ого D 3 fm 3 3.65.515.92.960.050.05520.720.858.00.5естьD 1 5.72.910.71.5-48.05524.823.051.80.4отсутствует
D 2 4.63.710.41.433.050.06026.821.751.20.3отсутствуетD25.21.89.51.022.949.06128.524.147.00.4отсутствуетD34.93.39.91.322.950.65928.021.949.80.3отсутствуетD44.93.08.91.426.350.05728.423.647.70.3отсутствует
Таблиця 1.4
Хімічний склад пластових вод
Горизонти, пластиПлотность, г/см3Мг. екв/100г;% еквХарактерістіка по ПальмеруCl-SO4 - HCO - 3Ca ++ Mg ++ K ++ Na + суммаS1S2A2123456789101112Бобріковскій горизонт C1bb1.17238149.642.790.350.070.01364.5182.235043.780886.613.40.02Турнейскій ярус C1t1.15533749.582.710.400.140.02375. 5223.228141.368082.617.40.04Верхнефаменскій D3fm31.17739649.761.1830.230.080.01496.1222.832741.179682.217.80.02Ніжнефаменскій D3fm11.17537849.872.090.120.090.01379.1183.832537.176074.225.80.02D11.19341849.980.060.010.02-11.113.2334.027432.183665.634.4-D21.19241550.00.060.010.02-11213.5344.126932.483064.835.2-D31.19141350.00.050.010.01-11614.1354.226231.782663.436.6-D41.19241650.00.04-0.01-12214.7304.325831.083262.038.0-
2. Динаміка і стан розробки Троїцького родовища
2.1 Аналіз показників розробки
На 01.12.1998 року на родовищі зафіксовані наступні показники розробки (малюнок 2) [9].
Видобуток нафти з початку розробки склала 1568948 т, у тому числі за останній рік (1998) 38412 т (середньодобовий дебіт 105,2 т/добу.). Видобуток води з початку розробки становила 18453284 т, у тому числі за останній рік 535600 т (середньодобовий дебіт 1467,4 т/добу). Відповідно, кількість добутої рідини:
в поверхневих умовах - з початку розробки 16125433 т за 1998 рік 576 321 т (середньодобовий дебіт 1578,9 т/добу),
в пластових умовах - з початку розробки 17366390 т, за 1998-ий рік 594615 т (середньодобовий дебіт 1786,1 т).
Кількість видобутого попутного газу виражається наступними цифрами:
за весь період розробки родовища видобуто 65520 тис. т попутного газу, за останній рік - 163,9 тис. м 3 (середній газовий фактор склав 12,7 м 3/т).
Кінцева обводненість наприкінці 1998 року склала: вагова - 91,07%, об'ємна поверхнева - 88,40%, об'ємна пластова - 86,28%. При чому обводнен весь видобувний фонд свердловин (101 свердловини). Вони розподіляються по відсотку обводнення продукції наступним чином: з обводненість від 20% до 50% працюють 2 свердловини, від 50% до 90% - 30 свердловини, від 90% до 98% - 52 свердловин, понад 98% - 17 свердловин. Водний фактор склав 3,2 м 3/м 3 або 4,2 т/т за весь період розробки (за останній рік - 5,1 м 3/м 3 або 7,1 т/т) [3].
Необхідність підтримки пластового тиску на Троїцькому родовищі відпадає, у зв'язку з тим, що територія цього родовища припадає на водоохоронну зону. Відсутність систем ППД пояснюється також тим, що пластовий тиск практично не змінюється і це пов'язано з особливістю геологічної будови - нижні слагающие пласти є пластами-пливунами.
Аналіз показників розробки за 1994 - 1998 наведено в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1
Аналіз показників розробки за 1994-1998 роки
ПараметриГоди19941995199619971998Колічество скважін96989999101Добича нафти, т/сут122,46108,597,891,580,55Добича рідини, т/сут17201635,216801578,91425Добича нафти, т4408339059357003015031200Добича рідини, т491900562400427200451900380470Обводненность,% 90,992,392,693,391,9
.2 Аналіз фонду свердловин
Дається оцінка ступеня дослідження добивних можливостей свердловин і насосного обладнання, а також максимального обсягу геолого-технічних заходів по збільшенню відбору рідини з свердловин зниженням динамічних рівнів.
Методика аналізу наступна. На першому етапі отримали статистичні розподілу свердловин по глибині підвіски насосів і динамічному рівню. Потім встановили висоту підйому рідини з свердловин, яка забезпечується сучасним насосним обладнанням для умов Троїцького родовища. Висота підйому рідини наближено дорівнює динамічному рівню. Користуючись розподілом фонду по динамічному рівню, і прийнятої висотою підйому рідини оцінили частку фонду свердловин для розробки геолого-технічних заходів щодо збільшення видобутку нафти. Вихідні дані взяті з технологічних режимів свердловин (таблиці 2.2, 2.3) [5].
У реальних умовах подача і висота підйому рідини свердловинних насосів відрізняються від паспортної. Фактична подача насосів залежить від режиму роботи, конструкції та технічного стану обладнання, величини пластового і забійного тиску, коефіцієнта продуктивності, ...
