5 Расчет показателей разработки методом саттарова
По данным геологоразведочных работ установлено, что Пласт ДII муллинского горизонта имеет овальную форму близкую к круговой. Считается, что на залежи целесообразно разместить 3 ряда добывающих скважин: два первых ряда – кольцевые и третий – стягивающий.
Ряд нагнетательных скважин расположен на внешнем контуре нефтеносности залежи.
Данные для схематизации залежи приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Данные для схематизации залежи
-
Параметры
Данные
Общий объём, млн. м3
275
Объём в пределах внутреннего контура нефтеносности, млн. м3
188,2
Объёмы песчаников внутри рядов скважин 1, млн. м3
135
Объёмы песчаников внутри рядов скважин 2, млн. м3
50
Число скважин по рядам
1 ряд
33
2 ряд
21
3 ряд
6
Коэффициенты проницаемости пластов были определены для 872 образцов керна. Результаты этих определений приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Результаты лабораторных определений коэффициентов проницаемости пласта
По данным лабораторного изучения |
|
нефтенасыщенных образцов керна |
|
интервалы |
число случаев |
изменения, мкм2 |
|
0,001-0,010 |
32 |
0,010-0,100 |
124 |
0,100-0,200 |
272 |
0,200-0,300 |
180 |
0,300-0,400 |
69 |
0,400-0,500 |
47 |
0,500-0,600 |
40 |
0,600-0,700 |
46 |
0,700-0,800 |
21 |
0,800-0,900 |
15 |
0,900-1,000 |
8 |
1,000-1,100 |
9 |
1,100-1,200 |
3 |
1,200-1,300 |
6 |
Всего |
872 |
Свойства нефти, воды и продуктивного пласта, а также некоторые характеристики вытеснения нефти из пласта были исследованы в лабораторных условиях. Результаты этих работ приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Общая характеристика нефти, воды и пласта
Параметры |
Объект разработки |
Терригенная толща девона |
|
ДII |
|
Средняя глубина залегания кровли (абс.отм.), м |
-2050 |
Тип залежи |
пластов. сводов. тектон. экранир |
Тип коллектора |
поров. |
Площадь нефтеносности , тыс.м |
46601 |
Средняя общая толщина, м |
8,4 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщ.,м |
4,0 |
Средняя эффективная водонасыщенная толщ., м |
7,6 |
Коэффициент пористости, доли ед. |
0,18 |
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. |
0,868 |
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. |
0,861 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. |
0,863 |
Проницаемость по пласту, мкм2 |
0,180 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,91 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
2,06 |
Начальная пластовая температура, оС |
40 |
Начальное пластовое давление, МПа |
20,5 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с |
4,0 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,825 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,880 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
1992.0-2081.8 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1.155-1.196 |
Содержание серы в нефти, % |
2,7 |
Содержание парафина в нефти, % |
3,2 |
Давление насыщения нефти газом, МПа |
9,6 |
Газовый фактор, м3/т |
62-78 |
Содержание сероводорода, % |
отсут. |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с |
1,131 |
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,191 |
Сжимаемость нефти, 1/МПа*10-4 |
9,5 |
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
0,695 |
5.1 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов
5.1.1 Учет и отображение проницаемостной неоднородности пород
При использовании статистических методов анализируемый параметр пласте принимается за случайную величину с определенной функцией распределения F(х), а имеющиеся результаты его измерений принимаются за выборку из генеральной совокупности данных, характеризующих пласт в целом.
Для данной выборки определяем числовые характеристики, выбраем закон распределения и проверяем соответствие выбранного теоретического распределения фактическому.
Таблица 5.4 – Обработки данных о коэффициенте проницаемости пласта
Интервал изм-я прониц., мкм2 |
Ср. знач. прониц. в интервале ki |
Кол-во кернов в интервале, n |
Частость, wi = ni/n |
Мат. ожидание, kiwi |
(k-ki)2 |
Дисперсия, wi*(k-ki)2 |
F(k)ст |
0,001-0,010 |
0,0045 |
32 |
0,0367 |
0,000165 |
0,077 |
0,0028 |
0,0367 |
0,010-0,100 |
0,045 |
124 |
0,1422 |
0,006399 |
0,056 |
0,0079 |
0,1789 |
0,100-0,200 |
0,15 |
272 |
0,3119 |
0,046789 |
0,017 |
0,0054 |
0,4908 |
0,200-0,300 |
0,25 |
180 |
0,2064 |
0,051606 |
0,001 |
0,0002 |
0,6972 |
0,300-0,400 |
0,35 |
69 |
0,0791 |
0,027695 |
0,005 |
0,0004 |
0,7764 |
0,400-0,500 |
0,45 |
47 |
0,0539 |
0,024255 |
0,028 |
0,0015 |
0,8303 |
0,500-0,600 |
0,55 |
40 |
0,0459 |
0,025229 |
0,072 |
0,0033 |
0,8761 |
0,600-0,700 |
0,65 |
46 |
0,0528 |
0,034289 |
0,136 |
0,0072 |
0,9289 |
0,700-0,800 |
0,75 |
21 |
0,0241 |
0,018062 |
0,220 |
0,0053 |
0,9530 |
0,800-0,900 |
0,85 |
15 |
0,0172 |
0,014622 |
0,324 |
0,0056 |
0,9702 |
0,900-1,000 |
0,95 |
8 |
0,0092 |
0,008716 |
0,447 |
0,0041 |
0,9794 |
1,000-1,100 |
1,05 |
9 |
0,0103 |
0,010837 |
0,591 |
0,0061 |
0,9897 |
1,100-1,200 |
1,15 |
3 |
0,0034 |
0,003956 |
0,755 |
0,0026 |
0,9931 |
1,200-1,300 |
1,25 |
6 |
0,0069 |
0,008601 |
0,939 |
0,0065 |
1,0000 |
Итого |
|
872 |
|
0,28122 |
3,667 |
0,0588 |
|
Средне квадратическое отклонение:
мкм2.
Коэффициент вариации случайной величины:
Так как (К)=0,8625>0,75 то выбираем закон распределения М.М. Саттарова