2018-02-13
1247В настоящей Методике применяются термины с соответствующими определениями:
НГЗ - начальные геологические запасы нефти, общее количество нефти в залежи.
НИЗ – начальные извлекаемые запасы нефти; та часть геологических запасов нефти, которая может быть извлечена при утвержденной системе разработки.
ГДМ – гидродинамическое моделирование;
Кпрод - коэффициент продуктивности, т/сут*МПа;
Кп – коэффициент открытой пористости, д.ед.;
Кпр – проницаемость пласта, мкм2;
КИН - к оэффициент извлечения нефти, д.ед., отношение накопленной технологически возможной добычи нефти к начальным геологическим запасам нефти в пласте;
Е – гидропроводность пласта, см*мкм2/ мПа*с;
мн – динамическая вязкость нефти, мПа*с;
м в – динамическая вязкость пластовой воды, мПа*с;
Квыт – коэффициент вытеснения, д.е.;
(ГМ) -геологическая модель;
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства;
Hэф – эффективная перфорированная нефтенасыщенная толщина, м;
ДИГ – относительный двойной разностный показатель ГК, д.ед.;
Д – дебит нефти, т/сут;
Дуд – удельный дебит нефти на 1 м эффективной перфорированной нефтенасыщенной толщины, т/сут*м;
Кпрод - коэффициент продуктивности, т/сут*МПа;
Куд – удельный коэффициент продуктивности нефти на 1 м эффективной перфорированной нефтенасыщенной толщины, т/сут*МПа*м;
Кпргид – проницаемость пласта определенная по гидродинамическим данным, мкм2;
Ерас – гидропроводность пласта рассчитанная по данным ГИС, см*мкм2/ мПа*с;
Егид – гидропроводность пласта рассчитанная по гидродинамическим данным, см*мкм2/ мПа*с;
Сгл – отностительная глинистость, д.един.;
Ков – коэффициент остаточной водонасыщенности, д.един.;
V – коэффициент вариации, %;
D – дисперсия;
Введение
Практикой проектирования, анализа и регулирования разработки залежей нефти установлено, что применяемые для прогноза расчетных показателей разработки различные модели залежей нефти (однородные, вероятностные, статистические и др.) обладают серьезными недостатками, так как не в полной мере отражают сложность структуры порового пространства и неоднородность строения продуктивных пластов. Поэтому получаемые на их основе прогнозные величины добычи оказываются, как правило, завышенными. На практике это часто приводит к невыполнению проектных показателей разработки и плановых показателей эксплуатации нефтяных месторождений. На наш взгляд, наиболее полно строение продуктивных пластов отражает дифференцированные модели залежей нефти.
В настоящем руководстве описаны методические приемы построения различных дифференцированных моделей (дифмоделей) залежей нефти с позиции более строгого количественного учета неоднородности продуктивных пластов. Кроме того, дана методика обоснования и выбора параметра для дифференциации продуктивных пластов и выделения их классов; подсчет запасов нефти с обоснованием параметров по классам продуктивности, а также приведены основы анализа разработки залежей нефти на основе дифференцированных моделей.
Методические вопросы излагаются на примере конкретной залежи нефти, что существенно облегчает практическое использование настоящего руководства.
1.Оценка неоднородности продуктивных пластов
1.1.О геологической неоднородности геологических объектов
Различная физико-геологическая характеристика коллекторов, изменчивость физико-химических свойств нефтей, крайне высокая литологическая неоднородность пластов затрудняют проектирование систем разработки.
Изучение геологического строения продуктивных горизонтов приобретает особое значение, так как для решения практически важных задач по определению числа разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, расположению их по площади месторождения, для определения эффективности заводнения и охвата пластов воздействием по толщине необходимо иметь правильное представление о формах и типе пластов, их коллекторских свойствах, слоистой и зональной неоднородности, о связи продуктивных пластов с законтурной областью питания. Проектирование разработки с учетом этих основных особенностей дает возможность достигнуть максимальной величины нефтеизвлечения при оптимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.
Неоднородность нефтеносных пород не только влияет на продуктивность эксплуатационных скважин, но значительно осложняет весь процесс разработки залежей, особенно при искусственном нагнетании воды в нефтяные пласты. Закачиваемая вода, так же как и законтурные (подошвенные) воды, продвигается по наиболее проницаемым участкам, прослоям и интервалам пласта, прорывается к высоко дебитным скважинам и преждевременно обводняет ее. Если в разрезе эксплуатационной скважины вскрыты прослои с разными коллекторскими свойствами, то при некоторых условиях прослои с высокой проницаемостью дают приток нефти, а слабопроницаемые не работают. В результате одни участки залежи преждевременно обводняются, а на других, менее проницаемых, остаются нетронутые целики нефти.
Под геологической неоднородностью пород следует понимать соотношение в объеме продуктивных пластов различных по литолого-физическим свойствам отложений, характеризующихся изменением коллекторских свойств и нефтенасыщенности как по площади, так и по разрезу залежи.
В зависимости от масштаба проявления различают микроненородность и макронеднородность.
Под микронеднородностью понимают изменчивость свойств пласта одного литологического типа, его структурных характеристик и зависящих от них физических и коллекторских параметров. Это проницаемость, пористость, глинистость, нефтенасыщенность и др., определенных по керновым данным или микрометодам ГИС.
Для оценки характера и степени микронеднородности продуктивных пластов используют вероятно-статистический и графический способы.
Вероятно-статистические методы, обычно, применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Наиболее распространенный - метод анализа характеристик распределения фильтрационно-емкостных параметров. При этом для количественной оценки широко используются числовые характеристики распределения случайных величин, такие как средне-квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, энтропия и др.
Графически микронеднородность отображают на детальных профизях, картах, гистограммах, полигонах распределения, кумулятивных кривых.
Изучение микронеднородности позволяет обосновывать кондиционные пределы коллекторов, выделять классы пород с различными ФЕС, прогнозировать разработку и оценивать выработку неоднородных объектов.
Макронеднородность - изменчивость свойств пласта (горизонта, объекта разработки), определяющих его морфологию и форму тела. Выражается преимущественно в смене пород различной толщины, литологического состава, ФЕС по разрезу и площади изучаемого объекта.
По характеру проявления выделяют два типа макронеоднородности:
1. - неоднородность, связанная с расслаиванием единого горизонта на ряд разобщенных пластов или пропластков (в данном случае в объекте разработки могут быть выделены несколько подсчетных объектов существенно различающиеся по ФЕС);
2. - неоднородность, связанная с частичным замещением коллекторов глинами, плотными алевролитами и аргиллитами. Графически зональная неоднородность отражается и учитывается на картах распространения коллекторов различной продуктивности и изопахит.
Для количественной оценки макронеоднородности наиболее часто используются коэффициенты выдержанности (распространенности) коллектора, расчлененности, песчанистости, литологической связанности.
В понятие «неоднородность» иногда включаются параметры, характеризующие или изменение коллекторских свойств эффективных интервалов пласта, или изменение его литологии по всей толще горизонта, включая и водонасыщенную часть.
Макронеднородность оказывает существенное влияние на степень охвата эксплуатационного объекта разработкой и величину конечного нефтеизвлечения. Она учитывается при проектировании количества и местоположения добывающих и нагнетательных скважин и выборе методов воздействия на продуктивные пласты при разработке.
1.2.Количественные показатели геологической неоднородности
Количественно неоднородность продуктивных пластов, в данной работе, оценивается величиной коэффициента вариации, которая обозначается символом V. (В дальнейшем для краткости термин «коэффициент вариации продуктивности» заменим словом «вариация»).
Методика расчета вариации показана в таблице 1 на примере расчета послойной вариации одной какой-либо скважины.
В колонке «1» записываются номер скважины; в колонке «2» – принятые нами индексы (обозначения) продуктивных пластов; в колонках «3 и 4» записываются значения эффективной толщины пропластка и его значение гидропроводности. Итого колонок «3 и 4» позволяет рассчитать их среднеарифметические значения, которые обозначается символом hср и Еср.
Таблица 1
| № скв. | Пласт | Эффективная толщина пропластка h, м | Гидропроводность Е, см*мкм2*с/мПа | (hi – hср)2 | (Ei – Eср)2 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 415 | Тл2-а | 1,6 | 20,3 | 0,16 | 184,96 | |
|
| Тл2-а | 1,5 | 3,8 | 0,09 | 8,41 | |
|
| Тл2-а | 1,1 | 2,8 | 0,01 | 15,21 | |
|
| Тл2-а | 0,7 | 0,1 | 0,25 | 43,56 | |
| Среднее арифметическое значение | 1,2 | 6,7 |
|
| ||
| Сумма | 4,9 | 26,9 | 0,51 | 252,14 | ||
| Дисперсия |
|
| 0,13 | 63,00 | ||
| Среднеквадратичное отклонение |
|
| 0,36 | 7,90 | ||
| Вариация, % |
|
| 30,00 | 118,00 | ||
В нашем случае:
hср =4,9/4 =1,2;
Еср =26,9/4 =6,7.
В столбцах «5 и 6» записывается разница в квадрате между значениями hi и Еi каждого пласта и среднеарифметическим значением hср и Еср по всем пластам. Итого в столбец «5» деленный на число продуктивных пластов (в нашем случае N=4), представляет собой величину, именуемую в математической статистике «дисперсией» и обозначаемую символом «
»
В нашем случае дисперсия:
Квадратный корень из дисперсии называется среднеквадратичным отклонением и обозначает символом «
»
В нашем примере: 
Среднеквадратическое отклонение близко и к половине длины интервала, центр которого примерно совпадает со среднеарифметическим значением величины и в котором заключено около 
членов множества значений, принимаемых величиною. Поэтому можно утверждать, что в подавляющем большинстве случаев 
Среднеквадратичное отклонение, деленное на среднеарифметическую величину параметра, называется вариацией данного параметра и обозначается символом «
» Вариация определяется в долях единицы или в процентах.
В нашем случае вариация продуктивности пластов в рассматриваемой скважине 
(Знаки «плюс-минус» обычно не ставятся, а подразумеваются). Физически вариацию можно истолковать так: в большинстве (свыше общего количества) скважин истинная продуктивность отличается от её средней величины не более, чем на 64%. эта величина и есть мера послойной неоднородности, присущей разрезу продуктивного пласта, вскрытому в одной скважине.
|
Объясняется это следующим. При расчетах, связанных с проектированием разработки, приходится складывать (или вычислять) различные виды неоднородности. Например, если мы определили по какой-то залежи послойную неоднородность п и зональную неоднородность залежи з, то общая (суммарная) неоднородность залежи общ определяется (в соответствии с особыми правилами, именуемыми «алгеброй неоднородностей») из следующей формулы:
(1)
Ясно, что в это случае, во избежание излишних расчетных операций, связанных с извлечения квадратного корня из какой-то величины и обратного возведения в квадрат, целесообразно пользоваться квадратом вариации. Однако если сама вариация (т.е. вариация в первой степени) имеет совершенно однозначный физический смысл, о чем говорилось выше, то физическое толкование квадрата вариации затруднительно. Кроме того, квадрат вариации имеет более жесткие дифференцирующие свойства, чем её первая степень. Предположим, что нам необходимо сопоставить две скважины по величинам послойной неоднородности, равным 
и 
.
В этом случае можно сделать вывод, что неоднородность разреза первой скважины в два раза выше неоднородности разреза второй скважины.
При сопоставлении же квадратов вариации 
и 
Оказывается, что неоднородность первой скважины в четыре раза выше неоднородности второй, т.е. при использовании квадратов вариации искусственно усиливается различие скважин по неоднородности.
В силу изложенного и в соответствии с целями настоящего руководства в дальнейшем мы будем оперировать абсолютным значением первой степени вариации, выраженной в процентах.
Абсолютно однородный разрез скважины или абсолютно однородный пласт (т.е., когда продуктивность всех пластов в скважине или продуктивность одного пласта во всех скважинах одинаковы) имеют вариацию, равную нулю. Чем больше различия ФЕС по площади или разрезу, тем больше неоднородности пласта, тем выше значение вариации. Теоретически максимальное значении вариации может стремиться к бесконечности, однако при анализе промысловых параметров эта величина редко превышает 100%.
Со строго теоретической точки зрения пласт (или эксплуатационный объект) следует считать однородным, если вариация продуктивности в его пределах равна нулю, т.е. условие однородности пласта можно записать так:
(2)
Однако здесь необходимо иметь ввиду следующие обстоятельства. Стремление к выполнению условия (2) при построении различных дифференцированных моделей залежей нефти может привести к тому, что при оценке послойной неоднородности каждый нефтенасыщенный пропласток необходимо выделять в самостоятельный объект разработки, а при оценки зональной неоднородности в самостоятельный участок разработки необходимо выделять каждую скважину с прилегающей к ней зоной пласта. С теоретической точки зрения эти обстоятельства нисколько не противоречат природе неоднородности продуктивных пластов, а как раз из этой природы и вытекают. Однако на практике очень дробная дифференциация нефтяной залежи может вызывать неоправданно большой объем вычислительных работ при проектировании и анализе разработки залежей нефти на основе дифференцированных моделей, а точность результатов этих расчетов будет незначительной. Кроме того (и самое главное), при очень дробной дифференциации запасов нефти неизбежно возникает необходимость бурения на залежи очень большого количества скважин, что в настоящее время не всегда возможно с экономической точки зрения.
Поэтому количественный критерий неоднородности продуктивных пластов с позицией сегодняшнего дня должны быть менее жесткими, чем этого требует условие (2).
Рекомендуемые ниже критерии неоднородности установлены на основе следующих соображений. Теоретический и практический анализ работы скважин, эксплуатирующих залежей нефти в неоднородных коллекторах, свидетельствует о том, что показатели работы, например, каждый из двух скважин (дебит жидкости, безводный период, темп обводнения и др.),практически мало отличаются друг от друга в том случае, если фильтрационно-ёмкостные характеристики участков продуктивных пластов (проводимость, гидропроводность, продуктивность), эксплуатируемых каждой скважиной, отличаются друг от друга не более чем в два раза.
Вычислим вариацию двух величин, отличающихся друг от друга в два раза. Вариация двух величин х и у (т.е. когда объем выборки или генеральной совокупности N=2) определяется по простой формуле:
(3)
Для рассматриваемого случая:
, 
, 
т.е. величина х и у отличаются друг от друга в два раза.
Тогда в соответствии с (3)
33%
Выше было отмечено, что при различии фильтрационно-ёмкостных параметров не более чем в два раза, показатели работы скважин практически не отличаются, т.е. однородны. Поэтому за количественный критерий неоднородности продуктивных пластов можно принять величину
(4)
(индекс «К» означает «вариация критериальная»).
Выражение (4) означает, что пласты, имеющие 
, можно считать однородными, а пласты, имеющие >33% следует относить к неоднородным.
Выражение (4) имеет физическое толкование, заключающееся в следующем. Точность инструментального определения различных промысловых параметром составляет 10-20%. Если мы установили, что вариация (различие) каких-то параметров пласта или показателей работы скважин равна, например, 10%, то в настоящее время совершенно невозможно определить, действительно ли это различие, или мы допустили ошибку в расчетах. В этих условия стремление к дробной дифференциации запасов нефти и к достижению условия (2) бессмысленно.
Для терригенных отложений Пермского Прикамья по данным глубинных гидродинамических исследований было установлено, что при вариации коэффициента продуктивности более 33% часть пластов пониженной продуктивности участия в нефтеизвлечении не принимает (Савич А.И., 1984).
Полученный количественный критерий неоднородности позволяет приступить к оценке соответствующих видов (послойной и зональной неоднородности).
1.3.Оценка послойной неоднородности залежи и возможность объединения продуктивных пластов в один эксплуатационный объект
Для оценки послойной неоднородности продуктивных пластов и выяснения возможностей объединения их в один эксплуатационный объект рассмотрим на примере скважины 311 Трифоновского месторождения. Для анализа составляется таблица по следующей форме (таблица 2).
На первом этапе оценка послойной неоднородности произведена в целом по визейской толще. Из данных таблицы 2 следует, что послойная неоднородность уменьшается от проницемости – гидропроводности – эффективной толщины до пористости. На основании высокой послойной неоднородности визейской толщи были обоснованы следующие объекты разработки: Тл2-а, Тл 2-б-1, Бб1, Бб2, Мл2 и Мл1, они же и являются подсчетными объектами.
На втором этапе прогнозировались работающие пласты по объектам разработки по гидропроводности, как комплексном показателе производительности. Так для пласта Тл2-а вариация для трех проницаемых пропластков превысила критериальное значение (2357%). Для двух верхних пропластков она составила 22%, которые прогнозируются как работающие.
Послойную вариацию по гидропроводности можно использовать при распределении добычи нефти и жидкости при вскрытии нескольких пластов единым фильтром.
Таблица 2
| Пласт | Толщина, м | Кп, % | Кпр, мд | Е, см*мкм2*с/мПа | Вариация попластовая, % | Вариация общая, % | ||||||||
| Общая | Эффективная пропластка | Эффективная пласта | Эффективная нефтенасыщенная пласта | Гидропроводности | Проницаемости | Гидропроводности | Толщины пропластков | Пористости | Проницаемости | Гидропроводности | ||||
| Тл2-а | 9,8 | 2,5 | 5,2 | 5,2 | 20,9 | 607,1 | 25,5 | 22,0 | 124,0 | 2357,0 | 56 | 22 | 106 | 105 |
| Тл2-а | 0 | 2 | 0 | 0 | 20,5 | 486,2 | 16,3 | |||||||
| Тл2-а | 0 | 0,7 | 0 | 0 | 12,8 | 2,2 | 0,1 |
| ||||||
| Тл2-б1 | 10,6 | 0,6 | 2,1 | 2,1 | 12,8 | 2,2 | 0,1 |
| 75629,0 | 1529,0 | ||||
| Тл2-б1 | 0 | 1,1 | 0 | 0 | 20,1 | 387,7 | 8,0 | 0,0 | ||||||
| Тл2-б1 | 0 | 0,4 | 0 | 0 | 12,8 | 2,2 | 0,1 |
| ||||||
| Бб1 | 9,1 | 1,6 | 3,7 | 1,6 | 20,5 | 486,2 | 14,1 |
| 72,0 | 15,0 | ||||
| Бб1 | 0 | 2,1 | 0 | 0 | 17,5 | 78,9 | 10,4 |
| ||||||
| Бб2 | 8,2 | 0,4 | 0,4 | 0 | 12,8 | 2,2 | 0,1 |
| 0,0 | 0,0 | ||||
| Мл1 | 2,7 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 13,6 | 4,3 | 0,1 |
| 0,0 | 0,0 | ||||
| Мл2 | 2,7 | 1,7 | 1,7 | 1,7 | 20,9 | 607,1 | 21,9 |
| 0,0 | 0,0 | ||||
1.4.Оценка зональной неоднородности продуктивных пластов и выделение условно однородных зон и участков
При оценке зональной неоднородности устанавливается критериальное значение, исходя из (4):
(5)
(Читается так: «вариация критериальная зональная»).
Участки залежи, имеющие 
< 33% считаются однородными, а участки, имеющие > 33% – неоднородными.
Отрицательное влияние зональной неоднородности на процесс нефтеизвлечения довольно успешно может быть нейтрализовано различными мероприятиями по регулированию разработки, это уплотнение сетки добывающих скважин, перенос фронта нагнетания и организация дополнительных участков залежи, допущенные при дифференциации запасов нефти не повлекут за собой невозвратимых пластовых потерь нефти, и величина 
вполне приемлема и даже в некоторых случаях может быть повышена.
При оценке зональной неоднородности рассматривается диапазон изменения параметра по всем скважинам изучаемого объекта (горизонт, пласт). При значении вариации выше критериальной объект необходимо распределить по классам продуктивности (гидропроводности, проницаемости и пр.).
Ниже будут рассмотрены основы классифицирования объектов.
2.Дифференциация запасов нефти по классам продуктивности.
Актуальность вопросов дифференциации запасов нефти по коллекторам различной продуктивности и степени участия их в разработке для нефтепромысловой геологии очевидна. Сведения о количественном и качественном распределении запасов нефти по разрезу и площади залежи необходимы для оптимального решения вопросов, как подсчета запасов, так и анализа, контроля и проектирования разработки сложнопостроенных месторождений.
Согласно действующей инструкции по подсчету запасов углеводородного сырья [ 9 ] подсчет производится как раздельно для газовой, нефтяной, газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон, а также по типам коллекторов для каждой залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения. Для классификации пород-коллекторов различные исследователями используются различные показатели или их комбинации, с разных сторон характеризующие полезные свойства продуктивного пласта.
Нами под дифференциацией запасов нефти неоднородных залежей понимается качественная и количественная оценка распределения запасов в объеме залежи с учетом неоднородности свойств продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, проводимая с целью эффективного воздействия на процессы разработки.
Все методы различаются используемыми критериями классификации пород:
1. Фильтрационно-ёмкостные – эффективная толщина, пористость, проницаемость;
2. Литолого-петрографические - песчаники, алевролиты, глинистость, коэффициент отсортированности и др.;
3. Геофизические показатели – Апс, Сп, ДИГ, ДИНГ и др.;
4. Гидродинамические – проводимость, гидропроводность, дебит нефти, коэффициент продуктивности.
Все эти показатели обладают различной информативностью и определяются по данным анализа керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Данные анализа керна дают наиболее достоверные сведения о геолого-физических свойствах пород, но ввиду ограниченного количества этих данных не представляется возможным разделения пород на классы по всей площади залежи. Наиболее информативны показатели и параметры геофизических и гидродинамических исследований скважин. Поэтому большинство существующих классификаций пород основано на использовании зависимостей «керн-ГИС», «ГИС-гидродинамика», по которым устанавливаются граничные значения классов и производится дифференциация пород по площади и разрезу исследуемого объекта.
Ждановым М.А. (1970) указывалось, что «в существующих классификациях коллекторов по их коллекторским свойствам отсутствуют в настоящее время объективные данные о связи этих свойств с возможной производительностью скважин». Поэтому необходимо использовать комплекс параметров или такой параметр, который бы классифицировал коллектора и удовлетворял запросы промышленности, оказывая существенную помощь при поисках, разведке и разработке сложнопостроенных нефтегазовых объектов.
2.1.Создание эталонной выборки параметров дифференциации пород-коллекторов
На первом этапе дифференциации пород-коллекторов необходимо создать эталонную выборку геолого-промысловых и геофизических параметров. Эталонная выборка, это множество исходных данных, на которых производится статистическая обработка и строятся уравнения регрессии, для выбора параметра дифференциации пород-коллекторов. В эталонную выборку должны включаться параметры отражающие геолого-промысловые характеристики продуктивных пластов, данные анализа керна и ГИС. При выборе геофизического параметра необходимо обосновать физическую сущность его связи с ФЕС.
Исходя из рассмотренных критериев дифференциации пород-коллекторов на классы продуктивности в эталонную выборку по Трифоновскому месторождению нами взяты следующие показатели:
Hэф – эффективная перфорированная нефтенасыщенная толщина, м;
ДИГ – относительный двойной разностный показатель ГК, д.ед. (обоснование выбора данного параметра приведено в разделе 3.2);
Д – дебит нефти, т/сут;
Дуд – удельный дебит нефти на 1м эффективной перфорированной нефтенасыщенной толщины, т/сут 
м;
Кпрод - коэффициент продуктивности, т/сут МПа;
Куд – удельный коэффициент продуктивности нефти на 1м эффективной перфорированной нефтенасыщенной толщины, т/сут МПа м;
Кпр – проницаемость пласта определенная по данным ГИС, мкм2;
Кпргид – проницаемость пласта определенная по гидродинамическим данным, мкм2;
Ерас – гидропроводность пласта рассчитанная по данным ГИС, см мкм2/ мПа с;
Егид – гидропроводность пласта рассчитанная по гидродинамическим данным, см мкм2/ мПа с.
Эффективная перфорированная нефтенасыщенная толщина объекта разработки (подсчета запасов) определялась как сумма всех пропластков. ДИГ и проницаемость рассчитывались как среднеарифметические по толщине для данного объекта. Дебит нефти, коэффициент продуктивности, гидропроводность и проницаемость берутся из таблиц опробования, графиков разработки и актов гидродинамических исследований скважин. Расчетная гидропроводность определяется суммированием значений Ерас по всем проницаемым пропласткам в объекте разработки. Вся эталонная выборка приведена в таблице 3.
Таблица 3 Эталонная выборка по скважинам Трифоновского месторождения
| № скв. | Пласт | Интервал перфорации | Эффек. н.н. толзина, м | Н эф.сум, м | Дебит нефти, т/сут | Уд дебит нефти, т/сут*м | ДИГ, д.ед. | Кпрод,т/сут*МПа | Куд, т/сут*МПа*м | ДИГср, д.ед. | ДИНГ, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | kгеоф, д.ед. | kгид, д.ед. | Е, см*мкм2*с/мПа | Есум, см*мкм2*с/мПа | Егидр, см*мкм2*с/мПа |
| 211 | Мл1 | 1792,5-1798 | 1,7 | 7,6 | 29,7 | 3,9 | 0,090 |
|
| 0,046 | 0,16 | 0,243 | 0,878 |
| 9 | 142 | |
|
|
|
| 1,1 |
| 0,010 |
|
| 0,16 | 1,492 |
| 35 | ||||||
|
| Мл2 |
| 2,5 |
| 0,010 |
|
| 0,14 | 1,492 |
| 79 | ||||||
|
|
|
| 2,3 |
| 0,070 |
|
| 0,18 | 0,388 |
| 19 | ||||||
| 314 | Мл2 | 1687-1689 | 1,2 | 1,2 | 14,9 | 12,4 | 0,060 |
|
| 0,060 | 0,18 | 0,486 | 0,486 |
| 12 | 12 | |
| 315 | Мл1 | 1631-1633 | 1,5 | 2,5 | 17 | 6,8 | 0,130 |
|
| 0,098 |
| 0,096 | 0,300 |
| 3 | 16 | |
|
| Мл2 | 1634-1636 | 1 |
| 0,050 |
|
|
| 0,607 |
| 13 | ||||||
| 319 | Мл2 | 2032-2034 | 0,8 | 2,6 | 15,3 | 5,9 | 0,090 | 1,200 | 0,5 | 0,142 | 0,18 | 0,243 | 0,105 | 0,113 | 4 | 6 | 3,0 |
|
|
|
| 0,8 |
| 0,160 |
|
| 0,15 | 0,049 |
| 1 | ||||||
|
|
|
| 1 |
| 0,170 |
|
| 0,16 | 0,04 |
| 1 | ||||||
| 401 | Мл2 | 1626-1628 | 1,8 | 1,8 | 17,4 | 9,7 | 0,040 |
|
| 0,040 | 0,17 | 0,755 |
| 29 | 29 | ||
| 408 | Мл2 | 1740-1744 | 0,7 | 1,7 | 1,8 | 1,1 | 0,230 | 0,570 | 0,3 | 0,201 |
| 0,011 | 0,024 | 0,03 | 0,2 | 1 | 1,0 |
|
|
|
| 1 |
| 0,180 |
|
|
| 0,033 |
| 1 | ||||||
| 421 | Мл2 | 1734-1737 | 3,4 | 5,2 | 23,8 | 4,6 | 0,120 | 5,300 | 1,0 | 0,120 | 0,11 | 0,124 | 0,124 | 0,124 | 9,0 | 14 | 8,7 |
|
|
|
| 1,8 |
| 0,120 |
|
| 0,1 | 0,124 |
| 4,7 | ||||||
| 422 | Мл2 |
| 1,6 | 1,6 | 8,3 | 5,2 | 0,210 |
|
| 0,210 | 0,016 |
|
|
| 4 | ||
| 535 | Мл2 | 1658,5-1661 | 0,8 | 1,8 | 9 | 5,0 | 0,070 |
|
| 0,170 | 0,29 | 0,388 | 0,388 |
| 7 | 7 | |
|
|
|
| 1 |
| 0,250 |
|
| 0,25 | 0,007 |
| 0,15 | ||||||
| 548 | Мл2 | 1591-1594 | 2,4 | 2,4 | 17 | 7,1 | 0,080 |
|
| 0,080 | 0,23 | 0,308 | 0,308 |
| 16 | 16 | 11,8 |
| 305 | Бб2 | 1604-1611 | 11 | 7 | 73,5 | 10,5 | 0,040 | 16,400 | 2,3 | 0,040 | 0,230 | 0,755 | 0,755 | 0,800 | 93 | 93 | 111,0 |
| 307 | Бб1 | 1601-1602,5 | 1,2 | 3,2 | 12,7 | 4,0 | 0,15 | 6 | 0,6 | 0,121 | 0,29 | 0,061 | 0,088 | 0,186 | 1 | 5 | 9,0 |
|
|
| 1606-1609 | 1 |
| 0,230 |
|
| 0,3 | 0,011 |
| 0,2 | ||||||
|
|
|
| 1 |
| 0,100 |
|
| 0,3 | 0,196 |
| 4 | ||||||
| 310 | Бб1 | 1643,5-1646 | 1,7 | 2,7 | 20,9 | 7,7 | 0,080 |
|
| 0,143 | 0,28 | 0,308 | 0,194 |
| 9 | 9 | 10,0 |
|
|
|
| 1 |
| 0,250 |
|
| 0,31 | 0,007 |
| 0,1 | ||||||
| 311 | Бб1 | 1712-1714 | 1,6 | 1,6 | 24,7 | 15,4 | 0,060 | 2,100 | 1,3 | 0,060 |
| 0,486 | 0,486 | 0,090 | 14 | 14 | 3,0 |
| 313 | Бб2 | 1656-1661,5 | 1,9 | 1,9 | 19 | 10,0 | 0,040 |
|
| 0,040 | 0,19 | 0,755 |
| 25 | 25 | ||
| 316 | Бб1 | 1784-1786 | 1,8 | 1,8 | 11,8 | 6,6 | 0,150 | 2,000 | 1,1 | 0,150 | 0,18 | 0,061 | 0,061 | 0,118 | 2 | 2 | 3,0 |
| 318 | Бб1 | 1656-1657,5 | 1 | 4,8 | 16 | 3,3 | 0,110 | 0,700 | 0,1 | 0,120 | 0,15 | 0,149 | 0,165 |
| 3 | 16 | |
|
|
| 1662,5-1664 | 1,2 |
| 0,080 |
|
| 0,15 | 0,308 |
| 7 | ||||||
|
| Тл2-б | 1644,5-1648 | 0,8 |
| 0,090 |
|
| 0,18 | 0,243 |
| 4 | ||||||
|
|
|
| 0,8 |
| 0,160 |
|
| 0,15 | 0,049 |
| 1 | ||||||
|
|
|
| 1 |
| 0,170 |
|
| 0,160 | 0,040 |
| 1 | ||||||
| 406 | Бб1 | 1619,5-1624 | 2,6 | 4,6 | 40 | 8,7 | 0,080 | 28,000 | 6,1 | 0,076 | 0,24 | 0,308 | 0,343 | 0,340 | 15 | 29 | 26,0 |
|
|
|
| 2 |
| 0,070 |
|
| 0,21 | 0,388 |
| 14 | ||||||
| 408 | Мл2 | 1740-1744 | 0,7 | 5,9 | 18 | 3,1 | 0,230 | 2,700 | 0,5 | 0,130 | 0,17 | 0,011 | 0,157 | 0,68 | 0,2 | 17 | 44,0 |
|
|
|
| 1 |
| 0,180 |
|
| 0,18 | 0,033 |
| 1 | ||||||
| 408 | Бб1 | 1709,2-1712,5 | 3,5 |
| 0,090 |
|
| 0,25 | 0,243 |
| 15 | ||||||
|
|
| 1713,8-1714,4 | 0,7 |
| 0,160 |
|
| 0,25 | 0,049 |
| 1 | ||||||
| 502 | Бб1 | 1598-1599,4 | 1,4 | 3,4 | 12 | 3,5 | 0,080 | 11,600 | 3,4 | 0,074 | 0,32 | 0,308 | 0,308 | 0,392 | 8 | 22 | 17,0 |
|
|
| 1603-1605 | 2 Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:
 Сейчас читают про:
  6891 6797 |
