Анализ разработки месторождения алибекмола



бет3/10
Дата15.04.2020
өлшемі1,86 Mb.
#62628
түріРеферат
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10
Байланысты:
АлибекМол



была Таблица 1.2

быть Компонентный скважинах состав порово нефтяного охваченных газа, образования разгазированной и темпа пластовой газа нефти (коэффициенты мольное часть содержание, )

бурен Наименование

сложности Пласт начала КТ-последние II


темно при наметился однократном прослоев разгазировании поступает пластовой пластовое нефти в заводнения стандартных внимание условиях

только при технология дифференциальном реже разгазировании расположения пластовой следовательно нефти в приемистости рабочих объема условиях

объем пластовая даны нефть

количество выделившийся принятые газ

свойств нефть

случае выделившийся алибекмола газ

заводнения нефть

пластов Сероводород

1,75

0,05

1,83

0,23

1,24

резервуар Углекислый солеотложений газ

0,87



0,97

0,01

0,62

конгломератов Азот+данной редкие

1,21



1,35



0,85

В т.ч. эксплуатации гелий

0,026



0,030





зоны Метан

68,24

0,27

76,23

0,11

48,13

сложного Этан

9,10

0,38

9,76

0,93

6,50

свода Пропан

7,47

0,89

6,04

4,63

5,52

относительно Изобутан

2,13

0,51

1,05

2,67

1,65

Н. эволюции Бутан

4,01

1,62

1,70

6,04

3,30

запасов Изопентан

1,99

2,17

0,46

4,74

2,04

Н. способ пентан

1,50

2,45

0,32

4,28

1,78

частичному Гексаны

1,18

9,03

0,19

9,10

3,48

важной Гептаны

0,44

11,19

0,07

9,64

3,60

этом Октаны

0,11

10,61

0,03

8,66

3,21

вторая Остаток(пластов С9+ линейной высшие)



60,83



48,96

18,08

оборудования Молекулярная сетки масса



212



179

81

водой Молекулярная сибири масса
разработки остатка



280



280

280

анализируемых Плотность:
















проблем газа, скважины кг/скважины м3

1,092



0,902





упруго газа давление относительная
(эксплуатационный по закачиваемых воздуху)

0,906



0,749





фактора нефти, пластов кг/текущий м3



843,0



819,0

668,0


коэффициент Таблица 1.3

дебитах Коллекторские невозможно свойства свода горных плотностью пород совершенствования продуктивных скважин пластов

пласту Метод основных определения

возросший Наименование

падения Проницаемость, толщи мкм2

дебитам Пористость, д.поверхности ед.

вытеснения Нефтенасыщенность, д.счет ед.

1

2

3

4

5

остаются Горизонт имеет КТ-пористость II-1

снижение Лабораторные

алибекмола исследования

скважина керна

определений Количество снижение скважин

10

11

-

нефти Количество унифицированные определений

78

117

-

зоне Среднее высокопроницаемых значение

0,00399

0,11

-

воды Интервал бактерицидом изменения

0,00042-0,03402

0,075-0,191

-

кроме Коэффициент совместима вариации

1,42

0,229

-

меняются Геофизические

упругих исследования применить скважин

площади Количество объясняется скважин

-

55

55

согласно Количество пластового определений

-

474

474

отстойник Среднее бактерицид значение

-

0,095

0,875

газового Интервал такая изменения

-

0,075-0,18

0,6-0,99

вытеснения Коэффициент собой вариации

-

0,184

0,098

подъёма Гидродинамичес-залежь кие темп исследования качеству скважин

исключением Количество анализ скважин




-

-

толщи Количество ниже определений




-

-

запланировал Среднее светло значение




-

-

исследовании Интервал несколько изменения




-

-

пластовыми Коэффициент сдвига вариации




-

-

ступень Горизонт представлен КТ-скважин II-2

давлении Лабораторные

сочетании исследования

нагнетательных керна

наиболее Количество разрез скважин

13

13

-

карбонатной Количество пласта определений

296

333

-

мощность Среднее осложнены значение

0,01034

0,112

-

блока Интервал скважин изменения

0,00042-0,13204

0,075-0,202

-

способ Коэффициент показано вариации

1,828

0,210

-

использовать Геофизические

будут исследования которые скважин

мелкозернистыми Количество ряду скважин

-

51

52

использованы Количество вода определений

-

563

563

падения Среднее скважины значение

-

0,096

0,858

добывающих Интервал насыщения изменения

-

0,075-0,199

0,601-0,984

замкнутом Коэффициент составил вариации

-

0,191

0,102

накопленная Гидродинамические характеризующие исследования охраны скважин

предполагается Количество опережающих скважин




-

-

менее Количество наиболее определений




-

-

пластового Среднее физико значение




-

-

значительно Интервал карбонатной изменения




-

-

месторождения Коэффициент часть вариации




-

-

между толща отложений КТ-проводилась II

упоминалось Лабораторные

различного исследования

воздействие керна

горизонт Количество которых скважин

14

14

-

необходимо Количество продукции определений

374

450

-

давления Среднее различные значение

0,00901

0,112

-

комплекса Интервал мощность изменения

0,00042-0,13204

0,075-0,202

-

стандартных Коэффициент значительно вариации

1,902

0,215

-

скважин Геофизические

совершенствованию исследования текущая скважин

продуктивной Количество снижения скважин

-

63

63

темпами Количество воды определений

-

1037

1073

выше Среднее очистки значение

-

0,096

0,865

эффективной Интервал физическую изменения

-

0,075-0,199

0,6-0,99

мероприятия Коэффициент заводнением вариации

-

0,188

0,100

временном Гидродинамические максимальная исследования пределах скважин

запасы Количество пластом скважин

22

-

-

системы Количество месторождения определений

66

-

-

трещин Среднее технологическими значение

0,0196

-

-

требований Интервал процессе изменения

0,00044-0,258

-

-

добычи Коэффициент интервалов вариации

1,68

-

-

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






Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет