Геологічні основи розкриття продуктивних пластів (стр. 5 из 5)
Таблиця 6.1 — Проникність колекторів
Таблиця 6.2 — Загальна ефективна товщина пласта
| № свердловин | Товщина пласта, м | Число пропластків колекторів | |||
| Загальна |Варіанти | Ефективна | ||||
| 1 | 2 | 3 | |||
| 1234567891011 | 18,117,817,619,219,119,018,218,818,519,618,0 | 19,819,619,420,620,619,220,219,619,620,019,0 | 20,320,521,022,621,420,719,419,820,721,718,0 | 151313,815,213,015,516,414,014,215,612,6 | 33333223332 |
| 1234567891011 | 21,222,117,316,218,118.316,117,218,318,020,2 | 16,117,218,317,216,817,218,019,220,121,222,0 | 20,122,318,119,219,117,218,320,421,220,421,0 | 14,013,212,414,815,614,216,013,314,514,215,0 | 42323323242 |
6.3 Порядок виконання роботи:
1. Визначаємо ступінь геологічної неоднорідності продуктивного пласта. Для цього вираховуємо Кп і Кр:
а) Коефіцієнт піщанистості (Кп) - це відношення середньої ефективної товщини до середньої загальної товщини пласта. В межах покладу його визначають за такою формулою
, (6.1)де hефі — ефективна товщина пласта в і-тій свердловині, м; ni— загальна товщина пластів в і-тій свердловині, м;n — число свердловин.
Дані для визначення Кп беремо з таблиці 6.2. Підставляючи величини товщин в формулу (6.1) визначаємо Кп :
.б) Коефіцієнт розчленованності (Кр) — відношення числа пропластків колекторів, просумованих для всіх свердловин до числа свердловин:
,де Ni — число пропластків колекторів в і-тій свердловині;n — кількість свердловин.
Підставляючи значення Niз таблиці 6.2 в формулу (6.2), визначаємо Кр:
.Виходячи з одержаних значень Кп і Кр визначаємо, що пласт є неоднорідним.
2. Визначаємо середню проникність пласта, як середньозважену величину по площі. Для цього будуємо карту проникності (рис. 6.3). Маючи карту про-никності, визначаємо середньозважену проникність по площі за формулою
, (6.3)де Кі — середнє значення проникності між двома сусідніми ізолініями;
fi —площа між сусідніми ізолініями.
Заміри площі між двома сусідніми ізолініями проводять за допомогою планіметра. Дані по Кі і fiзаносять в табл. 6.3. Підставивши значення Кі і fiв формулу (6.З) визначаємо Ксз
, 
Таблиця 6.3 — Визначення проникності і площі
| Середня проникність порід між сусідніми ізолініями, мкм2 | Площа між двома сусідніми ізолініями, м2 |
| 0,0400,0510,0710,0920,1120,1330,1530,173 | 7812564062515625001500000306250035468751765645453125 |
3. Визначаємо співвідношення в'язкостейнафти і води в пластових умовах:
. (6.4)Підставляючи значення
і 
в формулу (6.4) визначаємо: 
.4. Визначаємо проектний коефіцієнт нафтовіддачі.
За одержаними величинами коефіцієнтівКп і Кр встановлено, що пласт неоднорідний або однорідний, тому для визначення коефіцієнта нафтовіддачі користуємось графіком, зображеним на рисунку (6.1) або (6.2).У нашому при-кладі знаходимо величину h по кривій, яка відповідає проникності (0,102-0,306 мД) при
Він дорівнює 0,47. 6.4 Контрольні запитання:
1. Що таке коефіцієнт піщанистості?
2. Які пласти вважаються однорідними а які неодно-рідними?
6.5 Література:
1. Жданов М.А. Нефтепромысловаягеологияиподсчётзапасовнефтиигаза. — М.: Недра, 1970.