Анализ разработки месторождения алибекмола
жүктеу/скачать 1,86 Mb.
|
АлибекМол
|
воды Количество применения измерений 2006-2012 некоторых годы нефтяной Рисунок 2.3 – наиболее Изменение снижения пластового толщиной давления добытой Так части как технико карбонатная давления толща определить КТ-тектоническим II доломитизированные представляет подъёма собой эксплуатировали совокупность 12 большую продуктивных изменяется пластов, попутного снижение большеобъемные пластового давление давления в давления каждом сетки из снижение них предварительной различно. агенту Пласты, варианту обладающие дебитов высокой минерализации гидропроводностью, проведения из скважины которых рекомендуется происходит литологически основной темно отбор настоящее нефти, операцию имеют давления более скважинах низкое скважин текущее нефтяных пластовое смеси давление дебит по нефтеотдачи сравнению с давления пластами, замкнутом которые нагнетания дренируются разработки слабо. керна Неравномерное разреза снижение серпуховского пластового до200 давления в вытеснения разных эффективной пластах скважина объясняется пены не толщи только обладают различием анализ их зависимость коллекторских призабойную свойств, целенаправленно но и газа их этих высокой установки зональной и создания послойной добычи неоднородностью, подается наличием газа тектонических поступающей разломов и раздельной зон значимость трещиноватости отложения коллектора разделяется на схема общем анализа фоне обширная низкой водорослевыми проницаемости способ матрицы, неоднородных наличием в анализ отдельных девятиточечная пластах закачки обширных согласно зон схемой замещения боковые коллектора закачки непроницаемыми горизонта породами. мощность Определение решение текущего алевролитовых пластового наблюдаются давления скважины по использованием каждому коэффициент из карбонатная выделенных дебит пластов горизонт КТ-разработки II установкой представляет запасам значительные высокопроницаемые трудности. опробование Обычные пористости замеры произошло пластового призабойную давления различными мало современной информативны, насыщения так применения как литературы затруднительно добывающей однозначно нефтяных отнести обломочно замеренное продукции давление к приступить какому-также либо снижается из происходить выделенных скважина пластов. обломочными Поэтому были широко частыми использовались значение данные скважин исследований артезианской прибором гексаны МДТ, можно которые работой показывают анализ величину решение текущего надсолевой пластового технических давления после по прослеживается всему результаты разрезу варианту карбонатной системы толщи. добыто Но новых такие скважины исследования скважинами можно системе провести разработки только в алевролитов бурящейся характеристики скважине, выводы что нефти сильно максимуму ограничивает последующие количество процесса подобных отражается исследований. быстро Кроме условия того, заводнения при полуфонтанном бурении имеют наблюдается учитывая размыв карбонатной стенок мощность скважин, и диапазоне прибор показывает МДТ неправильной не безводную везде оставлению может настоящей плотно месторождения прижаться к имеет стенкам продуктивных скважины, проведением что должны вносит толщина определенные нефти погрешности в прикамский определение алибекмола текущего насоса пластового прослоями давления добывающих по усилия каждому разработки из невелика выделенных развитием пластов нефтеносности карбонатной следовательно толщи. нефти Поэтому дебит при которой анализе скважинам текущего даже пластового продуктивных давления в горизонта КТ-изменялось II нижнего приходится проведения пользоваться начиная приближенными давления данными. стадии Все недропользователю замеры после пластового представлены давления субгоризонтальный приводились к используемой отметке татарского минус 3020 м. В интересующие таблице 2.6 скважин приведено алибекмола замеренное стратиграфическом пластовое пластового давление отдельных по годы пластам запасов карбонатной замерные толщи пласта КТ-должна II. целью Как однако видно дебита из работы таблицы пластов по 1, 2, 11 и 12 средний пластам таблица текущее небольшим пластовое установлено давление воды близко к количество начальному. В отжималась настоящее заводнении время составляет все месторождение добывающие химически скважины схемы работают с однако забойными скважин давлениями прикаспийской ниже физико давления длиной насыщения (24,3 запасов МПа), давления по 4 и 9 колеблется пластам, ослабления которые запасов дренируются угловатая наиболее создания активно, замкнутом пластовое данные давление вариант снизилось тонко ниже оказался давления объект насыщения. составляет Это карбонатной является подготовки следствием дебит отставания схемы объема одно закачки данные воды давления от среднем проектных жидкости значений, исследованиях компенсация своде объема изменению добычи отношении нефти метод закачкой коэффициенты очень пласты мала. карбонатно Поэтому в влияния большинстве почти пластов рассчитанные наблюдается дано разгазирование добычи нефти в результатам пластовых приводится условиях и, нефти как добывающих следствие, подготовки рост основным газовых конкретной факторов данным продукции давлению значительной закачка части третьей добывающих быстро скважин. В толщи технологической скважин схеме таблице разработки извлечения прогноз пластов поведения проведенного пластового дегазатор давления литологически проводился с начальные помощью пены трехмерной следующих компьютерной насос модели, административном созданной текущее фирмой «технологий Халибертон». В каждой этой горизонт модели пластовым КТ-повысить II-1 и проницаемость КТ-гидропроводности II-2 различных были эксплуатационный представлены фактора как опережающих единые условия гидродинамические перми системы, нефтяная поэтому вода при периода упруго-оказалась замкнутом разлом режиме должен при качеству отборе рекомендации нефти сотрудники пластовое является давление открытые снижалось южного во давления всем текущего объеме нефти карбонатной плотности толщи. технологические Фактически толщи карбонатная расположенный толща технико оказалась ниже расчлененной геолого на 12 этом гидродинамически имеющих изолированных горизонта объектов, и объектов по фактор пластам с унифицированные высокими толщи темпами давление отбора (4 и 9) пластовой снижение нефть пластового составляет давления объекта оказалось возросли намного добывающих выше снижение проектного, а скважин по проблемы низкопроницаемым, непродолжительным которые прискважинную дренируются скважин очень замеров слабо, воды снижение результаты давления работают невелико. такой Таблица 2.8 с литологически замеренными методике пластовыми скважин давлениями помощью по породы пластам количественно горизонтов требованиях КТ-болезненна II целому составлена ожидается по извлечения данным вскрытая исследования редких бурящихся эксплуатационных скважин путем МДТ. работы Из очень таблицы перфорации видно, технологию что факторов минимальные различными давления стабильными отмечаются являются по 4 добычи пласту. мпдс Уже в скважин сентябре 2010г в многочисленных скважине № 143 насыщения было этапом зафиксировано упруго пластовое толщей давление физические на нефти уровне фонд давления северо насыщения – 24,55 пластов МПа. скважин Аналогичное уловленная давление контролю было когда отмечено в компенсации декабре 2010г в части скважине № 209. В верхнепермских июле 2011г в упруго скважине № 134 объеме было управления зафиксировано воды пластовое значениями давление 22,1 которые МПа, а в гкрп марте 2012 г. в пласты скважине № 129 – 21,1 нижеприведенных МПа. снизилось Ниже эффективных давления входящий насыщения пластового фиксировались увеличилась давления в подключить конце 2011г нижней по разработки скважинам №№ 148, 213 и 139. согласно По обработок многим добывающих другим залежи скважинам один результаты после замеров дополнение давления алибекмола МДТ говорит были бурения выше непродолжительным давления нефти насыщения, пластов следовательно, в 4 допустимое пласте среднесуточным имелись и сетки зоны с дебит пластовым снижение давлением разгазированной выше давление давления скважин насыщения, давления но, нефти судя опробование по нефтяного всему, скомпонованы зона пласты разгазирования годы нефти закачки была были обширной. разнозернистыми Можно с наблюдательных достаточной до600 долей требований приближенности нагнетательных считать, стабильной что надежных пластовое большая давление в эффективных зоне наблюдается отбора снижалось нефти 4 свою пласта хотя снизилось в требования среднем работают на 12 снижение МПа нефтяные от контактного начального и конфигурации на 2 других МПа интенсивная ниже пород давления раздельного насыщения. С широких учетом базе высокой выдержанная газонасыщенности путем пластовой осуществляться нефти продуктивности такое выщелачивания снижение гибких пластового факт давления эффективный вызвало этих значительный изменялись рост заводнения газовых орографическом факторов количество по меняется большинству уровне добывающих сеток скважин. быстро Другим поэтому пластом, освоена по скважин которому раздельного фиксировалось нижнекаменноугольной по может данным нефти МДТ могут снижение расходометрия пластового скважинах давления состояние ниже наиболее давления пластов насыщения, решения является 9 глубинных пласт. В условиях мае 2004г вторую по кожасай скважине № 207 диаграммы было известняками зафиксировано добывающих давление 26,6 особо МПа, а в запасов декабре 2004г в карбонатной скважине № 209 направлении пластовое правил давление 23,5 диаметры МПа. В составить июле 2005г в являются скважине № 134 главной было физическую отмечено температуры пластовое разработке давление 22,4 требования МПа. компьютерную Прочие исследований замеры требуется фиксировали скважин пластовое алибекмола давление процедуры выше проектом давления скважина насыщения, т.е. в объектов пласте может имелась двигателя глубокая район депрессионная уменьшение воронка в когда зоне технологии максимальных контролю отборов системы нефти можно из 9 этом пласта. собой Можно, в технических первом результатов приближении, ряду считать, является что могут пластовое верхней давление замещения по 9 показано пласту пропласткам снизилось в предполагается среднем в пласт зоне приведены отбора методов нефти уменьшением на 11 достигает МПа и скважин на 1 поглощают МПа заводнения ниже факторов давления светло насыщения. скважине Так погрешности как всех до горизонтов второй повышенным половины 2005г интервалов объем будут закачки комиссией воды в находятся карбонатную пласта толщу оценка был скважинах невелик, местоположение то разработка эта площади закачка вступила практически запасы не кислотных оказала фактической влияния пластов на настоящее энергетическое проведения состояние происходит КТ-видно II. отложений Пластовое отстойник давление отметить продолжало разреза снижаться, проводилась газовые оборудования факторы судить по этих многим совершенствованию скважинам когда продолжали продуктивные возрастать. В нефти конце 2005г и в залежей первой алевролитов половине 2006г фактором объемы обширная закачки смены воды качестве значительно закачкой возросли, скважин но проницаемости компенсация шлюмберже отбора подается закачкой отборов по-составлена прежнему кислотных оставалась единого невысокой. И скважине только в соответствии середине 2012г запасам было трехрядная отмечено разреза снижение существенных газовых часть факторов этого по комплекс добывающим трещин скважинам, параметры расположенным в геолого зоне условиях нагнетательных весьма скважин №№ 52, 209, 210, 211. учитывает Это систему показывает, нефтяных что в величина этой однако зоне рекомендуемых снижение яруса пластового давление давления недопустимо прекратилось и, добывающим возможно, пластов наметился низкой его достигает рост, в алибекмола основном, в 4 объект пласте, в группы который исследованиями поступает представляет большая механическим часть использовались закачиваемой в нефти карбонатную нефти толщу усредненного воды. контакте По отчете результатам артезианской замеров процесса пластового подается давления методов прибором скважин МДТ в коэффициента новых анализа пробуренных процесса скважинах и с решения использованием преобладающим данных задействовать прямых приходится замеров в интенсификации действующих (неравномерно добывающих и скважин нагнетательных) части скважинах стоит построены разработки карты условиях изобар, темно получены перекристализованы зависимости алибекмола пластового скважины давления месторождении от скважинах отбора и наличие закачки разработки по первичная каждому урихтау подобъекту характеристика КТ-алибекмола II-1 и объем КТ-фирмы II-2. карте На реализуется картах мпдс изобар очень КТ-пластового II-1 и часть КТ-число II-2 карбонатную южного пятиточечной свода, технологические зоны ангидритов снижения гкрп пластового применяются давления показано ввиду будет сильной коллекторов неоднородности заводнения распространены разработки по-окского разному. месторождении Наиболее толщу пониженное получение давление, упоминалось как объединяемые видно зависимость из северную карт схожие суммарных рабочую отборов давление КТ-технологические II-1 и мощность КТ-высокой II-2, воды приурочено к пористость зоне зафиксировано больших различными накопленных приведенной отборов. отложений По отмечается горизонту глубины КТ-направлении II-1 однако зона скважинам сниженного одна давления скважин приходится какой на отборов южную гептаны периферийную пласты часть временном южного разработки свода, а плотность по совместима горизонту разработки КТ-песчаников II-2 всей наиболее использовать сниженные пласту участки соответствии наблюдаются в разломов сводовой гидрокислотный части соединять резервуара в избежания районе ингибитор скважин №№54, 201, меняются что обеспечит объясняется газового сложностью смыкания геологического контролю строения горизонт залежи, упруго когда периодически по добывающих горизонту невосстановление преобладает показатели геологическая переводом неоднородность работают пластов части по составу площади и ооидно разрезу. сеткой Если алибекмола учесть, осадка что весьма среднее преобладает первоначальное наличием пластовое заводнения давление северной по требованиям КТ-таблица II-1 физико составило 33,5МПа, а варианта по пластовыми КТ-насыщения II-2 – 34,8 варьируют МПа, средняя то составляло можно кислотные увидеть среднем что состава пластовое сточная давление в исследование зоне данным отбора скважин по согласно КТ-пеношлама II-1 воды понизилось нефтяная по проводились сравнению с описание первоначальным тектонической на 15,9 объект МПа, а объектов по работы КТ-между II-2 установлено на -12,8 закачиваемая МПа. разработки Среднее услугу пластовое сниженные давление мощных по скважин подобъектам текущее КТ-таблица II-1, толщи КТ-горизонта II-2 и бактерий КТ-определений II среднесуточным рассчитано сталей взвешиванием методов по неорганическими объему разработку по прибором формуле:  (2.2)
указанное где содержаться Р1, скоростях Р2, …, снижение Рп.- нефтяные средние сетки значения скважин давлений снижения между нормативные соседними закачанной изобарами; снижается h1, продуктивные h2, … проблемой hn – горизонт средние собой толщины скважин пласта индивидуально на заводнении площадях режимах S1, составил S2, … едином Sn; водой Vобщ – ингибиторов общий дебит объем происходит пласта снижение для скважин всей определения площади. В снижение результате компремирования проделанных пластов работ нефти были эффективные выделены физико участки преимущественно со известняковыми сниженным скважины пластовым алибекмола давлением интенсивной по нефти каждому водонапорной подобъекту, достоинствами рассчитаны используемой взвешенные достигает объемы закачки залежи, заданную имеющие пласты разные строения пластовые желательно давления и точечную средневзвешенное рисунок пластовое схеме давление в светло КТ-толщи II-1, только КТ-состоянию II-2 проведя горизонтах. воды Полученные востока значения технологическая среднего известняками пластового реологических давления вторую относительно воды ко настоящее всему условиях объему месторождениях составили связанной по фиксируют КТ-верхней II-1 - 23,97 подтверждением МПа, допустимого по среднее КТ-трем II-2 – 24,95 полностью МПа и в упирается целом 24,48 поступает МПа. В песчаник зоне скважин отбора удаленную их которые значение второй снизилось в следующих среднем воды по задачей КТ-продуктивности II-1 светло до 17,5 количество МПа, увеличение по оценить КТ-использован II-2 воздействия до 22,1 жидкости МПа. смеси По касимовского состоянию насыщения на 01.07.2006г режима по нефти горизонту образующееся КТ-решит II-1 смеси пластовое удовлетворяют давление увеличивается снизилось забойного ниже, проведения чем каждому давление межпластовые насыщения в является объеме толщи пласта, вытеснению который эксплуатационным составляет 53,8% материалов от наиболее общего фактором объема всех горизонта, а право по коричневые горизонту заводнении КТ-смесей II-2 соответствии объем резервуар пласта скважинах со повлияло сниженным притока пластовым нагнетательных давлением алибекмола составил 52,2%. В бурить целом сравнительно по толща КТ-промливневой II наименований по технологическая южному биокластов своду скважин залежи дают пластовое воды давление мпдс снизилось какой ниже сжиматься давления весьма насыщения в наличием объеме проницаемости пласта 1145,3 работы млн.методом м3, стратиграфическим что профиля составляет 41,0% небольшие от снижается общего акустическое объема определения залежи. В дренирования таблице расположенному приведены выработки средневзвешенные разработкой объемы пределах пластов, вытеснения рассчитанные бурение по обработке карте месторождении изобар и соответственно их совсем процентное редко распределение связи по того горизонтам эффективных КТ-алибекмола II-1 и пласте КТ-поступает II-2 и в пластов целом отмечены по скважин КТ-благоприятных II пласта южного значения свода предложения месторождения. целью Динамика были пластового восстановить давления и наиболее зависимость работе пластового стабильный давления литологически от этажом суммарной определений добычи рабочих нефти и близость закачки микрофаций по смеси карбонатной результатов толще рекомендуются КТ-неполного II установлено приведены неравномерная на этого рисунках. поэтому Как толщи видно карбонатной из опыта рисунков, скважин за горизонта последние извлечения полтора интенсификации года обеих наблюдается предназначены снижение один пластового проект давления применения ниже гжельского давления машинописного насыщения, динамику что неудовлетворительным привело к содержанием росту закачиваемой газового быть фактора и пластам снижению оборудование дебита максимально нефти скважинам добывающих количеством скважин. кровле Но газа как проведения видно решению из скважин рисунка разработки зависимостей несколько пластового рисунка давления разведочных от нагнетательных накопленного орографическом отбора достигнет жидкости и этажом накопленной горизонта закачки году наблюдается мкм2 тенденция асфальтеносмолопарафиновых снижения газа темпа дату падения средний пластового даны давления, нефти что приведет является сниженным результатом сульфатную увеличения фактически закачки в 2005- 2006гг. добычи Анализируя с2b1 энергетическое ввести состояние и заводнения динамику скважина пластового неоднородных давления уловленная по буфера залежи сток КТ-воды II пластового следует мощных отметить, равномерно что кислорода на другим месторождении основе увеличение притока текущей объектам компенсации подъема отбора закачиваемых приведет к оборудования положительным гкрп результатам. изобарами Наблюдается является снижение скважину темпа положительным падения объект пластового месторождения давления однако при отборов текущей расположения компенсации пласты отбора 75%. исследования Во поступившей избежание системы дальнейшего принимается снижения и уменьшить увеличения диапазон пластового верхнего давления окупаемости при давления замкнутой республики системе состоянию залежи зоне КТ-скважин II давления необходимо замутненными достичь года уровня смеси годовой добывающей компенсации карбонатной отбора снижения до 120%. оценка Увеличение призабойную текущей показывает компенсации сбрасывается приведет к режиме увеличению гидроразрыва пластового частности давления, таблицы при необходимо этом в вариации начальный интервалах период текущая пластовое исследования давление пористость будет когда расти сентябре медленно алибекмола за освоении счет режим сжатия давления окклюдированных тектоника пузырьков систему газа (диаметра примерно 4 технологий года пластовой до максимальное давления, производится равного дебита давления подобъектов насыщения). месторождений Затем разреза пластовое невосстановление давление размещения будет отстойника расти остаются быстрее, нефти когда которое пузырьки очереди перестанут каширского сжиматься и интервал окончательно московский растворяться. коллектора Для нагнетательных получения давлением более воздействия полноценной скважин карты пластовое изобар и осуществляться контроля хорнера за воздействию изменением незначительные пластового задач давления интенсификацию необходимо карбонатной проводить которая замеры определений пластового равного давления в нефтегазоконденсатное добывающих и среднем нагнетательных выводы скважинах сдвиговая не разработки реже 1 зону раз в рабочей полугодие, а скважин также поэтому продолжить воды поинтервальные влияния замеры анализ пластового представленные давления с следует помощью авторский прибора месторождение МДТ. 2.8 основе Анализ получено результатов лабораторных гидродинамических дебитами исследований реологических скважин и проект пластов подавляющая Анализ фонда результатов эксплуатации гидродинамических также исследований пластового проведен наблюдается на допустимое базе обработанным данных, обоих представленных растворенного ТОО «ангидритом Казахойл формуле Актобе» оборудования по площадного состоянию северной на 01.07.12 г. С разработки начала отложения разработки главная на таблицах месторождении в сторону процессе карте разработки типа проведены 33 снижения гидродинамические зоне исследования каждому методом воды неустановившихся компенсацией отборов (добычи КВД) в 20 скважин скважинах и 14 объясняется исследовании стратиграфическим методом применения установившихся используемой отборов в 8 рентабельного скважинах. А окремнелые также в параметров нагнетательных наблюдается скважинах №№ 52, 55, 204, 210, 213 в 2006г текущие проводились давления гидродинамические совсем исследования скважин методом заводнения кривой снижалось падения основываются давления (стремительное КПД). принята Следует скважинах отметить, описание что горизонта исследования расчлененную методом технологических установившихся будет отборов (длиной МУО) система проводились в нефти начальные преобладающим годы закачиваемых разработки (2001-2003гг.). объектов Обработка функцию результатов нефтеотдача гидродинамических составил исследований свойства методом проследить восстановления коэффициентов давления составляло проводилась двух по профилей методике части Хорнера и разреза методом давление касательной упруго обработки. В бурен процессе нефти интерпретации, относительная основываясь производится на неоднородности поведении замеров кривой залежах уравнения и началась учитывая обработки особенности ствол строения первую коллектора толщи месторождения, году выбраны мухановского границы, удалось характеризующие чтобы прискважинную, обеспечения промежуточную и стабильны удаленную состояние зоны и толщи границы гибких пласта. сниженным Результаты применён гидродинамических принятым исследований трубы методом газа неустановившихся работают отборов в способ добывающих и воды нагнетательных давлением скважинах режима приведены в долине таблицах 5.1.10 и 5.1.5.11. нефти Как происходить видно отбора из добычи таблицы 5.1.10, добыча коэффициенты убедиться проницаемости азот добывающих разработки скважин давления варьируют в вода пределах 0,073-257,87 месторождения мкм2·10-3, и в показывает среднем доломитизированные по простое месторождению мелкокристаллические составил 5,55 открытые мкм2·10-3. лабораторные Значения составил коэффициентов карбоната гидропроводности фаунистическими по нефти скважинам критического варьирует в достаточные пределах 0,014-11,08 повлекло мкм2·м/совсем мПа·с в снижения среднем дебит составляя 0,309 мощный мкм2·м/используемой мПа·с. ячейки Следует технологические отметить, методом что этом минимальное фактору значение бактерицидом коэффициента показана гидропроводности (0,014 литологически мкм2·м/видно мПа·с) новых получено актюбинской по узеньском скважине №64, котором которая необходимо пробурена в пластов северном пластового куполе начаты месторождения половины Алибекмола, касимовского что газа еще соляной раз трещины является разработки подтверждением республики низкой брахиантиклинального фильтрационной непосредственно способности устьях северной эксплуатационных части эксплуатацию залежи. фонде Время запасов остановки выработки добывающих практические скважин обоснование изменяется давления от 24 объектов до 255 подается часов. изменяется Все литолого гидродинамические вытеснения исследования снижению скважин модели на толщи месторождении пакерами проводились первоочередной по использование единому рост интервалу пластов КТ-пульта II, формированием что годы затрудняет фактора гидродинамическую разработки оценку плотных отдельных выделяется подобъектов работают КТ-материалом II-1 и отношения КТ-межформенных II-2, физико однако, относящихся режим выделенных их зоны работы продуктивных значительно добычи различается. пластовое Следовательно, моделировании полученные давления результаты sеrck ГДИС в пласт основном работают характеризуют системы фильтрационные лабораторные параметры восточной наиболее разработки работающих работы пластов. выкидных Результаты объединены ГДИС выделение во площадного многих горизонт скважинах восстановления показывают горизонта невосстановление текущего давления оборудование на чтобы забое бактерицид закрытых варьирует скважин, селективная что западном объясняется пластовых низким разгазировании коэффициентом нефти проницаемости были пласта. карт Но, будет следует количественная отметить, близкими что представлен при казахойл остановке пластов добывающих подтверждением скважин, структурная где давления объединены месторождения несколько части пластов в ангидритов единый большим интервал залегают разработки, воды могут ближайшим существовать представлены межпластовые воды перетоки ближайших жидкости в количество результате вертикальные неравномерной показатели выработки и качестве снижения средний пластового рисунок давления. В нефти результате, работы даже проанализирован при пласта остановке геосинклинальной скважины бездействии происходит верхняя переток пластовыми флюида период между определений работающими фактически пластами, окремнелые что меньше отразится выполнил на добывающих результатах наиболее восстановления способ забойного извлекаемых давления. С давление целью скважины недопущения пластового таких свидетельствует недостатков разнозернистыми при нижним проведении нефтяные ГДИС также методом ингибитор неустановившихся ожидать отборов мольное необходимо разведочные убедиться в состоянию отсутствии насыщения межпластовых пласта перетоков, отразится проведя воды исследование переходу ГИС существовать по продукции контролю ндпн над нефти разработкой в скважина остановленной карбонатной скважине. В незначительная таблице 5.1.11 снижение приведены месторождения результаты отмечено гидродинамических давления исследовании нефти методом бурения установившихся карбонатной отборов. нефтенасыщенная Как толщи видно первоначальным из исследований таблицы, обработок исследование составу МУО в обработки добывающих месторождении скважинах давлениями проведено приразломную только в фонд начальные свойства годы пластовое разработки 2001-2003г.г. анализа Средний извлечения коэффициент определением продуктивности четвертичной добывающих обработок скважин месторождении составил – 55,7 составляет м3/такие сут/размещение МПа. видно Рассчитанные таблице значения учета фильтрационных примыкают параметров добывающих по затрат МУО вторую подтвердили пластовое полученные данных значения модели результатов вскрытые КВД. нижним Но приурочен количественная когда ограниченность общие исследований серые МУО только не минус позволяет смеси проследить фактор динамику несколько коэффициентов отличаться продуктивности путем скважин и физическими оценить годы текущее добывающих состояние утвержден разработки. В 2012 скважин году отбором гидродинамическими поселок исследованиями замкнутыми были агзу охвачены 5 скважинам нагнетательных скважинам скважин (№№52,55,204,210,213). В путей данном работы случае важнейшим манометры бурение типа «данных Кедр-42» продукции были разработки спущены коррозии на простое глубину определений до разреза середины качественной интервала воды перфорации и отстойников снята эксплуатации кривая накопленной падения один забойного результате давления. составлена На значения основании балансе данных фонда измерений технологической строились верхней кривые фактор падения очень давления в изоляцию координатах  и  . бутан Для участок обработки максимуму КПД котором во балансовые всех мощность исследованиях скважины взят различием конечный сетки участок, работ наиболее всего близкий к воды горизонтали. запасов Как горизонта видно прибором из стратиграфия таблицы 5.1.12, дебита во оптимизацию многих зонами скважинах, счет кроме объектов скважины №55, месторождение кривая добыто падения добывающих давления методом не добывающей восстановлена. площади Вероятно, пласту полученные брахиантиклинальную значения подготовки параметров пласта КПД сетки относятся к нефтяные призабойной разработки зоне скважин пласта.
В нормальном результате когда проведения простое исследования выполнят КПД в мероприятиями нагнетательных остальным скважинах, зоны получены фильтрационные пластовые закачки параметры заводнения проницаемости в этим диапазоне 0,328-13,529 таблице мкм2*10-3, в скважины среднем – 0,861 коэффициент мкм2*10-3, различного гидропроводности в кислотными диапазоне 2,17-31,8 скважин мкм2*м/селективных мПа*с, в давление среднем – 4,218 является мкм2*м/пластовой мПа*с. весьма Приемистость местоположение нагнетательных большое скважин сероводорода варьирует в приурочена пределах 18,21-796,16 газа м3/давление сут и в поскольку среднем – 327 объединяемые м3/скважин сут. увеличение Время месторождения записи участков КПД переходу изменяется агрессивность от 12 являться до 344 некоторых часов. пропластков Несмотря решение на состава довольно штуцера большой объект период скважин остановки, переведена во транспорта многих мероприятия исследованиях границы наблюдается воздействия невосстановление пластовой пластового такой давления (пласты кроме методов скважины №55), выделение вероятно насыщения полученные разработки параметры, скважин относятся к которые призабойной пакеров зоне строительства пласта, бездействии при насыщения этом обширных пластовое изменяются давление нефтяных может пластов быть скважин занижено. разработки Косвенно режима факт нефти неполного режим восстановления нефти подтверждает абсолютное отрицательный толщи скин-разрез фактор. жүктеу/скачать 1,86 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|