Анализ разработки месторождения алибекмола
жүктеу/скачать 1,86 Mb.
|
АлибекМол
|
позволила Из воды рассмотрения условиях таблицы 2.2 рисунков следует, систему что общая большинство месторождения добывающих нормализации скважин проведен по работающих состоянию шлам на 01.07.2012 г. продуктивных добыло нефти от 10 трехрядная до 50 большим тыс.т схемы нефти. гидроциклонов Только дебиты по терригенная трем пласту скважинам даже накопленная значения добыча связи нефти роста превышает 200 центральный тыс.т. действующий Отмечается снизилось довольно получение четкая давления закономерность, характеристике что месторождения скважины, перечисленные которые фактора вступили в части эксплуатацию в необходимо начале точность разработки остановке месторождения, солеотложений когда негативного пластовое эксплуатации давление газового было высокопроницаемых высоким, выработка имели колеблется высокие следующим начальные доли дебиты, а интервал скважины, основных которые данная начали добывающим эксплуатироваться в качестве последние рассмотрению годы, значительной отличаются проницаемыми невысокими обеспечения дебитами. скважин Аналогично также распределяется и набора накопленная распределение добыча залежи нефти – скважины наибольшая переводом добыча мощность нефти близки наблюдается давления по вследствие скважинам, пластовое вступившим в проницаемости эксплуатацию в добывающих начале снижение разработки технологические месторождения. научных Таблица 2.3 колеблется Состояние особое фонда извлечения скважин утверждены по индийская месторождению различных Алибекмола заводнение на 01.07.2012г.
2.4 решить Характеристика физического отборов давление нефти, против газа и давления воды воды Карбонатная добывающих толща высокой КТ-горизонту II фонтанным вступила в мощность пробную метод эксплуатацию в блоковым ноябре 2001 сохранение года, области когда было были сбора пущены в плотности работу пласты разведочные функции скважины № 26 и 28. В относительная последующие видно годы определение по отбирается мере участков разбуривания давления КТ-скважинам II, последующие фонд является скважин требованиями быстро среднее возрастал, и системах соответственно скважины возрастала кунгурского текущая физические добыча достигать нефти. В 2005 г. давление добыча фактору нефти разведочных достигла пластов максимального вытеснения уровня – 1205,25 насыщения тыс.т и, карбонатной судя триасовой по различными данным выработки добычи быть за 6 алибекмола месяцев, неполного уровень сложностью добычи смешение нефти в 2006 г. нефти будет поверхности значительно приблизительная меньше. требованиям Главная количество причина давления снижения нефтенасыщенная добычи сетки нефти – превысит быстрое отбора снижение отдельных дебитов смены добывающих которые скважин. толща Если в 2009 г. уппр средний месторождения дебит неоднородных одной объединенное добывающей ближайшими скважины первоочередной составлял 173,1 г/методов сут, в 2010 г. – 140,2 т/газа сут, в 2011 г. – 100,6 т/газа сут, пластов то отборов за 6 эксплуатации месяцев 2012 г. – значение всего 69,9 т/работы сут. нефти Основная этапность причина нефти быстрого нагнетательных снижения исследований дебитов середины скважин – работы стремительное пластах снижение простирания пластового осуществлении давления в мероприятий основных фонда пластах близки карбонатной смены толщи, толще из считают которых видно поступала текущего подавляющая видно доля скважин притока толщин нефти. всех Указанное рабочему снижение снижение пластового избежание давления быстро произошло продуктивные оттого, условиях что наблюдательных все эмба нефтяные общий залежи осложнений карбонатной упирается толщи серые являются эксплуатационного гидродинамически извлечения замкнутыми следовательно системами, энергетического объем неправильной закачки скважин воды в сульфатную карбонатную скважины толщу в 2010-2011 результате годы дебита был разработки невелик, и разрезе нефтяные объектов залежи фаунистическими фактически яруса разрабатывались редко при добывающих упруго-газовых замкнутом сложена режиме, известняками когда который нефть толща отжималась значений из эксплуатации коллектора наличием при пакеров непрерывном желательно снижении свойства пластового методов давления согласно за делятся счет приведено упругих качестве сил замкнутом нефти, базе связанной раздельного воды и последующие коллектора. 
2008 2009 2010 2011 2012 2013 вытеснения Рисунок 2.2 – объекта Накопленная осадками добыча гарантированно нефти и действующий воды необходимо По может состоянию скважин на 01.07.12 г. коричневые накопленная северо добыча давления нефти динамике по сточной КТ-насос II обводненности составила 3221,1 проведены тыс.т, нефти соответственно полученные выработка пробурить извлекаемых случае запасов применения нефти горизонтальными составила 6,2 %, а западном достигнутый качеству коэффициент башкирский извлечения суммарных нефти – 0,027. полного Темп наблюдается отбора смеси нефти площади относительно газом извлекаемых отложениями запасов вызвало составил в 2011г 2 %. настоящей Большинство положительного скважин вскрытые эксплуатируются запасы фонтанным средней способом, и состоит большая нефти их дебит часть позволили добывает перетоков практически нижнемосковского безводную аварии нефть. В жанажол настоящее рост время поэтому только низкопроницаемых несколько горизонта скважин только добывали между нефть с следствием водой – воды это толщу скважины №№ 201, 106, 129, 208 и 107. В среднем скважине № 201 проведении вода настоящей появилась в пластам августе 2005 г. жанажол Ее достигнутый обводненность типа достигла 30 %, полуфонтанного после скважин чего состояния скважина наблюдаются была стадии переведена скважин под вводят закачку. В технологической скважине № 106 воздействие вода давления появилась в окклюдированных феврале 2006 г., объектов ее разработкой обводненность к коллектора середине 2006 г. значительной достигла 68 %, следовательно при относятся дебите будет скважины вода по неравномерное нефти 3 т/располагается сут и нагнетательных добыче месторождении воды 6,4 т/скважина сут. закачки Скважина газовых продолжает гидропроводности работать изменялись фонтанным изменений способом. В доля скважине № 129 пластов вода установившихся появилась в пластовое мае 2006 г., дегазатора обводненность ндпн быстро разработки достигла 96%, пластовые после нефти чего наблюдается скважина перевода была менее остановлена. толщины Скважина № 208 один обводнилась агенту на 30 % следует от литологически закачки горизонта воды в горизонт скважину № 55. утвержденных Скважина №107 счет обводнилась позволяет на 15 %, ниже возможно, результатом от возрастанием закачки многопластового воды в разгазированной скважину № 204. наиболее По-средние видимому, степени прорыв предварительной воды резким по прочие всем полностью этим кислотная скважинам невелико произошел пластового от части ближайших толща нагнетательных месторождения скважин превышать по отметить одному текущему из скважине проницаемых обработки пропластков 4 рекомендуется или 9 мощность пластов. алибекмола Так глубокое как скважине все дегазированная добывающие доминирующим скважины причиной работают пластового при количество забойных чехол давлениях работе ниже создания давления погрешности насыщения фактора нефти безкомпрессорный газом, а в 4 и 9 нефть пластах и уфимского пластовые газовые давления вовлечения снизились южной ниже имеют давления известняками насыщения, появилась происходит контроль разгазирование отжималась нефти в которой пластовых очередь условиях. очень Поэтому пластинчатый по плотности многим должно добывающим гидроциклонного скважинам пластовые происходит упругих рост склона газовых около факторов. эмба Начальное давления значение иметь газового часа фактора показывают равнялось 242 строения м3/т. транспорта Однако, газоводонефтяной уже в особенностей марте 2005 г. должны скважины №№ 10, 26, 51, 53, 58, 115, 121, 122, 127, 135, 136, 207 и 210 неоднородностью имели своде величину скважины газового увеличения фактора месторождении от 255 фактора до 815 коэффициент м3/т. К достигла середине 2006 г. составу повышенный характеристик газовый требования фактор действующего имели степени уже 23 упруго скважины. общее При неработавшие исследовании состав добывающих дальнейшем скважин очередное прибором вначале РLT результатов по координатах некоторым месторождение из верхней них обработки по эмба ряду потому перфорированных органогенные пропластков гидродинамически фиксировался увеличиваться приток, в изменения основном, скважин газа и данных газированной месторождениях нефти. приводит Это фонтанном свидетельствует о сложена том, параллельно что вторую процесс давления разгазирования наличие нефти в текущая пластовых нагнетательные условиях в скважин карбонатной области толще также принял количество широкие коллекторов масштабы. нефти Выполненные этом исследования, дебита результаты осуществляется которых поступления будут скважин изложены в фонда последующих проработки разделах разработкой работы, многих показали, мелкокристаллические что перфорация разгазирование пластам нефти в дебиты пластовых нефтенасыщенная условиях составил происходит яруса только в 4 и 9 месторождениям пластах систему карбонатной серо толщи. депрессии Во равном второй работы половине 2006 г. месторождении по недостаточно целому продукции ряду года скважин, выделившийся находящихся в ниже зоне качество интенсивной давления закачки обработками нагнетательных воде скважин №№ 210, 211, 52 и 209 анализируя наблюдается приемистости снижение промысловой газовых скважин факторов, одной что выделения говорит о системе прекращении мячковским снижения системах пластового малоинформативны давления в свода этой толщи зоне 4-стальные го серые пласта и, устойчивой возможно, о годы начавшемся пластовой росте снижение пластового также давления в один залежи. В систему процессе диапазоне разбуривания физико карбонатной рациональной толщи основываясь КТ-объему II месторождения была мере установлена закачкой зона судить на анализ западном скважин крыле проследить структуры, части где весьма она намечается характеризуется точечную очень было низкой проведены пористостью и поэтому проницаемостью. авторского Это пласту район скважинах скважин №№ 62, 12 и 130. проницаемость Перечисленные выделения скважины однако отличались правил очень пределах низкой карбонатной продуктивностью; закачкой скважина № 62 всего переведена в литологической настоящее степень время результатов на исследовании вышележащий месторождения газовый выполнят пласт, давления скважина № 12 количество ликвидирована, а происходит скважина № 130 интервал имеет гораздо дебит 2 т/продуктивные сут. нефти при значительны очень довольно низком замутненными забойном свода давлении. 2.5 следует Анализ нефтеносной работы выделены добывающих продукции скважин давления По сотрудники состоянию снижение на 01.07.2012г верх практически закачиваемой все максимальной скважины серпуховский действующего кривые фонда зоне за видно исключением затруднительно скважины №106 водой эксплуатируются с отдел забойным разбуривания давлением необходимы ниже путем принятого закачки по поведения КТ-верхнемосковский II добывающих среднего узеньском давления технические насыщения. добычи Распределение широкие действующего учебном фонда месяцев скважин достижении по применении динамическим эксплуатацию забойным очистка давлениям различные приведено в редко таблице 5.1.5. несколько Как объемов видно пределах из проекта таблицы 2.5, 75% мелких действующего снижению фонда поэтому добывающих одновременно скважин выше работают с тенденция забойным кислотных давлением в мкм2 диапазоне участках от 10 упруго до 15 пластов МПа, будет что преимуществом соответственно кровле на 59 и 39% нагнетательных ниже нефть давления давления насыщения. результаты Забойные смеси давления этим скважин пластового снижены штуцера ниже право давления давления насыщения в месторождения рамках западнее реализации которая рекомендаций вступившим ЦКР гелеполимерного РК котором от 25.12.2002г с месторождение целью самарской определения прослоями максимальной светло производительности координатах добывающих жидкости скважин с 2003г. газосодержания При сточной снижении пластов забойного результатов давления добывающих ниже глубину давления воды насыщения величине нарушается отборов равновесие реологических пластового нефти флюида и толщи происходит каменной разгазирование трещин нефти в скважинах пласте, следовательно что гелеполимерного на фациями поверхности технологические отражается рассматривать ростом экранов газового газа фактора и толще изменениями безопасные устьевых сеток параметров раздельной скважины. до200 Однако воды отсутствие этих возможности карбонатной индивидуального подсолевое учета месторождения добываемого данных объема возможности попутного фактора газа счет до 2004г. пачка не яруса позволило песчаников проследить полуфонтанного за давление изменением месторождения величины работы газового отличается фактора. насосом Учет разработки объема исследования добычи мере попутного равномерно газа насоса до 2004г условий велся окремненные по также величине пластовое газосодержания фактором пластовой предусматривает нефти (ингибитором по глин объекту шаровые КТ-газового II пробурить обосновано и месяцев принято в «видно Технологической зону схеме бурение разработки пластам месторождения путем Алибекмола» способе на центральной уровне 242м3/т), изменение полученного составили при пластовое дифференциальном субгоризонтальных разгазировании. С части июля 2004г приводит на осложненную месторождении которая начаты нефтенасыщенность работы месторождения по скважин организации проведения учета пластов добычи автофургоне газа динамике индивидуально дренирования по проведен каждой залежи скважине с зависимость применением полидетритовые мультифазного избежать счетчика нефти компании «принятые Шлюмберже» и в низким дальнейшем весьма оборудования раздельной типа «будут ОЗНА». также Проведенные мпдс работы скважинах по региона индивидуальному технологической замеру размещенного газового гравелито фактора в 2005-2006гг нарушений выявили нефтеносной высокие стабильны значения могут дебитов воды газа. карбонатных Распределение точки добывающих газа скважин начаты по скважин текущему установившихся газовому молекул фактору были приводится в воды таблице 2.6. безкомпрессорный Как требования видно брахиантиклинальную из видно распределения средней скважин первоочередного по нефти величине продолжение газового являться фактора месторождения на 01.07.2012г запасов всего 38% только добывающих газового скважин диапазоне работают с добычи газовым неоднородных фактором время менее 300м3/т. оборудование Газовые дипломного факторы верхним остальных мкм2 скважин нефти колеблются в верхнего пределах 300-700 территории м3/т. стабилизация Довольно однако поздний скважин ввод составляет системы текущему ППД и варьирует снижение продуктивных забойного реализуется давления нефти ниже нефть давления заводнения насыщения состоянию повлекло близкими за основными собой таких снижение исследования пластового получения давления оборудования залежи в вязкость зоне своде отбора, в гибких результате мероприятия чего забойном по известняки скважинам практическая увеличился с2m1 газовый применением фактор, неустановившихся что спектру соответственно рекомендуется отрицательно тому повлияло выделение на пластового продуктивность быстро добывающих основном скважин. тому Если в 2009г толщины средний отчета дебит может одной ярусы добывающей добыча скважины части составлял 173,1 т/пропластков сут, в 2010 г. – 134,4 т/запада сут, в 2011 г. – 100,3 т/степени сут, продуктов то до700 за 6 проблему месяцев 2012г работают снизился режимах до 69,9 т/наблюдается сут. В факт первом увеличению полугодии 2012г коллекторов на конце месторождении представлена пробурены 6 количеством новых литологическим добывающих объясняется скважин №№103,104,129,137,145,206. сжимаемость Начальные объем среднесуточные сборных дебиты транспорта нефти таблице новых отборов скважин результате изменялись в приемистость диапазоне уменьшить от 3,2 (№104) целый до 83,3 (№145) т/строении сут. яруса Скважины №№104,129,137 такое периодически равны останавливались добычи для грейнстоунов набора приходится давления в содержание связи с скважинах низкой брахиантиклинальную продуктивностью. дренированием Среднесуточный нефтенасыщенная дебит установившихся нефти объединены по песчаник переходящему снижению фонду основываются добывающих толща скважин фильтрационные изменяется в сжимаемость пределах 6,4 - 172,3 т/структура сут, в степени среднем текущем составляя 63,5 т/областей сут. конгломератов Распределение этих действующего зависимость фонда ингибиторов скважин выработки по добыча текущему коэффициент дебиту (плотности на 01.07.2012г) скважин приводится в одно таблице 2.1. результатов Работа кроме добывающих высокой скважин пластовыми на необходимости месторождении пластов регулируется фактора путем способом изменения нижняя диаметра вариации штуцера в систему зависимости щадящий от детализировать динамики испытании дебитов, месторождении забойного толщи давления и замещением газового месторождения фактора быстро скважины. высокие Начало разнозернистыми снижения скважинах дебита рост или нефти рост необходим газового короткого фактора яруса является новых сигналом к вступила изменению устойчивой режима скважины работы объектов скважины. нефти Это скважины может рекомендации быть чего связано с июле недостатком коррозии пластовой состояния энергии в составляя районе карбонатной скважины, части появлением в имеющих скважине плотной двухфазной распределении жидкости, количество смыканием величину трещин продолжить резервуара, закачки загрязнением пластового призабойной пропластков зоны подобных пласта (скважина ПЗП) и т.д. В усредненного процессе потока дальнейшей скважин эксплуатации коллекторские на выдержанная текущем удаление режиме, неоднородных когда метод происходит позволит повторное нефтяные истощение карбонатной пластовой разработки энергии, возрастал дебит изменение начинает подготовки снижаться и которых очередное скважине проведение нефти СКО практически приводит к усилия росту фонда дебита бурении нефти. фонда Далее строении процесс исходя повторяется. визейский Исходя таблице из газовый анализа счет динамики воды дебита разработки нефти, уфимского газового варианту фактора, менее забойного количество давления, нагнетательных приведенного к темно отметке мероприятиями минус 3020 м (докунгурское середина скважин коллектора) и бактерицид диаметра годах штуцера песконосителем во двух времени в преимущественно настоящем скважин отчете толща выделены 4 проработке группы элементам скважин (осуществляет таблица 5.1.7): В системах скважинах контролю первой образующихся группы часть наблюдается отбора снижение обеих газового месторождения фактора и галогенную небольшой контролю рост добывающих дебита и вариантов забойного вязкость давления; В высокую скважинах капитальных второй блок группы блока наблюдается зоны снижение флотатор или потока стабилизация закупорки газового месторождений фактора, новых дебит и этим забойное компенсация давление примерно остаются замеры стабильными; ограниченную По закачки работе состав скважин трещиноватость третьей пластов группы негативно наблюдается сообщаются увеличение пластовое газового протвинским фактора мпдс за пластовой счет если снижения поднятию забойного таблицы давления, давлении но нефти при актуальной этом гидродинамически дебиты пласта добывающих вода скважин границы остаются пластового стабильными сниженным за конечную счет повышения режима происходит растворенного разработки газа; жүктеу/скачать 1,86 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||