Результаты работ по увеличению приемистости по исследуемым скважинам, страница 3

Соляно-кислотные обработки в нагнетательных скважинах

пп

скважин

Интервалы

перфорации,

м

Пласт

Дата

СКО

Объем

р-ра

кисло-

ты, м3

Р устьев

атм.

Приемистость, м3/с

Рзак., атм.

Эффект

от СКО,

м3

Примечание

1

2332

1241,6-1246,4

С-II

15.1.00

5

90-80

11/124

326/124

59022

2.

6403

1296-1297,6

1300-1303,2

------//--------

С-II

С-III

---//---

4-6.2.00

14.2.00

1,5

2

130-95

218/105

39610

Ликвидация затрубн.циркуляции

3.

7254

1320-1321,1

1324-1329,6

1336,4-1337,6

------//--------

С-1

С-II

С-IV

---//---

5.1.00

17.1.00

1

1

100-90

130-90

220/115

317/80

Увеличение приемистости по порыву колонны

4.

1484

1340-1342

1344,8-1346

1353,6-1356,8

С-1

С-II

С-IV

18/2/00

9

70-50

171/87

29189

После свабирования скважина стала изливать нефтью

5.

6104

1272,8-1277,2

С-II

24.1-5.2.00

3

110

116/136

3200

Восстановление приемистости

6.

8665

1430-1455

Серпух.

30-31.1.00

40

60

ДНПХ - 9010. Скважина водозаборная

7.

196

1466-1476

С-VI

31.3.00

10

30-10

1795/145

2005/121

3260

Увеличение приемистости

8.

739

1508-1520,6

С-VI

29.3.00

10

40-0

2126/145

2321/121

Обработка ПЗП

9.

868

1226,8-1228,8

1231,8-1234

1243-1244

1245,8-1247,2

1253,4-1255,4

С-I

С-II

С-IV

С-V

С-VI

1-12.3.00

3

160-110

491/139

20630

Восстановление приемистости

10.

10033

1592,4-1595,4

С-II

1.3.00

1

150-100

467/133

386/133

Восстановление приемистости

11.

1219

1295,2-1296,8

1299,4-1300,4

1305,6-1308

С-II

С-III

С-IV

19.5.00

2

319/132

27250

12.

126

1237-1239

1241-1244

1252,4-1257,2

1261,6-1268

С-I

С-II

С-IV+ V

С-VI

18.5.00

6

130-80

Опробование каширского гор-та.

Скважина ликвидирована

13.

2795

770,8-784

789,6-796

П-3

К-1

20.6.00

7

110-90

27/88

100

ДНПХ - 9010

14.

834

809,6-819,2

К-1

8.7.00

9

80-70

71/60

100/83

15.

---//---

--------//---------

---//---

26.7.00

6

150-80

100/83

1131

16.

7239

1414,8-1418,4

1424,2-1425,2

1427,6-1428,8

1429,6-1432

C-II

C-IV0

C-IV

C-V

1.7.00

3

100-90

21/130

46/123

НКТ в  АСПО

17.

618

1320-1322,4

876-886

C-V

C22K

13.9.00

5

120-80

пьезом

Опробование C22K, ликвидация нижней части ствола скважины

Продолжение таблицы 2

18.

---//---

876-886

867,2-870,8

C22K

C22K

15.9.00

2

150-90

пьезом

19.

2083

813,6-815

862-863,6

C22K

C22K

6.9.00

3

110

пьезом

Скважина передана под отбор нефти

20.

2406

1233-1234

1249,6-1250,6

1253,2-1254,8

1259,6-1262,4

C1al

C-II

C-III

C-IV

21.8.00

4

120

78/109

135/104

22235

Восстановление приемистости

21.

2620

1301,2-1303,2

1308-1313

C-I

C-III

10.9.00

6

80-70

134/115

17256

Пушена из бездействия

22.

7330

1355,2-1360,4

1379,4-1393,4

C-II

C-VI

27.8.00

12

150

135/109

2213/112

23.

7330

1355,2-1360,4

1379,4-1393,4

C-II

C-VI

10.9.00

12

80-50

---//---

---//---

24.

2143

1288,8-1290,4

1298,6-1300,4

1301,6-1302,8

C-II

C-IV

C-V

25.9.00

6

90

1200/126

80/133

ДНПХ-9010. Повторная перфорация

25.

7350

1275,6-1284

1270,4-1272,8

C-VI

C-IV

5.10.00

6

3

50-70

100-70

361/142

312/126

26.

11135

845-850

К-1

22.10.00

1,5

85

45/109

37/124

27.

39

837-842

C22K

18.11.00

5

100

Продувка компрессором с Неонолом

28.

129

848-852

808,8-812

C22K

C22K

3.10.00

4

150-110

Переведена в добывающие

29.

662

1315-1317,6

1319,5-1324,5

C-I

C-II

20.11.00

8

9-70

Скважина не пущена

30.

6381

1264-1268

1270-1273,2

C-II

C-III

13.11.00

3

130-110

72/116

Пропарка устьевой арматуры.

 Скважина не работает