Подсчет запасов нефти по участку Туймазинского месторождения, страница 2

23; 27; 25,2; 25,8; 18,8; 13,4; 23,4; 19; 17,4; 22,8; 17,2; 13,4; 18,6; 21,3; 10,2; 18,2; 21; 18; 17,4; 16,8; 13,6; 20,8; 16; 17,6; 20,6; 22,4; 21; 21,8; 18,4; 18.

m₁'=åz×a/åz=0,633;

=m_ср+m₁'D=19,133.

D=1	Факт. данные	z	a	z×a	z×a2
17-18		1	-4	-4	16
18-19		0	-3	0	0
19-20		6	-2	-12	24
20-21		1	-1	-1	1
21-22		12	0	0	0
22-23		1	1	1	1
23-24		7	2	14	28
24-25		1	3	3	9
25-26		1	4	4	16
åz=30			åz×a=5		åz×a2=95

17,22; 19,21; 19,44; 19,56; 20; 20; 20; 20,93; 21,04; 21,14; 21,22; 21,57; 21,65; 21,65; 21,66; 21,92; 22; 22; 22; 22; 23,63; 24; 24; 24; 24; 24; 24; 24,53; 26.

m₁'=åz×a/åz=12/52=0,167;

=m_ср+m₁'D=21,5+0,167=21,667;

m₂'=åz×a²/åz=95/30=3,167;

M₂'=m₂'-(m₁')²=3,167-0,167²=3,139;

σ==3,139^0,5=1,772 - среднеквадратичное отклонение;

W_m=σ×100%/=1,772×100%/21,667=8,178.

2.4 Таблица распределения значений k_н и расчет  и W_k:

D=1	Факт. данные	z	a	z×a	z×a2		D=1	Факт. данные	z	a	z×a	z×a2
73-74		1	-11	-11	121		85-86		2	1	2	2
74-75		0	-10	0	0		86-87		1	2	2	4
75-76		0	-9	0	0		87-88		2	3	6	18
76-77		0	-8	0	0		88-89		1	4	4	16
77-78		1	-7	-7	49		89-90		1	5	5	25
78-79		0	-6	0	0		90-91		1	6	6	36
79-80		0	-5	0	0		91-92		7	7	49	343
80-81		0	-4	0	0		92-93		1	8	8	64
81-82		1	-3	-3	9		93-94		2	9	18	162
82-83		1	-2	-2	4		94-95		1	10	10	100
83-84		1	-1	-1	1		95-96		4	11	44	484
84-85		2	0	0	0		åz=30		åz×a=130			åz×a2=1438

m₁'=åz×a/åz=130/30=4,33; =k_ср0+m₁'D=84,5+4,33=88,83;

m₂'=åz×a²/åz=1438/30=47,93; M₂'=m₂'-(m₁')²=47,93-4,33²=29,181;

σ==-29,181^0,5=5,402 - среднеквадратичное отклонение;

W_k=σ×100%/=5,402×100%/88,83=6,08.

3. По результатам предварительных расчетов определяем коэффициент геологической неоднородности и коэффициент η:

k_неодн=W_m×W_k/(×)=8,178×6,08/(19,133×8,58)=0,29;

η=0,652-0,058×0,29=0,635;

4. Расчет Q_извл:

Q_извл=F×××_н×h×θ×ρ=646×10⁴×15,29×0,2167×0,8883×0,635×0,855×0,856=8,77×10⁶ т.

5. Определение некоторых показателей геологической неоднородности пласта в целом по участку.

5.1 Коэффициент относительной песчанистости- показывает долю песчаных пропластков в разрезе продуктивного пласта:

k_п=h_эф/h_общ=åh_эфi/åh_общi=(23+27+25,2+25,8+18,8+12,4+23,4+19+17,4+22,8+17,2+13,4+18,6+21,3+10,2+18,2+21+18+17,4+16,8+13,6+16+17,6+20,6+22,4+21+21,8+18+20,8)/(32,4+32,8+30,1+30,8+24+26,8+24,4+25,6+26+23,4+22,8+22,6+22,2+22,8+28+26,6+24,8+20,6+24,2+23+28,4+28,4+24,6+21,6+28+25,6+25,4+27+27,2+27,6)=558,7/777,7=0,7184;

5.2 Коэффициент расчлененности продуктивного пласта на пропластки - показывает среднее число песчаных пропластков в скважинах, вычисляется как отношение общего числа песчаных пропластков во всех скважинах к числу скважин: k_р=ån_{песч.пропл}/n_скв=32+20/30=1,733;

5.3 Коэффициент литологической связанности - показывает выдержанность песчаного пласта по мощности, определяется как площади залежи в пределах которой все песчаные пропластки связаны литологически к общей площади залежи: k_л.св=åF_л.свi/F

Если сетка скважин равномерная, то на каждую скважину приходятся одинаковые участки: k_л.св=F×n_{скв.л.св.}/F×n_скв=n_{скв.л.св.}/n_скв=9+8/30=0,5667;

5.4 Коэффициент литологической выдержанности - показывает выдержанность пласта по площади участка и определяется отношением площади залежи в пределах которой пласт-коллектор литологически выдержан, т.е. не выклинивается, к общей площади участка:

k_л.в=F_л.в/F=1.