|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Общие сведения о Мишкинском месторождении
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Курсовая работа на тему: «ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ВИЗЕЙСКОМ ОБЪЕКТЕ МИШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА»
Работу выполнил: студент группы ЗС – Вт – 090-600 – 31(к) А.А. Микрюков
Проверил: к.т.н., доцент С.Ю. Борхович Г.Ижевск 2010г. СОДЕРЖАНИЕ
Введение…………………………………………………………………………… 3 I. Геологический раздел…………………………………………………………... 5 1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении………………………….. 5 1.2. Геолого-физическая характеристика визейской залежи…………………… 6 1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов визейской залежи……………………………………………… 15 1.4. Свойства и состав нефти, газа, воды визейской залежи……………………. 18 1.5. Запасы нефти и газа, КИН, К охв, К выт визейской залежи…………………. 20 1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза визейской залежи…………………………………………………………….. 23 II. Технологический раздел………………………………………………………. 24 2.1. Текущее состояние разработки визейского объекта………………………. 24 2.2. Анализ текущего состояния разработки визейского объекта…………….. 26 2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки визейского объекта……………………………………………....................... 27 2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин на визейском объекте………………………………………………………... 29 2.2.3. Анализ примененных на визейском объекте технических решений для интенсификации добычи нефти…………………………….. 31 2.2.4. Анализ выработки запасов визейского объекта…………………………. 34 2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки визейского объекта…………………………………………………………... 35 2.3. Выбор и обоснование применения ГРП……………………………………. 33 2.4. Литературный обзор известных технических решений по методу ГРП…. 35 2.5. Анализ эффективности применения ГРП на других месторождениях…... 36 2.6. Проектирование ГРП на визейском объекте Мишкинского месторождения……………………………………………………………….. 38 2.7. Определение технологической эффективности при реализации ГРП……. 40 2.7.1. Исходные данные для определения технологической эффективности при реализации ГРП………………………………………... 40 2.7.2. Выбор метода определения технологической эффективности………….. 41 2.7.3. Расчет технологической эффективности при реализации ГРП…………. 45 2.7.4. Сравнение проектируемых технологических показателей с утвержденным вариантом………………………………………………...... 48 Введение В настоящее время развитие нефтяной промышленности России происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих месторождений и их высоким обводнением, а также в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Добыча нефти в этих условиях становится малоэффективной и требует применения методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. Все вышеуказанные проблемы в достаточной мере характерны при разработке визейской залежи на Мишкинском месторождении. На основании данных представленных в отчете ИНТЦ [3], до 2000 г. несмотря на благоприятное протекание процесса вытеснения в условиях обычного заводнения, добыча нефти из залежи имела тенденцию падения. Применение на месторождении эффективных геолого-технических мероприятий позволило интенсифицировать разработку месторождения и в результате приостановить падение добычи нефти. Интенсификация разработки малопродуктивных залежей нефти может быть осуществлена двумя путями - уплотнением сетки скважин, требующим значительного увеличения капитальных вложений и повышающим себестоимость нефти, либо повышением дебита каждой скважины, т.е. интенсификацией использования как запасов нефти, так и самих скважин. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, в этих условиях, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В результате ГРП [10] кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. Высокопроводящие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктивность скважин в 2...3 раза. Применение ГРП как элемента системы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением, а также позволяет вводить в разработку залежи с потенциальным дебитом скважин в 2...3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Цель данной работы – спроектировать ГРП и на основании рассчитанных технологических и экономических данных показать эффективность применения при разработки визейской залежи Мишкинского месторождения. В работе будут представлены: общие сведения о Мишкинском месторождении; геолого-физическая и физико-гидродинамическая характеристика визейской залежи; свойства нефти, газа и воды. Даны сведения: о запасах нефти и газа; текущем состоянии разработки визейского объекта. Будет произведен анализ эффективности применения ГРП на других месторождениях. Собраны данные геологических, геофизических и петрофизических исследований, лабораторного анализа керна. Составлен план проведения ГРП. Кроме того, будут рассмотрены вопросы по охране труда, окружающей среды и охраны недр. В завершении в экономическом разделе будет произведена экономическая оценка эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на четырех скважинах визейской залежи. I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных Свойства и состав нефти, газа и воды визейской залежи Отбор и исследование свойств нефти и растворенного газа Мишкинского месторождения осуществлялись институтом «Гипровостокнефть», тематической экспедицией объединения «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ. Анализ глубинных и поверхностных проб нефтей и газа проводился преимущественно на отечественной аппаратуре и по общепринятым методикам и соответствующим ГОСТам. Результаты исследований были использованы при составлении в 1973 г. институтом «Гипровостокнефть» комплексной технологической схемы разработки, утвержденная ЦКР СССР в 1974 году (протокол № 387от 04.06.74г.), согласно которой в этом же году месторождение введено в разработку. После этого на месторождении продолжалось изучение физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей, которое привело к уточнению значений параметров нефтяных флюидов и было использовано при составлении [2] технологической схемы. Общее количество исследованных с 1978-1985г. на визейской залежи проб пластовой нефти 6, проб поверхностной нефти 12. Обоснование средних величин параметров нефти произведено в целом по объекту. Нефти визейской залежи, в основном, относятся к группе высоковязких (более 30 мПа*с). Все, нефти высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. По плотности нефти, относятся к группе средних.
Свойства нефти визейской залежи в пластовых условиях Имеющиеся результаты исследования, показывают, что при приближении от сводовой части залежи к внешнему контуру нефтеносности наблюдаются увеличение вязкости в 1, 5-2 раза. Для технологических расчетов значения параметров пластовой нефти рекомендуется по глубинной пробе в скв. 181. Эта скважина расположена в водонефтяной части залежи. Сводные параметры физических характеристик пластовой нефти [2] отражены в таблице 6. Таблица 6 Физические характеристики нефти в пластовых условиях
II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Анализ примененных на визейской залежи Анализ эффективности реализуемой системы разработки Визейской залежи Вцелом по текущему состоянию разработки яснополянского объекта можно сделать следующие выводы: • разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным. Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных, при одинаковой обводненности; • в разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0, 258, что свидетельствует о благоприятном протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения. • несмотря на то, что в целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением. При рассмотрении яснополянского объекта в работе [3] выполнена оценка возможной нефтеотдачи по характеристикам вытеснения. Применяя следующие наиболее распространенные зависимости (1 - 3), получили:
Предельная обводненность принята на уровне 0, 98. В качестве искомой величины принимается средняя арифметическая из расчитанных по этим способам. Расчетные извлекаемые запасы составили 6, 63 млн. т. В разработке участвует только Воткинское поднятие, балансовые запасы по которому составляют 19, 017 млн. т. Таким образом, по предварительной оценке можно сказать, что достигнутый коэффициент нефтеизвлечения будет меньше проектного (0, 429) и составит 0, 349. На более поздней стадии разработки подобные оценки извлекаемых запасов будут давать более точные результаты.
По методу ГРП По теме ГРП существует огромное количество публикаций, как отечественных, так и зарубежных специалистов. • Наиболее основательно теория формирования и распространения трещин гидроразрыва разработана С.А Христиановичем, Г.И.Баренблатом и Ю.П. Желтовым, которые получили аналитические зависимости для определения размеров горизонтальных и вертикальных трещин, образовавшихся посредством закачки нефильтрующейся и фильтрующейся жидкостей. В работах этих исследователей дан расчет размеров вертикальных трещин, полученных в результате закачки нефильтрующейся жидкости разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также указаны приближенные формулы для расчета размеров горизонтальных трещин. Формулы для расчета технологических показателей ГРП этих и др. исследователей приведены в «Справочном руководстве по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» [8] под редакцией д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова и учебном пособии [9] И.Т. Мищенко «Скважинная добыча нефти». • В руководстве [10] «Выполнение ГРП на месторождении / Контроль качества» – Компании Шлюмберже: представлен ряд основных концепций, необходимых для понимания поведения пластов стимулированных ГРП и как оно отражается на добыче; изложен технологический процесс проведения ГРП на месторождении и контроль качества; рассмотрены ключевые параметры которые в целом влияют на ГРП. • Журнал « Нефтегазовое обозрение», осень 2000 г., опубликована статья [11] А.Н.Губского. «Технология концевого экранирования TSO на месторождениях Западной Сибири» в которой автор проанализировал целесообразность проведения ГРП по технологии TSO и возможность его надежного осуществления в настоящее время; привел основные критерии позволяющие оценить преимущества технологии TSO над обычным ГРП. • Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 2002 г., статья [12] «Супер – ГРП на Ачимовских пластах Ярайнерского месторождения. (Западная Сибирь)», авторы Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди М.П. В данной статье представлен глубокий анализ технологии большеобъемных глубокопроникающих ГРП на примере 4-х скважин Ачимовской залежи Ярайнерского месторождения. Основные запасы залежи сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах. Традиционные методы не дают способа рентабельного освоения таких ресурсов. В процессе проведения ГРП создавали трещины с полудлиной 100 м и шириной 10 мм. До недавних пор считалось, что при проведении ГРП на низкопроницаемых коллекторах нет необходимости создавать широкие и, следовательно, высокопроводимые трещины. Но недавно проведенные исследования в этой области как нефтяными компаниями, так и производителями расклинивающих агентов и проппантов, доказали, что даже незначительное присутствие какой-либо из фаз, будь то вода в нефти, либо газ и наоборот, ведёт к существенному снижению проводимости трещины, упакованной проппантом. Проведение большеобъемных глубокопроникающих ГРП на Ярайнерском месторождении не только обеспечило интенсификацию притока, но и стало ключевым элементом разработки месторождения. • Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 1999 г., статья [13] «Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономичнских показателей скважин», авторы Кевин Армстронг, Нил Василисиа, Джим Коллинс. Настоящая статья посвящена описанию современных операций по гидроразрыву пласта и ключевой роли в них рабочей жидкости. Кроме того, в ней освещаются четыре технологии, повышающие эффективность ГРП и экономические показатели скважины: – система добавок к рабочей жидкости HIGHSHEAR; – комбинированное использование деструктора с системой добавок CleanFLOW; – применение проппанта со смоляным покрытием (RCP); – применении волоконного армирования - технология PropNET. • Работа [14] опубликованная в SPE Petroleum Engineering - автор Prats, M.: " Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Case". [Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости]. Автор представил метод оценки реагирования пласта в условиях устойчивого режима. В своей работе Пратц знакомит с концепцией анализа вертикальной трещины, приравнивая ее площадь к площади увеличенной призабойной зоны, и вводя термин эффективного радиуса призабойной зоны, rw'. • Работа [15], авторы Cinco-Ley, H., Samaniego-V, F., and Dominquez, N." Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite Conductivity Vertical Fracture". [Режим неустановившегося давления для скважин с вертикальной трещиной и ограниченной проводимостью]. Опубликовано в SPE Petroleum Engineering. Авторы первыми представили график, определяя прямую зависимость безразмерной проводимости трещины, FCD, от эквивалентного радиуса призабойной зоны, rw'. Эта зависимость лежит в основе дизайна гидроразрыва применительно к любым пластам за исключением коллекторов с чрезвычайно низкой проницаемостью. • С целью создания единых правил подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ, в Компании Роснефть разработан СТАНДАРТ [16] «Подбор кандидатов на проведение, расчет эффекта и оценка технологической эффективности геолого-технических мероприятий» № П4 -02 С – 00.
На других месторождениях На сегодняшний день, как рубежом, так и у нас в стране накоплен огромный опыт по проведению ГРП. В Западной Сибири крупномасштабные работы по проведению ГРП ведутся с 1988 г. Для целого ряда объектов ГРП стал неотъемлемой частью разработки и проводится в 50...80 % фонда добывающих скважин. Благодаря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня дебитов скважин по нефти. Успешность ГРП превышает 90 %. В настоящее время на месторождениях Западной Сибири работают более 15 комплексов ГРП, производя ежегодно порядка 2-х тысяч разрывов. Подавляющее число скважино-операций проводится специализированными совместными предприятиями по зарубежным технологиям и на зарубежном оборудовании. За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях. Большой опыт гидроразрыва пластов накоплен в АО " Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, проведенных СП " ЮГАНСКФРАКМАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО " Юганскнефтегаз", показал следующее. Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопроницаемыми коллекторами: 77 % всех обработок проведено на объектах с проницаемостью пласта менее 5*10-2 мкм2. В первую очередь ГРП проводили на малоэффективном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и маловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в результате ГРП дебит жидкости был увеличен с 8, 3 до 31, 4 т/сут, а по нефти - с 7, 2 до 25, 3 т/сут, т.е. в 3, 5 раза при росте обводненности на 6, 2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн. т.. Наиболее удачные результаты получены при проведении ГРП в чистонефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты Б1 Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3, 5...6, 7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5...6 %. Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен в ТПП " ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повховского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны пласта B1 и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении в 1992-1994 гг. проведено силами СП " КАТКОНЕФТЬ" 154 ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита. Объем дополнительно добытой нефти составил 1, 6 млн. т. Ожидаемая средняя продолжительность технологического эффекта - 2, 5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс.т. По данным СибНИИНП, к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти - 4, 8 млн. т., среднее увеличение дебита скважин - в 6, 5 раз. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, составило 3, 1. В 1993 г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО " Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997 г. составил 436 операций. Гидроразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7, 7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70, 4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. Успешность Успешность обработок достаточно высока и в среднем составляет 87 %. Дополнительная добыча нефти от производства ГРП в ОАО " Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997 г. превысила 1 млн. т. Фирма Dowell Schiumberger является одной из ведущих мировых компаний по интенсификации работы скважин. Поэтому большой интерес представляют ее работы по ГРП на российских месторождениях. В 1994 г. Dowell Schiumberger провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях ОАО " Пурнефтегаз". В период до 01.10.95 г. на месторождениях ОАО " Пурнефтегаз" было проведено 120 гидроразрывов. Среднесуточный дебит обработанных скважин составил 25, 6 т/сут. С начала внедрения ГРП добыто 222, 7 тыс. т дополнительной нефти. Данные о дебитах скважин приблизительно через год после проведения ГРП: во втором полугодии 1994 г. на месторождениях ОАО " Пурнефтегаз" было проведено 17 операций; средний дебит скважины по нефти до ГРП составлял 3, 8 т/сут, а в сентябре 1995 г. - 31, 3 т/сут. По некоторым скважинам отмечено снижение обводненности. Внедрение ГРП позволило стабилизировать падающую добычу нефти по НГДУ " Тарасовскнефть". Опыт проведения кислотного гидравлического разрыва пласта имеется на Астраханском газоконденсатном месторождении, продуктивные отложения которого характеризуются наличием плотных пористо-трещиноватых известняков с низкой проницаемостью (0, 1...5, 0) и пористостью 7...14. Гидравлический разрыв пласта на Астраханском месторождении осуществляется при помощи специального оборудования фирмы " ФРАКМАСТЕР". Практика проведения ГРП на Астраханском газоконденсатном месторождении показала его высокую эффективность при условии правильного выбора скважин и технологических параметров обработки. Существенный прирост дебита получен даже в тех случаях, когда на скважине до гидроразрыва было проведено несколько кислотных обработок, последние из которых оказались безрезультатными. В январе 2008 года на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» сервисным предприятием СП «Ньюко Велл Сервис» была проведена серия ГРП. Ниже в таблице 17 приведены технологические показатели по скважинам стимулированных гидроразрывом пласта. Таблица 17 Технологические показатели скважин после проведения ГРП на месторождения ОАО «Удмуртнефть»
Таблица 17 (продолжение)
Мишкинского месторождения Подбор кандидатов на проведение ГРП [16] включает три основных этапа. Этап I. Расчет потенциала уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ГРП и создание ранжированного списка кандидатов. Основной источник информации и инструмент для работы «Технологический режим работы скважин по состоянию на текущий месяц». Порядок выполнения работ: – Проверяются текущие параметры работы, представленные в технологическом режиме. При необходимости проводиться уточнение параметров работы скважины. – Определяется целевое забойное давление. – Выполняется ранжирование кандидатов по расчетному приросту дебита нефти от ГРП. – Исключаются кандидаты с расчетным приростом дебита нефти меньше минимального, определенного с учетом экономической эффективности согласованного с КНТЦ и утвержденного ДГЛРМ. Этап II. Анализ геологии и текущего состояния разработки. Основные инструменты: геологическая и гидродинамическая модели месторождения/участка, а также принятые в Компании программы для анализа разработки («Анализ ГТМ», «ГИД», СМД). Порядок выполнения работ: – Проводится анализ геологии. Выполняется выборка рискованных кандидатов по геологическим причинам (риск прорыва в водо- или газонасыщенный горизонт, близкий контур ВНК, близость нагнетательной скважины и т.д.). – Делается анализ состояния остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину с учетом сложившейся системы разработки. – По результатам анализа геологии и запасов подготавливается список скважин на исключение из кандидатов на проведение ГРП с обоснованием причин по каждой скважине. После согласования с КНТЦ/ДГЛРМ производится их исключение и списка кандидатов. – Проводится анализ компенсации по ячейкам, на скважинах которых планируется проведение ГРП. В случае текущей компенсации менее 100%, отрабатываются геолого-технические мероприятия по оптимизации работы системы ППД. Этап III. Анализ технического состояния скважины и подбор оборудования для проведения ГРП. Основные инструменты: принятые в Компании программы для подбора оборудования («SubPump»), а также паспорта скважин, «СМД». Порядок выполнения работ: – Выполняется анализ технического состояния колонны. После согласования с КНТЦ/ДГЛРМ проводится исключение кандидатов с существенными нарушениями колонны или цементного камня – Выполняется подбор оборудования, с целью достижения целевого забойного давления (минимально возможное забойное давление, обеспечивающее максимальный дебит жидкости при стабильной работе оборудования). Подбор оборудования осуществляется в соответствии с утвержденным регламентом подбора оборудования.
Рис.6. Карта остаточных запасов визейского объекта на 01.01.2009г Скважины кандидаты на проведение ГРП 1305, 1450, 520, 1537 Результатом подбора кандидатов должен быть ранжированный по планируемым приростам дебита нефти список скважин-кандидатов на проведение ГРП. Участки залежи со скважинами, рекомендованными для стимуляции гидроразрывом пласта (рис.6), характеризуются сложным геологическим строением. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади, ни по разрезу. В большой степени распространены вклинивания плотных слабопроницаемых пород. В таких условиях начальные дебиты в скором времени начинают падать. Так же по этим причинам значительная часть запасов на сегодняшний день не выработана. Скважина 1305 Скважина в августе 2009 года, переведена на визейскую залежь с нижележащего турнейского объекта. Скважина расположена в западной части залежи. Текущий уровень ВНК предполагается на отметке -1314, 0 м.
Таблица 18 (продолжение)
Рис. 7. Карта текущего состояния разработки (скв. 1305)
Рис.8. Карта остаточных запасов (скв.1305)
Рис.9. Геологический профиль (скв.1305)
Рис.10. Карта текущей разработки (скв.1450)
Рис.11. Карта остаточных запасов (скв.1450)
Рис.12. Геологический профиль (скв.1450)
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-31; Просмотров: 2401; Нарушение авторского права страницы
, R2=0, 9978 - по Камбарову, (1)
, R2=0, 9992 – по Пирвердяну, (2)
, R2=0, 9981 – по Сазонову. (3)
