Геологическая часть (стр. 4 )

Принятые граничные значения пористости и проницаемости приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Граничные значения пористости и проницаемости

Пласт	Граничное значение
пористости, доли ед.	проницаемости, мкм2
Д-I	0,08	0,0018

Среднеарифметическое значение пористости эффективной нефтенасыщенной части пласта Д-I по 46 учтенным определениям равняется 0,177 (17,7%), проницаемости по 44 определениям, выполненным параллельно напластованию - 0,2081 мкм2. Среднее содержание связанной воды по 44 учтенным образцам керна составило 21,0%, что в свою очередь соответствует величине начальной нефтенасыщенности 79,0%.

Статистические ряды распределений значений ФЕС керна из нефтенасыщенной части пласта Д-I приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Статистические ряды распределения ФЕС

№  п/п	Пористость	Проницаемость
Интервалы изменения, %	Число случаев	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев,
шт.	%	шт.	%
Пласт Д-I Северный купол
1	8,0-13,0	2	4,35	0,001-0,1	7	15,91
2	13,0-15,0	3	6,52	0,1-0,2	13	29,54
3	15,0-17,0	5	10,87	0,2-0,3	16	16,16
4	17,0-19,0	24	52,17	0,3-0,4	7	15,91
5	19,0-21,0	11	23,91	0,4259	1	2,272
6	23,15	1	2,17
Всего:	8,8-23,15	46	100	0,0091-0,4259	44	100

Емкостная характеристика наряду с керновыми данными оценивалась по материалам ГИС. По всем залежам принятые для проектирования значения пористости рассчитаны по данным геофизики с учетом толщин продуктивных пропластков.

1.7.2 Фильтрационно-ёмкостные свойства пластов по данным ГИС

Начальная нефтенасыщенность  (Кнн) по пластам оценивалась на основе данных ГИС – удельных электрических сопротивлений пород с использованием зависимостей параметра пористости от пористости Рп=f(Кп) и параметра насыщения от остаточной водонасыщенности Рн=f(Ков). Для всех пластов использовались зависимости, обоснованные в последнем подсчете запасов [1], построенные по керновым данным Ясеневско-Гараевского месторождения.

Уравнения зависимостей приведены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Уравнения зависимостей Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв)

Пласт	Атмосферные условия	Пластовые условия
Рп. ат=f(Кп)	Рн=f(Ков)	Рп=f(Кп)
Уравнение зависимости	Уравнение зависимости	Уравнение зависимости
Д-I	−	Рн=1 ⋅ Кв -2.0	Рп=1,5 ⋅ Кп -1.61

Оценка проницаемости производилась по керновым данным, по результатам интерпретации материалов гидродинамических исследований скважин (табл. 1.4), а также с помощью зависимостей Кпр=f(Кп).

Таблица 1.4

Результаты определения проницаемости, полученные в ходе проведения  гидродинамических исследований скважин Рассветского месторождения

Пласт, купол	Номер скважины	Дата исследо - вания	Интервал перфорации (по стволу), м	Вид исследования	Проницае-мость, мкм2
Д-I, Северный	74	28.04.75	2706,0-2708,0 2713,0-2719	КВД	0,163

Средние величины фильтрационных характеристик вычислялись с учетом средних значений пористости пластов (рассчитанных по материалам ГИС как средневзвешенные по толщинам эффективных нефте - и газонасыщенных пропластков) по уравнениям аппроксимирующим показанные на точечных графиках зависимости проницаемости от пористости (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Уравнения зависимостей Кпр=f(Кп) и расчетные значения проницаемости.

Пласт	Купол, р-н скв.	Аналитическое уравнение зависимости Кпр=f(Кп)	Средне-взвешенное  значение пористости по данным ГИС,  д. ед.	Расчетное значение проницаемости, соответствующее средневзвешенной величине пористости,  мкм2
Д-I	Восточный	Кпр= 43233,0⋅Кп 6,7295	0,1894	0,593
Д-I	Северный	Кпр= 43233,0⋅Кп 6,7295	0,1924	0,660

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д1 представлена в табл. 1.6 [1].

Таблицы 1.6

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д1

№ п/п	Параметры	Размер-ность	Продуктивные пласты
Пласт Д-I
Восточный купол (С1)	Северный купол (С1)
1	Средняя глубина залегания кровли	м	2726	2700
2	Абсолютная отметка ВНК	м	-2680	-2662,4
3	Абсолютная отметка ГНК	м
4	Абсолютная отметка ГВК	м
5	Тип залежи		Пластовый текто-нич.-экранир-ый	Пластовый
6	Тип коллектора		Терригенный	Терригенный
7	Площадь нефте/газоносности	тыс. м2	900	3389
8	Средняя общая толщина	м	4,9	7,5
9	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина	м	4,0	5,5
10	Средняя эффективная газонасыщенная толщина	м
11	Средняя эффективная водонасыщенная толщина	м
12	Коэффициент пористости	доли ед.	0,19	0,19
13	Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ	доли ед.
14	Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ	доли ед.
15	Коэффициент нефтенасыщенности пласта	доли ед.	0,90	0,92
16	Коэффициент газонасыщенности пласта	доли ед.
17	Проницаемость	мкм2	0,593	0,66
18	Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,81	0,74
19	Расчлененность	ед.	3	2,6
20	Начальная пластовая температура	оС	61	61
21	Начальное пластовое давление	МПа	30,2	30,2
22	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	3,47	2,83
23	Плотность нефти в пластовых условиях	г/см3	0,799	0,810
24	Плотность нефти в поверхностных условиях	г/см3	0,851	0,860
25	Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,107	1,103
26	Содержание серы в нефти	%	1,81	1,73
27	Содержание парафина в нефти	%	3,02	2,68
28	Давление насыщения нефти газом	МПа	7,11	6,96
29	Газосодержание	м3/т	34,37	35,05
30	Давление начала конденсации	МПа	-	-
31	Плотность конденсата в стандартных условиях	г/см3
32	Вязкость конденсата в стандартных условиях	мПа*с
33	Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (С5+)	г/м3	-	-
34	Содержание сероводорода	%	0,00	0,00
35	Вязкость газа в пластовых условиях	мПаЧс	-	-
36	Плотность газа в пластовых условиях	кг/м3	-	-
37	Коэффициент сверхсжимаемости газа	доли ед.
38	Вязкость воды в пластовых условиях	мПа*с	0,93	0,93
39	Плотность воды в поверхностных условиях	г/см3	1,1888	1,1888
40	Сжимаемость	1/МПаЧ10-4
41	нефти		10,53	10,78
42	воды		2,19	2,19
43	породы		5,123	5,123
44	Коэффициент вытеснения (водой)	доли ед.	0,642	0,653
45	Коэффициент вытеснения (газом)	доли ед.
46	Коэффициент продуктивности	м3/сут * МПа	2,815	4,322
47	Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:
48	А	МПа2/(тыс. м3/сут)
49	В	МПа2/(тыс. м3/сут)2

1.9 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным методом

Объёмный метод подсчёта запасов нефти широко распространён и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.