Мартинес.С.А практка разра 1и 2. определение послойной, зональной и результирующей неоднородности пласта

• Название: определение послойной, зональной и результирующей неоднородности пласта
• Дата: 22.04.2022
• Размер: 400.87 Kb.
• Имя файла: Мартинес.С.А практка разра 1и 2.docx
• Тип: Занятие; #490018

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Горно-нефтяной факультет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений

Практическое занятие №1,2


на тему:

«ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОСЛОЙНОЙ, ЗОНАЛЬНОЙ И РЕЗУЛЬТИРУЮЩЕЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА»

Вариант №7
Выполнила студентка группы БГР-19-01 Мартинес.С.А.

Проверил доцент Сагитов Д.К.

Уфа, 2022

1. 
   Карта размещения скважин всех вариантов с номерами.
   

Вариант (скважина)	Координата X, м	Координата Y, м	Добыча жидкости к 20% обводнения, тыс. т
1	3862675,7	4247618,1	251,64
2	3862072,7	4247611,3	444,35
3	3862849,3	4246764,9	389,50
4	3862377,4	4247359,3	124,20
5	3863477,8	4247439,4	202,98
6	3863528,7	4247067,9	283,83
7	3862996,5	4247183,8	961,83
8	3861482,9	4247219,1	2231,4
9	3861894,4	4246809,7	979,96
10	3862280,2	4247033,6	993,59

2. 
   Величина зональной, послойной и результирующей неоднородности в скважине, предписанной вариантом.
   

Толщина нефтенасыщенного пропластка, м	Проницаемость нефтенасыщенного пропластка,
1.1	0.2300
1.3	1.3630
0.5	1.1974
0.7	0.9464
0.8	0.783
0.8	1.1586
0.5	0.2203
1.3	0.5912
0.6	0.8101
0.8	0.9464
1.3	0.3084
1.2	0.7059
0.8	2.2816
2.4	0.6623
0.6	0.2064
0.7	0.1543
1	2.2167
0.5	1.2007
1	1.4987
1.5	0.7128
3.9	1.6962
1	0.883
1.6	0.4879

Средневзвешенная проницаемость



где n – число продуктивных прослоев;

ki и hi – проницаемость [мкм²] и толщина [м] i-го пропластка cоответственно.

Для третьей скважины



Данный параметр рассчитывается для каждой соседней скважины





,





Зональная неоднородность в центральной скважине



где ki – средневзвешенная проницаемость i-ой соседней скважины [мкм²];

N – количество соседних скважин.



Послойная неоднородность в центральной скважине



где k_j – проницаемость j-го пропластка скважины;

N – количество продуктивных пропластков скважины.



Результирующая неоднородность в центральной скважине



где - коэффициент зональной неоднородности;

- коэффициент послойной неоднородности.

= 0.1684

1.3. Гистограмма распределения проницаемости по пропласткам по скважине, предписанной вариантом с отметками значений средневзвешенной проницаемости, среднеарифметической проницаемости и значения коэффициента послойной неоднородности.



1.4. Заполненная таблица 1.2 по всем вариантам (скважинам).

Вариант (скважина)	VL2, ед.	Qж>20%В, тыс.т	ΣhH/H, м	Qж>20%В/ ΣhH/H, тыс.т/м
1	1,48	251,64	14,7	17,12
2	0,60	444,35	11,1	40,03
3	0,48	389,50	10	38,95
4	2,22	124,2	9	13,8
5	0,72	202,98	9,3	21,83
6	0,47	283,83	27	10,51
7	0,40	961,83	25,9	37,14
8	0,25	2231,4	19,4	115,02
9	0,18	979,96	20,7	47,341
10	0,57	993,59	14,9	66,68

1.5. Графики зависимости послойной неоднородности от накопленного объема добытой жидкости на один метр нефтенасыщенной толщины при обводнении продукции на 20 %.



1.6. Выводы о зависимости скорости обводнения скважин от уровня послойной неоднородности.

В ходе практического занятия мы научились определять послойную, зональную и результирующую неоднородности пласта, строить по ним графики и пришли к выводу, что чем выше неоднородность, тем быстрее обводнение.