|
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 |
История освоения месторожденияСтр 1 из 9Следующая ⇒
ВВЕДЕНИЕ Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Наряду с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0, 05 мкм2, может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии. ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как пра вило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1, 5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка. Гидравлический разрыв пласта применяется: 1. Для увеличения продуктивности нефтяных скважин; 2. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин; 3. Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин; 4. Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах. В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса: 1. Однократный разрыв пласта; 2. Многократный разрыв пласта; 3. Направленный (поинтервальный) разрыв пласта. Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины. Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий: 1. Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти; 2. Скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; 3. Скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих; 4. Скважины с загрязненной призабойной зоной; 5. Скважины с высоким газовым фактором; 6. Нагнетательные скважины с низкой приемистостью; 7. Нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу. Разрыв пласта не рекомендуется проводить 1. В нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности; 2. В скважинах, технически неисправных. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается: 1. Наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин; 2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины; 3. Созданием трещин в наиболее продуктивной зоне пласта. 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Характеристика района работ Усть-Балыкское месторождение (площадь горизонта БС10) находится в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты: г. Нефтеюганск, г. Сургут, г. Пыть-Ях, п. Пойковский, п. Каркатеево, п. Чеускино, п. Усть-Юган. С югом Усть-Балыкское месторождение связывают: железнодорожные пути, аэрофлот, речное сообщение и асфальтированная федеральная автодорога. Промысловые автодороги по месторождению представлены в большей части грунтово-лежневыми дорогами. Усть-Балыкская (БС10) площадь является одной из четырех площадей Усть-Балыкского месторождения. Куда входят еще Усть-Балыкское (БС1-5), Солкинское, Западно-Усть-Балыкское месторождения. На юге Усть-Балыкская, БС10 площадь непосредственно переходит в Мамонтовское месторождение. С северо-востока, в центральную часть месторождения, вклинивается пласт БС1 Усть-Балыкского (БС1-5) месторождения. Ближайшие разрабатываемые месторождения – Солкинское, Южно-Сургутское, Омбинское. Рельеф местности представляет сильно заболоченную равнину. Территорию Усть-Балыкского месторождения пересекают реки Обь и Юганская Обь. Абсолютные отметки рельефа меняются незначительно от 26 до 44 метров, причём минимальные отметки приурочены к берегам рек, а максимальные – к лесным массивам. В весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами. Климат района резко-континентальный. Минимальная температура воздуха -55°С, снежный покров лежит около 200 дней в году. Летом температура выше +20°С держится около 30 дней. За летний период осадков выпадает около половины годового количества. Леса - смешанные с преобладанием ольхи, пихты, лиственницы, кедра. Главная водная магистраль – река Обь и её протока Юганская Обь с многочисленными протоками, из которых наиболее крупными являются Большой Балык, Сингапайская и др. Между реками Обь и Юганская Обь располагаются многочисленные озёра разнообразных форм и размеров. Объекты нефтедобычи Усть-Балыкского месторождения снабжаются электроэнергией от следующих головных подстанций: 1. Подстанция 220/35 кВ – «Усть-Балык». 2. Подстанция 110/35 кВ – «Нефтеюганская» 3. Подстанция 110/35 кВ – «Юганская» 4. Подстанция 110/35 кВ – «Парус». От головных подстанций двухцепными ВЛ 35 кВ запитаны ПС 35/6 кВ. От ПС 35/6 кВ по кабельным линиям 6 кВ электроэнергия поступает на ДНС, КНС. С этих же подстанций по ВЛ 6 кВ запитаны ТП 6/0, 4 кВ. От которых по кабельным линиям 0, 4 кВ энергия поступает потребителям на скважинах и на базы цехов. Потребление электроэнергии в 2000 году составило 264358 тыс. кВт× час, а средний годовой максимум нагрузки 34556 кВт. Через территорию месторождения проходит нефтепровод Усть-Балык – Омск. Проницаемость Характеризует фильтрационные свойства продуктивного пласта. Средняя проницаемость коллектора горизонта БС10 составляет 103 мд, пласта БС10(1) – 92 мд, БС10(2) – 130 мд, БС10(3) – 83 мд. Коэффициент нефтенасыщенности Определялось по данным промысловой геофизики. Среднее значение начальной нефтенасыщенности по горизонту БС10 – 63, 3%, пласта БС10(1) – 65%, БС10(2) – 66%, БС10(3) – 59%. Таблица 2.1 Содержание сер, смол, асфальтенов и парафинов в массовых долях.
По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта БС10 более тяжёлый, молярная концентрация метана 69, 18%. Доля пропан-бутановой фракции достигает 18, 64%. Доля тяжёлых углеводородов С6+ в нефтяном газе около 1, 5%, количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0, 2%. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Таблица 3.4. Усть-Балыкское, БС10 месторождение Характеристика проектных документов
Рис. 3.1. Сравнительная характеристика проектных документов: 1 – 1971 г.; 2 – 1978 г.; 3 – 1982 г.; 4 – 1987 г. Таблица 3.5. Основные проектные показатели (Проект разработки, 1987г.)
Рис. 3.3 и 3.4 Сопоставление фактических и расчетных показателей добычи и дебита нефти. Проектные документы 1 – факт 2 – проект (1987г.) 3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.) 5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.)
Рис. 3.5 и 3.6 Сопоставление фактических и расчетных показателей дебита жидкости и количества скважин. Проектные документы 1 – факт 2 – проект (1987г.) 3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.) 5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.) 1. При сравнении фактических и проектных показателей разработки (1987 г.) за последние два года значительное отставание от проектных уровней произошло по всем основным показателям, кроме дебита по нефти. При этом отставание добычи нефти за эти годы в процентном соотношении сохраняется на одном уровне. Невыполнение проектных уровней в 2000г. следующее: - добыча нефти меньше на 581 тыс. т или на 1/3; - добыча жидкости в 3, 1 раза; - дебит жидкости в 1, 8 раза; - действующий фонд меньше на 242 скв. или 35%; - закачка воды в 2, 2 раза; - фонд нагнетательных скважин в 2, 3 раза. Превышение дебита нефти над проектным значением в 1998 году на 0, 6 т/сут. или 11% является следствием сокращения малодебитного фонда за счет их выбытия из эксплуатации из-за нерентабельности. При значительных недоотборах в годовой добычи нефти, накопленный отбор несущественно отличается от проектного (меньше на 1230 тыс. т или 2, 5%). Причиной является перевыполнение максимального уровня и более высокие темпы отбора в предыдущие годы до 1991г., вследствие опережающего разбуривания площади. Сопоставление основных фактических и проектных показателей разработки приведено на рисунках 3.3, 3.4, 3.5, 3.6. 2. Уровни добычи нефти, принятые в лицензионном соглашении, перевыполняется в 2000г. в значительной степени, на 30% за счет высоких дебитов нефти, превышающих более чем в 2 раза расчетное значение, фактический действующий добывающий фонд в 1, 6 раза меньше расчетного. Кратное превышение среднего дебита нефти объясняется применением оптимизации работы скважин. Аналогично добыча жидкости превышает расчетную в 1, 5 раза, вследствие более низких дебитов жидкости (ниже на 11%) и меньше действующего фонда на 40%. 3. Сравнение фактических показателей разработки с утвержденными ЦКР (протокол №1961 от 6.12.1995г.) показывает практически одинаковые уровни по добычи нефти. Отставание фактических показателей отмечается в 2000г. по: - действующему фонду на 62 скважину или 11, 5%; - среднему дебиту жидкости на 21%; - добычи жидкости на 1430 тыс. т или на 30%; - обводненности на 8, 3% (абс.). Превышение над проектом достигнуто по дебиту нефти на 8% из-за применения интенсификации добычи нефти. - При сопоставлении фактических показателей за 2000г. с утвержденными ТКР (протокол №1 от 17.01.1997г.) видно несущественное превышение добычи нефти и дебита по нефти соответственно на 3% и 5%. Закачка воды перекрывает расчетный объем на 1/3. По остальным показателям отмечается превышение проектных значений. Выводы: 1. Фактическая накопленная добыча нефти на месторождении в 2000г. соответствует проектной при значительном отставании по накопленной добычи жидкости. 2. Фактическая годовая добыча нефти в 1999г. отстает от проектного уровня на 12%, а в 2000 году превышает на 7%. 3. Основной причиной незначительного (12%) отставания от проектного уровня добычи нефти является: крайне низкий коэффициент использования добывающего фонда – 0, 62, в связи с чем действующий фонд меньше проектного в 1, 5 раза. Массовое выбытие скважин из эксплуатации вызвано геологическими и техническими причинами (опережающее обводнение части скважин в связи со сложным строением горизонта и с поломками и выбытием из строя внутрискважинного оборудования). 4. Стабилизация добычи нефти и уменьшение разницы между фактическими и проектными показателями за последние 2 года явилось следствием применения методов интенсификации нефтедобычи, восстановление и ввод в эксплуатацию скважин, перераспределения направления потоков фильтрации. 5. Превышение проектного значения в 2000г. отмечается по дебиту нефти на 8%, при отставании по остальным показателям. 6. На месторождении ежегодно уточняются уровни добычи с утверждением на ТКР, на которые необходимо ориентироваться при планировании отборов в следствии устаревания проектного документа. 7. По месторождению в 2002 - 2003гг. необходимо составить проект до разработки, в котором определить идеологию работы над месторождением на последующее десятилетие, после обширного применения технологий интенсификации нефтедобычи (форсированный отбор жидкости, ГРП, МУН). Фонд скважин Усть-Балыкское (горизонт БС10) месторождение разрабатывается с 1966 года. Разбуривание месторождения завершено в 1992 году. К началу 1993 года горизонт БС10 разбурен на 95%. В настоящее время объект находится на стадии падающей добычи нефти. Отобрано 59% нефти от НИЗ при обводненности 71%. Средний дебит нефти за 2000 год составил 7, 91 т/сут., дебит жидкости - 27, 03 т/сут. Состояние фонда скважин На Усть-Балыкском (горизонт БС10) месторождении согласно проекту разработки (1986г.) утвержден проектный фонд в количестве 1587 скважин, в том числе 1017 добывающих, 460 нагнетательных, 80 резервных и 30 контрольных. Объект разбурен. Эксплуатационный метраж составил 3656 тыс. м при средней глубине одной скважины 2614 м (таблица 3.8). Выделено два объекта разработки: горизонт БС10, пласты БС16-20 ачимовской пачки. Пласты ачимовской пачки (БС16-20) На пласты БС16-20 ачимовской толщи проектный фонд утвержден в количестве 32 скважин, в том числе 16 добывающих, 11 нагнетательных (из них одна разведочная) и 5 резервных. Пласты ачимовской пачки по состоянию на 1.01.2001г. не разбуривались и в разработку не вовлекались из-за нерентабельности. Горизонт БС10 Основной объект разработки горизонт БС10 к моменту составления последнего проектного документа практически был разбурен в зоне совместного залегания пластов БС101, БС102, БС103. Проектный фонд по горизонту БС10 утвержден в количестве 1555 скважин, в том числе на запасы категории С1 – 1465, С2 – 90. Распределение проектного фонда эксплуатационных скважин по пластам и категориям приведено в таблице 3.7. Таблица 3.7 Проектный фонд
На объект БС10 запроектирована самостоятельная сетка с разной плотностью по участкам залежи: · В чисто нефтяной зоне залежь разбурена по площадной семи точечной системе, сетка 375х325 м, плотностью 12 га/скв.; · Краевые не разбуренные части пласта БС102 в водонефтяной зоне в проекте рекомендуется разбуривать по более редкой сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 м (вместо 375), плотностью 21, 7 га/скв. распространение сетки скважин с плотностью 12 га/скв. в краевых зонах было экономически нерентабельно; · В зонах запасов категории С2 проектом предусматривается разбуривание горизонта БС10 по площадной семи точечной системе, плотностью сетки 16, 2 га/скв., расстоянием между скважинами 433 м. Согласно протоколу (№1252 от 10.06.1987г.) ЦКР Миннефтепрома по объекту БС10 (категория С2) в северной части залежи утверждена блоковая трех рядная система разработки с увеличением расстояния между скважинами до 500 м, плотностью сетки 21, 7 га/скв. разбуривание этого участка залежи по более редкой сетке сокращает проектный фонд объекта БС10 на 37 скважин. В процессе эксплуатационного разбуривания строение залежи горизонта БС10 было уточнено. В зонах увеличения площади нефтеносности на северо-востоке и юге залежи были дополнительно размещены 22 скважины, в том числе 15 добывающих и 7 нагнетательных и утверждены ПО " Юганскнефтегаз" совместно с СибНИИНП от 29.12.1987г. В зонах сокращения площади нефтеносности по объекту БС10 осуществлен отказ от бурения 36 проектных скважин («Авторский надзор за разработкой», 1987г.). Таким образом, уточненный проектный фонд объекта БС10 по состоянию на 1.01.2001г. представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервной и 30 контрольными. На 1.01.2001г. на горизонт БС10 по эксплуатационной сетке пробурено 1431 скважина или 95% проектного фонда, в том числе 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных. По основной сетке пробурено 527 скважин или 37% от общего фонда. Уплотняющий фонд на залежь горизонта БС10 (исключая краевые зоны) пробурен в количестве 886 скважин, плотность сетки скважин при этом увеличилась с 49 га/скв до 12 га/скв, т.е. в 4 раза. Не пробурено 73 скважины, из них 61 резервная и 12 контрольных. За весь период разбуривания было пробурено 28 скважин-дублеров вместо 20 скважин, ликвидированных по техническим причинам и 8 скважин, ликвидированных в связи с застройкой г. Нефтеюганска. Распределение проектного и пробуренного фонда скважин по объектам БС10 и БС16-20 и категориям скважин приведено в таблице 3.8. Бурение скважин объекта БС10 проводилось в течении 19 лет. Историю разбуривания можно разделить на 3 этапа: 1. 1974 – 1981 гг. бурение основной сетки, проводилось медленными темпами, за 8 лет было пробурено около 180 скважин. Максимальный объем бурения за этот период приходится на 1976 год – 120 тыс. м (3%). 2. 1982 – 1986 гг. бурение в основном, уплотняющих скважин в зонах присутствия всех трех пластов БС101, БС102, БС103. Разбуривание проводилось максимальными темпами. За 5 лет было пробурено 814 скважин. Максимальный объем бурения приходится на 1986г. – 802 тыс. м (22%). 3. 1987 – 1992 гг. разбуривание краевых зон залежи. Темп бурения – умеренный, за 6 лет пробурено около 500 скважин. Максимальный объем бурения приходится на 1987г. – 495 тыс. м (14%). Таблица 3.8. Проектный и пробуренный фонд скважин на 1.01.1998г. по Усть-Балыкскому, Б10 горизонту.
Низкие темпы бурения (до 5% от общего объема) основной редкой сетки скважин с плотностью 49 га/скважин обеспечили извлечение незначительной части запасов – 8% от НИЗ за 10 лет разработки. Максимальные темпы бурения (до 22% в 1986г.) уплотняющего и остатков основного фонда способствовали резкому увеличению темпа отбора нефти (с 8% до 31% отбора от НИЗ) за 5 лет разработки. В эксплуатации по объекту БС10 находятся 877 скважин, в том числе 718 добывающих и 159 нагнетательных. Распределение скважин по категориям приведено в таблице 3.9. Таблица 3.9. Фонд скважин объекта БС10 на 1.01.2001г.
Как следует из таблицы, в эксплуатационном фонде на 1.01.2001г. числится 877 скважин или 72% от пробуренного фонда. Добывающий фонд по объекту уменьшился на 341 скважину, т.е. на 29%. В связи с этим произошло разрежение пробуренной сетки скважин и соответственно сокращение охвата пласта вытеснением. Выбытие из эксплуатации большей части добывающих и нагнетательных скважин привело к уменьшению плотности сетки скважин в целом по объекту и по каждому блоку. В целом по залежи средневзвешенная по площади плотность сетки скважин на 1.01.2001г. составляет 40га/скв, т.е. уменьшилась почти в 3 раза относительно пробуренной 15га/скв. Максимально сетка скважин разрежена по 9 блоку, средневзвешенная по площади плотность сетки действующих добывающих + нагнетательных скважин на 1.01.2001г. составляет 56, 3 га/скв. в связи с выбытием большого количества высоко обводненных скважин в действии осталось 40 скважин (26% пробуренного добывающего фонда). Неравномерное обводнение и выбытие большинства скважин связано с неоднородным строением и распределением фильтрационных свойств, в большей части водонефтяным характером залежи в 9 блоке. Наименее изменилась плотность сетки скважин по блокам 1, 5, 7 в зависимости от более благоприятного залегания пластов и меньшей неоднородности параметров. В целом по объекту БС10 величина текущего коэффициента нефтеизвлечения существенно зависит от плотности сетки скважин (ПСС) при ее уменьшении до 20 – 25 га/скв. дальнейшее разряжение ПСС более 25 га/скв. ощутимо сказывается на снижении охвата пласта вытеснением по площади и следовательно на достижении конечного КИН. Для разных блоков эта зависимость имеет разный диапазон и характер в зависимости от геологического строения и ФЕС. Таблица 3.10. Плотность сетки добывающих + нагнетательных скважин (средневзвешенная по площади)
Наиболее однородным, монолитным является 5 блок, по которому достигнут максимальный текущий КИН и осуществляется более равномерная выработка пластов.
Рис. 3.7. Сопоставление максимально достигнутого действующего добывающего фонда с фактическим за 2000 год. Высоко обводненный фонд, выработавший потенциально извлекаемые запасы или в связи с физическим износом переведен в консервацию 178 скважин (5, 2%), в категорию пьезометрических и контрольных – 100 скважин (9, 3%) и ликвидировано – 63 скважин (15%) (табл.3.9). Из динамики фонда видно, что максимальное количество добывающих скважин 920 (1989г.) сократилось до 584, т.е. в 1, 6 раза (рис. 3.7). Значительное сокращение действующего фонда на более чем 330 скважин (29%) произошло в последние 4 года. Количество действующих скважин с 1989г. к 2001г. резко снизилось от 882 до 466 в 2000г., т.е. действующий фонд сократился на половину. В простое находится 67 скважин или 9% от фонда. Таблица 3.11. Структура фонда скважин на 1.01.01г.
Рис. 3.8. Разбивка общего фонда на 1.01.2001 год. Доля бездействующего фонда по объекту высокая – 38% от добывающих скважин. Основными причинами бездействия 273 скважин являются остановки скважин по техническим причинам: нарушение изоляции, связанное с механическими повреждениями и старением кабеля (125 скважин), аварии с ЭЦН, УВН, НГН (43 скважин). По технологической причине остановлено 2% бездействующего фонда. Таблица 3.12. Распределение скважин по причинам остановок по состоянию на 1.01.2001г.
Установками ЭЦН оборудованы 374 скважины или 52, 2% от фонда, 283 скважины (39, 5%) оборудованы установками ШГН, в 4 скважины спущены насосы УВН. Фонтанным способом работают 11 скважин или 1, 5% от фонда, 45 фонтанирующих скважин – бездействуют. Фонд добывающих скважин практически весь механизирован (92% от фонда) (табл.3.11.). Нагнетательный фонд на 1.01.2001г. составляет 137 скважин или 32% от пробуренного фонда 432. Уменьшение количества скважин под закачкой связано с их отключением из-за пере компенсации добычи жидкости закачкой воды, с переходом по объекту БС10 на новую систему воздействия (с площадной семи точечной системы заводнения на блоковую), сокращение добывающего фонда и техническим старением внутрискважинного оборудования. Ликвидировано 25 скважин. В категорию пьезометрических переведено более половины нагнетательного фонда (196 скважин). В 1997г. количество нагнетательных скважин уменьшилось в 1, 6 раза по сравнению с ранее достигнутым максимальным 251 (1988г.). Действующий фонд сократился с 242 скважин в 1997¸ 1998гг. до 89 в 1997г., т.е. в 2, 7 раза. В 2000 году картина нагнетательного фонда не изменилась. Фактическое соотношение действующего добывающего и нагнетательного фонда по объекту значительно выше проектной величины (в 2, 3 раза), вследствие остановки большего количества нагнетательных скважин с переходом на блочно-замкнутую систему заводнения. Находящиеся под закачкой нагнетательные скважины обеспечивают компенсацию отборов жидкости закачкой воды.
Рис. 3.9. Сопоставление максимально достигнутого действующего нагнетательного фонда с фактическим за 2000 год. В 1989 году (протокол НГДУ «Юганскнефть» от 9.06.89г. совместно с ПО «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП) принято решение по объекту БС10 по переходу с площадной семи точечной системы разработки на блочно-квадратную за счет существующего фонда нагнетательных скважин. Переход осуществлялся с целью более гибкого регулирования объемами закачки и создания упорядоченных фронтов вытеснения нефти, а также для снижения пластового давления до первоначального. Предлагалось переходить на блоковую систему поэтапно. На первом этапе ограничиться остановкой на длительный срок внутри блоков 89 нагнетательных скважин. Во вновь формируемых разрезаемых рядах переводить под закачку добывающие скважины (за исключением тех районов, где есть острая необходимость) после достижения предельной обводненности. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-03-03; Просмотров: 1050; Нарушение авторского права страницы
