Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ ЛН
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
|
Наименование |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
CL |
164,58–3982,5 |
694,42 |
|
SO |
0,03–90,89 |
50,41 |
|
HCO |
0,0–14,26 |
5,76 |
|
Ca |
13,06–600 |
66,44 |
|
Mg |
11,29–162,13 |
34,84 |
|
K |
218,26–3092,74 |
601,32 |
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
|
Наименование |
Серпуховский ярус |
Башкирский ярус | |
|
Среднее значение | |||
|
Давление насыщения газом, МПа |
1,3 |
1,4 | |
|
Газосодержание, м3/т |
4,72 |
5,9 | |
|
Плотность, кг/м3 |
в пластовых условиях |
883,8 |
877 |
|
сепарированной нефти |
906,8 |
898,7 | |
|
в поверхностных условиях |
917,3 |
908,6 | |
|
Вязкость, мПа×с |
52,87 |
43,62 | |
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц |
1,032 |
1,034 | |
|
Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т |
0,008 |
0,006 | |
|
Пластовая температура, °С |
23 | ||
Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
2. Анализ текущего состояния разработки
2.1 Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности
По состоянию на 1.01.10 г. по залежам 301–303 пробурено 679 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д1 и С1ВВ) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено на нефть 6 скважин.
C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.
В отчетном году по скважинам верей – башкир – серпуховских отложений отобрано 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302–303.
Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/с, по жидкости 7,1 т/с.
Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.
Таблица 7. Характеристика фонда скважин
|
Расшифровка фонда |
1.01.2009 |
1.01.2010 |
|
1. Действующий фонд в том числе: а) фонтан б) ЭЦН в) СКН |
508 0 24 484 |
518 0 28 490 |
|
2. Бездействующий фонд |
51 |
38 |
|
3. В ожидании освоения |
0 |
0 |
|
Расшифровка фонда |
1.01.2009 |
1.01.2010 |
|
4. Эксплуатационный фонд |
559 |
556 |
|
5. Нагнетательный фонд в том числе: а) нагнет. действующ б) нагн. бездейств в) ожид. освоения |
28 27 0 1 |
29 28 0 1 |
|
6. Контрольные в том числе: а) наблюдательные б) пьезометрические |
37 5 32 |
49 5 44 |
|
7. В консервации |
22 |
20 |
|
8. Ожидающие ликвидации |
0 |
1 |
|
9. Ликвидированные |
25 |
25 |
|
10 Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1) |
151 |
154 |
|
11. Всего скважин на данном объекте |
670 |
679 |
