2.3.3 Порядок виконання роботи

1 Визначаємо ступінь геологічної неоднорідності продуктивного пласта. Для цього вираховуємо К_п і К_р:

а) Коефіцієнт піщанистості (К_п) - це відношення середньої ефективної товщини до середньої загальної товщини пласта. В межах покладу його визначають за такою формулою

, (2.7)

де h_ефі — ефективна товщина пласта в і-тій свердловині, м;

n_i — загальна товщина пластів в і-тій свердловині, м;

n — число свердловин.

Дані для визначення К_п беремо з таблиці 2.4. Підставляючи величини товщин в формулу 2.7, визначаємо К_п :

.

б) Коефіцієнт розчленованості (К_р) — відношення числа пропластків колекторів, просумованих для всіх свердловин до числа свердловин:

, (2.8)

де N_i — число пропластків колекторів в і-тій свердловині;

n — кількість свердловин.

Підставляючи значення N_i з таблиці 2.4 в формулу (2.8), визначаємо К_р:

.

Виходячи з одержаних значень К_п і К_р визначаємо, що пласт є неоднорідним.

2. Визначаємо середню проникність пласта, як середньозважену величину по площі. Для цього будуємо карту проник­ності (рис. 2.3). Маючи карту проникності, визначаємо середньозважену проник­ність по площі за формулою

, (2.9)

де К_і — середнє значення проникності між двома сусідніми ізолініями; f_i — площа між сусідніми ізолініями.

Заміри площі між двома сусідніми ізолініями проводять за допомогою планіметра. Дані по К_і і f_i заносять в табл. 2.5. Підставивши значення К_і і f_i в формулу 2.9 визначаємо К_сз

,

Таблиця 2.5 — Визначення проникності і площі

Середня проникність порід між сусідніми ізолініями, мкм2	Площа між двома сусідніми ізолініями, м2
0,040 0,051 0,071 0,092 0,112 0,133 0,153 0,173	78125 640625 1562500 1500000 3062500 3546875 1765645 453125

2. Визначаємо співвідношення в'язкостей нафти і води в пластових умовах:

. (2.10)

Підставляючи значення і в формулу (2.10) визначаємо:

.

2. Визначаємо проектний коефіцієнт нафтовіддачі.

За одержаними величинами коефіцієнтів К_п і К_р встановлено, що пласт неоднорідний або однорідний, тому для визначення коефіці­єнта нафтовіддачі користуємось графіком, зображеним на рисунку 2.4 або 2.5. У нашому прикладі знаходимо величину  по кривій, яка відповідає проникності (0,102-0,306мД) при Він дорівнює 0,47.

2.3.4 Контрольні запитання

1) Що таке коефіцієнт піщанистості?

2) Які пласти вважаються однорідними, а які неоднорідними?

3) Від чого залежить коефіцієнт нафтовіддачі?

4) Що таке ефективна товщина пласта?

2.3.5 Рекомендована література:

1 Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1970.

2 Орлов О.О., Євдощук М.І., Омельченко В.Г., Трубенко О.М., Чорний М.І. Нафтогазопромислова геологія. Підручник. К., Наукова думка. 2005 –425 с.

Рисунок 2.4 — Графік залежності проектних коефіцієнтів нафтовіддачі від співвідношення в'язкостей нафти і води для порівняно однорідних теригенних порових колекторів з різною проникністю, які розробляються при водонапірному режимі

Рисунок 2.5 — Графік залежності проектних коефіцієнтів нафтовіддачі ( ) від співвідношення в'язкостей нафти і води для неоднорідних теригенних порових колекторів з різною проникністю, які розробляються при водонапірному режимі

43