Приложение II. Табличные приложения

  1. 2.1. Общие сведения о месторождении.
  2. 2.2. Сведения о геолого - геофизической изученности.
  3. 2.3. Глубины залегания кровли стратиграфических подразделений в разведочных скважинах.
  4. 2.4. Краткие сведения о залежах месторождения.
  5. 2.5. Химический состав и физические свойства пластовых вод.
  6. 2.6. Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов.
  7. 2.7. Характеристика фильтрационно - емкостных свойств продуктивных пластов.
  8. 2.8. Свойства пластовой нефти.
  9. 2.9. Результаты испытаний и исследований скважин.
  10. 2.10. Запасы углеводородов, состоящие на балансе.
  11. 2.11. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа.
  12. 2.12. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа.
  13. 2.13. Структура геологических запасов месторождения.
  14. 2.14. Сопоставление величин подсчетных параметров и запасов нефти, принятых в настоящем отчете и по предыдущему подсчету.
  15. 2.15. Выполненный комплекс геофизических исследований разведочных скважин.
  16. 2.16. Сведения об освещенности керном продуктивного пласта и объемах выполненных работ по анализу кернового материала.
  17. 2.17. Результаты статистической обработки астрофизических анализов керна.
  18. 2.18. Основные петрофизические зависимости и алгоритмы определения ФЕС.
  19. 3.1. Характеристика фонда скважин.
  20. 3.2. Сравнение проектных и фактических показателей разработки (пласт).
  21. 3.3. Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения в целом.
  22. 3.4.1. Фазовые проницаемости в системе «нефть - вода».
  23. 3.4.2. Фазовые проницаемости в системе «нефть - газ».
  24. 3.5. Геолого - физические характеристики продуктивных пластов месторождения.
  25. 3.6. Результаты уточнения параметров фильтрационной модели при повторении истории разработки.
  26. 3.7. Характеристика основного фонда скважин.
  27. 3.8. Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости.
  28. 3.9. Виды и объемы исследовательских работ по месторождению.

Таблица 2.1

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

№ п/п Наименование Характеристики
1 2 3
1. Название месторождения
2. Место расположения
3. Недропользователь
4. № лицензии недропользователя
5. Организация - исполнитель
6. № лицензии исполнителя
на выполнение проектных работ
7. Программные продукты,
на которых выполнялось моделирование
8. Сроки выполнения работы
9. Год открытия месторождения
10. Год ввода месторождения в разработку
11. № протоколов утверждений запасов
12. № протоколов утвержденных проектных документов
13. Геологические запасы углеводородов,
числящиеся на государственном балансе, тыс.т
14. Извлекаемые запасы углеводородов,
числящиеся на государственном балансе, тыс.т
15. Накопленная добыча: нефти, млн.т
газа, млн.нм.куб
воды, млн.т

Таблица 2.2

СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГО - ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ

№ п/п Наименование Характеристики
1 2 3
1. Число разведочных скважин, шт. всего
в контуре нефтеносности
2. Число эксплуатационных скважин, шт. всего
в контуре нефтеносности
3. Объем проходки с отбором керна в продуктивных пластах, м
4. Вынос керна из продуктивных пластов, м
5. Количество исследований керна,
участвующих в построении модели, шт.
пористости
проницаемости
водонасыщенности
остат. нефтенасыщенности
коэф. вытеснения
кривых ОФП
6. Количество проб нефти, шт. всего
в т.ч. глубинных
7. Объемы сейсморазведочных работ, пог.км/кв.км МОВ
ОГТ 2D
ОГТ 3D

Таблица 2.3

ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ КРОВЛИ СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ В РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИНАХ

№ скв. Стратиграфический индекс Название подразделения Глубина, м Абсолютная отметка, м
1 2 3 4 5

Таблица 2.4

КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАЛЕЖАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Пласт Залежь Тип залежи Глубина залегания пласта в своде, м Высотное положение, абс.отм, м Размеры залежи, м Пределы изменения эффективных толщин, м Пределы изменения дебитов скважин, куб.м/сут
глубина абс.отм. ВНК ГНК длина ширина высота общих нефтенасыщ. по жидкости по нефти
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Таблица 2.5

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Пласт Число проб, шт. Плотность воды, г/куб.см Вязкость, МПа•с Температура, °C Тип вод Общая минерализация, г/л
1 2 3 4 5 6 7

Таблица 2.6

ХАРАКТЕРИСТИКА ТОЛЩИН И НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Параметр Показатели Зоны пласта Пласт в целом
ЧНЗ ВНЗ ГНЗ
1 2 3 4 5 6
Общая толщина, м Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
Эффективная газонасыщенная толщина, м Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
Эффективная водонасыщенная толщина, м Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
Коэффициент песчанистости, д.ед. Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
Коэффициент расчлененности, д.ед. Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до

Таблица 2.7

ХАРАКТЕРИСТИКА ФИЛЬТРАЦИОННО - ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Метод определения Показатели Параметры
пористость, д.ед. проницаемость, кв.мкм нефтенасыщенность, д.ед. водонасыщенность, д.ед.
1 2 3 4 5 6
По керну Количество образцов
Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
По ГИС Количество образцов
Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до
По ГДИ Количество образцов
Среднее
Коэффициент вариации
Интервал изменения от
до

Таблица 2.8

СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

Показатели Пласт
количество скважин, шт. количество проб, шт. среднее значение
1 2 3 4
Давление насыщения, МПа
Вязкость в пластовых условиях, МПа•с
Вязкость в поверхностных условиях, МПа•с
Газосодержание, м.куб/т
Объемный коэффициент, д.ед.
Температура насыщения парафином, °C
Температура застывания, °C
Массовое содержание, % серы
смол
асфальтенов
парафинов
солей
воды
мехпримесей
Классификация нефти

Таблица 2.9

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ И ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Пласт № скв. Интервал залегания, м Интервал опробования, м Вид опробования Дебит жидкости, куб.м/сут % воды в продукции Депрессия, МПа,
d штуцера, мм
Удельная продуктивность, куб.м/(м•сут.•МПа)
глубина абс.отм глубина абс.отм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Таблица 2.10

ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ, СОСТОЯЩИЕ НА БАЛАНСЕ

Название документа № протокола, дата утверждения Пласт
геологические запасы, тыс.т КИН, д.ед. извлекаемые запасы, тыс.т
1 2 3 4 5

Таблица 2.11

СВОДНАЯ ТАБЛИЦА ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ, ЗАПАСОВ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Пласт Зона Категория запасов Площадь нефтеносности, тыс.кв.м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Объем нефтенасыщенных пород, тыс.куб.м Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед. Пересчетный коэффициент, д.ед. Плотность нефти, г/куб.см Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т Газовый фактор, куб.м/т Начальные балансовые запасы растворенного газа, млн.куб.м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Таблица 2.12

СВОДНАЯ ТАБЛИЦА ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ, ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА

Пласт Зона Категория запасов Площадь газоносности, тыс.кв.м Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м Объем газонасыщенных пород, тыс.куб.м Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент газонасыщенности, д.ед. Начальное пластовое давление, МПа Пластовое давление на дату подсчета, МПа Поправка на температуру Поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта Начальные балансовые запасы растворенного газа, млн.куб.м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Таблица 2.13

СТРУКТУРА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Пласт Доля запасов от общих
категория зона нефтенасыщенная толщина, м проницаемость, кв.мкм
В С1 С2 ЧНЗ ВНЗ ГНЗ 0 - 4 4 - 8 8 - 12 >12 0,001
- 0,005
0,005
- 0,015
0,015
- 0,050
0,050
- 0,250
0,250
- 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Таблица 2.14

СОПОСТАВЛЕНИЕ ВЕЛИЧИН ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ЗАПАСОВ НЕФТИ, ПРИНЯТЫХ В НАСТОЯЩЕМ ОТЧЕТЕ И ПО ПРЕДЫДУЩЕМУ ПОДСЧЕТУ

Пласт Категория Вариант подсчета запасов Площадь нефтеносности, тыс.кв.м Средняя нефтенасыщенная толщина, м Объем нефтенасыщенных пород, тыс.куб.м Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед. Переcчетный коэффициент, д.ед. Плотность нефти, г/куб.см Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т Изменение представленных запасов нефти к подсчитанным ранее, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
настоящий
прежний

Таблица 2.15

ВЫПОЛНЕННЫЙ КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

№ п.п. № скв. Методы ГИС Примечание
ПС АМ = 0,5 АО = 0,45 АО = 2,25 АО = 4,25 АО = 8,5 микро-
зонды
кавер-
номер
резис-
тиви-
метр
ГК НК ИК БК МБК АК ГГК
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Таблица 2.16

СВЕДЕНИЯ ОБ ОСВЕЩЕННОСТИ КЕРНОМ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И ОБЪЕМАХ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО АНАЛИЗУ КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА

Пласт Количество скважин, шт. Толщина продуктивного пласта, м Проходка с отбором керна, м Вынос керна, м Освещенность керном, % Количество определений
по образцам керна, шт.
Примечание
общее продук. части общая эффект. нефте-
насыщ.
газо-
насыщ.
общей толщины нефте-
газо-
насыщ. части
порис-
тости
проница-
емости
остат. воды гран. состава
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Таблица 2.17

РЕЗУЛЬТАТЫ СТАТИСТИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ АНАЛИЗОВ КЕРНА

Пласт Варианты стат. обработки Петрофизические параметры
пористость, д.ед. проницаемость, кв.мкм остаточная
водонасыщенность, д.ед.
среднее диапазон число образцов среднее диапазон число образцов среднее диапазон число образцов
от до от до от до
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Все образцы керна
Выборка по коллекторам

Таблица 2.18

ОСНОВНЫЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ЗАВИСИМОСТИ И АЛГОРИТМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФЕС

Пласт Решаемая задача Зависимость (параметр) Уравнение регрессии (значение) Количество точек Коэффициент корреляции
1 2 3 4 5 6
Разделение
«коллектор - неколлектор»
Кп
Кпр
Кв
Разделение
«вода - нефть»
Rп - Апс
Rик - Апс
Петрофизические связи Кп - Кпр
Кпр - Кво
Определение ФЕС Кп - Апс
Кпр - Апс
Кв - Rп, Кп

Таблица 3.1

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН
(ОБЪЕКТ)

Наименование Характеристика фонда скважин Количество скважин
1 2 3
Фонд добывающих скважин Пробурено
Возвращено с других горизонтов
Всего
В том числе:
<tab>Действующие
<tab>из них фонтанные
<tab><tab>ЭЦН
<tab><tab>ШГН
<tab><tab>бескомпрессорный газлифт
<tab><tab>внутрискважинный газлифт
<tab>Бездействующие
<tab>В освоении после бурения
<tab>В консервации
<tab>Переведены под закачку
<tab>Переведены на другие горизонты
<tab>Ликвидированные
Фонд нагнетальных скважин Пробурено
Возвращено с других горизонтов
Переведены из добывающих
Всего
В том числе:
<tab>Под закачкой
<tab>Бездействующие
<tab>В освоении после бурения
<tab>В консервации
<tab>В обработке на нефть
<tab>Переведены на другие горизонты
<tab>Ликвидированные
Фонд газовых скважин Пробурено
Возвращено с других горизонтов
Всего
В том числе:
<tab>Действующие
<tab>Бездействующие
<tab>В освоении после бурения
<tab>В консервации
<tab>Переведены на другие горизонты
<tab>Ликвидированные

При необходимости дополнительно приводится фонд скважин - дублеров, водозаборных, специальных и других скважин.

Таблица 3.2

СРАВНЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ (ПЛАСТ)

Показатели 19 … г. 19 … г.
проект факт проект факт
1 2 3 4 5
Добыча нефти, всего, тыс.т/год
в том числе:
<tab>из переходящих скважин
<tab>из новых скважин
<tab>за счет метода повышения нефтеизвлечения
Накопленная добыча нефти, тыс.т
в т.ч. за счет метода повышения нефтеизвлечения
Добыча нефтяного газа, млн.куб.нм/год
Накопленная добыча газа, млн. куб.м
Добыча газа из газовой шапки, млн.куб.м/год
Накопленная добыча газа из газовой шапки, млн.куб.м
Добыча конденсата, тыс.т/год
Накопленная добыча конденсата, тыс.т
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
Обводненность среднегодовая (по массе), %
Добыча жидкости, всего, тыс.т/год
в т.ч. газлифт
<tab>ЭЦН
<tab>ШГН
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
Закачка рабочего агента накопленная*, тыс.куб.м
<tab>годовая, тыс.куб.м/год
Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях:
<tab>текущая, %
<tab>накопленная, %
Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м
Ввод добывающих скважин, шт.
Выбытие добывающих скважин, шт.
<tab>в т.ч. под закачку
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
в т.ч. нагнетательных в отработке
<tab>механизированных
<tab>новых
Перевод скважин на механизированную добычу, шт.
Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт.
Выбытие нагнетательных скважин, шт.
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти, т/сут.
<tab>по жидкости, т/сут.
Среднесуточный дебит новых скважин
<tab>по нефти, т/сут.
<tab>по жидкости, т/сут.
Среднесуточный дебит 1 скважины по газу* * , тыс.куб.нм/сут.
Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, куб.м/сут.
Среднее давление на забоях добывающих скважин (по рядам), МПа
Пластовое давление, МПа
Газовый фактор, куб. м/т
Коэффициент использования фонда скважин, доли ед.
Коэффициент эксплуатации скважин (по способам), доли ед.
Плотность сетки добыв. и нагн. скважин, 104кв.м/скв.
Остаточные балансовые запасы на 1 скважину эксплуатационного фонда, т/скв.
Остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину эксплуатационного фонда, т/скв.

* Приводится в том числе показатель по каждому компоненту рабочего агента (ПАВ, полимер, щелочь и т.д.).

* * Сведения о добыче газа, конденсата, дебитах по газу приводятся только по газонефтяным залежам.

Таблица 3.3

СРАВНЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ЦЕЛОМ

Показатели 19 … г. 19 … г.
проект факт проект факт
1 2 3 4 5
Добыча нефти, всего, тыс. т/год
в т.ч. за счет метода повышения нефтеизвлечения
Накопленная добыча нефти, тыс. т
в т.ч. за счет метода повышения нефтеизвлечения
Добыча нефтяного газа, млн.куб.м/год
Накопленная добыча нефтяного газа, млн.куб.м
Добыча газа из газовой шапки, млн.куб.м/год
Накопленная добыча газа из газовой шапки, млн.куб.м
Газовый фактор, куб.м/т
Добыча конденсата, тыс.т/год
Накопленная добыча конденсата, тыс.т
Добыча жидкости, всего, тыс.т/год
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
Закачка рабочего агента годовая*, тыс.куб.м/год
Закачка рабочего агента накопленная*, тыс.куб.м
Фонд добывающих скважин на конец года
Фонд нагнетательных скважин на конец года
Количество действующих добывающих скважин на конец года
Количество действующих нагнетательных скважин на конец года
Средний дебит 1 действующей скважины на конец года, т/сут
<tab>нефти
<tab>жидкости
Капитальные вложения, млн.руб. (основные фонды)
Себестоимость добычи 1 т нефти, руб./т

* Приводятся в том числе показатели по каждому компоненту рабочего агента (ПАВ, полимер, щелочь и т.д.).

Таблица 3.4.1

ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В СИСТЕМЕ «НЕФТЬ - ВОДА»

Насыщенность
водой, д.ед.
Фазовая проницаемость
для воды, д.ед.
Фазовая проницаемость
для нефти, д.ед.
Капиллярное давление
«нефть - вода», МПа
1 2 3 4

Таблица 3.4.2

ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В СИСТЕМЕ «НЕФТЬ - ГАЗ»

Насыщенность
газом, д.ед.
Фазовая проницаемость
для газа, д.ед.
Фазовая проницаемость
для нефти, д.ед.
Капиллярное давление
«газ - нефть», МПа
1 2 3 4

Примечание. В случае использования модели двухфазной фильтрации достаточно привести таблицу 3.4.1.

Таблица 3.5

ГЕОЛОГО - ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Параметры Объекты
1 2 3
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.кв.м
Средняя общая толщина, м
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Средняя водонасыщенная толщина, м
Пористость, %
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
Средняя нефтенасыщенность газовой шапки, доли ед.
Средняя насыщенность газом газовой шапки, доли ед.
Проницаемость, кв.мкм
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Начальная пластовая температура, °C
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа•с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/куб.м
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/куб.м
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, куб.м/т
Содержание стабильного конденсата, г/куб.м
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа•с
Плотность воды в пластовых условиях, т/куб.м
Средняя продуктивность, x 10 куб.м (сут•МПа)
Начальные балансовые запасы нефти, млн.т
(утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)
<tab>в том числе: по категории С12
Начальные извлекаемые запасы нефти, млн.т
(утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)
<tab>в том числе: по категории С12
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
<tab>в том числе: по запасам категории С12
Начальные балансовые запасы свободного газа, млн. куб. м
(утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд»)
<tab>в том числе: по категории С12
Начальные балансовые запасы конденсата, млн.т
Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.

Таблица 3.6

РЕЗУЛЬТАТЫ УТОЧНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ МОДЕЛИ ПРИ ПОВТОРЕНИИ ИСТОРИИ РАЗРАБОТКИ

Скважина Добыча жидк. тыс.т/пер. Погрешность, % Добыча нефти тыс.т/пер. Погрешность, % Добыча воды, тыс.т/пер. Погрешность, % Обводненность, %
факт. расч. факт. расч. факт. расч. факт. расч.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
За период

Продолжение табл. 3.6

Закачка воды, тыс.т/пер. Погрешность, % Забойное давление, МПа Погрешность, % Пластовое давление, МПа Погрешность, %
факт. расч. факт. расч. факт. расч.
14 15 16 17 18 19 20 21 22
<tab>
<tab>

Таблица 3.7

ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН
(ОБЪЕКТ) (ВАРИАНТ)

Годы и периоды Ввод скважин из бурения Фонд скважин с начала разработки Экспл. бурение с начала разработки, тыс.м Выбытие скважин Фонд добывающих скважин Фонд нагнетательных скважин на конец года Среднегодовой дебит на одну скважину Приемистость одной нагнет. скважины, куб.м/сут.
всего добыв. нагнетат. газовых всего в т.ч. нагнетат. всего механизиров. газовых нефти, т/сут. жидкости, т/сут. газа, тыс.куб.нм в сутки
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

П. №10, 11, 12, 13 - на конец периода.

Таблица 3.8

ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ
(ОБЪЕКТ) (ВАРИАНТ)

Годы и периоды Добыча нефти, тыс.т Темп отбора от извлекаемых запасов, % Накопленная добыча нефти, млн.т Отбор извлекаемых запасов, % Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. Годовая добыча жидкости, тыс.т Накопленная добыча жидкости, млн.т Обводненность продукции, % Закачка рабочих агентов, млн.куб.м Компенсация отбора закачкой
начальных текущих всего мех. способ всего мех. способ годовая накопленная
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Продолжение табл. 3.8

Добыча нефтяного газа, млн.куб.нм Добыча свободного «прорывного» газа, млн.куб.м Добыча свободного газа из газовых скважин, млн.куб.м Добыча конденсата, млн.т Проектный уровень добычи свободного газа, млн.куб.м Коэффициент газоотдачи, доли ед.
годовая накоплен. годовая накоплен. годовая накоплен. годовая накоплен.
16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

П. №№ 2, 8, 9, 12, 13, 14, 16 - суммарные за период.

Таблица 3.9

ВИДЫ И ОБЪЕМЫ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

№ п/п Категория скважин Количество скважин (числитель)
и периодичность (знаменатель) исследовательских работ по видам
Примечание
снятие индикаторных диаграмм снятие кривой восстановления (падения) давления гидропрослушивание и интерференция скважин замер пластового и забойного давлений отбор глубинных проб контроль положения ВНК замер забойным дебитомером
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Добывающие
в т.ч. фонтанные
<tab>газлифтные
<tab>ЭЦН
<tab>ШГН
2 Нагнетательные
3 Контрольные
4 Наблюдательные
5 Пьезометрические

...Приложение 1. Назад. | Содержание | Приложение 3. Далее...

 
рд/153-39.0-047-00/приложение_2.txt · Последние изменения: 2011/01/30 21:55 (внешнее изменение)