1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Коллекторские свойства эксплуатационного объекта охарактеризованы в таблице 1.
Таблица 1
Метод исследования |
Наименование |
Проницаемость мкм2 |
Пористость |
Начальная |
||
нефтенасыщенность |
Газонасыщенность |
|||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации |
29 505 0,384 67,3 % |
30 605 20,9 16,6 % |
18 400 0,818 14,2 % |
- - - - |
|
Лабораторные исследования керна |
Интервал изменения параметров |
0,001 - 1,3 |
3,2 - 28,2 |
0,228 - 0,967 |
- |
|
Геофизические исследования керна |
Количество скважин Количество определений Среднее значение |
212 389 0,283 |
454 1270 18,8 |
451 1248 0,805 |
- - - |
Они получены на основании достаточно представленных лабораторных исследований кернов и результатов исследований геофизическими методами.
Обращает на себя внимание как значительно меньшее количество скважин, по которым отобран керновый материал, так и более высокие значения параметров, по сравнению с результатами геофизических исследований. Интервалы измерения параметров довольно значительны и особенно по керновым данным, что указывает на значительную неоднородность коллекторов, слагающих продуктивные пласты. Общая толщина горизонта изменяется в пределах площади от 26,0 до 56,0м составляя в среднем 39 м, нефтяная в среднем равна 9,8 м изменяясь в пределах от 2,0 до 30 м её средняя эффективная толщина равна 18,6 м изменяясь от 4,0 до 38,0 м.
Поскольку в пределах водонефтяной зоны рассматриваются пласты с подошвенной водой, то их общая и эффективная толщина равна. Свойством сложённости строения эксплуатационного объекта площади могут служить данные, приведённые в таблице 2.
Таблица 2
Количество скважин используемых для определения |
Коэффициент песчанности, К п |
Коэффициент расчленности, К р |
|||
Среднее значение |
Коэффициент вариации |
Среднее значение |
Коэффициент вариации |
||
235 |
0,35 |
40,0 |
4,5 |
28,0 |
По данным можно сделать вывод о наличии в разрезе объекта значительного количества пластов, соотношение эффективной толщины продуктивной части и общей толщины горизонта Д1 в пределах Западно - Лениногорской площади.
- ВВЕДЕНИЕ
- 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 1.1 Орогидрография
- 1.2 Тектоника
- 1.3 Стратиграфия
- 1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
- 1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
- 1.6 Режим залежи
- 1.7 Конструкция скважин
- 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»
- 2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании
- 2.3 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности
- 2.3.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
- 2.3.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО
- 2.3.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
- 2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
- 2.3.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
- 3. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 3.1 Глубиннонасосное оборудование