Анализ месторождения Узень. Свойства нефти месторождения узень


Анализ месторождения Узень

 

Содержание

Введение…………………………………………………………………………...3

I.Геологическая часть....................................................................................4

1.1. Общие сведения о месторождении Узень…………………………………4

1.2. Стратиграфия…………………………………………………………………4

1.3. Тектоника…………………………………………………………………….5

1.4. Физико-химические свойства  нефти, газа и воды IV горизонта месторождения Узень....................................................................................5

1.5. Нефте-водо-газоносность……………………………………………………7

1.6. Запасы добычи нефти……………………………………………………….7

II. Технологическая часть.............................................................................9

2.1. Проектирование системы  разработки месторождения Узень..................9

2.2. Анализ состояния разработки  месторождения Узень............................11

2.3. Анализ изменения по  обводненности...................................................12

2.4. Анализ динамики основных  показателей разработки...........................13

2.5. Анализ сопоставления  проектных и фактических показателей  разработки...................................................................................................17

2.6. Характеристика фондов  скважин..........................................................18

2.7. Оптимизация работы  скважин...............................................................19

2.8. Мероприятия по повышению  производительности скважин....................21

2.9. Оценка эффективности методов воздействия.......................................22

III. Охрана окружающей среды и техника безопасности…………………….23

3.1. Анализ производства  опасных и вредных факторов……………………...23

3.2. Мероприятия по технике  безопасности и охране окружающей  среды….23

3.3. Мероприятия по технике  безопасности при эксплуатации  скважин…..24

IV. Технико-экономическая часть……………………………………………..24

4.1. Организационные структуры  ОАО «УзеньМунайГаз»…………………..24

4.2. Анализ динамики основных  технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности……………………………….24

4.3. Методика определения  экономической эффективности новой техники и технологиии на нефтедобывающем участке…………………………………..24

Заключение……………………………………………………………………….27

Список использованной литературы……………………………..……………29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Детальное изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения  Узень позволило уточнить характер распространения пластов-коллекторов, выявить наличие обширных низкопродуктивных зон залежей нефти, характеризующихся большой неоднородностью и прерывистостью пород-коллекторов.

В настоящий период эксплуатация месторождение Узень проходят в  исключительно сложных условиях.

На дату составления отчета из продуктивных пластов XIV горизонта отобрано 106274,3 тыс. т. нефти, что обеспечило текущий КИН 25,4% накопления добыча жидкости составила 218082,3тыс. т. Годовая добыча нефти и жидкости за 2000 год соответствует 1236 и 5163,9 тыс. т при среднегодовой обводненности добываемой продукции 76%.

Среднесуточный дебит  нефти и жидкости увеличились  с 3,5 и 11 (1999г) до 3,8 и 16,8 т/сут (2000г.) соответственно.

Блок 2. Начальные извлекаемые  запасы по блоку составляют 9317 тыс. т, а балансовые 20704 тыс. т. Степень  выработки блока от начальных  извлекаемых запасов - 58,53%, темп отбора - 0,83%.

Компенсация отбора закачки  в целом по блоку - 3,33%. Пластовое  давление в зоне нагнетания и в  зоне отбора по сравнению с прошлым  годом уменьшилось с 11,4 до 12,2 мПа  и с 10,3 мПа до 10,2 мПа соответственно.

Добывающий фонд по блоку 2 на конец года составляет 64 скважин, из них 8 скважины находятся в бездействии. Нагнетательный фонд составил 23 скважин, в том числе 11 скважины - в бездействии.

Блок 2а. Начальные извлекаемые  запасы по блоку составляют 16467 тыс. т, а балансовые 36593 тыс. т. Степень  выработки блока от начальных  извлекаемых запасов - 50,11%, темп отбора - 0,78%.

С начало разработки по состоянию  на 1.01.2001г с 2а блока добыто 8251 тыс. т нефти и 16919 тыс. т жидкости.

Доля участия блока  в накопленной добыче (7,7%) ниже доли в НИЗ (8,4%), а в годовой добыче (10,4%) выше доли НИЗ. И как следствие  КИН на 1.01.2001г. составил 22,55%. Дебиты скважин как по нефти (3,3 т/сут), так  и по жидкости (16,6 т/ут), ниже средней  величины этого показателя по гоизонту (3,8 и 16,8 т/сут соответственно).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.Геологическая часть

1.1. Общие  сведения о месторождении Узень

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак в южной части, известной под названием Южно - Мангышлакский прогиб.

В центральной и южной  частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132 метра.

Рельеф в районе Узеньского месторождения имеет сложное строение:

Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя  бессточными впадинами Узень  и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождение плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и  глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, называемого Хумурунским, выдаются во впадину Узень. В восточный части площади расположена впадина Тунгракшин. Она вытянута в меридиальном направлении, размеры и глубина ее уступают впадине Узень. Абсолютная отметка составляет +132 метра.

Климат района континентальный  лето жаркое и продолжительное. В  отдельные годы температура воздуха  повышается до + 45 С.

Зима малоснежная с  сильными ветрами, нередко бураном. Среднегодовая скорость ветра 6 - 8 метров в секунду. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые годы. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

 

1.2. Стратиграфия

Месторождение Узень многопластовое, имеет исключительно сложное  строение.

В разрезе меловых и  юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I-XXV).

Из них I-XII горизонты (в  нижнемеловых отложениях) стратиграфический относятся к туронским (I-горизонт), сеноманским (II-горизонт), альбским (III-XI горизонты) и неокомским (XII-горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающих песчаных, алевролитовых и глинистых пород.

По литологическим особенностям эти отложения четко разделяются  на два комплекса: верхний терригенный (II-XI горизонты) и нижний терригенно-карбонатный (XII-горизонт).

I. Триасовая система.

Отложения уверенно относимые к триасу вскрыты на Узеньской площади лишь в скважине № 53 в кернах, поднятых с глубины 2154-2120 метров, были определены комплекс пор и пыльцы, характерен для среднего и верхнего триаса. В порово-пыльцевом комплексе: пор - 42-62 % пыльцы - 37-56%.

II. Юрская система.

В разреза юрской системы выделяются 3 отдела: нижнеюрский отдел, среднеюрский отдел и верхняя юра.

 

1.3. Тектоника

Узеньская структура расположена в северной приподнятой части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному горизонту Южно-Мангышлакского прогиба. Она занимает наиболее высокое структурное положение и выделяется своими крупными размерами,на севере граничит с южно-восточной периклиналью, от соседнего Тенгизского поднятия, соседствует с Карамандыбасской структурой. Структура Узень относятся к типу брахиантиклинальной.

Эти нарушения являются практически  первыми, которые установлены по результатом сопоставления разрезов ряд скважин.

 

1.4 Физико-химические  свойства нефти, газа и воды XIV горизонта месторождения Узень

Свойства и состояние  углеводорода зависит от их состава, давления и температуры. В залежах  они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или  в виде газожидкостных смесей.

Пластовые нефти XIV горизонта месторождения Узень

обладают аномальными  свойствами, которые выражаются в  следующем:

высокое содержание в нефти  растворенного парафина и асфальтеносмолистых компонентов:

температура насыщения нефти  парафином равна или близка начальной  пластовой температуры: - при снижениях температуры пласта ниже температуры насыщения нефти парафином и разгазировании нефти. В пористой среде пород пород-коллекторов из нефти выделяется в твердый осадок парафин.

Характеристика свойств пластовой нефти XIII горизонта в таб.1.4.1 /л-3, с-38/

 

Таблица 1.4.1

 Наименование

горизонт XIV

1.

Давление насыщения нефти газом, мПа

8.3

2.

Газосодержание f, м3/т

м3/м3

66,0

56.5

3.

Объемный коэффициент, в

1, 20

4.

Вязкость нефти м, мПа С

4, 20

5.

Плотность нефти pн, г/см3

0,777

6.

Темпер. насыщ. нефти парафином, 0С

58

 

Температура насыщения нефти  парафином,0С

Давления, мПа

 

С таким параметрами как: давления насыщения нефти газом, газосодержание, объемный коэффициент, вязкость нефти, ее плотность, температура насыщения нефти парафином. Кроме того, в таб.1.4.3 /л-2, с-196/ показаны средние параметры и состав разгазированной нефти, плотность и вязкость нефти, молекулярный вес, температура застывания нефти, фракционный состав и другие.

 

Таблица 1.4.3

 Параметры

горизонт XIV

1.

Плотность нефти, г/см3 (20 0С)

0,8589

2.

Вязкость нефти, х 106 м2/с (50 0С)

16,5

3.

Молекулярный вес

309

4.

Температура застывания нефти, 0С

+31

5.

Темпер. насыщения нефти парафином, 0С

51

6.

Содержание, масс %

серы

смолселикагелевых

асфальтенов

парафинов

 

0,18

13,30

3,30

18,60

7.

Фракционный состав выход, об %

До 100 0 С

150 0 С

200 0 С

300 0 С

 

2

14

30

 

Растворенный в нефти  газ-жирный, со значительным качеством  углекислого газа и азота, состав и свойства газа выделившегося при  однократном разгазировании нефти показаны в таб.1.4.4 /л-2, с-198/

 

Таблица 1.4.4

 С о с т а в

горизонт XIV

1.

Плотность, г/г

1,26

2.

Метан

50, 20

3.

Этан

19,80

4.

Пропан

16,79

5.

Изо-бутан

3,10

6.

Н-бутан

4,65

7.

Изо-Пентан

1,55

8.

Н-пентан

1,45

9.

Гексан

-

10.

Пентан+выше

-

11.

Углекислый газ

0, 20

12.

Азот

2,26

 

Нефти месторождения Узень  в Казахстане содержат смолопарафиновых компонентов в количестве 22-28%. Снижение забойных давлений ниже этих с уменьшением давления от забоя устью скважины возрастает для отдельных горизонтов до следующих значений Pу=6 кГ/см2, равновесные состояние: XIV горизонта - 61 0С. При естественных термодинамических условиях эксплуатация скважин отложения парафина на месторождении Узень начинается в среднем на глубине 700-800 м.

 

1.5 Нефте-водо-газоносность

Все нефтегазовые и нефтяные залежи в горизонтах ограничены контурной  водой. Высота залежей по горизонтам различна. Закономерно меняется и  площадь нефтеносности. В целом  по горизонтам отмечается закономерное снижение ВНК в южном направлении (в XIV горизонте: на северном крыле абс. отметка - 1126, на южном - 1135 м.) и снижение абсолютных отметок контактов нефть-вода а направлении с востока на запад. Для верхних горизонтов (XIV) установлено только одно изменение абс. отметок контактов - на далекой западной периклинали, в районе Парсумурунских куполов, обусловленное малоамплитудным сбросам.

Сведения о ВНК и  ГНК приведены в таблице 1.5.1.

stud24.ru

Месторождение Узень - Справочник химика 21

    В ТатНИИнефтемаше совместно с Центральным котлотурбинным институтом и другими организациями разработана специализированная водогрейная установка УВ-150/150, предназначенная для нагрева до 150—300 °С и пода чи в пласт пресной воды под давлением 7— 15 МПа. В этой установке воду подвергают двухступенчатому натрий-катионированию, термической деаэрации и нагревают до необходимой температуры. На месторождении Узень действует водогрейная установка морской воды с производительностью 15 000 м /сут, с помощью которой осуществляют опытно-промышленную закачку горячей морской воды в продуктивный пласт. Морская вода из в одовода -по ступает в водогрейный котел ПТВМ-100. После нагрева до 100°С вода идет в отстойники открытого типа (в которых происходит термическая деаэрация воды), откуда подается насосами под давлением 15 МПа на водораздаточные пункты, где ее распределяют непосредственно по скважинам. Среднее время нахождения воды в отстойниках примерно [c.209]     Нефти месторождений Узень и Жетыбай добываются с многопластовых. залежей, приуроченных к юрским отложениям мезозойской эры [1]. Физикохимическая характеристика приводится в табл. 1. Как видно из этих данных. [c.77]

    Средний эффект на одну качественную обработку стабилизировался в объединениях Татнефть и Башнефть и по месторождению Жетыбай и заметно снизился по терригенным коллекторам месторождения Узень и объединения Пермнефть (что отражает уменьшение резервов производительности скважин на поздней стадии разработки). По карбонатным коллекторам объединения Пермнефть растет. [c.57]

    Подземные воды продуктивного юрского комплекса представляют собой крепкие рассолы с плотностью 1,11 г см . Общая минерализация их на месторождении Узень достигает 127—152 г/л. Содержание хлора при этом колеблется от 2300 до 2700 мг-экв/л, N3+ и Са2+ до 2100 лгг-э/сб/л. Много магния — 160 мг-экв/л. [c.246]

    Месторождение Узень расположено в Гурьевской области, в 100 км к востоку от г. Шевченко, на полуострове Мангышлак. [c.153]

    На месторождении Узень промышленные нефтяные и газовые залежи выявлены также на ряде локальных поднятий. [c.155]

    Газы месторождения Узень различаются по типу залежи и глубине залегания. В газах обнаружен сероводород, содержание азота изменяется в пределах 0,5—2,5%, углекислого газа — 0,2—1,3%. [c.153]

    Составы газов газовых горизонтов месторождения Узень приведены в табл. 111. [c.153]

    В 50-е и 60-е годы были найдены залежи нефтп с весьл1а высоким содержанием твердых парафинов — до 40% на нефть. В качестве примеров можно, привести нефть из месторождения Зимняя Ставка (Предкавказье) и нефть из месторождения Узень (Мангышлак). Обе эти нефти связаны с терригенными юрскими отложениями из зоны мезокатагепеза. [c.78]

    Характеристика газов газовых горизонтов месторождения Узень [c.154]

    Характеристика нефтяных газов XIV горизонта месторождения Узень [c.154]

    Сравнительная характеристика газов месторождения Узень [c.156]

    Для заводнения нефтяных пластов месторождения Узень казалось бы проще всего взять морскую воду, так как до каспийского побережья там сравнительно недалеко — около 50 км (рек на Мангышлаке нет совсем). Но морская вода Каспия холодная, зимой температура ее ниже 10"С, а в нефтяных пластах температура примерно от 60 до 100 "С. Закачка морской воды сильно охлаждает нефтяную залежь, что при указанных выше исключительных свойствах нефти совершенно недопусти- [c.64]

    Месторождение является северо-западным продолжением месторождения Узень и представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую с юго-востока на северо-запад. [c.157]

    Данные изучения состава газов нефтяных и газовых залежей месторождения Узень показывают, что по составу газы этого месторождения не однородны и концентрация компонентов смеси меняется в широких пределах. [c.155]

    В нефтяных газах месторождения Узень содержится сероводород, концентрация которого до начала разработки месторождения не превышает 2-10 5%. В процессе разработки нефтяных залежей, которую ведут с применением законтурного и внутриконтурного заводнения морской водой, происходит непрерывное увеличение содержания сероводорода в нефтяных газах, что обусловлено развитием биохимических процессов. [c.155]

    Увеличение содержания сероводорода в газах — известный процесс, однако Н8( месторождении Узень этот процесс протекает более интенсивно и четко фиксируется даже по годам разработки. [c.155]

    В юрских отложениях месторождения Узень в горизонтах [c.42]

    Иногда ценным качеством воды становится ее высокая температура. Например, при -эксплуатации нефтяного месторождения Узень на полуострове Мангышлак возникли трудности, обусловленные своеобразны.м составом нефтп. Она содержит чрезвычайно много твердого вещества — парафина — и благодаря этому очень легко застывает, давая твердый осадок в трубопроводах, скважинах и даже в пласте. Добывать такую нефть очень сложно, особснгю зимой, так как трубы, по которым она идет на земле и под землей, забиваются твердым веществом, и движение нефти по ним замедляется, а зачастую прекращается совсем — происходит закупорка. [c.64]

    На месторождениях Узень и Жетыбай, разведанных на полуострове Мангышлак, в ближайшие годы будет организована добыча нефти в 80—100 млн. т в год Эти месторождения имеют высокую плотность запасов (многопластовые месторождения), низкое содержание сернистых соединений в нефти, залегают на небольшой глубине. Из недр Мангышлака уже сейчас при соответствующем обустройстве можно добывать мн010 миллионов тонн нефти ежегодно. По состоянию на 1 июля 1965 г. на месторождениях действовало уже 26 скважин со среднесуточным дебитом каждой 20 т. [c.67]

    На месторождении Узень начала функционировать установка, составлекная из трех аппаратов погружного го рения. [c.210]

    Наращивание добычи нефти в настоящее время ограничено производительностью горячего нефтепровода Атырау-Самара, по которому совместно с лёгкой малосернистой тенгизской нефтью поставляются высокопарафинистые нефти месторождений Узень и Жетыбай с плотностью 868 кг/м и содержанием серы 0,35%, а также тяжелые смолистые бузачинские нефти с плотностью до 905 кг/м и содержанием серы до 2%. [c.7]

    Исследование процесса обезвоживания нефтей месторождений Узень и Жетыбай проводилось с реагентами-деэмульгаторами, относящимися к различным классам поверхностно-активных веществ неионогенные, блоксополиме-ры—диссольван-4411 и проксамин-385, оксиэтилированные алкилфенолы ОП-10 и жирные кислоты ОЖК, катионоактивные АПН-2, анионоактивные НЧК и сульфонол НП. [c.78]

    Электрообезвоживание током промышленной частоты. Влияние электрического поля промышленной частоты на обезвоживание нефтей полуострова Мангышлак было проверено на искусственных эмульсиях узеньской нефти XVI горизонта, жетыбайской — XII горизонта и естественной эмульсии XVII горизонта месторождения Узень. [c.83]

    Исследованы условия обезвоживания мангышлакских нефтей (месторождение Узень — XIII— XVПI горизонты, Жетыбай—XIII, X и XII горизонты) теплохимическим способом и с применением электрического поля промышленной частоты на промысловых эмульсиях и эмульсиях, приготовленных в лаборатории. [c.84]

    Показано, что нефть XIII и XIV горизонтов образует менее устойчивые эмульсии, чем нефть остальных горизонтов месторождений Узень и Жетыбай. [c.84]

    Исследовалась нефть месторождения Узень, полуострова Мангышлак — содержание воды 10%, температура опыта 80° С, деэмульгатор прОксамин-385, расход 25 г/т, напряженность электрического поля 1500 ej M, время обработки на ступени Тэл = 2 мин, число ступеней 12. Общая продолжительность обработки (включая отстаивание) 40 мин. Время дополнительного отстаивания после отключения поля — 15 мин, содержание воды в исходной нефти 10,5%, в обработанной— в верхнем слое 1,5%, в нижнем — 2,3%, что указывает на достаточную глубину обезвоживания и отсутствие накапливания заметного количества промежуточного слоя. В параллельном опыте без электрического поля содержания воды по слоям оказалось 10,4 и 10,6% соответственно. [c.89]

    Одна из таких методик определения нижнего кондиционного предела коллектора, предложенная во ВНИИ по материалам месторождения Узень, использует эмпирическую зависимость между проницаемостью продуктивных пластов (горизонты XIII— XVIII) по кернам и удельным коэффициентом продуктивности интервалов, откуда отобраны эти керны. Кстати, по этой методике. для юрских отложений месторождения нижний предел проницаемости получается равным 0,001 мкм . Предполагается, что найденные по этой зависимости границы коллектор-неколлектор в дальнейшем должны корректироваться с учетом экономических и технологических показателей, в том числе и факторов, определяющих механизм массопереноса в пластах, микропроцессы в необычной (полимиктовой) пористой среде. [c.17]

    Контактному пиролизу подвергнуты три нефти [50] парафинистая месторождения Остров Песчаный АзССР, высокопарафинистая мангышлакская месторождения Узень восточная ромашкинская (сернистая). [c.123]

    С 1961 г. растет добыча нефти в Казахстане. К 1965 г. в промышленную эксплуатацию вступили месторождения Узень и Же-тыбай. В этом же году началось строительство нефтепровода Узень-Шевченко протяженностью 142 км, который был сдан в эксплуатацию в апреле 1966 г. Далее на Гурьевский нефтеперерабатывающий завод нефть доставляли по железной дороге. Всего за 1961—1965 гг. построили около 11000 км, и к концу 1965 г. общая протяженность т1)убопроводов составила 28,5 тыс. км. [c.33]

    Опытные работы по ТГХВ проводили в нефтяных скважинах объединения Мангышлакнефть на месторождении Узень. Были опробованы два [c.38]

    Увеличение или уменьшение массы заряда заметно сказьтаетсд на количестве дополнительно добытой нефти (табл. 7), исключение составляет месторождение Узень. [c.57]

    Число качественных обработок заметно снизилось в последние годы в объединении Пермнефть и на месторождении Узень, что отражает объективные трудности в подборе скважин для ТГХВ на поздней стадии разработки месторождений. В аналогичных условиях в объединении Татнефть процент качественных обработок по девону вырос до 40 % в 1977 — 1980 гг. по сравнению с 15,2 %в 1973-1974 гг. [c.57]

    Литологические особенности оказывают на фильтрационно-емкостные свойства пород влияние разного знака. Так, O.A. Черниковым по данным исследования керна месторождения Узень было показано, что с увеличением содержания в породе устойчивьгх компонентов и кварца, при росте среднего диаметра зерен и параметра упаковки пористость и проницаемость увеличиваются. В то же время рост содержания цемента в породе, увеличение коэффициента сортировки зерен ведут к понижению добывных возможностей пород-коллекторов. [c.95]

    В работе [29] на основании расчетов и экспериментальных исследований установлено, что допустимые величины депрессии на пласт, характеризующийся высокой неоднородностью по проницаемости, в процессе освоения и разработки должны определяться литологическими особенностями пород-коллекторов, слагаюших пласт. В частности, под действием дополнительной нагрузки в 10 МПа проницаемость коллекторов первого и второго классов (по A.A. Ханину) в разрезе скважин, вскрывших пласт BBg, месторождения Самотлор или горизонта XVII месторождений Узень сокращается до (ЮО - 50) 10 мкм , что обеспечивает их высокую продуктивность. А те же напряжения для коллекторов третьего, четвертого и пятого классов могут превратить их в практически непроницаемые породы. [c.104]

    При понижении температуры из нефтей многих залежей может выделяться твердая фаза — высокомолекулярные предельные углеводороды, которые нефтяники называют просто парафином. В нефти месторождения Узень КазССР, например, его до 30 мас.%. [c.82]

    Тенгинское нефтегазовое месторождение расположено на полуострове Мангышлак, в 15 км южнее месторождения Узень, приурочено оно к локальному поднятию, представляющему собой антиклинальную складку. [c.157]

    По составу газы месторождения Тенга отличаются от состава газов как газовых, так и газонефтяных залежей, выявленных в меловых и юрских отложениях по месторождению Узень. В них содержится небольшое количество азота — де 1% и сероводорода — около 0,001%. Содержание двуокиси углерода изменяется по глубине залегания продуктивных пластов от 0,5% в верхних горизонтах до 2% в нижних. Углеводородный состав газов мало различается по залежам и не наблюдается обычного изменения углеводородного состава с глубиной залегания горизонтов. [c.160]

    Месторождение многопластовое, расположено северо-западнее месторождения Узень, в 70 км от пос. Ералиево, приурочено к поднятию, представляющему собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания. [c.160]

chem21.info

Диссертация на тему «Анализ методов воздействия и оценка изменения свойств нефти в процессе разработки месторождения Узень» автореферат по специальности ВАК 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Актуальность темы. Успешное развитие народного хозяйства Казахстана, как указано в послании Президента Н.А. Назарбаева к народу, зависит от состояния и повышения эффективности работы топливно-энергетического комплекса, в котором нефтегазовая промышленность является одной из основных.

В связи с этим, рассматривая концепцию научно-технической политики в энергетике Казахстана, можно заключить, что основополагающее значение, имеет развитие нефтяной промышленности. Сегодня нефтяная промышленность в нашей стране по своей технологической, экономической, экологической и социальной направленности значительно опережает все другие отрасли энергетики. Это требует ускоренного развития нефтяной промышленности, в которой главным становится стабильная добыча нефти путем, в том числе, и повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Наиболее эффективным методом решения этих проблем, связанных с увеличением нефтеотдачи, является повышение эффективности методов воздействия.

Стабильный объем добычи нефти требует широкого применения эффективных методов регулирования выработки запасов, совершенствования методов воздействия на залежи с использованием результатов регулярного проведения гидродинамических и промыслово- геофизических исследований скважин и пластов. Как показала практика разработки нефтяных месторождений СНГ, за последние 40 лет повысилось количество нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.— Это потребовало для дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности Казахстана произвести прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Поэтому укрепление и расширение минерально-сырьевой базы страны, повышение эффективности и качества разработки и эксплуатации нефтяных залежей является основополагающей и актуальной задачей. В настоящее время повышение эффективности процессов воздействия на пласты действующих нефтяных месторождений является первостепенной задачей.

Обеспечение возрастающих масштабов нефтедобывающего производства требует совершенствования технологии систем разработки залежей и широкого использования более совершенных методов воздействия для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти, особенно в залежах, содержащих запасы нефти в низкопроницаемых, сильно расчлененных пластах со сложным геологическим строением и физико-химическими свойствами флюидов.

В связи с этим, в настоящее время с нарастающим темпом встают проблемы, связанные с решением задач по повышению эффективности процессов разработки путем применения различных методов регулирования выработки запасов. Эти проблемы усугубляются еще тем, что в последнее время, как показал анализ фактических показателей эксплуатации действующих месторождений дальнего и ближнего зарубежья, в соотношении накопленной добычи нефти и остаточных запасов, начиная с 1970 года, проявилась тенденция повышения объемов годовой добычи нефти над приростом извлекаемых запасов, среди которых преобладает доля тяжелых и высовязких нефтей (ВВН).

Все большую долю в добыче нефти стали играть трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых, высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях СНГ всего лишь на 1%, равноценна открытию крупного месторождения. Учитывая, что крупные месторождения Казахстана в основном вошли в позднюю стадию разработки с крутопадающей добычей нефти и дальнейшее развитие нефтяной промышленности Казахстана связано с разработкой и внедрением новых высокоэффективных технологических решений, то увеличение извлечения нефти из низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов является одной из основных проблемных задач.

В связи с этим, на данном этапе развития нефтяной промышленности особое внимание заслуживают месторождения с залежами тяжелых и высоковязких нефтей, являющихся ценным технологическим сырьем для производства специальных масел, высококачественных битумов и др. Известно, что такие месторождения, как правило, разрабатываются на естественном режиме с конечной нефтеотдачей не более 10-15 %. Такое нйзкое значение коэффициента нефтеотдачи заставляло изыскивать новые, эффективные методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Почти полувековой опыт разработки таких месторождений, позволил создать комплексные, теоретически обоснованные и эффективно внедренные в производство методы, такие, как термические и физико - химические в различных сочетаниях (различные виды заводнения, циклическая закачка пара и горячей воды, паротепловое воздействие и внутрипластовое влажное горение, внутрипластовое горение с периодическим нагнетанием окислителя, термическое воздействие на пласт в сочетании с применением пенных систем интенсификация внутрипластового горения с применением нитрата аммония, инициирование внутрипластового горения с применением твердого топлива, полимерное и мицелярнополимерное тепловое воздействие на пласты и др.).

Несмотря на широкое применение указанных методов воздействия, все же до сих пор, в среднем, не менее половины начальных запасов остаются в недрах не извлеченными. Это связано с тем, что закачиваемые агенты в большинстве случаев полностью не замещают высоковязкой и тяжелой нефти, из-за значительного влияния на процесс вытеснения физико-химического состава флюида и неоднородного строения коллектора как по толщине, так и по площади залежи и многопластовости эксплуатационного объекта.

Проблема усугубляется еще и тем, что современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вступлением большого числа высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением объемов добычи нефти и резким ростом обводненности продукции скважин.

В связи с этим, особую значимость приобретают вопросы дальнейшего повышения эффективности процесса разработки многопластовых нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами путем широкого внедрения новых и совершенствования известных методов повышения нефтеотдачи пластов, а также прогнозирования и анализа технологических показателей с целью эффективного проведения процесса эксплуатации залежи и улучшения степени выработанности извлекаемых запасов.

Рассматриваемое месторождение Узень было открыто в 1961 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1965 г. Месторождение многопластовое с очень сложным строением продуктивных горизонтов и уникальным составом и свойствами нефти. Основная толща состоит из 6 горизонтов, содержащих 52 пласта с исключительно высокой неоднородностью коллекторов. Особенностью нефтей является высокое содержание в них парафинов (до 25 - 28 %) и асфальто - смолистых компонентов (до 20 %). Температура застывания дегазированной нефти в среднем составляет около 30 °С. Для этих свойств нефтей характерны: близость температуры выпадения из нефти парафина и начальной температуры пластов, малая разница между давлением насыщения нефти газом и начальным пластовым давлением. Отмеченные свойства продуктивных пластов и нефтей проявляются совместно.

Многопластовость, значительная объемная неоднородность продуктивных горизонтов (в 5-10 раз большая, чем на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья), аномальные свойства нефтей и многие другие особенности предопределили основные трудности в проектировании и разработке месторождения.

В странах СНГ и за рубежом не было опыта проектирования и эксплуатации месторождении, подобных Узени, а также опыта поставки и подготовки больших объемов горячей воды для закачки ее в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления и, как следствие, поддержания необходимых термобарических условий в пласте.

Предусматривались следующие основные положения разработки месторождения Узень: поддержание пластового давления и пластовой температуры с начала разработки месторождения; укрупнение эксплуатационных объектов с применением для их разобщения оборудования для одновременной раздельной эксплуатации и закачки в пласт; выделение четырех эксплуатационных объектов нефтегазоносности: 1 объект - XIII+XIV горизонты, 2-XV+XVI 3 - XVII, 4 - XVIII; поперечное разрезание месторождения на блоки шириной 4 км по 1 и 2 -му объекту; во избежание перетоков жидкости между горизонтами необходимость совпадения в плане линии разрезания по всем объектам; в пределах каждого блока в 1- ом объекте располагается 5, во 2 - ом 7 рядов добывающих скважин. Расстояние между нагнетательными скважинами для 1 - го объекта - 500, для 2 - го 250 метров;

Эти мероприятия связаны с тем, что горизонты XIII-XVIII месторождения, составляют единый этаж нефтеносности и представлены терригенными отложениями с чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Кроме того, как было уже отмечено, каждый горизонт содержит несколько пластов, различных по мощности и коллекторским свойствам. Они отличаются неравномерным распространением по площади, выклиниваются, фациально замещаются непроницаемыми породами, местами сливаются с выше и нижележащими слоями.

Также было предусмотрено смещение рядов добывающих скважин, намеченных на различные объекты относительно друг друга, в результате чего поверхность месторождения покрыта равномерно сгущающейся к своду сеткой скважин.

При вводе месторождения в эксплуатацию из-за отставания организации системы поддержания пластового давления разработку эксплуатационных объектов осуществляли в первые годы на естественном режиме, а затем - при закачке холодной воды, причем в объеме ниже проектного. Только к концу

1967 года начали нагнетать холодную воду в скважины 3- го разрезающего ряда 2- го эксплуатационного объекта.

Действующий фонд нагнетательных скважин на 1.11.1969 г. составлял 13 скважин, (скв. 400, 405, 410, 420, 430, 440, 460, 470, 480, 490, 500, 515, 530). Нагнетание велось по этим скважинам (среднесуточная закачка 6025 м3). Текущее отношение закачки к отбору составило 1:6.

Эксплуатационные скважины прилегающих рядов (455, 465, 475), при обводнении 50-60 % прекратили фонтанирование.

Анализ работы скважин 2 эксплуатационного объекта до и после закачки показал, что в наблюдаемых скважинах (435, 445, 504, 496, 521, 527, 42, 1183, 1179), спустя 3-4 месяца после закачки, одновременно с ростом пластового давления повысился дебит за счет увеличения рабочей депрессии. По этим же скважинам наблюдался интенсивный рост обводненности.

Профили притока и приемистости показали, что эффективная мощность разрабатываемых горизонтов работает неравномерно по разрезу.

При тех объемах закачки воды в отдельные скважины, температура на забое через один - два месяца становилась близкой к температуре воды на устье (20-30 °С).

Сопоставление профилей приемистости нагнетательных скважин (№ 430) с профилями притока близлежащих эксплуатационных скважин (№ 503) указало на то, что интервалы притока нефти в основном соответствуют интервалам заводнения. Поглотительная способность и равномерность заводнения зависит не только от давления и расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, но также от физических параметров отдельных пропластков эксплуатационного объекта.

В условиях месторождения Узень обводнение эксплуатационных скважин происходит по наиболее проницаемым слоям. Такое обводнение со временем привело к перераспределению тепла за счет влияния воды, которая закачивалось в хорошо проницаемый слой.

При этом, нагреваясь, она отбирает тепло от выше - и нижележащих пород.

В случае, если выше - и нижележащие пропластки не затронуты выработкой или движение нефти по ним идет медленно, чем в основном слое, они будут охлаждаться, а нефть, увеличивая с уменьшением температуры свою вязкость, замедляет движение по коллектору, и малопроницаемые пропластки практически полностью выключатся из работы.

В связи с этим принимались различные дополнительные решения, направленные на улучшение системы и состояния разработки продуктивных горизонтов, такие как разрезание объекта рядами нагнетательных скважин с целью уменьшения ширины блоков до 2 км. Максимальный уровень годовой добычи нефти был достигнут по месторождению в 1975 году (16,249 млн. тонн)

Возможно, рост обводненности есть результат уменьшения ширины блоков, так как к началу 1980 года 99 % фонда добывающих скважин месторождения было обводнено, составляя, в среднем 58 %.

Следует отметить, что принятые решения свидетельствуют о недостаточности геолого-промысловой информации при обосновании какой либо методики, в связи с этим основные положения разработки необходимо было проверить путем проведения опытно-промышленных работ на отдельных участках.

Учитывая особенности геологического строения основных эксплуатационных объектов и специфические особенности пластовой нефти, а также термобарические условия ее залегания, отсутствие опыта проектирования разработки таких объектов, представляет практический интерес ретроспективный анализ основных технологий выработки запасов этого уникального месторождения, оценка их эффективности и последствий. Из всего многообразия различных технологий выработки запасов далеко не все дали существенные положительные результаты и оценка наиболее удачных из них является первостепенно необходимой.

Кроме того, в процессе разработки месторождения Узень установлены факты изменения свойств пластовой нефти, иногда существенные, что диктует необходимость постановки специальных исследований по оценке этих изменений, отрицательно влияющих на эффективность выработки запасов.

Таким образом, основой диссертационной работы является краткий анализ геологического строения месторождения Узень, исследование основных систем воздействия, осуществленных на месторождений и их влияние на эффективность выработки запасов, а также исследование изменения свойств нефти в процессе разработки.

Из всего многообразия способов, использованных для увеличения нефтеотдачи, в диссертации анализируются только те, которые, на наш взгляд, будут полезны при проектировании разработки таких месторождений, как Узень.

Основная идея, которой посвящена работа, связана с выявлением наиболее эффективных методов воздействия на залежи нефти, а также с выявлением основных факторов, влияющих на необратимые изменения свойств нефти, путем проведения анализа геолого-физических и промысловых данных, а также гидродинамических и физико-химических расчетов.

Для решения указанных задач использован комплексный метод, включающий аналитические и экспериментальные исследования при оценке влияющих факторов на эффективность разработки нефтяных пластов, а также методы математической статистики при обработке результатов промысловых данных.

Целью диссертационной работы является анализ состояния разработки месторождения Узень, исследование влияния основных систем заводнения, осуществленных на месторождении на эффективность выработки запасов нефти, а также исследование изменения свойств нефти в процессе выработки запасов.

www.dissercat.com

Анализ месторождения Узень

 

1.6. Запасы  добычи нефти

Запасы нефти и газа - важнейший показатель народно-хозяйственной  значимости залежи, месторождения, района и т.п. Чтобы единообразно оценивать  и учитывать запасы ГКЗ разрабатывает  классификацию запасов и инструкции по их применению.

Начальные запасы нефти и  газа были утверждены ГКЗ по XIV горизонта месторождения Узень. При этом был принят коэффициент конечной нефтеотдачи 0,45.

Структура запасов промышленных категорий по состоянию 01.01.2004г. представлена в таблица 1.6.

 

Таблица 1.6.2

Месторождения

Наименование

углеводорода

сырья *

Горизонт

Начальные извлекаемые запасы нефти

тыс. тонн

Извлекаемые запасы нефти

на 01.01.04 г.

тыс. тонн

Узень

Нефть

XIV

115543

46624

-/-

растворенный

газ

XIV

1494 млн. м3

498 млн. м3

 

Из данных таблицы видим, что в XIV горизонте свободный газ и газовая шапка отсутствует.

При учете балансовых запасов  нефти по месторождению и горизонту  на 01.01.2004 год приведено в таблице 1.6.3

Таблица 1.6.3

Месторож-дения

Горизонт

Начальные извлекаемые запасы нефти  тыс. тонн

Добыто нефти тыс. тонн

Извлекаемые запасы нефти на 1998 г. тыс. тонн

Узень

 

467032

263101

2884

203931

-/-

XIV

91725

6731

793

42054

 

Остаточные запасы нефти  по блокам и горизонтам приведен в таблице 1.6.4

Таблица 1.6.4

Горизонт

Блок

отношение закачку к отбору

на 2001 год.

от оставшихся извлекаемых запасы %

   

текущее %

накопленное%

 

XIV

 

3,4

1,40

0,96

 

2 а

1,12

2,29

1,3

 на 2002 год 

XIV

 

2,31

1,42

1,11

 

2 а

0,78

2,31

1,7

 на 2003 год

XIV

 

1,21

1,43

1,00

 

2 а

1,01

2,30

1,2

 

По месторождению Узень  начальные запасы нефти утвержденных в ГКЗ в количестве 467032 тыс. тонн, что составляет 196,35 % извлекаемых  запасов числящихся на балансе ОАО" Узеньмунайгаз”.

 

II. Технологическая часть

2.1. Проектирование  системы разработки месторождения  Узень

В промышленную эксплуатацию месторождение Узень было введено 1965 году в соответствии с генеральной  схемой разработки, составленной ВНИИ в 1965г. и утверждено Центральной  комиссией по разработке МНП. Основные положения генсхемы сводились к следующему:

1. Выделение четырех крупных  эксплуатационных объектов: в I объект включены XIII+XIV горизонты, во II объект - XV+VVI горизонты, в III-объект XVII горизонт и в IV объект - XVIII горизонт.

2. Обязательность поддержания  пластового давления и пластовой  температуры для I, II, III эксплуатационных  объектов.

Для I и II объектов эти мероприятия  предусматривалось осуществлять путем  внутриконтурной закачки горячей  воды в нагнетательные скважины, поперечное расположение рядов которых относительно оси структуры разрезали залежи нефти на полосы (блоки) шириной 4 км.

3. Выделение блоков самостоятельной  разработки: по I объекту - 9, по II объекту  - 5, по III и IV объекту из-за отсутствия  внутриконтурного заводнения блоки не выделялись, поэтому каждую залежь этих горизонтов условно можно рассматривать за 1 блок всего, таким образом, было намечено 16 блоков.

На основании решений  Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений в представленном проекте каждый из XIII-XVIII горизонтов рассмотрен как самостоятельный  объект разработки, а именно: XIII горизонт - I объект, XIV горизонт - II объект, XV горизонт - III объект, XVI горизонт-IV объект, XVII горизонт-V объект и XVIII горизонт - VI объект.

 

 В таблице 2.1.1 приведены  характеристики вариантов.

Вариант разработки горизонтов по плотности сетки скважин

 

Таблица 2.1.1

гори-

зонт

вариан-

ты

Максим. колич-во свк.

Площадь нефте-

носности га/скв.

Начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на

1 скважин тыс. тонн

   

эксплут.

нагнет.

эксплут.

нагнет

+

экспл.

экспл

эксплу. (за вы

четом запас.

отбираемых

нагнет. скв.

временно

дающими нефть)

экспл

+

нагн.

(врем.

дающ.

нефть)

XIV

1

392

291

61,5

35,3

176,3

172,7

134,9

 

2-3

470

318

51,3

30,6

147,02

144,0

117,1

 

Из таблицы видно, что  по варианту 3, имеющим наиболее количество скважин, плотность сетки эксплуатационных скважин (площадь нефтеносности, приходящаяся на 1 скважину) изменяется до 51,3 га/скв. для XIV горизонта.

В каждом из указанных выше вариантов по плотности сетки  скважин рассмотрены различные  подварианты по виду воздействия на пласты при внутриконтурном заводнении: под вариант А - закачка холодной воды до конца разработки залежей нефти, подвариант Б - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в 1974-76 гг. и подвариант В - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в1976-78 гг

Для каждого блока отдельно по горизонтам были определены расчетные  значение длины и ширины его, а  также в зависимости от вариантов  нагнетания до стягивающего ряда, до первого, второго и третьего рядов эксплуатационных скважин, средние расстояния между  эксплуатационными скважинами во всех рядах.

Технологические показатели разработки определялись для каждого из блоков каждого горизонта с последующим суммированием результатов во времени по всем блокам, т.е. по залежи в целом. В соответствии с принятой методикой расчета технологических показателей по вариантам, учитывающих темп разбуривания горизонтов (варианты II и III), выполнялись в такой последовательности:

1. Строились кривые вытеснения (зависимость накопленной добычи  нефти от накопленной добычи  жидкости при закачке холодной  и горячей воды по всем блокам  каждого из горизонтов)

2. Фактические значения  накопленных объемов жидкости  и нефти и дебита скважин  по жидкости приняты за начальные  условия для последующих расчетов  процесса обводнения во времени.

Далее по кривым QН= t. [Qж] определяются объемы нефти соответствующие объемам жидкости.

Величины конечной нефтеотдачи при разработке горизонта, закачке горячей и холодной воды приведены в таблице 2.1.2

 

Таблица 2.1.2

Горизонт

Коэффициент нефтеотдачи

Начальн.

балансовые

запас. нефти

млн. тонн

Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн

 

при закачке

холодной воды

при закачке горячей воды

 

при закачке холодной воды

при закачке горячей воды

XIV

0,23

0,38

192,0

44,2

73,0

 

1. Разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию по варианту 2 завершается в 1973 г., по варианту II - в 1980 г. освоению системы поддержание пластового давления и пластовой температуры по подварианту Б заканчивается в 1976 г., по подварианту В - в 1978г.

2. Вариантам, предполагающим  наиболее высокий уровень добычи  нефти, является вариант III.

3. Максимальный уровень  добычи нефти получен по варианту III Б в 1978г. - 12,72 млн. т/год.

Темп отбора нефти от начальных  извлекаемых запасов - 2,8%, Уровень  добычи жидкости и объем закачки  воды соответственно равны 20,80 млн. т/год  и 34,41 млн. м3/год.

4. При дальнейшей реализации  системы поддержания пластового  давления путем закачки холодной  воды (вариант IIIА) годовые уровни добычи нефти резко снижается от 12,43 до 8,95 млн. т.

2.2 Анализ  состояния разработки месторождения  Узень

По состоянию на 01.01.2004г. из месторождения отобрали 2,915 млн. тонн нефти 196,35 % от балансовых и извлекаемых  запасов, соответственно, обводненность добываемой нефти 68,4 % обводненность фонда скважин 12,4 %. С начала промышленной разработки месторождения (1965 г.) добычу нефти увеличивали нарастающими темпами из года в год. Максимальное увеличение уровня добычи нефти на 2 млн. тонн было в 1972 году. Максимальная “пиковая” добыча нефти 16249 тыс. тонн была достигнута в 1975 году. Через 17 лет после разработки, произошло резкое и глобальное ухудшение в экономической обстановке в месторождение началось в 1992 году. В 2003 году добыли на 2915,9 тыс. тонн нефти, что, на 152 тыс. тонн меньше по сравнению 2002 году. Резкое ухудшение в экономической обстановке в стране началось в 1992 г., что касается на производстве во всех отраслях, в том числе, и в нефтедобыче и, в частности, на месторождении Узень. Приведны в графике 2.2.2 и 2.2.3

 

Анализ состояния разработки месторождения Узень добыча нефти  Qн и добыча жидкости Qж

График 2.2.2

Добыча     Закачка    Добыча

нефти      воды     жидкости.

 

Анализ динамики фонда  скважин месторождения Узень.на 1994-2003гг.

График 2.2.3

nд,nнаг

 

2.3. Анализ  изменения по обводненности

На месторождении Узень  при применении обычного “стандартного" внутриконтурного заводнения решающую роль в обводнении играет геологическое строение объектов разработки. Геологическое строение обусловило быстрее обводнение добываемой нефти когда было отобрано 4,8% балансовых запасов нефти обводнение составило 68,7%. На месторождении начали применять всевозможные методы направлены, в основном, на увеличение охвата залежей воздействием. В результате этого нагнетаемая вода распространилась по всей площади и проникла во все добывающие скважины. На сегодня все добывающий фонд обводнен в большей или меньшей степени.

За счет остановок - отключения высокообводненных скважин наступил предел эффективности этого, так называемого “мероприятия”. В 2003 году наблюдается вновь увеличения обводнения до 80,0% по горизонтам по 2а блокам составляет 59,4%. (график 2.3.2 и 2.3.3)

По состоянию 01.01.04года наибольшее количество скв. работают при весьма высокой обводненности - 80,0%. Для XIV горизонта они составляет - 46% от общего количества действующих скважин.

 

Анализ динамики изменения  обводнённости по годамместорождения Узень.

График 2.3.1

Анализ динамики изменения  обводненности XIV горизонта по годам.

График 2.3.2

Анализ динамики изменения  обводненности 2 а блока XIV горизонта по годам.

График 2.3.3

Годы

 

2.4. Анализ  динамики основных показателей  разработки

Основные показатели разработки на 01.01.04г. из горизонта добыли - 797,313 тыс. тонн нефти и 2494,2 тыс. тонн жидкости. Приведены в графике 2.4.1

От балансовых запасов  отобрали 124144 тыс. т. от извлекаемых - 42847 тыс. т. Обводненность нефти-68%. Обводненность фонда скважин - 46%. Всего пробурили скважин - 1630. Ликвидировали 153. Действующих добывающих скважин на 2003 г. - 443. Действующих нагнетательных - 141. Остальные скважины находятся в бездействии. Приведены в таблице 2.4.3

Для дальнейшего наращивания  добычи нефти явно не хватало проектных  скважин. Было начато бурение уплотняющих  добывающих скважин и очаговых нагнетательных - в линзах.

Необратимое уменьшение дебита и приемистости привело к тому, что многие скважины, которые имеют  дебит жидкости 12,2 и менее м3/сутки и приемистость, которые 50 м3/сутки, простаивают, хотя формально числятся в действующим фонде.

Ухудшения текущего состояния  разработки 2 а блока связано с  тем, что большинство со стороны  нагнетательных рядов, в следствие низкой приемистости нагнетательных скважин или их полного отсутствия. Дополнительная добыча нефти за счет внедрения технологии снизилось.

 

Анализ динамики состояния  разработки XIV горизонта на 1994-2003гг.

Гафик 2.4.1

Qн, Qж тыс. т.

Qзак. тыс. м3

 

Средне суточный дебит и коэффициент нефтеотдачи

qн, qж

т/сутки

Годы

Анализ динамики состояния  фонда скважин XIV горизонта на 1994-2003гг.

График 2.4.3

nд,nнаг.

скв.

по способам фонтан, газлифт, ШГН.

Показатели разработки XIV горизонта. по 1994-2003гг. 

Анализ динамики разработки по 2а блоку XIV горизонта на 1994-2003 гг.

График 2.4.4

Qн, Qж тыс. т

Qзак тыс. м3

 

Средне суточный дебит и коэффициент нефтеотдачи

qн, qж

т/сут

Годы

 

 

Анализ динамики состояния  фонда скважин 2 а блока на 1994-2003гг.

stud24.ru