Таблицы печать

Число случаев

Пласты

Свв-4

Свв-3

Свв-2+1

Свв-0

Свв-4+3

Свв-4+3+2

Свв-3+2

п

%

п

%

п

%

п

%

п

%

п

%

п

%

936

93

9

501

46

170

16

2

1

91

8

61

6

167

15

Таблица 2.1

Глубины, абсолютные отметки ВНК и толщины продуктивных пластов по скважинам

№№

пп

№ СКВ.

Глубина залегания

Абс.отметки

ВНК

пласт

Толщина,м

Отношение нефтенас.

Толщины к общей

общая

нефт.

водон.

1

2

3

4

5

6

7

8

I блок

1

176д

Сбр-4+Сбр-3

7.4

4.6

2.8

0.62

2

176

Сбр-4+Сбр-3

5.4

2.2

3.2

0.41

3

1212

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

8.6

3.6

5.0

0.42

4

1213

Сбр-3+Сбр-2

8.4

1.6

6.8

0.19

5

1915

Сбр-4+Сбр-3

4.0

2.2

1.8

0.55

6

1918

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

7.0

2.8

4.2

0.4

7

1976

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

8.4

5.8

2.6

0.69

8

1977

Сбр-3+Сбр-2

9.6

7.4

2.2

0.77

9

1994

Сбр-4+Сбр-3

7.6

2.0

5.6

0.26

10

3559

Сбр-4+Сбр-3

7.0

3.2

3.8

0.46

11

10789

Сбр-4+Сбр-3

8.8

2.8

6.0

0.32

12

10824

Сбр-3+Сбр-2

5.2

1.2

4.0

0.23

13

11277

Сбр-3+Сбр-2

7.0

1.8

5.2

0.26

14

14922

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

7.6

6.0

1.6

0.79

15

14926

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

7.2

4.8

2.4

0.67

16

14998

Сбр-3+Сбр-2

4.8

1.0

3.8

0.21

17

14999

Сбр-2

2.6

1.6

1.0

0.62

18

15794

Сбр-4+Сбр-3

5.8

1.2

4.6

0.21

19

16986

Сбр-4+Сбр-3

7.2

4.8

2.4

0.67

20

20397

Сбр-3

4.4

3.2

1.2

0.73

21

20721

Сбр-3

6.8

1.2

5.6

0.18

22

20849

Сбр-2

4.4

2.2

2.2

0.5

23

20899

Сбр-3+Сбр-2

4.8

3.8

1.0

0.79

24

26801

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

9.2

6.2

3.0

0.67

25

26802

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

5.2

2.6

2.6

0.5

26

26803

Сбр-3+Сбр-2

11.6

3.2

8.4

0.28

Среднее значение по I блоку

II блок

1

31п

Сбр-3+Сбр-2

4,4

1,0

3,4

0,23

2

86н

Сбр-3+Сбр-2

6,8

5,0

1,8

0,74

3

212д

Сбр-3+Сбр-2

7,0

5,0

2,0

0,71

4

408

Сбр-3

2,4

1,6

0,8

0,67

5

477

Сбр-3

6,0

3,4

2,6

0,57

6

490

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

8,8

4,2

4,6

0,48

7

3680

Сбр-3+Сбр-2

8,8

4,6

4,2

0,52

8

3680а

Сбр-4+Сбр-3

5,4

2,4

3,0

0,44

9

3692

Сбр-2

4,6

1,2

3,4

0,26

10

3694

Сбр-3+Сбр-2

6,2

4,2

2,0

0,68

11

5011

Сбр-3+Сбр-2

11,2

5,2

6,0

0,46

12

5068

Сбр-3+Сбр-2

7,6

4,0

3,6

0,53

13

9570

Сбр-3

4,4

2,8

1,6

0,64

14

10799

Сбр-3+Сбр-2

10,4

8,0

2,4

0,77

15

14968

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

9,2

7,0

2,2

0,76

16

14969

Сбр-2

3,4

1,4

2,0

0,42

17

14970

Сбр-4+Сбр-3

6,8

2,6

4,2

0,38

18

14977

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

18,4

3,2

15,2

0,17

19

15301

Сбр-2

6,4

4,8

1,6

0,75

20

15664

Сбр-3+Сбр-2

7,2

5,2

2,0

0,72

21

15669

Сбр-3

2,0

0,8

1,2

0,40

22

15670

Сбр-3+Сбр-2

13,2

7,8

5,4

0,59

23

15673

Сбр-3+Сбр-2

4,8

3,2

1,6

0,67

24

15675

Сбр-2

2,8

1,2

1,6

0,43

25

15680

Сбр-3+Сбр-2

11,8

7,4

4,4

0,63

26

15699

Сбр-3+Сбр-2

15,0

10,0

5,0

0,67

27

15700

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

7,4

2,8

4,6

0,38

28

20250

Сбр-3+Сбр-2

6,4

3,2

3,2

0,50

29

22259

Сбр-3

3,6

1,6

2,0

0,44

30

20308

Сбр-3+Сбр-2

5,6

1,4

4,2

0,25

31

20345

Сбр-3+Сбр-2

6,8

1,2

5,4

0,18

32

20417

Сбр-3+Сбр-2

3,6

2,4

1,2

0,67

33

20418

Сбр-3+Сбр-2

8,6

4,8

3,8

0,56

34

20445

Сбр-3+Сбр-2

4,4

1,6

2,8

0,36

35

26815

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

8,0

2,4

5,6

0,30

36

26841

Сбр-3+Сбр-2

6,6

1,6

5,0

0.24

Среднее значение по II блоку

III блок

1

233

Сбр-3+Сбр-2

8,8

3,4

5,4

0,39

2

473

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

13,6

7,4

6,2

0,54

3

3067а

Сбр-3+Сбр-2

6,4

3,2

3,2

0,5

4

3068

Сбр-3+Сбр-2

4,4

2,8

1,6

0,64

5

3112

Сбр-2

4,2

1,4

2,8

0,33

6

3173

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

9,0

3,4

5,6

0,38

7

3191

Сбр-3+Сбр-2

11,4

2,2

9,2

0,19

8

14985

Сбр-3+Сбр-2

15,4

5,2

10,2

0,34

9

15066

Сбр-3+Сбр-2

5,4

3,6

1,8

0,68

10

15766а

Сбр-3+Сбр-2

10

7,8

2,2

0,78

11

15768

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

14,0

9,4

4,6

0,67

12

15744

Сбр-2

3,4

1,6

1,8

0,47

13

20193

Сбр-3+Сбр-2

11,2

9,2

2,0

0,82

14

20214

Сбр-3+Сбр-2

4,8

4,0

0,8

0,83

15

20215

Сбр-3+Сбр-2

3,2

1,2

2,0

0,38

16

20220

Сбр-3+Сбр-2

9,2

4,0

5,2

0,44

17

20292

Сбр-3+Сбр-2

6,4

1,4

5,0

0,22

18

20294

Сбр-3+Сбр-2

8,0

3,2

4,8

0,40

19

20295

Сбр-4+Сбр-3+Сбр-2

11,6

9,4

2,2

0,81

20

20452

Сбр-2

6,8

1,8

5,0

0,26

21

20486

Сбр-3+Сбр-2

8,4

4,0

4,4

0,48

22

20501

Сбр-3

3,2

1,0

2,2

0,31

23

476

Сбр-2

6,0

2,4

3,6

0,40

24

15758

Сбр-3+Сбр-2

9,0

5,0

4,0

0,56

Среднее значение по III блокам

Сумма скв.=86

Среднее значение ВНК по залежи

Таблица 2.2

Характеристика толщин бобриковского горизонта

Толщина

Наименование

По пласту в целом

Общая

Средняя,м

Коэффициент вариаций, д.ед

Интервал изменения,м

6,1

0,65

0,8-32,0

В т.ч. нефтенасыщенная

Средняя,м

Коэффициент вариаций, д.ед

Интервал изменения,м

5,4

0,65

0,8-32,0

водонасыщенная

Средняя,м

Коэффициент вариаций, д.ед

Интервал изменения,м

4,7

0,63

1,0-18,8

эффективная

Средняя,м

Коэффициент вариаций, д.ед

Интервал изменения,м

4,6

0,69

0,8-16,8

В т.ч. нефтенасыщенная

Средняя,м

Коэффициент вариаций, д.ед

Интервал изменения,м

4,0

0,7

0,8-16,8

водонасыщенная

Средняя,м

Коэффициент вариаций, д.ед

Интервал изменения,м

3,8

0,56

0,8-10,2

Таблица 2.3

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов бобриковского горизонта

Количество

скважин

использованных

для опред.

Коэффициэнт песчанистости,доли ед.

Количество

скважин использованных для опред.

Коэффициент расчлененности,доли ед.

Сред.значение

(по гор-ту / по неф.части)

Коэфициэнт

вариации

По гор-ту в целом по продукт. пластам

1175

846

0,826

0,805

0,300

0,320

1175

849

1,220

1,213

0,385

0,380

Средневзвешенные по толщине пористости,доли ед.

Пласт

1 группа

2 группа

в целом по пласту

вв-4

0,237

0,197

0,221

вв-3

0,240

0,207

0,232

вв-1+2

0,247

0,204

0,237

вв-0

0,227

0,227

Средневзвешенные по толщине проницаемости,мкм2

Пласт

1 группа

2 группа

в целом по пласту

вв-4

1,7400

0,1367

1,1143

вв-3

2,1464

0,1843

1,6704

вв-1+2

2,2150

0,1461

1,7456

вв-0

2,2633

2,2633

Средневзвешенные по толщине и пористости нефтенасыщенности,доли ед.

Пласт

1 группа

2 группа

в целом по пласту

вв-4

0,862

0,786

0,836

вв-3

0,865

0,799

0,851

вв-1+2

0,869

0,795

0,854

вв-0

0,857

0,857

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности бобриковского горизонта

Таблица 2.4

Метод определения

Наименование

Проницаемость

мкм2

Пористость

доли ед.

Начальная нефтенасыщенность, д.ед.

Лабораторные исследования керна

Кол-во скв.,шт.

7

10

4

Кол-во опред.,шт.

34

63

20

Среднее значение

2,152

0,240

0,862

Коэф-т вар-ции,д.ед.

0,982

0,153

0,172

Интервал изменения

0,055-8,705

0,152-0,298

0,494-0,996

Геофизические исследования скважин

Кол-во скв.,шт.

1184

1184

1184

Кол-во опред.,шт.

1269

1269

1269

Среднее значение

1,353

0,228

0,839

Коэф-т вар-ции,д.ед.

0,896

0,125

0,050

Интервал изменения

0,038-6,449

0,127-0,332

0,625-0,913

Гидродинамические исследования скважин

Кол-во скв.,шт.

72

Кол-во опред.,шт.

85

Среднее значение

0,625

Коэф-т вар-ции,д.ед.

1,23

Интервал изменения

0,014-4,423

Принятые при проектировании значения параметров

1,353

0,228

0,839

Статистические ряды распределения проницаемости

Таблица 2.5

№№

п/п

По данным геофизических исследований

По данным лабораторного

изучения керна

Интервалы изменения,мкм2

Число случаев

Интервалы изменения,мкм2

Число случаев

1

менее 0,05

118

0-0,050

-

2

0,051-0,060

17

0,051-0,100

2

3

0,061-0,070

19

0,101-0,150

2

4

0,071-0,080

10

0,151-0,200

-

5

0,081-0,090

16

0,201-0,250

-

6

0,091-0,100

12

0,251-0,300

-

7

0,101-0,110

12

0,301-0,350

1

8

0,111-0,120

6

0,351-0,400

1

9

0,121-0,130

9

0,401-0,450

-

10

0,131-0,140

9

0,451-0,500

2

11

0,141-0,150

11

0,501-0,550

1

12

0,151-0,160

15

0,551-0,600

2

13

0,191-0,200

40

0,601-0,650

-

14

0,201-0,250

33

0,651-0,700

1

15

0,251-0,300

28

0,701-0,750

-

16

0,301-0,350

31

0,751-0,800

-

17

0,351-0,400

31

0,801-0,850

-

18

0,401-0,450

24

0,851-0,900

-

19

0,451-0,500

11

0,901-0,950

1

20

0,501-0,550

23

0,951-0,1000

-

21

0,551-0,600

14

0,1001-0,1050

-

22

0,601-0,650

30

0,1051-0,1100

-

23

0,651-0,700

24

0,1101-0,1150

-

24

0,701-0,750

15

0,1151-0,1200

1

25

0,751-0,800

14

0,1201-0,1250

-

26

0,801-0,850

18

0,1251-0,1300

4

27

0,851 и более

679

0,051 и более

16

Свойства пластовой нефти залежи №5

Таблица 2.6

Наименование

Бобриковский гоизонт

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

а)Нефть

Давление насыщения нефти газом,МПа

23

39

2,55-3,2

2,9

Газосодержание при однократном разгазировании,м3

23

39

16,3-22,1

19,1

Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли единиц

23

39

1,052-1,070

1,061

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, кг/м3

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

Суммарное газосодержание,м3

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

Плотность, кг3

23

39

845-862

851

Вязкость, МПа*с

23

39

22,3-30,2

27,04

Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц

23

39

1,05-1,0506

1,0504

б)Пластовая вода

Газосодержание,м3

0,089-0,245

0,167

Объемный коэффициент, доли ед.

1,005-1,015

1,01

Общая минерализация, г/л

153

153

179,61-257,09

234,37

Вязкость, МПа*с

153

2

1,45-178

1,62

Плотность, кг/м3

153

153

1126,7-1177,0

1157,6

Среднее значение выбрано по скважине 17585

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти залежи №5

Таблица 2.8

Наименование

Бобриковский гоизонт

Кол-во исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скв.

проб

Вязкость динамическая, мПа*с

При 200С

не опр

не опр

не опр

не опр

500С

не опр

не опр

не опр

не опр

Вязкость кинематическая, 10-6 м2

При 200С

23

36

36,5-40,1

39,7

500С

23

36

11,2-14,0

13,0

Температура застывания,0C

23

36

-18

-18

Температура насыщения парафином,0С

не опр

не опр

не опр

не опр

Массовое содержание,%

Серы

23

36

3,2-3,8

3,6

Смол силикагелевых

23

36

16,66-21,0

20,4

Асфальтенов

23

36

9,2-11,3

10,3

Парафинов

23

36

1,15-1,5

1,4

Солей

не опр

не опр

не опр

не опр

Воды

не опр

не опр

не опр

не опр

Мехпримесей

не опр

не опр

не опр

не опр

Температура плавления парафином,0C

не опр

не опр

не опр

не опр

Объемный фракций, %

Н.к 1000С

23

36

4,8-5,2

5,0

до 1500С

не опр

не опр

не опр

не опр

до 2000С

23

36

16,5-19,8

18,8

до 2500С

23

36

34,3-38,9

36,9

до 3000С

не опр

не опр

не опр

не опр

2.3.2 Физико-химические свойства и состав пластовых вод

Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Таблица 2.9

Содержание ионов, моль3 и примесей, г/м3

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

Среднее значение по скважине

скважин

проб

Cl-

153

153

3097,46-4481,9

4080,16

4073,47

SO42-

153

153

0,15-14,18

6,83

6,04

HCO3-

153

153

0,19-7,60

3,12

3,80

Ca2+

153

153

209,25-664,30

281,84

279,29

Mg2+

153

153

80,08-243,82

168,42

153,61

K++Na+

153

153

2466,11-3594,81

3202,29

3229,03

Примеси

pH

153

3

0,00-6,70

4,47

-

Среднее значение выбрано по скважине 17585




Предыдущий:

Следующий: