Содержание Введение..............................................................................2 1 Геологическое строение месторождения........................3 1.1 Общие сведения.............................................................3 1.2 Стратиграфия.................................................................5 1.1.2 Литолого-стратиграфичсская характеристика...........7 1.3 Тектоническая характеристика......................................10 1.1.3 Нефтегазоносность......................................................11 1.4 Морфология....................................................................13 1.5 Гидрогеология................................................................14 2. Стадии геологоразведочных работ..................................15 3 Подсчет запасов.................................................................18 3.1 Методы подсчета запасов...............................................18 3.2 Сведения о запасах на месторождении Акшабулак......18 Заключение...........................................................................24 Список использованной литературы...................................25 Приложение А и Б................................................................26 1 Введение Факторы, обуславливающие оптимальные технологические режимы работы скважин зависят от рационального способа эксплуатации скважин. Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождений и технологии эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ. Если скважина фонтанирует, всегда ли ее следует эксплуатировать фонтанным способом. Решение этих вопросов вытекает из определения смысла рационального способа эксплуатации скважин. Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района проведения работ. Из этого следует, что фонтанная эксплуатация скважин не всегда возможна и целесообразна, если например, дебит ее при фонтанировании с минимально возможным давлением на устье недостаточен, а геолого-физические условия залежи позволяют отбирать большую норму добычи нефти. В этом случае фонтанную по своим условиям скважину эксплуатируют с помощь УЭЦН, ШГНУ или газлифтным способом. В свою очередь возникает задача выбора способа механизированной добычи нефти. Решающий фактор выбора способа эксплуатации - комплекс техникоэкономических показателей, межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и другое. Эффективность использования электроцентробежных насосов (ЭЦН), как показала практика, в значительной степени зависит от правильности подбора установок погружных центробежных насосов (УЭЦН) к каждой скважине, что связано с необходимостью расчета рабочих параметров основных элементов системы пласт-УЭЦН-лифт и прежде всего насосного узла установки. Проектирование эксплуатации скважин УЭЦН, а также анализ текущего состояния их работы связаны с оценкой, в первую очередь, забойного давления. Особую важность этот вопрос приобретает, когда скважины эксплуатируют залежь с высоким газовым фактором и давлением насыщения пластовой нефти. 2 1 Геологическое строение месторождения 1.1 Общие сведения Месторождение Акшабулак Восточный в административном отношении находится в Теренозекском районе Кызылординской области Республики Казахстан. Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш, Жусалы, расположенные на расстоянии 135 и 145 км соответственно от месторождения Акшабулак Восточный. Месторождение находится в непосредственной близости от разрабатываемого месторождения Акшабулак Центральный. Крупное разрабатываемое месторождение Кумколь, с вахтовым поселком нефтяников, от которого до г. Кызыл-Орда проложена асфальтированная дорога находится в 55 км севернее площади Акшабулак Восточный. Сообщение между промыслом и населенными пунктами осуществляется автотранспортом по развитой сети грунтовых дорог. В орографическом отношении район представлен песчаными барханами с абсолютными отметками рельефа плюс 110-150 м. Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур воздуха, малым количеством осадков (около 100-150 мм за год). Максимальные температуры летом +35 +380С, минимальные зимой до -300С. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время - метели и бураны. Постоянная гидрографическая сеть отсутствует. Для технических и бытовых целей используется пластовая вода из специальных гидрогеологических скважин, с высокими дебитами воды и минерализацией 0,6-0,9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-80 метров. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.1 3 Рисунок 1.1 Обзорная карта 4 1.2 Стратиграфия В пределах месторождения Акшабулак Восточный пробурено три поисковых скважины: № 2, 5, 8 и две оценочно-эксплуатационных скважины: № 33 и 34. В 2009-2010 гг. за территорией лицензионного участка, но в пределах структуры, компанией "Саутс Ойл" пробурено три скважины: № 1К, 2К, 4К. Скважины 2, 5, 33, 34, 1К, 2К, 4К вскрыли отложения среднекумкольской подсвиты верхней юры, к которым приурочен нефтеносный горизонт Ю-III. В скважине 8, пробуренной в северной части месторождения, эти отложения выклиниваются на фундамент. В пределах продуктивных горизонтов по скважинам проведена попластовая корреляция разреза, выделенные пласты проиндексированы. Рассчитаны коэффициенты неоднородности по продуктивным скважинам. В разрезе верхнеюрских отложений выделяется продуктивный горизонт Ю-III, приуроченный к нижнему горизонту среднекумкольской подсвиты и продуктивный горизонт Ю-II, приуроченный к подошве верхнекумкольской подсвиты. Ю-III горизонт. Продуктивный горизонт Ю-III представлен двумя пачками (карбонатно-терригенная и песчаная), которые прослеживаются во всех скважинах. Ю-II горизонт. Общая толщина горизонта равна 23 м, эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №34 составила 4.6 м. В горизонте прослеживается до 4 пропластков, коэффициент расчлененности равен 4. Коэффициент песчанистости составил 0.57. Карбонатно-терригенная пачка имеет в среднем общую толщину 4 м, при изменениях от 12.2 до 1.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составила 1.8 м. Максимальное количество выделенных пропластков (3) отмечено в скважине 1К. Коэффициент расчлененности равен 1.5, коэффициент песчанистости составил 0.572. Общая толщина песчаный пачки достигает 5.6 м (скважина 2), в среднем составляет 2.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 0.8 до 3.9 м и в среднем составляет 2.1 м. Коэффициент расчлененности составил 1.4, коэффициент песчанистости равен 0.87. На месторождении Акшабулак Восточный продуктивные отложения Ю-II горизонта вскрытые скважиной №34 керном не освещены. По шламу из скважины №33 отложения горизонта Ю-II представлены песчаником с прослоями глины. Песчаник светло-серый, редко светло-коричнево-серый (в зависимости от нефтенасыщенности), среднезернистый, хорошо отсортированный, среднесцементированный, умеренно пористый. Цемент глинистый с включениями листочков биотита и зерен пирита. Глина светло-серая, пластичная, слабоизвестковистая, песчанистая, алевритовая. Отложения Ю-III горизонта освещены 40.7 м керна (вынос керна от проходки составил 72.3%) из скважин №№ 2, 5, 34. Исследовано 29 образцов керна. Выделенные по ГИС нефтенасыщенные пласты-коллекторы в скважине 2 5 (2033-2034, 2034.3-2035.6 м) и в скважине № 34 (2009.5-2010 м) освещены соответственно 1.8 м и 0.5 м керна. Породы-коллекторы этих интервалов представлены 5 и 2 образцами пород, соответственно. Объемы отбора, выносы керна, совмещенность интервалов отбора керна и выделенных пластов-коллекторов, а так же освещенность пород емкостнофильтрационными свойствами, не позволяют однозначно определить литологическую характеристику пород-коллекторов, особенно карбонатного пласта. Предположительно, породы-коллекторы Ю-III горизонта месторождения Акшабулак Восточный, аналогичны породам-коллекторам ЮIII горизонта месторождения Акшабулак Центральный. На месторождении Акшабулак Центральный [1] отложения Ю-III горизонта представлены (сверху вниз) известняками с подчиненными прослоями песчаников, реже гравелитов (карбонатный пласт), глинистым разделом, и песчаниками, в некоторых скважинах с прослоями гравелитов (песчаный пласт). Песчаники карбонатного пласта - кварц-полевошпатовые, в основном среднезернистые, реже крупнозернистые. Карбонатность и содержание частиц размерами меньше 0.01 мм - низкие. Основными глинистым минералом является каолинит, реже иллит. В скважинах №№ 2, 5 и 34 (Акшабулак Восточный) коллекторы карбонатного пласта керном не освещены. В 2001-2002 гг на месторождении Акшабулак была проведена сейсмосъемка 3Д. В конце 2003 года компанией ISI GmbH составлен отчет о результатах сейсмической интерпретации 3Д и создании с помощью программы PETREL геологической модели для месторождения Акшабулак Восточный. В 2010 г. в скважине № 34 (Акшабулак Восточный) было проведено вертикальное сейсмопрофилирование, материалы которого были учтены при переинтерпретации данных сейсмики 3Д и обновлении геологической модели месторождения, созданной в программе PETREL специалистами Казгермунай в Берлине. В данной работе, за структурную основу по Ю-III, Ю-II продуктивным горизонтам, приняты структурные построения, выполненные по результатам переинтерпретации материалов сейсмики 3Д с учетом информации по поисковым (№№ 2, 8, 5) и вновь пробуренным скважинам (№№ 33, 34). По материалам переинтерпретации структурный план исследуемого месторождения по сравнению с результатами интерпретации 2003 года, имеет незначительные изменения, в основном, за счет уточнения геометрии разрывных нарушений. Структура осложнена двумя разрывными нарушениями F1 и F2, простирающимися, соответственно, с севера на юг и с северо-запада на юго-восток. На структурной карте по кровле продуктивного горизонта Ю-III поднятие Акшабулак Восточный представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную двумя сводами (рисунок 1.2.). Первый свод расположен в районе скважины 34, имеет субширотное простирание, ограничен в западной части тектоническим нарушением субмеридионального направления 6 (F1) амплитудой до 60 м. В пределах изогипсы -1910 м свод имеет размеры 1.25 * 1.0 км и амплитуду порядка 20 м. Восточнее скважины 34, через небольшой прогиб, в районе скважины 33, выделяется второй свод субмеридионального простирания, осложненный на западе тектоническим нарушением F2 с амплитудой порядка 30 м. По замкнутой изогипсе -1910 м поднятие имеет размеры 2.25 * 1.0 км и амплитуду до 35 м. Рисунок 1.2. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Ю-III (По материалам переинтерпретации сейсмики 3Д, 2010г., ЕЕG, СП "Казгермунай") 1.1.2 Литолого-стратиграфичсская характеристика В строении района и месторождения участвуют складчатые мстаморфизованные образования докембрийского фундамента протерозойского возраста, на которых с региональным стратиграфическим несогласием залегает комплекс осадочных отложений мезозоя и кайнозоя: юрский рифтогенный комплекс, мел-палеогеновый, плиоценчетвертичный плитные яруса, отличающиеся тектоническим режимом формирования. Фундалинт. Породы фундамента вскрыты всеми пробуренными скважинами, глинистыми сланцами и гнейсами, кварцитами. По имеющимся образцам керна породы фундамента трещиноватые, в кровельной части разрушенные с 7 образованием коры выветривания и представляют собой вторичные коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Юрская система представлена только верхним отделом. В разрезе юрских отложений выделяется три ритмокомплекса сероцветных терригенных отложений в составе свит: нижний (бектасская и айбалннская свиты), средний (дощанская и карагансайская свиты) и верхний (кумкольская и акшабулакская свиты). Нижний и средний ритмокомплексы не участвуют в строении Акшабулакского выступа и развиты только во внутренних частях мульд. В строении Акшабулакского выступа участвует верхний ритмокомплекс в составе кумкольской и акшабулакской свит. Кумкольскап свита Оксфордский + келловейский ярусы В Арыскумском прогибе кумкольская свита расчленяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита развита только во внутренних частях грабен-синклиналей. Нижнекумкольская подсвита. На Акшабулак Центральном подсвита вскрыта в четырех скважинах (№№ 12, 18, 19, 308, 316, 331, 338). Верхняя часть пачки (15-20м) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, серо-зеленые, иногда переходящие в алевролиты, с прослоями алевролитов, песчаников. Встречаются тонкие прослои угля. По керну отмечаются плоскости скольжения. К нижней части приурочена пачка песчаников, достигающая 63,3 м (скв. №19). Песчаники серые, массивные, среднезернистые, кварц полевошпатовые, цемент глинисто-карбонатный. К пачке приурочен горизонт Ю-IV. Среднекумко.чъская подсвита в свою очередь расчленяется на два горизонта: нижний и верхний. Нижний горизонтв основании разреза сложен песчаником светло-серым, разнозернистым, кварцевым, слабо уплотненным и рыхлым песком, переходящим в гравелит с размером обломков от 2мм до 1,5см. Толщина слоя достигает 23м. На большей части площади отложения горизонта залегают на поверхности фундамента. К песчаной пачке приурочен продуктивный горизонт Ю-1П, который литологически разделяется на два горизонта: терригенный ЮГП и карбонатный Ю-Ша. Терригенный горизонт Ю-Ш - залегает в основании разреза и представлен песчаником светло-серым, разнозернистым, кварцевым, слабо уплотненным и рыхлым песком. Карбонатный горизонт Ю-Ша сложен известняками светлосерыми, часто с тонкими прослоями алевролита и песчаника. В средней части горизонта разрез представлен глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, толщиной 3-5м. Кровля горизонта выполнена известняком светло-серым, часто с тонкими прослоями алевролита и песчаника (6-18м). Эта пачка представляет верхнюю часть продуктивного горизонта Ю-Ш. Общая толщина нижнего горизонта колеблется в пределах 7,6-67,2м. Верхний горизонт представлен темно-серой глиной и является покрышкой для 8 горизонта Ю-Ш. Толщина его варьирует в пределах 8,1-74,8м. В западной части структуры Акшабулак горизонт полностью выпадает из разреза и верхнекумкольская подсвита залегает на поверхности фундамента. Верхпекумкояъская подсвита расчленяется на три пачки:нижнюю преимущественно песчаную, среднюю глинистую и верхнюю глинистопесчаную. Нижняя пачка сложена песчаниками серыми, мелко-среднезернистыми, кварцево-полевошпатовыми, слабо сцементированными глинистым цементом, переходящими в пески. Местами отмечаются прослои темно-серых, глинистых алевролитов, реже глин. Толщина пачки 12,2-40,4м. В разрезе нижней пачки выделяется продуктивный горизо»гт Ю-П. Средняя пачка представлена темно-серыми глинами и глинистыми алевролитами с отдельными прослоями и линзами мелкозернистых песчаников, слабосцементированных глинистым цементом и тонких прослоев плотного песчаника на карбонатно-глинистом цементе. Отложения средней пачки являются разделом продуктивных горизонтов Ю-11 и Ю-1. Толщина пачки изменяется от 8 до 34 м. Верхняя пачка глинисто-песчаная на большей части площади представлена переслаиванием темно-серых и серых слабосцементированных песчаников кварцево-полевошпатовых на глинистом и карбонатно-глинистом цементе, глин с преобладанием глинистых алевролитов. К верхней пачке на обоих сводах приурочен продуктивный горизонт IO-I. Толщина пачки 20,9-42,6 м. Общая толщина подсвиты изменяется от 31 до 84,6м. Акшабулакская свита Титоиский+шшериджский ярусы В Арыскумском прогибе свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Общая толщина акшабулакской свиты варьирует в пределах 14,9-126 м. По данным пробуренных скважин в пределах свиты получил развитие продуктивный горизонт Ю-0, который в свою очередь делится на Ю-0-1 и ЮО-П. В пределах свиты получили развитие древние русла палеорек различной направленности и характеризующихся мощными скоплениями песка и песчаника с хорошей проницаемостью и нефтенасыщенных по данным ГИС и испытаний скважин. Нижняя подсвита на площади Акшабулак Центральный делится на три части. В нижней части сложена пачкой серых глин и глинистых алевролитов, содержащих линзы мелкозернистого песчаника, иногда нефтенасыщенного. Толщина изменяется в пределах 5-18м. Средняя часть сложена преимущественно глинистыми алевролитам и с прослоями тонкозернистого, плотного песчаника на карбонатно-глинистом цементе и песка. В средней и нижней частях пачки встречаются песчаные прослои с высокими ФЕС. Толщина изменяется в пределах 19-27,2м. 9 Верхняя часть сложена зеленовато-серыми глинами и глинистыми алевролитами. Толщина пачки в пределах 4-18,5м. Верхняя подсвита сложена пестроцветными (фиолетовыми, коричневыми, серыми, желтыми) глинами и глинистыми алевролитами с прослоями песчаников в верхней части. 1.3 Тектоническая характеристика Нефтяное месторождение Акшабулак Восточный было открыто в 1989 году получением первого промышленного притока нефти из продуктивного горизонта Ю-III при опробовании поисковой скважины № 2. Месторождение Акшабулак Восточный в тектоническом отношении расположено в южной части Акшабулакской грабен-синклинали, приуроченной к Арыскумскому прогибу, представляющему южную часть Южно-Тургайской впадины на севере Туранской плиты. Поднятие Акшабулак Восточный расположено к северо-востоку от выступа и отделяется от Акшабулака Центрального седловиной по юрскому комплексу и разломами (уступами) по поверхности фундамента. Нарушение F1 - основное тектоническое нарушение, трассирующееся по всему юрско-меловому разрезу (рисунок 1.3). Амплитуда нарушения снизу вверх по разрезу имеет тенденцию к затуханию. Нарушение F2 прослеживается только по Ю-III горизонту. Также западнее скважины № 34 выделяется ряд локальных малоамплитудных нарушений, которые не влияют на структурные построения. Разрывные нарушения F1 и F2 являются тектоническим экраном для залежи продуктивного горизонта Ю-III в западной и центральной части структуры. Скважина № 5, ранее относимая к структуре Акшабулак Восточный, по данным сейсмики 3Д относится к краевой части поднятия Акшабулак Центральный. На структуре Акшабулак Восточный вскрыта толща метаморфизованных образований домезозойского фундамента и комплекс осадочных отложений юры и мел-палеогена, до глубины 2200 м. Рисунок 1.3. Акшабулак Восточный. Профильный разрез по линии скважин: 82-33-34 10 1.1.3 Нефтегазоносность На месторождении Акшабулак Восточный промышленная нефтеносность установлена в подошвенной части верхнеюрских отложений горизонта Ю-III (среднекумкольская подсвита) и в нижней части верхнекумкольской подсвиты (горизонт Ю-II). В пределах контура нефтеносности пробурена одна поисковая скважина 2 и две оценочно-эксплуатационные скважины 33 и 34. Кроме того, за территорией лицензионного участка, но в пределах залежи, компанией "Саутс Ойл" пробурено три скважины 1К, 2К, 4К. Ю-II горизонт. Нефтяная залежь установлена только в одной скважине 34 по результатам опробования, где до абсолютной отметки -1817 м получен приток нефти дебитом 84 м3/сут на 10 мм штуцере. По данным ГИС подошва продуктивного пласта фиксируется на отметке -1817.6 м. Водонасыщенный пласт начинается с отметки -1918.8 м. ВНК принят по подошве продуктивного пласта на отметке -1918 м (рисунок 1.4.). Залежь пластовая сводовая, размеры ее составили 0.6 х 1.5 км, высота залежи равна 10 м. Ю-III горизонт. Продуктивный горизонт Ю-III представлен двумя пластамиколлекторами (карбонатно-терригенным и песчаным), которые прослеживаются во всех скважинах. Нефтяная залежь, приуроченная к карбонатно-терригенному пласту, установлена опробованием скважин: №№ 2, 33, 34, 1К, 2К, 4К. Самая нижняя отметка получения нефти отмечается в скважине 1К на абсолютной отметке 1925.2 м, где после ГРП был получен приток безводной нефти дебитом до 167 м3/сут. Водонасыщенные пласты не выделяются. ВНК принят условно на отметке -1925 м, то есть по самой нижней отметке получения нефти (приложение 3). Залежь пластовая сводовая, с запада и в центральной части тектонически экранированная, распространяется за пределы лицензионного участка. Размеры ее составляют 2.5 х 3.4 м. Высота залежи равна 50.2 м. Песчаный пласт. Залежь нефти установлена по результатам опробования скважин №№ 2, 33, 34, 1К, 2К, 4К. Самая нижняя отметка получения нефти зафиксирована в скважине 2К на отметке -1933.5 м. В скважине 4К по данным ГИС ВНК отбивается на отметке -1936.4 м. При опробовании интервала 1930.4-1939.4 м притока не получено. В скважине № 1К с отметки -1936.2 м получена пластовая вода. ВНК принят на абсолютной отметке -1936 м (рисунок 1.3.). Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная в центральной и западной частях, распространена за пределы лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай". Размеры ее составляют 2.7 х 3.4 км, высота ее равна 49.8 м. В подсчете запасов нефти и газа по состоянию на 01.01.2011 г. [1] обоснование параметров нефти и состава газа было выполнено по скважинам 2 и 33, исследованными лабораториями ОМП п. Тогус и PENCOR. Эти исследования характеризуют параметры нефти Ю-III горизонта. Также были проведены 11 исследования глубинной пробы нефти представляющей залежь Ю-II горизонта, отобранной из скважины 34 месторождения Восточный Акшабулак. Дополнительная информация позволила оценить характеристики нефти Ю-II горизонта. Горизонт Ю-II. Залежь нефтяная. Отбор и исследования глубинных проб нефти выполнены по скважине №34 (интервал перфорации 1918-1928 м). В таблице 2.3.1 приведены результаты исследований глубинной пробы пластовой нефти, полученные компанией PENCOR International LTD. Параметры нефти полученные по скважине №34, хорошо согласуются между собой и, в связи с отсутствием другой информации, принимаются как представительные. Пластовый флюид Ю-II горизонта имеет значительный запас пластовой энергии. Недонасыщенность нефти достигает 15 МПа. Газосодержание нефти составляет 30.6 м3/м3 или 36.7 м3/т. Давление насыщения нефти газом получено на уровне 3.88 МПа. Пластовая нефть Ю-II горизонта имеет объемный коэффициент 1.137, плотность - 0.771 г/см3, вязкость - 2.05 мПа*с. Свойства пластовой нефти, принятые для Ю-II горизонта месторождения Восточный Акшабулак, представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 Свойства пластовой нефти. Горизонт Ю-II Наименование Давление насыщения газом, МПа Газосодержание, м3/т Плотность пластовой нефти, г/см3 Плотность дегазированной нефти при 200С, г/см3 Вязкость, мПа·с Объемный коэффициент при однократном разгазировании,, доли ед. Горизонт Ю-II Количество исследованных скв. проб 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Диапазон изменения Принятое значение - 3.88 36.7 0.771 0.834 2.05 1.137 Горизонт Ю-III. Залежь нефтяная. Отбор и исследования глубинных проб нефти выполнены по скважинам № 2 (интервал перфорации 2025-2035 м) и № 33 (интервал перфорации 1998-2025 м). В таблице 1.2 приведены результаты исследований глубинных проб пластовой нефти, полученных ОМП п. Тогус и лабораторией компании PENCOR International LTD. Свойства пластовой нефти по скважине № 2, полученные двумя организациями хорошо согласуются между собой по газосодержанию и плотности дегазированной нефти. Остальные параметры имеют различия. Так, один из важных параметров - давление насыщения отличается в два раза (13.3 и 6.55 МПа). Значения вязкости составляют 2.74 и 1.747 мПа·с, плотности пластовой нефти - 0.755 и 0.7393 г/см3, коэффициенты растворимости - 3.48 и 7.28 м3/м3·МПа. Учитывая, что компания PENCOR выполнила исследования на более совершенном оборудовании и полученные по скважинам №№ 2 и 33 параметры физически хорошо согласуются между собой, для характеристики свойств пластовой нефти рекомендуется использовать усредненные данные полученные лабораторией PENCOR International LTD . 12 Свойства пластовой нефти, принятые для Ю-III горизонта месторождения Восточный Акшабулак, представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти. Горизонт Ю-III Наименование Давление насыщения газом, МПа Газосодержание, м3/т Плотность пластовой нефти, г/см3 Плотность дегазированной нефти, г/см3 Вязкость, мПа·с Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. Горизонт Ю-III Количество исследованных скв. проб 2 6 2 6 2 6 2 4 2 3 2 6 Диапазон изменения Принятое значение 6.21-13.3 50.6-57.3 739.3-755.0 814.0-832.4 1.38-2.74 1.15-1.2376 6.55 53.9 0.746 0.826 1.564 1.215 Горизонт Ю-II. В данной дипломной работе представлен компонентный состав растворенного в нефти газа Ю-II горизонта, раннее эта информация отсутствовала. Состав нефтяного газа скважины №34 отличается от состава газа из Ю-III горизонта более "жирным" составом. Содержание метана составляет всего 32.06 % мол., этана - 13.25 % мол., пропана - 28.2 % мол., бутанов - 15.38 % мол., пентанов и высших углеводородов - 6.99 % мол. Неуглеводородных компонентов содержится: азота - 3.99 % мол, СО2 - 0.13 % мол., сероводород отсутствует. В связи с низким газосодержанием пластового флюида состав пластовой нефти тяжелый, молекулярная масса ее равна 177.7 г/моль. Содержание метана составляет менее 10 % моль. 1.4 Морфология Формирование подземных вод рассматриваемой территории осадков, участвующих в пополнении запасов определяется, прежде всего, структурным положением района. Благоприятное геологическое строение, заключающееся в наличии крупных синклинальных складок в мезо-зойских отложениях Тургайского прогиба в сочетании с благоприятными условиями инфильтрации атмосферных осадков и паводковых вод в верхнемело-вые образования в предгорном обрамлении гор Улытау и на площадях выходов их на поверхность, короткие пути транзита этих вод и близость очагов разгрузки (Мынбулакская котловина и озеро Арыс) обусловили формирование Мынбулакского и Арыскумского артезианских бассейнов III-го порядка, входящих в состав Тургайской системы артезианских бассейнов. Бассейны занимают обширную территорию, далеко выходящую за пределы рассматриваемой площади. 13 1.5 Гидрогеология Подземные воды верхнего гидрогеологического этажа приурочены к олигоцен-четвертичным отложениям, получающим основное питание за счет инфильтрации атмосферных осадков. Количество атмосферных подземных вод, колеблется от 4 до 22 % годовой их суммы (120-150 мм). Наибольшее просачивание осадков происходит в пределах песчаных массивов – Арыскум, Мойынкум, в пониженных участках рельефа, аккумулирующих дождевые и талые воды. На участках, сложенных глинистыми осадками, просачивание составляет до 4 % от суммы годовых осадков. Воды четвертичных отложений долин рек основное питание получают за счет паводковых вод. Для них характерен приречный тип режима подземных вод. В зависимости от продолжительности паводка, высоты подъема, величины объема горизонта, уровень подземных вод поднимается на 1-1,7 м. Величина подъема уровня воды уменьшается по направлению к бортам долин. В приречной зоне формируются пресные воды с минерализацией до 1 г/л. С удалением oт речной сети создаются типичные условия для застойного режима и чрезвычайно замедленного движения грунтовых вод, что приводит к увеличению их минерализации. Как правило, воды грунтового типа пестрые по минерализации – от пресных до рассолов. Основу нижнего гидрогеологического этажа составляют имеющие региональное распространение водоносные горизонты и комплексы палеоценовых и меловых отложений. Нижние горизонты изолированы от верхних горизонтов слабопроницаемыми глинами эоцена и вследствие этого воды нижнего этажа являются напорными. Подстилающими служат практически безводные кристаллические породы палеозоя. Из меловых водоносных горизонтов наиболее перспективными являются сенонпалеоценовые и туронские, залегающие на доступных глубинах и, как следствие этого, более изученные. Очевидно, и более глубоко залегающие водоносные горизонты и комплексы имеют аналогичную направленность фильтрационных потоков. В целом происходит закономерное снижение пьезометрической поверхности со всех направлений в сторону Арысской котловины. При этом существует и вертикальная фильтрация подземных вод из более глубокозалегающих водоносных горизонтов в вышезалегающие, 53 благодаря разнице в пьезометрических напорах. В конечном счете, окончательная разгрузка происходит в Арысской котловине, где зафиксировано множество восходящих родников типа «тма» или гидровулканов. Закономерно и изменение гидрохимической обстановки в Арыскумском артезианском бассейне. 14 2.Стадии геологоразведочных работ ТОО «СП «Казгермунай» - одна из крупнейших компаний в нефтедобывающем секторе Казахстана. Компания осуществляет свою деятельность по разведке, разработке, добыче и сбыту углеводородного сырья на месторождения Акшабулак, Нуралы и Аксай Южно-Тургайской впадины Кызылординской области. В 1993 году между АО «Южнефтегаз» и группой немецких компаний (Feba Oil AG и Erbdol Erdgras Gommern GmbH) при участии правительства Казахстана было подписано учредительное соглашение, положившее начало созданию ТОО «СП «КазГерМунай». Для разработки Товариществу были переданы месторождения «Акшабулак», «Нуралы» и «Аксай». Специалисты компании сразу же приступили к геологоразведочным работам, включая сейсморазведку и бурение скважин. Результатом этой работы стало выявление пяти промышленных месторождений нефти и газа: «Акшабулак Центральный», «Акшабулак Южный», «Акшабулак Восточный», «Нуралы» и «Аксай». Следующий этап развития компании наступил в 1996 году, когда «ПетроКазахстан Инк.», в соответствии с ранее подписанным с Руководством Республики Казахстан соглашением о приватизации, приобрел АО «Южнефтегаз» наряду с 50%-ными долями в двух совместных предприятиях: «КазГерМунай» и «Тургай Петролиум». В 2006 году 50% пакета акций «КазГерМунай» выкупила Национальная компания «КазМунайГаз». Основные проектные решения В рабочем проекте запроектированы следующие сооружения: обустройство устьев добывающих скважин №419, 422, 428; автомобильные дороги – подъезды к площадкам скважин; выкидные линии от скважин № 419, 422, 428; однотрансформаторные КТПН 160/6/0,4 кВ, для электроснабжения скважин №419, 422, 428; строительство ВЛ-6 кВ к скважинам № 419, 422, 428 Планировочные решения Основные показатели по генплану на 1скв. площадь территории -6400м2; площадь застройки -130м2. В проекте разработаны площадки скважины для 3-х добывающих скважин №419, 422, 428). Планировочные решения по размещению площадок скважин приняты с учетом генерального плана развития и существующего положения освоения месторождения «Акшабулак»; технологических схем; расположения 15 существующих и проектируемых инженерных сетей; обеспечения рациональных производственных, транспортных и инженерных связей на месторождении. Плановое положение площадок скважин определяется координатами скважин, представленных Заказчиком. Площадки скважин запроектированы прямоугольной формы в плане размером 60х80 метров. На всех проектируемых площадках скважин принято типовое размещение сооружений, оборудования и подъездных автодорог. Описание технологической схемы Эксплуатация скважин №419, 422, 428 осуществляется механизированным способом (ЭЦН). Технологическая схема сбора нефти и газа разработана, с рациональным использованием устьевого давления скважин и применяемого оборудования. Для схемы сбора продукции скважины предусмотрены следующие: скважина; выкидная линия. Нефть из добывающей скважины за счет перепада давлений в начале и в конце трассы, по выкидной линии поступает на входной манифольд существующей автоматизированной групповой установки «Озна», где после поскважинного измерения дебита поступает в общий коллектор и далее на станцию сбора и перекачки нефти. Далее сырая нефть подвергается всем операциям отработанного технологического процесса подготовки нефти. Надземная часть трубопровода выполнена из стальных труб диаметром 114х6. подземная часть трубопровода выполнена из стеклопластиковых труб диаметром 104,9х3,6 Площадка устья скважины Устье скважины с фонтанной и устьевой арматурой существующие. Устьевая арматура рассчитана на давление 6,3 МПА. На трубопроводной обвязке устья скважины имеются патрубки: для возможной обратной промывки выкидной линии со стороны общего манифольда на дожимных насосных станциях или ОЗНА-массомер; для возможности подключения передвижного тестового сепаратора на устьевом манифольде; для промывки линии со стороны скважины; для возможности отбора проб с устьевого манифольда и подключения дополнительных контрольно-измерительных приборов; 16 Выкидные линии Классификация и категория трубопроводов в соответствии с ВСН 51-3-85 / ВСН 51-2.38-85 выкидная линия-шлейфы: класс III, группа I, категория III, давление в трубопроводе Рраб=45 бар. температура сырой нефти до 90˚С, диаметр трубопровода надземной части 114х6мм (сталь), диаметр трубопровода подземной части 105,8х3,2мм (стеклопластик) общей протяженностью 6105м.: Скважина 419 - 1228м; Скважина 422 - 2628м; Скважина 428 - 2249м; Выкидная линия прокладывается подземно на глубине 2,10 м. Электротехническая часть Для электроснабжения выкидных скважин №419, 422, 428 на м/р «Акшабулак» предусмотрены однотрансформаторные КТПН 250/6/0,4 кВ в составе: 1. Масляный трансформатор ТМ - 1 шт со стандартным набором аксессуаров и защит 2. Распределительное устройство 6 кВ c воздушным вводом; 3. Распределительное устройство 0,4 кВ с вводными и фидерными выключателями с кабельным выходом; В данном проекте не выполняются: подключение электрооборудования скважины, заземление скважины и другие мероприятия по обустройству скважины. Воздушная линия 6 кВ На основании задания на проектирование в проекте просчитаны объемы и показаны планы, на основании которых необходимо выполнить строительство ВЛ-6 кВ к выкидным скважинам № 419, 422, 428 на м/р «Акшабулак». Общая протяженность проектируемых ВЛ 6 кВ составляет - 0.873 км. Общая протяженность проектируемых КЛ-0,4кВ составляет -0,225 км. Общая расчетная мощность проектируемых объектов составляет 12,69 кВт. 17 3 Подсчет запасов 3.1 Методы подсчета запасов 3.2 Сведения о запасах на месторождении Акшабулак По состоянию на 01.01.2011 г. по месторождению Акшабулак Восточный были подсчитаны и утверждены запасы нефти и растворенного газа Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан по категориям С1+С2 в целом по месторождению в количестве 1372.6 тыс.т и 70.5 млн.м3 (Протокол ГКЗ РК № 503-06-У от 05.05.2006 г). По категории С1 в целом по месторождению начальные геологические запасы нефти составили 1164.6 тыс.т или 84.8% от всех геологических запасов, растворенного газа - 59.3 млн.м3 (84.1%). По категории С2 запасы нефти составили 208.1 тыс.т (район скважины №34 в песчаном пласте Ю-III горизонта, так как при опробовании получена водная эмульсия). Для залежи Ю-II горизонта запасы нефти составили 148.9 тыс.т или 10.8% от всех подсчитанных запасов по месторождению. На Ю-III горизонт по категории С1 в целом в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" приходится 41.9% (575.8 тыс.т), из них на песчаный пласт - 486 тыс.т (84.4%) от подсчитанных по этому горизонту. По категории С2 запасы в пределах Лицензионной территории составили 208.1 (110.3) тыс. т. и 11.2 (5.9) млн.м3 растворенного в нефти газа. Суммарные запасы по залежам Ю-III горизонта в пределах Лицензионной территории составили 783.9 (389.4) тыс. т и 42.3 (20.9) млн.м3 растворенного в нефти газа. По сравнению с запасами, числящимися на Государственном балансе РК, вновь подсчитанные начальные геологические запасы нефти по категории С1 в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" увеличились на 320% (было 137.2 тыс.т), запасы нефти по категории С2 уменьшились на 38.4 % (было 338.1 тыс.т). Это произошло в результате уточнения геологического строения залежи по результатам сейсмики 3Д, бурения опережающих эксплуатационных скважин №№33, 34 и разведочных скважин, пробуренных на Лицензионной территории ТОО "Саутс Ойл", вследствие чего произошли изменения параметров, принятых для подсчета запасов нефти и газа. Это, в первую очередь, касается площади нефтеносности, которая значительно увеличилась по сравнению с предыдущим подсчетом. Кроме того, положение водонефтяного контакта, принятое ранее условно, было уточнено в результате бурения новых скважин и понизилось на 10 м. Также, выросло значение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины, принятое для расчетов. В целом по месторождению суммарные запасы нефти, подсчитанные по категориям С1 и С2 на 01.01.11 составили: 1372.6 (615.2) тыс.т, газа - 70.5 (32.2) млн. м3. 18 Рисунок 2.2. График разработки месторождения Акшабулак Восточный 2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки Месторождение Акшабулак Восточный по запасам отнесено к категории очень мелких [1]. Пробная эксплуатация месторождения велась на естественном режиме истощения пластовой энергии. В результате чего наблюдается некоторое снижение значения пластового давления в залежи нефти горизонта Ю-III, и, на рассматриваемую дату, оно составило 17.9 МПа. Начальное пластовое давление было зафиксировано на уровне 20.77 МПа, таким образом, снижение составило 2.87 МПа. В течение периода пробной эксплуатации средняя депрессия на пласт составляла 1.66 МПа, с небольшой тенденцией к росту. Диапазон изменения данного параметра: 1.3 - 2.3 МПа. На рисунке 2.3. приведен график фактического снижения пластового давления при существующем отборе жидкости и расчетное, которое имело бы место при наличии чисто упругого режима. Рисунок 2.3. График фактического снижения пластового давления Учитывая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 20.5%, а также тот факт, что на 01.01.11 отбор от извлекаемых запасов нефти составил 44%, незначительное снижение пластового давления подтверждает высокую активность законтурных вод, и наличие активного упруго-водонапорного режима, который на данном этапе разработки обеспечивает более 70% компенсации отбора. 19 Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. На 01.01.11 разница составила 11.35 МПа. Это позволяет вести эксплуатацию данного горизонта при забойных давлениях выше давления насыщения довольно длительное время (возможно выработку извлекаемых запасов нефти). Начальное пластовое давление горизонта Ю-II составило 19.9 МПа, что свидетельствует об изолированности резервуаров Ю-II и Ю-III друг от друга. В процессе длительного испытания скважина № 34 работала в течение 8 месяцев, в результате чего наблюдается снижение пластового давления на 1 МПа. Текущее пластовое давление составило 18.9 МПа. В пределах месторождения Акшабулак Восточный пробурено три поисковых скважины: №№ 2, 5, 8, три разведочные №№1К, 2К и 4К и две оценочноэксплуатационные скважины №№ 33 и 34 вскрывших в отложениях среднекумкольской подсвиты верхней юры горизонт Ю-III, за исключением скважины №8. Бурением скважины №34 была также выявлена небольшая нефтяная залежь, приуроченная к горизонту Ю-II. По остальным скважинам данный горизонт водонасыщен. Таким образом, в разрезе месторождения Акшабулак Восточный была выделена залежь нефти в продуктивном горизонте Ю-III, приуроченная к двум пластам-коллекторам: песчаным и терригенно-карбонатным. Эта залежь выделяется в качестве основного объекта разработки. Вторым объектом разработки является нефтяная залежь горизонта Ю-II. Системы разработки нефтяных месторождений классифицируются на системы с воздействием и без воздействия, а также по сетке расположения скважин. Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводились, исходя из анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовых систем месторождения Акшабулак Восточный, опыта пробной эксплуатации месторождения, а также с учетом запасов нефти каждой залежи. Обоснование величины коэффициента извлечения нефти горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный при подсчете запасов УВ [1] исходило из единственного метода его разработки: с поддержанием пластового давления закачкой воды. Но в Технологической схеме был рассмотрен также вариант разработки, который применяется на месторождении на сегодняшний день, то есть на естественном режиме истощения пластовой энергии и существующем фонде скважин. Для залежи нефти горизонта Ю-II, содержащей геологические запасы нефти 148.9 тыс.т и нефтенасыщенная площадь которого вся отнесена к ВНЗ, предлагается единственный вариант разработки существующей скважиной №34 на режиме истощения пластовой энергии. На месторождении Акшабулак Восточный опробованы в 140 мм эксплуатационной колонне скважины №№2, 8, 33 и 34. Скважина №5 опробована в процессе бурения пластоиспытателем МИГ - 146 и ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны. Продуктивность горизонта Ю-III была доказана опробованием одного объекта в 20 скважине № 2, в декабре 1989 года, и подтверждено опробованием новой пробуренной скважины №33, в июне 2009 года. Из интервала 2025-2035 м (скв.№2) был получен фонтанный приток нефти с дебитом от 40.4 м3/сут на 3 мм штуцере при депрессии 0.07 МПа до 180.4 м3/сут на 9 мм штуцере при депрессии 1.99 МПа. При опробовании интервала 1998 - 2025м в скважине № 33 был получен приток нефти с дебитом от 85 м3/сут на 8 мм штуцере при депрессии 1.33 МПа до 173 м3/сут на 14 мм штуцере при депрессии 3 МПа. В скважине №34 были испытаны 5 интервалов: 1918 - 1928м, 2025-2027,5м, 2008-2014м, 2007-2011м и 1996-2000м. Из интервала1918 - 1928м, соответствующего горизонту Ю-II, был получен фонтанирующий приток нефти с дебитом 84 м3/сут и начальной обводненностью 0.1% на 10мм штуцере. Из интервала 2007-2011м, соответствующего песчаному пласту горизонта Ю-III, при свабировании был получен незначительный приток нефти с водой (65% воды). Из остальных испытанных интервалов притока не получено. Также по данным, предоставленным компанией "Сауц Ойл", были опробованы три скважины, пробуренные на восточном участке структуры Акшабулак Восточный №№ 1К, 2К и 4К. Гидродинамические исследования скважин месторождения Акшабулак Восточный методами МУО и КВД, с целью определения текущих продуктивных характеристик скважин и фильтрационных параметров призабойной зоны пласта. проводятся регулярно. Результаты исследований с начала реализации проекта пробной эксплуатации по декабрь 2009 года приведены в таблице 3.1. На рисунке 3.1 показаны индикаторные диаграммы скважин №2, 33 и 1К. В целом горизонт Ю-III характеризуется высокими фильтрационными свойствами и достаточно высокой продуктивностью. Так, средний коэффициент продуктивности по скважинам составил 82.85 м3/(МПа*сут), проницаемость определена в пределах: 1.04 - 4.82 мкм2. Пластовая температура составляет порядка 78.5 0С, с градиентом - 4.39 0С/ м. С целью оценки степени взаимодействия скважин и определения средних параметров пласта в районе между скважинами были проведены гидродинамические исследования по гидропрослушиванию. Для исследования изменения давления в реагирующей скважине №2 при неоднократном изменении режима работы возмущающей скважины №33, выделены наиболее характерные участки, где наблюдается максимальное изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину (значительный импульс): остановка скважины на КВД, смена одного установившегося режима на другой. Для каждого участка определено изменение давления, которое бы имело место при отсутствии рассматриваемого импульса, то есть фон. Обработка кривых реагирования проведена параллельно двумя методами: интегральным и дифференциальным, что дало возможность сопоставить полученные результаты. По найденным аналитическим путем участкам, для 21 соответствующих моментов времени, построены графики, представляющие собой прямые линии. По наклону этих прямых к оси абсцисс и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определены коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности. Расчет показал хорошую сходимость результатов двух методов интерпретации и соответствие, полученных коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности, средним пластовым характеристикам в этих скважинах, определенным по КВД. Коэффициент гидропроводности на участке пласта между скважинами №2 и 33 составил 1.87 мкм2*м/мПа*с, коэффициент пьезопроводности - 2.14 м2/с. Проведенные исследования методом гидропрослушивания подтвердили высокие фильтрационные характеристики пласта и наличие хорошей гидродинамической связи между работающими пропластками горизонта Ю-III. Время реагирования составило порядка 12 часов (рисунок 2.4). Горизонт Ю-II также имеет высокие емкостно-фильтрационные свойства и достаточно высокую продуктивность. Средний коэффициент продуктивности по скважине №34 составил 25.7 м3/(МПа*сут), проницаемость: 0.2-0.3 мкм2. Пластовая температура составляет порядка 76.90С. Рисунок 2.4. а Кривая реагирования скважины №2 от 13.06.2009г. 22 Рисунок 2.4. б Кривая реагирования скважины №2 от 20.06.2009г. .1.6 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов Пробная эксплуатация месторождения велась на естественном режиме истощения пластовой энергии. В результате чего наблюдается некоторое снижение значения пластового давления в залежи нефти горизонта Ю-III, и, на рассматриваемую дату, оно составило 17.9 МПа. Начальное пластовое давление было зафиксировано на уровне 20.77 МПа, таким образом, снижение составило 2.87 МПа. В течение периода пробной эксплуатации средняя депрессия на пласт составляла 1.66 МПа, с небольшой тенденцией к росту. Диапазон изменения данного параметра: 1.3 - 2.3 МПа. Учитывая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 20.5%, а также тот факт, что на 01.01.11 отбор от извлекаемых запасов нефти составил 44%, незначительное снижение пластового давления подтверждает высокую активность законтурных вод, и наличие активного упруго-водонапорного режима, который на данном этапе разработки обеспечивает более 70% компенсации отбора. Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. На 01.01.11 разница составила 11.35 МПа. Это позволяет вести эксплуатацию данного горизонта при забойных давлениях выше давления насыщения довольно длительное время (возможно выработку извлекаемых запасов нефти). Начальное пластовое давление горизонта Ю-II составило 19.9 МПа, что свидетельствует об изолированности резервуаров Ю-II и Ю-III друг от друга. В процессе длительного испытания скважина № 34 работала в течение 8 месяцев, в результате чего наблюдается снижение пластового давления на 1 МПа. Текущее пластовое давление составило 18.9 МПа. Разработка месторождения будет проводиться с использованием системы ППД. Закачка воды будет осуществляться одной из скважин после перевода её из добывающего фонда. Для поддержания пластового давления, в связи с отсутствием поверхностных водоёмов, будет использоваться альб-сеноманская вода из пробуренной водозаборной скважины и попутно-добываемая вода. 23 Заключение В данном курсовом проекте проанализирован перевод скважин на УЭЦН применительно к месторождению Акшабулак. В геологической части освещены вопросы такие как, общие сведение о месторождении, стратиграфия, тектоника и физико-химические свойства пластовой нефти. Месторождение Акшабулак по параметрам пластов, характеру добываемой продукции соответствует возможности широкого применения наиболее эффективного и высокопроизводительного газлифтного способа эксплуатации скважин. Такие преимущества как, высокий коэффициент эксплуатации, большой межремонтный период, возможность осуществления без подходных ремонтов делают этот способ наиболее перспективным. Однако отсутствие источников газоснабжения не позволяют рекомендовать внедрение этого способа эксплуатации. Высокая температура добываемой продукции, высокое содержание газа в продукции скважин, осложняющее условия эксплуатации электронасосов, не позволяет ориентироваться на внедрение центробежных электронасосов. Но, несмотря на это, для условий разработки месторождения Акшабулак при переходе на механизированную добычу наиболее приемлема эксплуатация ЭЦН, поскольку оценка добывных возможностей проектного фонда скважин показывает, что, в основном, он соответствует производительности ЭЦН. 24 Список использованной литературы 1 Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов" месторождения Акшабулак Восточный Кызыл-Ординской области РК по состоянию на 01.01.2011г. 2 Проект пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный, ЗАО "НИПИнефтегаз", 2003 г. 3 Авторский надзор за реализацией Проекта пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный, АО "НИПИнефтегаз", 2004 г. 4 Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984г. 5 Авторский надзор за реализацией Проекта пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный, АО "НИПИнефтегаз", 2005 г. 6 Проект опытно - промышленной эксплуатации месторождения Акшабулак Центральный, ЗАО "НИПИнефтегаз", 2001 г. 7 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М. Недра, 1985г. 8 Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие.- М.: МИНГ. 1987г. 9 Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984г. 25 Приложение А - Акшабулак Восточный. Горизонт Ю-II. Структурная карта по кровле коллектора. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. Приложение Б - Акшабулак Восточный. Горизонт Ю-III. Структурная карта по кровле коллектора. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. Карта проектных и пробуренных скважин. 26
