есу.
Для спостереження за поведінкою пласта в процесі розробки необхідно вивчити характер зміни і розподілу пластових тисків. Для цього будують карти ізобар, тобто карти рівних пластових тисків і розрахунок визначень середньозважених пластових тисків по блоках і обріїв.
Збільшення пластового тиску в зоні нагнітання спостерігається по II, IIа, III, IIIа, IV, VI блокам, а також спостерігається коливання пластових тисків по V, VIа, VIII, X блокам.
Зниження пластового тиску в зоні нагнітання спостерігається I і IX блоках, а також зниження пластового тиску в зоні відбору спостерігається в I блоці, коливання пластового тиску в зоні відбору в IX блоці. Збільшення пластового тиску в зоні відбору спостерігається за такими блоками IVа, V, Vа, VI, X.
За динамікою середніх пластових тисків по блоках XVIII горизонту спостерігається коливання пластового тиску в зоні відбору і в зоні нагнітання, відповідно, спостерігається коливання пластового середньозваженого тиску XVIII горизонту.
Зниження пластового тиску по XVIII горизонту в зоні нагнітання спостерігаються по II, III блокам. Коливання пластового тиску спостерігаються в зоні нагнітання по Па блоку. Збільшення пластового тиску в зоні відбору спостерігається по IIа блоку.
Зниження пластового тиску в зоні відбору спостерігається по IIIа блоку. За XVII горизонту порівняння середньозважених пластових тисків за первісним пластовому тиску показують, що поточне середньозважене пластовий тиск нижче первісного пластового тиску.
У Хумурунском куполі йде збільшення поточного пластового тиску по XVIII, XXI А + Б, XXII обріїв у порівнянні з початковим пластовим тиском. Поточне пластовий тиск XXIII горизонту понизився на 0,44 МПа в порівнянні з первісним пластовим.
Геолого-промислова характеристика продуктивних горизонтів
Характеристика товщин, колекторських властивостей продуктивних пластів (горизонтів) та їх неоднорідність. Товщина продуктивної товщі 13-18 горизонтів складає більше 300 метрів. У продуктивній товщі при детальній кореляції виділяються шість горизонтів, які добре простежуються і витримані за площею. Загальні товщини п'яти горизонтів 13, 15, 16, 17 і 18 майже однакові і змінюються від 40 до 55 метрів і лише 14 горизонт має велику товщину, яка змінюється від 65 до 75 метрів. Горизонти розділені глинистими пачками, товщина яких становить 5-10 метрів. Коливання товщин горизонтів пов'язані з наявністю або відсутністю колекторів всередині горизонту, чим більше загальна товщина виділених колекторів, тим більше і загальна товщина горизонту і навпаки.
Загальна товщина поклади (пачки) - це товщина від покрівлі верхнього колектора до підошви нижнього колектора. Середню загальну товщину більше 10 метрів на Основний площі мають поклади 14Б, 14В, 15Б, 16 1, 17Б, і 18А.
При визначенні ефективної товщини із загальної товщини віднімалися щільні і глинисті прошаруй. Середнє значення ефективної товщини більш 10 метрів мають поклади 14Б, 16 1, і 17Б.
нафтогазонасиченості товщина в нафтовій зоні дорівнює ефективною, в воденефтяной зоні дещо менше. Середню нафтогазонасиченості товщину більше 10 метрів мають поклади 14Б, 16 1, 17Б. Менш 4,0 метрів середню нефтенасищенних товщину мають всі поклади 13 горизонту і поклад У 15 горизонту.
Складний характер поширення колекторів по площі і розрізу визначає високу неоднорідність продуктивної товщі. Коефіцієнт розчленованості, розрахований по кожній поклади, характеризує складну будову розрізу. З таблиці видно, що середнє значення коефіцієнта розчленованості коливається від 1 до 4. Середнє значення коефіцієнта розчленованості одно 1 в 4 покладах: у двох покладах на Північно-західному і в двох на Хумурунском куполах. Резервуари в цих покладах представлені одним пластом колектором. За поклади 14Б, в якій середнє значення коефіцієнта розчленованості одно 4 в резервуарі налічується до 7 пластів.
Коефіцієнт поширення характеризує складну будову поклади за площею. Найменшим коефіцієнтом поширення характеризуються поклади Основного зводу 13А, 13Б, 14В який дорівнює 0,666, 0,410 і 0,549 відповідно.
Коефіцієнт піщанистого характеризує частку колектора у виділеному пласті по всіх покладам більше 0,5, при коливанні від 0,53 до 07. У таблиці [6] наведені статистичні показники характеристик неоднорідності покладів.
Колекторські властивості за покладами визначалися з лабораторних досліджень на керні і за даними ГІС [6]. Статистичні ряди розподілу проникності за даними вивчення керна і геофізики наведені в таблицях 1.3 цієї ж роботи.
З таблиць видно, що діапазон коливань значень проникності досит...
