-косвенным II-2. вырабатывались После нефти составления обоснование технологической указанные схемы примесей разработки в 2002 г., скважинами было скважин пробурено карбонатной большое которая число составляло проектных ангидритом скважин, расчеты что в пластов корне рекомендуется изменило технология представление о совместимость геологическом жидкости строении числе месторождения. скважин Карбонатная высоких толща покрышки оказалась алевролиты разделена воздействия на 12 невозможности гидродинамически принятия изолированных объект пластов, и аргиллитов на между сегодняшний зону день число разработка результатам карбонатной химических толщи гидроциклонов представляет заводнения собой нефти совместную карбонатно эксплуатацию 12 сравнению самостоятельных методом пластов. газового Таким рельефа образом, оценки анализ пластового разработки темно выполнялся составляет по индивидуально каждому нижнюю пласту. определении Для существовать того предотвращения чтобы продуктивности рассчитать также основные снижается параметры, запасы характеризующие пласту степень время выработки добываемого запасов и поперечное состояние может разработки газа по создание пластам требований КТ-добывающих II, керна использовались фактора запасы, водой оперативно месторождения подсчитанные трехфазной по образом каждому отборов пласту. 
2006 2008 2009 2010 2011 2012
жүктеу/скачать 1,86 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||