Cтраница 3
В данном случае использование уравнения гиперболы (6.8) в паре с любым из уравнений для оценки пористости ( см. табл. 6.7, уравнения 1, 2, 4, 6 - 9 дает явно заниженные значения Кг ( 53 64 %) для залежи. Положительной стороной методики остается принцип ( метод) выделения эффективных газонасыщенных толщин с учетом нижнего предела коллектора. [31]
Для этого на первом этапе составляется карта в изолиниях нефтегазонасыщенных толщин подсчетного объекта, соответствующего данной стадии изученности, с учетом кондиционных значений параметров продуктивных пластов по газовой и нефтяной частям залежи. Для построения этой карты по каждой скважине учитывается сумма выделенных эффективных нефтенасыщенных и эффективных газонасыщенных толщин подсчетного объекта. [32]
Сначала строят карту в изолиниях нефтегазонасыщенных толщин подсчетного объекта, соответствующего данной стадии изученности с учетом кондиционных пределов параметров продуктивных пластов по газовой и нефтяной частям залежи. Для построения этой карты по каждой скважине учитывают сумму выделенных эффективных нефтенасыщенных и эффективных газонасыщенных толщин подсчетного объекта. Затем составляют карту эффективных газонасыщенных толщин только по газовой части залежи. Карту нефтенасыщенных толщин получают путем геометрического вычитания карты в изолиниях газонасыщенных толщин из карты изолиний нефтегазонасыщенных толщин. При построении карты в изолиниях нефтенасыщенных толщин необходимо обращать внимание на то, что на внешнем контуре газоносности и на внутреннем контуре нефтеносности изопахиты должны иметь излом. [33]
На карте совмещаются изопахиты общих толщин песчано-алевритовой части мезоциклита и изопахиты эффективных газонасыщенных толщин. Анализ карт позоляет судить об условиях формирования песчано-алевритовых тел. [34]
Апробация изложенного алгоритма выполнена для залежи, близкой по коллекторским свойствам к однопластовому Оренбургскому месторождению. Приняты реальными сетка расположения скважин, конфигурация газоносной области залежи, распределения параметров эффективной газонасыщенной толщины, проницаемости и пористости пласта, начальное пластовое давление. [35]
Апробация изложенного алгоритма выполнена для залежи, близкой по коллекторгким свойствам к однопластовому Оренбургскому месторождению. Приняты реальными сетка расположения скважин, конфигурация газоносной области залежи, распределения параметров эффективной газонасыщенной толщины, проницаемости и пористости пласта, начальное пластовое давление. [36]
На разницу в запасах, по-видимому, наибольшее влияние оказывает метод определения р и расположение скважин на площади. В первой системе моделей наибольшее число скважин размещено вдоль длинной оси структуры, в зоне повышенных эффективных газонасыщенных толщин. [37]
С ее использованием создаются блочная ( двух - и трехмерная) расчетная схема и математическая ( фильтрационная) модель процесса разработки. Добавим, что фильтрационная модель общего вида строится по значениям параметров, осредненных ( или суммарных) на вскрытую эффективную газонасыщенную толщину по разрезу каждой скважины. Таким образом, получается цепочка геологическая информационная модель залежи - математическая расчетная схема - математическая фильтрационная ( аналитическая или имитационная) модель процесса разработки. [38]
Как известно, проницаемость системы параллельных пропластков ( пластов) в случае движения жидкости или газа по напластованию вычисляется как средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине Яэф пропластков. При движении воды в направлении, перпендикулярном к напластованию, проницаемость системы определяется как средневзвешенная гармоничная величина. Таким образом, зная абсолютную или эффективную проницаемость отдельных пропластков, мы можем вычислить проницаемость, перпендикулярную к плоскости напластования. [39]
Все модели - файлы имеют одну основу: число скважин - 5 3 разведочные скважины; общее число про-пластков коллекторов в разрезах - 936; эффективные газонасыщенные толщины пропластков идентичны во всех разрезах. Основные различия заключаются в следующем. Для решения данной задачи в файлах с первого по десятый используются значения рп, определенные по палеткам БКЗ и ИК - В файле 12 для оценки рп используются уравнения регрессии 1 - 4 из табл. 4.2. ТюменНИИГипрогаза. В файлах 11, 13, 14 для определения ФЕС используются уравнения регрессии зависимости К. Pi, Р2, РЗ) из табл. 6.7. Таким образом, в файлах 1 - 10 реализована методика Главтюменьгеологии - ТюменНИИГипрогаза, в файле 12 - методика ТюменНИИГипрогаза и в файлах 11, 13, 14 - методика треста Севергазгеофизика. [40]
Как показано выше, толщины высокопроницаемых газонасыщенных коллекторов в разрезах участков повышенных толщин в несколько раз больше, чем в разделяющих их зонах. Это указывает на то, что значительная часть песчаных и алевролитовых пластов ( коллекторы I-III классов), вероятно, выклинивается или замещается слабопроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в сторону зон пониженных эффективных газонасыщенных толщин. [41]
Рассмотрим другой вариант оценки точности подсчета запасов применительно к традиционному и предлагаемому методам подсчета. С одной стороны, для оценки точности при традиционном методе подсчета необходимо знание технических ошибок ( при расчетах и измерениях) и ошибок, обусловленных геологической изменчивостью таких параметров как пористость, газонасыщенность, эффективная газонасыщенная толщина ( взве-щенная по площади), пересчетный коэффициент и площадь. С другой стороны, на оценку параметра QyA в предлагаемом варианте прдсчета, кроме изменчивости его значений по площади, определяющейся геологической неоднородностью, влияют перечисленные ошибки тех же параметров. Поэтому имеет определенный смысл оценить эти ошибки и долю каждой из них в общей ошибке параметра Qya и общей погрешности подсчета запасов. [42]
Изложенными выше приемами устанавливают положение ГНК и ВНК. За эффективную газонасыщенную толщину принимают интервал между кровлей пласта и ГНК, за эффективную нефтенасыщенную толщину - интервал между ГНК и ВНК. [43]
Сначала строят карту в изолиниях нефтегазонасыщенных толщин подсчетного объекта, соответствующего данной стадии изученности с учетом кондиционных пределов параметров продуктивных пластов по газовой и нефтяной частям залежи. Для построения этой карты по каждой скважине учитывают сумму выделенных эффективных нефтенасыщенных и эффективных газонасыщенных толщин подсчетного объекта. Затем составляют карту эффективных газонасыщенных толщин только по газовой части залежи. Карту нефтенасыщенных толщин получают путем геометрического вычитания карты в изолиниях газонасыщенных толщин из карты изолиний нефтегазонасыщенных толщин. При построении карты в изолиниях нефтенасыщенных толщин необходимо обращать внимание на то, что на внешнем контуре газоносности и на внутреннем контуре нефтеносности изопахиты должны иметь излом. [44]
При газонасыщении залежи описываемого типа обычно сопровождаются АТЗ. Зона резкого уменьшения амплитуд или прекращения прослеживания ОВ, контролирующей пласт, довольно точно совпадает с восточной зоной глинизации резервуара. В структурно-литологических ловушках и залежах волна, контролирующая резервуар, распространена и на восток, но восточный контур залежи в случае газонасыщения и высоких эффективных газонасыщенных толщин также контролируется изменением динамики. [45]