Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения 8 залежи Ромашкинского нефтяного месторождения
| Группа показателей
| Показатели
| Обозначение
| Значение
|
|
| (Геолого- физические)
|
|
|
|
| Вязкость пластовой нефти, мПа×с
| mн
|
|
|
| Относительная вязкость
| m0
| 16,88
|
|
| Содержание асфальтенов,%
| А
|
|
|
| Содержание асфальтенов и смол,%
| А+С
| 26,2
|
|
| Содержание парафинов,%
| П
|
|
|
| Пластовая температура, 0С
| Т
|
|
|
| Плотность пластовой нефти, т/м3
| rн
| 0,878
|
|
| Пластовый газовый фактор, м3/ т
| G
| 18,9
|
|
| Давление насыщения, МПа
| Рн
|
|
|
| Температура насыщения нефти парафином, 0С
| Тн
|
|
|
| Объемный коэффициент
| в
|
|
|
| Коэффициент проницаемости, 10-15мкм2
| кпр
|
|
|
| Математическое ожидание пористости, %
| Mm
| 22,6
|
|
| Стандартное отклонение пористости, %
| sm
| 4,77
|
|
| Коэффициент вариации пористости, %
| Wm
| 21,09
|
|
| Математическое ожидание нефтенасыщенности, %
| MКн
| 80,9
|
|
| Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %
| sКн
| 6,3102
|
|
| Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %
| WКн
| 7,8
|
|
| Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м
| Mhэф
| 5,4
|
|
| Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м
| shэф
| 3,36
|
|
| Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %
| Whэф
| 62,2
|
|
| Математическое ожидание толщины пропластков, м
| Mhпр
| 3,2
|
|
| Стандартное отклонение толщины пропластка, м
| shпр
| 0,99
|
|
| Коэффициент вариации толщины пропластков, %
| Whпр
| 30,9
|
|
| Коэффициент расчлененности
| Кр
| 1,6
|
|
| Коэффициент песчанистости
| Кп
| 0,64
|
|
| Коэффициент литологической связанности
| Кл.с.
|
|
|
| Комплексные показатели неоднородности
| Кнеод, К/неод.
| 9,6
|
|
| Коэффициент гидропроводности, 10-11 м×м2/(Па×с)
| kh/m
|
|
|
| Относительные запасы нефти в ВНЗ, %
| QВНЗ
|
|
|
| Относительная площадь ВНЗ, %
| SВНЗ
|
|
