25. Выбор исходных геолого-промысловых параметров при моделировании залежи.

Запасы газа, конденсата и нефти по категориям С1 и С2 оцениваются согласно таблице 1

Как видно из рассматриваемой таблицы 1, наибольшие запасы газа и конденсата приходятся на зоны УКПГ-1 и УКПГ-5, а нефти - на зоны УКПГ-1 и УКПГ-2.

По данным геологии размеры залежи составляют вдоль оси склад­ки примерно 90-95 км, поперек складки примерно 16-18 км. Общая тол­щина пласта около 90 м. Пласт сложен частым переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Однако точных данных о расположении гли­нистых пропластков в нашем распоряжении не имеется. Поэтому для учета затрудненной фильтрации флюидов поперек напластования прони­цаемость в этом направлении принималась в 100 раз хуже, чем прони­цаемость вдоль напластования,

Итак, в плане залежь схематично представляет собой прямо­угольник со сторонами 91x17,5 км. Толщина пласта принята 91 м. Наивысшая отметка кровли пласта - 2690 м. Газонефтяной контакт по данным геофизики прослеживается на глубине -2780 м. Водонефтяной контакт - на глубине 2790 м.

Толщина газонасыщенной части пласта меняется по площади от 91 м до 0. Толщина нефтяной оторочки составляет около 10 м.

Таблица 1

Оценка запасов газа, конденсата и нефти по третьему объекту

№УКПГ	газ, млрд.м3	конденсат, млн. т	нефть, млн. т
I	146,4	24,0	106,0
2	90,0	15,0	140,5
5	108,7	18,9	71,1
8	78,7	13,0	29,2
Итого	423,8	70,9	481,7

Некоторые данные говорят о том, что нефтяная оторочка несколько смещена в северо-восточном направлении по отношению к газовой залежи. Однако точных данных не имеется, поэтому нами был принят горизонталь­ный водонефтяной контакт.

Начальное пластовое давление на линии ГНК равно 28,2 МПа. Величи­на коэффициента пористости как газоносной, так и нефтеносной час­ти залежи была принята равной = 0,18, так как установить зако­номерности изменения ее по площади и глубине оказалось затрудни­тельным.

Достоверных данных об изменении коэффициента проницаемости как по площади, так и по толщине пласта не имеется. Поэтому для расчетов принято среднее значение коэффициента проницаемости по залежи. При этом значение коэффициента проницаемости для газонос­ной и нефтеносной зон пласта одинаково и равняется = 0,032 мкм ² .

Как указывалось выше, проницаемость в крест напластования бы­ла взята в 100 раз меньше, чтобы учесть наличие многочисленных гли­нистых пропластков.

Среднее значение пластовой температуры = 80°С /Т_ал = 353 К/. По геолого-промысловым данным и исследованиям кернов коэффициент газонасыщенности принимается _г= 0,88. Коэффициент нефтенасыщенности нефтяной оторочки _н = 0,84. Коэффициент водонасыщенности водяной части пласта _в = 0,90. Величина остаточной газонасыщен­ности в нефтеносной и водоносной частях залежи равняется ₁ = 0,06. Величина остаточной водонасыщенности в газоносной и нефтеносной зо­нах пласта _з= 0,10. Величина остаточной нефтенасыщенности в га­зоносной части пласта ₂ = 0,02, в водоносной части пласта ₂ = 0,04.