Читайте также:
|
Рисунок 1.1 – Обзорная карта Юрхаровского месторождения. 29
Рисунок 2.1 – Схема тектоники гетерогенного палеозойского фундамента северной части Западно-Сибирского бассейна (по В.С. Бочкареву) 41
Рисунок 2.2 - Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (ЗапСибНИГНИ, Бочкарев В.С., 1990 г.) 42
Рисунок 2.3 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт АУ7. Модель 2006 82
Рисунок 2.4 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ1-2. Модель 2006 82
Рисунок 2.5 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ5-6. Модель 2006 84
Рисунок 2.6 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ8-9. Модель 2006 84
Рисунок 2.7 – Экспериментальные кривые контактной и дифференциальной конденсации. 85
Рисунок 2.8 – Экспериментальные кривые ПС5+. 85
Рисунок 2.9 – Пластовые потери нестабильного конденсата по мере падения пластового давления. Модель 2006. 87
Рисунок 2.10 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт АУ7. Модель 2009 г 89
Рисунок 2.11 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ1-2. Модель 2009 г. 89
Рисунок 2.12 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ3-7. Модель 2009 г. 90
Рисунок 2.13 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ8-9. Модель 2009 г. 90
Рисунок 2.14 – Изменение массового содержания компонентов в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 350. 91
Рисунок 2.15 – Изменение массового содержания широких фракций в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 350. 91
Рисунок 2.16 –Изменение массового содержания компонентов в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 351. 92
Рисунок 2.17 – Изменение массового содержания широких фракций в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 351. 92
Рисунок 2.18 –Пластовые потери нестабильного конденсата по мере падения пластового давления. Модель 2009 г. 98
Рисунок 2.19 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Модель 2009 г. 98
Рисунок 2.20 – Свойства пластовой нефти Юрхаровского месторождения. 101
Рисунок 3.1 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки (неоком) 137
Рисунок 3.2 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки (ПК1) 138
Рисунок 3.3 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки (АУ7) 140
Рисунок 3.4 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки (БУ1-2) 143
Рисунок 3.5 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки (БУ8-9) 146
Рисунок 3.6 – Местоположение фактических (на 1.09.2009 г) и проектных (2006 г) забоев эксплуатационных скважин. 148
Рисунок 3.7 – Состояние фонда скважин ЮНГКМ... 151
Рисунок 3.8 – Пласт ПК1. Распределение скважин по дебитам и депрессиям.. 154
Рисунок 3.9 – Пласт АУ7. Распределение скважин по дебитам и депрессиям.. 155
Рисунок 3.10 – Пласт БУ1-2. Распределение скважин по дебитам и депрессиям.. 156
Рисунок 3.11 – Пласт БУ8-9. Распределение скважин по дебитам и депрессиям.. 157
Рисунок 3.12 – Динамика пластового давления. 159
Рисунок 3.13 – Дренируемые запасы газа по скважинам.. 159
Рисунок 3.14 – Динамика фильтрационных коэффициентов. 166
Рисунок 3.15 – Распределение эксплуатационных скважин по продуктивности. 167
Рисунок 3.16 – Зависимость дренируемых запасов газа от продуктивности скважин. 167
Рисунок 3.17 – Обработка ГДИ при испытании нефтяных объектов разведочных скважин. 170
Рисунок 3.18 – Схема выделения расчетного элемента нефтегазовой залежи пласта БУ82 173
Рисунок 3.19 – Зависимость КИН от расстояния между скважинами для различных систем разработки нефтяной оторочки пласта БУ82 176
Рисунок 3.20 – Зависимость удельной накопленной добычи от расстояния между скважинами для различных систем разработки нефтяной оторочки пласта БУ82 176
Рисунок 3.21 – Зависимость глубины закачивания скважин от накопленной добычи нефти. 178
Рисунок 3.22 – Зависимость накопленной добычи нефти от длины горизонтального участка. 178
Рисунок 3.23 – Схема размещения добывающих скважин по варианту 1 (газ) (соответствует варианту 2а «Технологической схемы...» 2006 г) 187
Рисунок 3.24 – Схема размещения добывающих скважин по вариантам 2,3 и 4 (газ) 191
Рисунок 3.25 – Схема размещения добывающих газовых скважин (объект VI) и нефтяных скважин (объект VII) для разработки нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ81, БУ82, БУ83 по варианту 1 (нефть) 195
Рисунок 3.26 – Схема размещения добывающих газовых скважин (объект VI) и нефтяных скважин (объект VII) для разработки нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ81, БУ82, БУ83 по варианту 2 (нефть) 196
Рисунок 4.1 – Исследования гидродинамических характеристик керна скважин №310 и №132. 201
Рисунок 4.2 – Первая группа пластов. Модели ОФП для проницаемости 97.6 мД (пример) 203
Рисунок 4.3 - Результаты численного моделирования свойств пластовой нефти при разработке в режиме истощения. 212
Рисунок 4.4 - Настройка технологических режимов работы скважин, суммарного отбора газа и С5+в (пример – БУ1-2) 216
Рисунок 4.5 – Динамика средних технологических режимов работы скважин по истории разработки 219
Рисунок 4.6 – Карта накопленных отборов газа. 220
Рисунок 4.7 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 0. 222
Рисунок 4.8 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 1. 225
Рисунок 4.9 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 2. 229
Рисунок 4.10 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 3. 233
Рисунок 4.11 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 4. 237
Рисунок 4.12 – Водонасыщенность и конденсатосодержание в залежи БУ1-2 к 2040 г. 241
Рисунок 4.13 – Динамика товарной продукции по вариантам разработки. 243
Рисунок 4.14 – Вариант 1. Динамика основных показателей добычи нефти из пластов БУ81, БУ82, БУ83. Категория запасов С1+С2. 247
Рисунок 4.15 – Динамика режимов работы добывающих нефтяных скважин. Вариант 1. 249
Рисунок 4.16 – Динамика снижения нефтенасыщенности и давления в пласте БУ83. Вариант 1. 250
Рисунок 4.17 – Вариант 2. Динамика основных показателей добычи нефти из пластов БУ81, БУ82, БУ83. Категория запасов С1+С2. 252
Рисунок 4.18 – Вариант 3. Динамика основных показателей добычи нефти из пластов БУ81, БУ82, БУ83. Категория запасов С1+С2. 255
Рисунок 5.1 – Кореолисовый измеритель расхода фирмы Emerson. 293
Рисунок 6.1 – Профиль нефтяной скважины на пласт БУ81 368
Рисунок 6.2 – Профиль нефтяной скважины № 633 на пласт БУ83 369
Рисунок 7.1 – Принципиальная схема компоновки подземного и устьевого оборудования скважин под нагнетание газа из пласта ПК1 в пласт БУ1-2 410
Рисунок 7.2 – Технологическая схема УЭЦН для добычи нефти. 413
Рисунок 7.3 - Распределение температуры в поперечном сечении скважины: а) при мощности 100Вт/м для кабеля, расположенного с внешней стороны НКТ; б) при мощности 24Вт/м для кабеля, расположенного внутри НКТ. 427
Рисунок 7.4 - Пример расчета газлифтного подъемника для скважины № 622 при забойном давлении 185 атм. 434
Рисунок 7.5 – Пример расчета газлифтного подъемника для скважины № 622 при забойном давлении 25 МПа. 434
Рисунок 8.1 - Принципиальная схема сбора газа (валанжин) 436
Рисунок 8.2 - Принципиальная технологическая схема сбора нефти на период пробной эксплуатации 438
Рисунок 8.3 - Принципиальная технологическая схема сбора нефти на период ОПЭ.. 440
Рисунок 8.4 – Расширение системы сбора нефти на полное развитие по варианту 3. 441
Рисунок 8.5 – Схема. 443
Рисунок 8.6 - Принципиальная технологическая схема подготовки деэтанизированной нефти. 454
Рисунок 8.7 – Соотношение объемов транспорта нефти и деэтанизированного конденсата. 459
Том II (Приложения)
СОДЕРЖАНИЕ
| ПРИЛОЖЕНИЕ А – Результаты лабораторных исследований керна Таблица А.1 –Охарактеризованность керном и лабораторными определениями физических свойств коллекторов продуктивных пластов ПК1, ПК18, АУ7, БУ1-2, БУ3, БУ50-1, БУ62, БУ80-3, БУ91-2 Таблица А.2 –Охарактеризованность керном и лабораторными определениями физических свойств коллекторов продуктивных пластов БУ1-2, БУ4, БУ52, БУ7, БУ94, БУ10 Таблица А.3 – Результаты лабораторных исследований образцов керна. ПРИЛОЖЕНИЕ Б – Результаты определения границ и толщин коллекторов Таблица Б.1 – Результаты определения границ и толщин коллекторов. ПРИЛОЖЕНИЕ В – Результаты анализа проб воды на химический состав и физические свойства. Таблица В.1 –Результаты анализа проб воды на химический состав и физические свойства. ПРИЛОЖЕНИЕ Г – Принятые подсчетные параметры и результаты подсчета запасов газа, газоконденсата и нефти Таблица Г.1–Принятые подсчетные параметры и результаты подсчета запасов газа и конденсата. Таблица Г.2–Основные параметры и результаты подсчета запасов нефти по нефтяным оторочкам. ПРИЛОЖЕНИЕ Д - Геолого-промысловая характеристика и режимы работы добывающих скважин. Рисунки Д.1–Д.35– Геолого-промысловая характеристика и режимы работы добывающих скважин. ПРИЛОЖЕНИЕ Е – Прогнозирование разработки нефтяной оторочки пласта БУ82 на элементе модели Таблицы Е.1–Е.40 – Характеристика основных показателей разработки пласта БУ82 различными сетками скважин. Рисунки Е.1–Е.20– Схемы размещения скважин при прогнозировании разработки пласта БУ82 на элементе гидродинамической модели. ПРИЛОЖЕНИЕ Ж – Технологические показатели разработки (газ и конденсат) Таблицы Ж.1.1–Ж.1.4– Результаты воспроизведения истории разработки по объектам эксплуатации (помесячно). Таблицы Ж.2.1–Ж.2.5– Технологические показатели разработки. Вариант 0 Таблицы Ж.3.1–Ж.3.7– Технологические показатели разработки. Вариант 1 Таблицы Ж.4.1–Ж.4.7– Технологические показатели разработки. Вариант 2 Рисунки Ж.1.1–Ж.1.5– Динамика основных показателей разработки. Вариант 2 Таблицы Ж.5.1–Ж.5.7– Технологические показатели разработки. Вариант 3 Рисунки Ж.2.1–Ж.2.5– Динамика основных показателей разработки. Вариант 3 Таблицы Ж.6.1–Ж.6.7– Технологические показатели разработки. Вариант 4 Рисунки Ж.3.1–Ж.3.5– Динамика основных показателей разработки. Вариант 4 Таблицы Ж.7.1–Ж.7.2– Технологические показатели разработки пластов объектов V и VI (БУ3-7 и БУ8-10). Вариант 4 ПРИЛОЖЕНИЕ И – Технологические показатели разработки (нефть) Таблицы И.1.1–И.1.9– Технологические показатели разработки нефтяных оторочек. Вариант 1. Рисунки И.1.1 – И.1.4–Схемы размещения скважин по варианту 1 Таблицы И.2.1–И.2.9– Технологические показатели разработки нефтяных оторочек. Вариант 2. Рисунки И.2.1 – И.2.4–Схемы размещения скважин по варианту 2 Таблицы И.3.1–И.3.9– Технологические показатели разработки нефтяных оторочек. Вариант 3. ПРИЛОЖЕНИЕ К – Технико-экономические показатели Таблицы К.1-К.3 Технико-экономические показатели по варианту 1(газ) | |
| Таблицы К.4-К.6 Технико-экономические показатели по варианту 2(газ) | |
| Таблицы К.7-К.9 Технико-экономические показатели по варианту 3(газ) | |
| Таблицы К.10-К.12 Технико-экономические показатели по варианту 4(газ) | |
| Таблицы К.13-К.15 Технико-экономические показатели по варианту 1(нефть) | |
| Таблицы К.16-К.18 Технико-экономические показатели по варианту 2(нефть) | |
| Таблицы К.19-К.21 Технико-экономические показатели по варианту 3(нефть) |
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 105 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Список основных таблиц | | | Список графических приложений |