- •Раздел 1 Построение статической модели залежи
- •Лабораторная работа № 1 а. Подготовка исходных данных для геометризации залежи
- •Б. Построение схемы расположения скважин
- •В. Построение карты эффективной толщины пласта-коллектора и определение границы его распространения
- •Порядок оформления и сдачи отчета по лабораторным работам
Таблица 1 |
|||||||||||
№ |
Наименование первичных данных |
Номера скважин |
|||||||||
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
Координаты скважины X У |
107000 100150 |
108550 100110 |
106200 101670 |
107720 101680 |
109310 100720 |
106980 103140 |
108520 103180 |
109550 103200 |
107740 104700 |
109330 104690 |
2 |
Альтитуда устья, м |
820.0 |
824.2 |
822.0 |
819.0 |
820.8 |
824.0 |
820.4 |
825.2 |
822.8 |
824.4 |
3 |
Удлинение ствола, м |
4.8 |
4.4 |
5.2 |
7.0 |
4.2 |
4.6 |
5.6 |
5.4 |
4.8 |
4.2 |
4 |
Альтитуда+удлинение, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
Глубина, м кровли подошвы |
2020.0 |
2019.6 2020.6 |
2029.2 2031.4 |
2006.4 2010.4 |
2021.0 2026.0 |
2019.6 2027.4 |
2010.0 2019.0 |
2028.8 2019.4 |
2024.2 2038.0 |
2029.0 2045.0 |
6 |
Абсолютная отметка, м кровли подошвы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
Толщина пласта, м эффективная нефтенасыщенная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
Пористость, % |
|
13.0 |
13.0 |
15.0 |
15.0 |
15Л |
17.0 |
18.0 |
18.0 |
18.0 |
9 |
Проницаемость, мкм2 |
|
0.050 |
0.050 |
0.100 |
0.100 |
0.100 |
0.150 |
0.200 |
0.200 |
0.200 |
10 |
Глубина интервала перфорации, м |
|
2019.02021.0021.0 |
2029.0-2031.5 |
2006.0-2010.5 |
2021.0-2024.0 |
2019.0-2027.6 |
2010.0-2019.0- |
2028.0-2039.5 |
2024.0-2034.0 |
2029.0-2045.0 |
11 |
Абсолютная отметка интервала перфорации, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
Результаты испытания на приток: дебит нефти, воды т/сут в-обводненность, % |
|
нефть 1.2 |
вода 0.6 |
нефть 13.0 |
нефть 4.4 в-30 |
нефть 16.0 в-5 |
нефть 38.6 |
вода 10.1 |
нефть 0.9 в-90 |
вода 23.4 |
Таблица 2
1.Коллектор - песчаник 2. Вязкость нефти в пластовых условиях - 13.90 мПа·с; 3. Вязкость воды в пластовых условиях - 1.05 мПа·с; 4. Плотность дегазированной нефти - 0.901 г/ см3; 5. Объемный коэффициент нефти - 1.101; 6. Газосодержание пластовой нефти - 30.5 м3/т; 7. Пластовое давление - 20.9 МПа; 8. Давление насыщения - 12.0 МПа; 9. Остаточная водонасыщенность - 26.9%. |
Раздел 1 Построение статической модели залежи
Графическая модель залежи в статическом состоянии представляет собой графическое изображение залежи в виде структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта с внешним и внутренним контурами нефтеносности, карты эффективных нефтенасьпценных толщин и детального геологического профиля. Все построения, определенные комплексным заданием, выполняются на миллиметровой бумаге формата A3.
Лабораторная работа № 1 а. Подготовка исходных данных для геометризации залежи
Выполнение лабораторных работ по графическому моделированию (геометризации) залежи начинают с определения в таблице 1 основных расчетных величин:
абсолютных отметок пласта (кровли и подошвы) и интервалов перфорации;
эффективных и нефтенасыщенных толщин пласта.
1. Абсолютной отметкой называется расстояние по вертикали в метрах от любой точки поверхности или недр Земли до среднего уровня океана, в качестве которого в России принимается уровень Балтийского моря в Финском заливе. Все точки, находящиеся выше нулевого уровня Кронштадтского футштока, имеют положительные абсолютные отметки, ниже - отрицательные. Абсолютная отметка определяется по формуле:
А.О. = (Аlt + z) – H (1)
где А.О. - абсолютная отметка, м;
Аlt - альтитуда устья скважины, м;
z - удлинение ствола скважины, м;
Н - глубина кровли (подошвы) пласта или интервала перфорации.
Пример
В таблице 1 находим значения альтитуды, удлинения, глубину пласта (кровли и подошвы) и интервала перфорации в скв.5:
Альтитуда 820.8 м, удлинение 4.2 м, глубина пласта 2021.0-2026.0 м, глубина интервала перфорации 2021.0-2024.0 м.
Определяем значение выражения (альтитуда + удлинение):
Аlt + z = 820.8 + 4.2 = 825.0 м:
По формуле (1) определяем абсолютные отметки пласта:
кровли: 825.0 - 2021.0 = - 1196.0 м:
подошвы: 825.0 - 2026.0 = -1201.0 м;
интервала перфорации:
верхнего перфорационного отверстия: 825.0 - 2021.0 = -1196.0 м;
нижнего перфорационного отверстия: 825.0 - 2024.0 = -1199.0 м.
3. Полученные значения заносим в соответствующие графы таблицы 1.
(См.табл.1*).
2. Эффективная толщина - суммарная толщина всех прослоев пород-коллекторов в пределах продуктивного пласта. В настоящем задании эффективная толщина принимается равной общей толщине пласта, которая определяется по формуле:
Нэф = Нпод – Нкр (2)
где Нпод - глубина залегания подошвы пласта, м
Нкр - глубина залегания кровли пласта, м
Пример
В таблице 1 находим глубину подошвы и кровли пласта в скв.5:
глубина кровли 2026.0 м, глубина подошвы -2021.0 м.
По формуле (2) определяем эффективную толщину: Нэф = 2026.0 - 2021.0 = 5.0 м
Полученное значение заносим в соответствующую графу таблицы 1.
(См.табл.1*).
Нефтенасыщенная толщина пласта определяется после обоснования положения водонефтяного контакта.
После подготовки исходных данных для геометризации залежи все полученные значения заносятся в соответствующие графы таблицы 1.
Таблица 1*
№ |
Наименование первичных данных |
Номера скважин |
|||||||||
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
Координаты скважины X У |
107000 100150 |
108550 100110 |
106200 101670 |
107720 101680 |
109310 100720 |
106980 103140 |
108520 103180 |
109550 103200 |
107740 104700 |
109330 104690 |
2 |
Альтитуда устья, м |
820.0 |
824.2 |
822.0 |
819.0 |
820.8 |
824.0 |
820.4 |
825.2 |
822.8 |
824.4 |
3 |
Удлинение ствола, м |
4.8 |
4.4 |
5.2 |
7.0 |
4.2 |
4.6 |
5.6 |
5.4 |
4.8 |
4.2 |
4 |
Альтитуда+удлинение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
Глубина. м кровли подошвы |
2020.0 |
2019.6 2020.6 |
2029.2 2031.4 |
2006.4 2010.4 |
2021.0 2026.0 |
2019.6 2027.4 |
2010.0 2019.0 |
2028.8 2019.4 |
2024.2 2038.0 |
2029.0 2045.0 |
6 |
Абсолютная отметка, м кровли подошвы |
|
|
|
|
-1196.0 -1201.0 |
|
|
|
|
|
7 |
Толщина пласта, м эффективная нефтенасыщенная |
|
|
|
|
5.0 1.4 |
|
|
|
|
|
8 |
Пористость, % |
|
13.0 |
13.0 |
15.0 |
15.0 |
15Л |
17.0 |
18.0 |
18.0 |
18.0 |
9 |
Проницаемость, мкм2 |
|
0.050 |
0.050 |
0.100 |
0.100 |
0.100 |
0.150 |
0.200 |
0.200 |
0.200 |
10 |
Глубина интервала перфорации, м |
|
2019.02021.0021.0 |
2029.0-2031.5 |
2006.0-2010.5 |
2021.0-2024.0 |
2019.0-2027.6 |
2010.0-2019.0- |
2028.0-2039.5 |
2024.0-2034.0 |
2029.0-2045.0 |
11 |
Абсолютная отметка, м интервала перфорации |
|
|
|
|
-1196.0 -1199.0 |
|
|
|
|
|
12 |
Результаты испытания на приток, т /сут в-обводненность, % |
|
нефть 1.2 |
вода 0.6 |
нефть 13.0 |
нефть 4.4 30 |
нефть 16.0 5 |
нефть 38.6 |
вода 10.1 |
нефть 0.9 90 |
вода 23.4 |