Отчет о производственной практике Курманиязов. А. Б группа нгд16 ро Икласова. Ж. У
 Скачать 108.75 Kb.
|
|
Таблица 7.2 – Физико-химический состав проб пластовой альбской воды месторождения Бакланий Северный
Воды аптского горизонта являются более крепкими рассолами по сравнению с водами альбского горизонта за счет более высокого содержания хлоридов, кальция, натрия и калия. Вода альбского горизонта имеет рН 4.5-6.37, плотность 1.115-1.119 г/см3. Минерализация составляет 166.5-176.6 г/л. Растворенного углекислого газа содержится от 51.9 до 103.8 мг/л. Содержание кальция составляет 3804-4609 мг/л, магния 2128-2797 мг/л, калия с натрием 57744-60490 мг/л, хлоридов 102354-108610 мг/л, сульфатов 2.2-115.2 мг/л, гидрокарбонатов 42.7-57.3 мг/л. Тип воды хлоркальциевый. Вода стабильна по отношению к выпадению солей. Сероводород был обнаружен в пробе скв. 24 от 25.03.03г в количестве 1.36 мг/л. В целом анализ состава и свойств пластовых вод и расчеты стабильности показали, что исследуемые воды являются стабильными водами со стабильными физико-химическими показателями и соответствуют рассолам хлоркальциевого типа. Закачиваемые воды идентичны пластовым по химическому составу и не оказывают вредного влияния на ФЕС пластов. 8. Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов За отчетный период изменений в изученности физико-гидродинамических характеристик пород-коллекторов нет, так как не было отбора керна. Физико-гидродинамическая характеристика пород-коллекторов (смачиваемость пустотного пространства, кривые относительной проницаемости для нефти и воды, кривые капиллярного давления, зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости) к настоящему времени, вследствие, недостаточных объемов отбора керна на месторождении и его состояния, представлена только соотношением коэффициент вытеснения – проницаемость. Результаты двух экспериментов (по одному для пород из альбского и аптского продуктивных горизонтов), выполненных на составных моделях, а также принятые коэффициенты вытеснения нефти водой представлены в работе [1]. 9. Запасы нефти По месторождению Бакланий Северный по результатам бурения 16 структурно-поисковых и 18 глубоких разведочных скважин по состоянию на 01.01.91963 г запасы нефти впервые были оценены и отнесены к забалансовым в количестве 1148 тыс. т (протокол ЦКЗ МГИ ОН от 02.02.1969 г). После бурения 5 дополнительных скважин на основе полученной геолого-геофизической информации с учетом ранее имевшихся данных, в 1992 г. запасы нефти были пересчитаны и составили: По категории С1 геологические– 1429 тыс. т извлекаемые – 543.6 тыс. т. по категории С2 (аптский горизонт пласт В): геологические – 7 тыс. т извлекаемые – 2 тыс.т. Запасы нефти альбского горизонта (пласты А и Б) составили 1160 тыс. т геологических и 434.6 тыс. т извлекаемых; аптского горизонта (пласты А и Б) – 269 тыс. т геологических и 109 тыс. т извлекаемых [4]. В 1994 году Протоколом ЦКЗ № 36-ПЗ от 28.01.1994 г. данные запасы нефти месторождения Бакланий Северный были приняты на баланс РК. По величине запасов нефти месторождение отнесено к категории мелких. 10.анализ текущего состояния разработки На месторождении Бакланий Северный выделены два объекта разработки: I – альбский, II – аптский горизонты. По «Анализу разработки и дополнение к технологической схеме разработки месторождения Бакланий Северный» был принят второй вариант разработки продуктивных горизонтов, в котором предусматривалось бурение на первый объект разработки в 2003 г - 1 добывающей и 1 нагнетательной скважин, в 2004 г - 2 добывающих скажин. На 01.01.2005 г бурение скважин на месторождении не проводилось. Характеристика_структуры_фонда_скважин'>10.1. Характеристика структуры фонда скважин По состоянию на 01.01.2005 г эксплуатационный фонд добывающих скважин I объекта разработки составлял 6 единиц. Нагнетательный фонд представлен одной скважиной 7. На II объекте в эксплуатационном фонде числилось 6 скважин. В нагнетательном фонде находилась одна скважина 26. В целом за 2004 г. структура фонда не изменялась. В таблице 3.1.1 приведена характеристика фонда скважин. Таблица 10 — Характеристика фонда скважин месторождения Бакланий Северный по состоянию на 01.01.2005 г
В таблице 10.1 представлено распределение добывающих скважин по дебитам жидкости. Таблица 10.1 — Распределение добывающих скважин по дебитам жидкости по состоянию на 01.01.2005г
В таблице 10.2 представлено распределение добывающих скважин по обводненности. Таблица 10.2 — Распределение добывающих скважин по обводненности по состоянию на 01.01.2005 г
Из таблицы видно, что все скважины работают с обводненностью более 70 %, большая часть с обводненностью 80-90 %. 11. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов За период с 01.01.2004 г. по 31.12.2004 г. на скважинах месторождения Бакланий Северный были проведены замеры затрубного давления, динамического уровня и рассчитаны забойные давления добывающих скважин, приборами «Микон-101-00». Следует отметить, что точность определения забойного давления расчетным методом невелика. Для условий данного месторождения различия между расчетными и фактическими забойными давлениями могут достигать 5-8 %, что может привести к погрешностям при определении коэффициента продуктивности до 25 %, по причине высокой обводненности скважин. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.1. Замеры пластового давления в 2003-2004 гг. на месторождении не проводился, за исключением скважины 8, на которой 13.10.2004 года было проведено прослеживание восстановления уровня в скважине. Расчетное по статическому уровню пластовое давление на скважине 8 составило 2.9 МПа. Коэффициент продуктивности на этой скважине равен 8.7 м3/сут*МПа. Как видно из таблиц 3.2.1 и 3.2.2, на скважинах №№ 2, 16, 24 наблюдается перелив жидкостей, что подтверждает необходимость проведения исследований на скважинах. Выводы: 1. Для более полного определения гидродинамической характеристики горизонтов месторождения необходимо проведение гидродинамических исследований скважин при стационарном режиме работы методом прослеживания уровня и методом гидропрослушивания скважин, для определения гидродинамической связи между блоками. Таблица 11 – Результаты расчета забойного давления по динамическому уровню. I объект
Таблица 11.1– Результаты расчета забойного давления по динамическому уровню. II объект
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||