Дипломный проект тема работы Комплекс геофизических исследований скважин с целью контроля разработки

27 
Начальное пластовое давление, МПа 
26.4 
Давление насыщения, МПа 
11.7 
Динамическая вязкость нефти, мПа*с 
0.9 
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 
1.291 
Средняя газопроницаемость, м
2
/м
2
0.015 
Начальный газовый фактор, м
3
/м
3
72 
Плотность нефти в пл. условиях, г/см
3
0.756 
Плотность воды, г/см
3
1.02 
Вязкость воды, мПа*с 
0.35 
Проницаемость, мкм
2
0.001 
Пористость, % 
13.6 
12.8 
В целом по месторождению с использованием материалов ГИС 
обработано 9168 проницаемых интервалов с определением физических 
параметров пластов (пористости, проницаемости) и нефтенасыщенности. 
Для пластов горизонта Ю
1
определение открытой пористости (К
п
) 
проведено 
по 
установленным 
нижеприведенным 
корреляционным 
зависимостям, основанным на показаниях параметра 

пс
: 
Ю
1
1А
,Ю
1
1Б
К
п
= 8,28 *

пс 
+ 9,3; 
n = 46; 
r = 0,90
Ю
1
2
, Ю
1
3
, Ю
2-3
К
п
= 6,73 *

пс
+ 9,9; 
n = 70; 
r = 0,72. 
Удельное сопротивление водоносных пластов определялось через 
параметр пористости Р
п
, используя корреляционную зависимость: 
Р
п
= 0,553 * К
п
-2,083
При этом исходное сопротивление пластовой воды принято равным 
0,063 Омм в соответствии с её минерализацией и температурой пласта. 
Для определения проницаемости геофизическим способом через 

пс 
предложены следующие две зависимости, выявленные путем сопоставления 
со значениями газопроницаемости по лабораторным данным: 
Ю
1
1
lg К
пр
= 2,7 * 

пс
– 1,14; 
n = 44; 
r = 0,76 

28 
Ю
1
2+3 
lg К
пр
= 2,1 *

пс
– 0,80; 
n = 69; 
r = 0,75 
Проницаемость определялась по зависимостям К
пр
= f (

пс
). Для 
пластов горизонта Ю
1
получены следующие корреляционные зависимости: 
Ю
1
1А
К
пр
= 18,8 *

пс
3,62
; 

- 0,82 – корреляционное отношение
Ю
1
1Б
К
пр
= 141 * 

пс
5,75
; 

- 0,90 
Ю
1
2
К
пр
= 8,52* 

пс
1,96
; 

- 0,84 
Ю
1
3
К
пр
= 37,9 *

пс
6,33
; 

- 0,87 
Параметр насыщения (Р
н
) находится из соотношения Р
нп
/Р
вп
, где Р
вп
определяется через параметр пористости с учетом сопротивления пластовой 
воды, равного для Ю
1
–0,075 Омм, Ю
2-3
– 0,063 Омм.
Р
п
= 1,99 * К
п
-1,36
К
в
= (1 – К
н
) = 0,98 * Р
н
-0,616
Для пластов Ю
2-3
тюменской свиты приняты следующие зависимости: 
Рп = 0,553 * Кп
—2,08
Кв = (1 – Кн) = 1,012 * Рн
-0,685
По пластам Ю
1
1А 
и Ю
1
1Б
Вахской площади средняя 
нефтенасыщенность, равная соответственно 0,54 и 0,65, согласуется с их 
выше охарактеризованными ФЕС.
Свойства флюидов Вахского нефтяного месторождения приведены в 
Приложении 3.

29 

жүктеу/скачать 4,91 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: