отчет по практике. Отчет по производственной практике, технологическая. Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
 Скачать 1.8 Mb.
|
Коллекторские свойства продуктивных пластов.Промышленная нефтеносность Якшур-Бодьинского месторождения связана с терригенными и карбонатными отложениями турнейского яруса (пласты Сt-I, Сt-II, Сt-III) нижнего карбона.[1] Характеристика продуктивных пластов и залежей приведена в таблице 1. Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов.
Физические свойства пластовой жидкости.Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, представлена по данным исследования пластовых и поверхностных проб, отобранных в скважинах месторождения на этапе геологоразведочных работ. Характеристика нефти месторождения представлена по результатам исследований 13 пластовых проб нефти из четырех скважин (из них кондиционных девять проб) и 44 поверхностным пробам нефти из 15 скважин (из них кондиционных 35 проб). Проведена дифференциация проб по пластам Сt-I, Сt-II, Сt-III, при расчете средних параметров нефти учитывались только кондиционные пробы. Физико-химические свойства пластовой нефти Якшур-Бодьинского месторождения приведены в таблице 2. Таблица 2. Физико-химические свойства пластовой нефти.
Нефть пласта Сt-I турнейского яруса в пластовых условиях представлена девятью кондиционными пробами, отобранными при испытании пласта в трех скважинах (397, 717, 775). Плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 903 кг/м3, плотность нефти в стандартных условиях – 913 кг/м3, динамическая вязкость – 29,1 мПа×с, объемный коэффициент – 1,034, газосодержание – 16,17 м3/т, давление насыщения – 7,4 Мпа. В виду отсутствия кондиционных пластовых проб нефти по пластам Сt-II и Сt-III параметры нефти этих пластов приняты по аналогии с параметрами нефти пласта Сt-I. Согласно принятым классификациям пластовая нефть турнейского яруса повышенной вязкости (>10<30 мПа×с), битуминозная по плотности в стандартных условиях (> 895 кг/м3). Свойства и состав пластовых вод. В процессе геологоразведочных работ для определения физико-химических свойств пластовых вод отобрано шесть пластовых проб воды (две – некондиционные из-за фильтрата глинистого раствора), в том числе, из верейских отложений – одна, из башкирских – одна (некондиционная), из турнейских – три (одна – некондиционная), из фаменских – одна. Анализы химического состава пластовой воды выполнены в лаборатории КТЭ ПГО «Удмуртгеология». Пластовые воды из верейских отложений получены при опробовании в процессе бурения дебитом от 11,5 м3/сут в КВ.775 до 12,1 м3/сут в КВ. 397. Отобрана проба пластовой воды в КВ. 397 с минерализацией 235,3 г/л хлоркальциевого типа и плотностью 1,160 г/см3. Содержание микрокомпонентов составляет: йода – 8,03 мг/л, брома – 495,5 мг/л, аммония – 91 мг/л. Пластовая вода из турнейских отложений получена при опробовании в процессе бурения дебитом 381,6 м3/сут в КВ. 397 и при испытании в эксплуатационной колонне дебитами воды 3,6-38,0 м3/сут с нефтью дебитами 0,1- 4,4 м3/сут в КВ.397, 718, 775. По данным исследования отобранных двух кондиционных пластовых проб, это – рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией от 267,3 до 270,3 г/л и плотностью от 1,180 до 1,183 г/см3. Содержание микрокомпонентов составляет: йода – от 8,46 до 9,72 мг/л, брома – от 638,96 до 1017,2 мг/л, аммония – от 121,0 до 127,0 мг/л. Из фаменских отложений пластовая вода получена при испытании в эксплуатационной колонне дебитом 0,75 м3/сут в КВ.775; отобранная проба пластовой воды – рассол хлоркальциевого типа с минерализацией 263,9 г/л и плотностью 1,171 г/см3. Содержание микрокомпонентов составляет: йода – 13,6 мг/л, брома – 775 мг/л, аммония – 94,8 мг/л.[1] | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
км