油藏工程课程设计.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除各专业全套优秀毕业设计图纸油藏工程课程设计姓 名：学 号：2011010194班 级：石工11-10转专业班中国石油大学（北京）2014年 6 月目 录第一章 油田概况31.1油藏地质描述31.2油藏纵向非均质性评价3第二章 油藏的地质储量52.1地质储量计算52.2可采储量计算62.3最终采收率评价62.4其他参数计算6第三章 层系划分与组合论证73.1层系划分原则73.2划分的层系73.3可行性论证7第四章 注采方式选择84.1注水方式选择84.2注采井数确定8第五章 注采速度确定95.1油井产能分析95.2油藏压力保持水平95.3合理注采比9第六章 油藏开发指标预测106.1无水采油期开发指标预测106.2含水采油期开发指标预测146.3指标预测结果14第七章 方案的经济评价及方案优选167.1评价指标说明167.2指标评价结果167.3方案优选的结果18第八章 方案实施要求19附录20精品文档第一章 油田概况1.1油藏地质描述本区是胜利油田XX区块，含油面积8.17km2，具有10个小层，顶深从2195m到2257m不连续，平均深度2224.4m；每个小层厚度不均，最小厚度为2.61m，最大厚度为4.38m，平均厚度3.555m；孔隙度分布比较均衡，最小值为0.23296，最大值为0.24864，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.237928；渗透率也不均衡，最小值为85.0510-3m2, 最大值为280.89610-3m2，平均渗透率（按厚度加权平均）为186.00710-3m2。地层压力梯度为地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度：3.7 C/100m，地层泡点压力：16 MPa，地层条件下的油水粘度分别为20.2mPas和0.9 mPas,地面条件下油水密度分别为0.83g/cm3和1.0 g/cm3。原油体积系数为1.12，水的体积系数为1.0，束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2，原始溶解汽油比为110m3/m3。注：A=6+班号/6+班里序号/10 = 6+10/6+5/10=8.17km2；= 20+5/25=20.2 mPas； = 0.5+10/25=0.9 mPas。 h=hin=2.61+2.85+4.2310=3.555mK=Kihihi=85.052.61+153.0062.85+119.6584.232.61+2.85+4.23 =186.00710-3m2=ihihi=0.24152.61+0.248642.85+0.240664.232.61+2.85+4.23 =0.2379281.2油藏纵向非均质性评价表1-1 油藏非均质性数据表序号油层顶深(m)油层厚度(m)孔隙度渗透率(10-3m2)121952.610.241585.05221992.850.24864153.006322043.310.23646189.588422093.270.23464244.482522144.050.23562254.268622333.150.23296280.896722383.420.23506217.098822444.280.23569169.092922514.380.23989146.2441022574.230.24066119.658从表1-1和图1-1中可以明显看出，油层厚度和渗透率随油层深度起伏变化较大，而孔隙度随油层深度波动不大。由此得出，该油藏的油层厚度和渗透率纵向分布不均匀，孔隙度纵向分布比较均匀。(1) 储层渗透率突进系数：最大渗透率与平均渗透率的比值，又称非均质系数。Tk=KmaxK=280.896186.007=1.512.0 突进系数较小，表明储层非均质性弱；(2) 储层渗透率变异系数Vk=Ki-K2nK =0.3210.5 变异系数较小，表明储层非均质性弱；(3) 储层渗透率极差 Jk=KmaxKmin=280.89685.05 =3.3027 渗透率极差较小，表明储层非均质性弱。就总体而言，该油藏的非均质性不强，均质性相对较好。第二章 油藏的地质储量2.1地质储量计算 Nooip=100Ah1-SwioBoi (1)=1008.1735.550.237928(1-0.32)0.83/1.12=3482.38(104t)式中， Nooip原油地质储量，104tA含油面积，km2h油层厚度，m 油层平均孔隙度，小数 Swi原始含水饱和度，小数 o平均地面原油密度，g/cm3 Boi平均原始原油体积系数。表2-1 各油层地质储量分布表序号油层顶深(m)油层厚度(m)含有面积(km2)孔隙度小层储量(104t)总地质储量(104t)121952.618.170.2415259.51 3482.38 221992.850.24864291.75 322043.310.23646322.24 422093.270.23464315.89 522144.050.23562392.88 622333.150.23296302.12 722383.420.23506330.98 822444.280.23569415.31 922514.380.23989432.59 1022574.230.24066419.12 2.2可采储量计算 N = Nooip1-Swc-Sor1-Swc (2)=3482.38(1-0.32-0.2)/( 1-0.32)=2458.15(104t)式中， N可采储量储量，104t Swc原始含水饱和度，小数 Sor残余油饱和度，小数2.3最终采收率评价 ER=NNooip=3482.382458.15100%=70.59% (3)由公式(1)、(2)、(3)知， ER=NNooip=1-Swc-Sor1-Swc=ED (4)公式(4)中，ED为驱油效率，最终采收率与驱油效率相等，即取波及效率等于100%，也就是忽略了地层非均质性等因素对波及效率的影响，由于该油藏的非均质性弱，故采收率的计算近似满足要求。2.4其他参数计算(1) 储量丰度=NooipA=3482.388.17=426.24(104t/km2)(2) 单储系数SNF=NooipAh=3482.388.1735.55=11.99(104t/(km2m)(3) 溶解气地质储量Ng=NooipRso=3482.381100.8310-4=46.15(108m3)表2-2 胜利油田XX区块开发动用储量计算结果表层组含油面积km2含油饱和度地面原油密度g/cm3原油体积系数原始溶解汽油比m3/m3有效厚度m孔隙度石油地质储量104t石油可采储量104t溶解气地质储量108m3储量丰度104t/km2单储系数104t/(km2m)18.170.680.831.121102.610.2415259.51 183.21 3.44 35.71 12.17 22.850.24864291.75 205.97 3.87 39.44 12.53 33.310.23646322.24 227.50 4.27 38.67 11.92 43.270.23464315.89 223.02 4.19 48.09 11.82 54.050.23562392.88 277.37 5.21 36.98 11.87 63.150.23296302.12 213.30 4.00 40.51 11.74 73.420.23506330.98 233.67 4.39 50.83 11.85 84.280.23569415.31 293.21 5.50 52.95 11.88 94.380.23989432.59 305.41 5.73 51.30 12.09 104.230.24066419.12 295.90 5.55 426.24 12.13 第三章 层系划分与组合论证3.1层系划分原则(1) 油层特性相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开发过程中的层间矛盾，单层突进。(2) 一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间，达到较好的经济指标。(3) 油田高速开发要求进行层系划各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰分。(4) 同一开发层系内油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近。(5) 在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利减少钻井和地面建设工作量，提高经济效益。(6) 多油层油田如果具有下列地质特征时，不能够用一套井网开发： 储油层岩性和特性差异较大，如泥岩和砂岩；油气的物理化学性质不同，如高粘、低粘；油层的压力系统和驱动方式不同；油层的层数太多，含油井段过长。3.2划分的层系基于上述基础数据(地层非均质性，孔隙度，渗透率，原油粘度等)，以及层系划分的原则，可将储层划分为以下3个层系。表3-1 层系划分结果层系序号包含油层有效厚度/m11,2,38.7724,5,6,713.8938,9,1012.983.3可行性论证由于该储层的非均质性弱，各开发层系内油层之间的沉积条件相近，渗透率分布差异不大，各层系有效厚度均在10米左右，油层的含油面积，油水边界，压力系统，原油物性相近，如此划分既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺的作用，取得良好经济效益。第四章 注采方式选择4.1注水方式选择 面积注水各种类型的油田，各种情况。适用性强，生产井都能受到注水效果的影响，采油速度高，尤其适用于强化开采。本区块油层的非均质性弱，连通性好，渗透率高，因此可选择常用的直线排状注水或五点法注水，注入水利用率和波及效率高，而且便于生产建设和生产调整。4.2注采井数确定(1) 单井产油量直线排状注水(L=2a)：Qo=KKroahPoLBo=0.1860.68a35554020.22a1.12 =397.49cm3/s=28.50t/d五点法注水(L=a)：Qo=KKroahPoLBo=0.1860.68a35554020.2a1.12 =794.97cm3/s=57.01t/d(2) 注采井数直线排状注水：生产井数：n=NP300Qo = 3482.381043.5%30028.50=143注水井数：n=143井网密度：S=1432/8.17=35/km2井网井距： a2d143=8.17d=2aa=120md=239m五点法注水：生产井数：n=NP300Qo = 3482.381043.5%30057.01=71注水井数：n=71井网密度：S=712/8.17=17/km2井网井距： a2d71=8.17d=aa=239md=239m表4-1 注采系统注水方式直线排状五点法单井产量(t/d)28.5057.01生产井数14371注水井数14371井网密度(/km2)3517井距(m)120239排距(m)239239第五章 注采速度确定5.1油井产能分析油井在恒定压差下生产，注水速度，油井的产液量，产油量，产水量随时间变化而变化，理论油井初始产量为：直线排状注水：Qo=28.50t/d五点法注水：Qo=57.01t/d初始条件下的地层流动系数Kh/o=0.18635.55/20.2=0.33m3/(mPas)，属于高产油井。5.2油藏压力保持水平该油藏的地饱压差近似为P=Pi -Pb=22000.1/10-16=6MPa，地饱压差较小，利用天然能量(如边、底水，岩石和流体的弹性能等)开采的时间很短，为了防止溶解气的析出，影响油井产能，可选择早期注水，在油井投产的同时或者油藏压力下降到饱和压力之前(如降至原始地层压力的80%，即17 MPa)就及时注水，保持地层压力始终在饱和压力之上，这样可以使油井有较高的产能，有利于长期的自喷开采，保持较高的采油速度和实现较长的稳产时间。5.3合理注采比对于水驱砂岩油藏，合理的注采比应在1.11.2之间取值，本设计选取注采比为1.2。第六章 油藏开发指标预测6.1无水采油期开发指标预测根据油田要求，本设计采用恒压差注水开采。由B-L方程可知x=fwA0tqtdt (5)设注入孔隙体积倍数为Qi,累积注入量为Wi，则 Qi=0tqdtVp =WiVp (6)x=LQifw (7)设油水两相的压力梯度相等，依据达西公式得qt=-Kroo+KrwoKAdpdx (8)设视粘度r-1=1ro+rw，则对(8)式分离变量积分可得qt=KApi-p0Lr-1dx=KApr-1L (9)式中，r-1表示平均视粘度，mPas ； r-1=0Lr-1dx0Ldx (10)当SweSwf时（即见水前） r-1L=0Lr-1dx=0xswfr-1dx+xswfLr-1dx=xswf swf-1+L-xswfro-1 (11)由(10)和(11)式得r-1=ro-1+swf-1-ro-1Qifwf (12)当SweSwf时（即见水后）由(7)和(10)式得r-1=0Lr-1dx0Ldx=0Lr-1LQidfw0LLQidfw=0fwe r-1dfwfwe (13)根据附录表3中的数据，在直角坐标系中描点，平滑连接各点即可得到油水相渗曲线，如图6-1。并进行多项式拟合得到油水相渗曲线对应的解析方程：Kro= 1.5909Sw3-0.9694Sw2-1.9135Sw+1.3341 R2=1 (14)Krw= 0.3698Sw3+0.2428Sw2-0.1586Sw+0.0119 R2=0.999 (15)不考虑重力和毛管力的含水率计算公式为fw=ww+o=11+KrowKrwo (16)基于附录表3中的数据，根据公式(14)、(15)和(16)可计算相应的含水率（见表6-1），并可得到Sw-fw曲线（见图6-2），含水率及含水上升率的解析方程。表6-1 含水率SwKroKrwfw0.320.67600.00000.00000.3520.60950.00190.06440.3840.54540.00650.21080.4160.48370.01320.37980.4480.42450.02180.53520.480.36800.03210.66210.5120.31420.04420.75960.5440.26330.05800.83170.5760.21550.07330.88410.6080.17100.09000.92190.640.13010.10820.94920.6720.09310.12780.96860.7040.06040.14880.98220.7360.03290.17130.99150.7680.01160.19500.99730.80.00000.23541.0000含水率方程为fw=1373Sw6-5055.8Sw5+7654.5Sw4-6079.5Sw3+2655.8Sw2-597.99Sw+53.841(R2=1) (17)含水上升率方程为fw=8238Sw5-25279Sw4+30618Sw3-18238.5Sw2+5311.6Sw-597.99 (18)过(Swc,0)点做含水率曲线的切线，可得到前缘含水饱和度Swf=0.448,前缘含水率 fwf =0.535,前缘含水上升率 fwf=4.47。对于每个Sw都可以根据定义式计算出相应的r-1，然后通过公式(18)计算出相应的fw(见表6-2)，所得r-1与fw的关系曲线如图6-3所示。表6-2 r-1与fw计算结果Swfwr-1/(mPas)Swfwr-1/(mPas)0.4484.4722.120.610.939.290.454.4221.340.620.858.830.464.1320.320.630.778.400.473.8319.320.640.717.890.483.5318.550.650.647.610.493.2317.430.660.587.260.5122.6015.460.6720.506.820.522.4014.880.680.456.600.532.1514.110.690.386.300.5441.8512.910.7040.285.940.551.7312.690.710.245.750.561.5512.040.720.175.500.5761.3110.860.7360.075.210.581.2610.840.740.055.030.591.1310.290.750.004.820.6080.959.22r-1与fw的关系曲线为r-1=-0.0346fw5+0.4401fw4-1.8988fw3+2.9105fw2+3.2197fw+4.8323(R2=0.9994) (19)由公式(13)和(19)可得r-1=-0.0058fwe5+0.0880fwe4-0.4747fwe3+0.9702fwe2+1.6099fwe+4.8323 (20)由公式(7)可得见水后的注水体积倍数Qi=1fwe (21)对于SwfSw1-Sor段平均视粘度和注水体积倍数的求解，可分别通过公式(20)和(21)进行计算，结果如表6-3所示。表6-3 平均视粘度Swr-1/(mPas)QiSwr-1/(mPas)Qi0.44813.800.22 0.616.861.07 0.4513.710.23 0.626.651.18 0.4613.220.24 0.636.471.29 0.4712.720.26 0.646.311.42 0.4812.200.28 0.656.151.56 0.4911.690.31 0.666.001.74 0.51210.570.38 0.6725.822.00 0.5210.170.42 0.685.712.24 0.539.680.46 0.695.562.63 0.5449.030.54 0.7045.363.52 0.558.770.58 0.715.274.12 0.568.360.64 0.725.145.75 0.5767.770.76 0.7364.9513.70 0.587.640.80 0.744.9219.63 0.597.350.88 0.754.8423.17 0.6086.901.05 在计算见水前的驱替动态中，将突破时累计注入倍数Qibt细分为11个增量，这相当于驱动前缘以0.09L增量推进。对于一组特定的流体和岩石性质来说，r-1是Qi的唯一函数。见水前，0QiQibt，ro-1=oKroSwi=29.88(mPas) swf-1=13.80(mPas) fw=4.47由公式(12)得r-1=-71.88Qi+29.88 (22)令tn和tn+1为两个连续的的时间，那么对于每个时间，式(6)可以改写为Qin=0tnqtdtVp (23)Qin+1=0tn+1qtdtVp (24)式(24)减去式(23)得Qin+1-Qin=0tn+1qtdt-0tnqtdtVp (25)即Qin+1-Qin=tntn+1qtdtVp (26)假设式(26)中的qt可用qtn+qtn+12逼近，则可得到tn+1=tn+2Qin+1-QinVpqtn+qtn+1 (27)由式(22)可计算见水前的平均视粘度r-1，并根据式(9)计算相应的产量及采出程度等指标，再根据式(27)计算注水开发时间，并将见水前开发指标预测结果列于表6-4和表6-5中。6.2含水采油期开发指标预测见水以后的动态是将(1-Sor)至Swf的饱和度段分成若干增量来计算，根据式(20)和(21)分别计算r-1和Qi，并根据式(9)计算相应的产量及采出程度等指标，再根据式(26)计算注水开发时间，并将见水后开发指标预测结果列于表6-4和表6-5中。6.3指标预测结果表6-4 直线排状注水开发指标预测结果t/dqt/(104m3d-1)qo /(104m3d-1)qw /(104m3d-1)Wi /104m3WP/104m3NP/104m3R%fwQir-1/(mPas)0 1.10 1.10 0 0 0 0 0 0029.88 0.41 1.15 1.15 0 171 0 142 3.39 00.0228.44 0.80 1.22 1.22 0 341 0 285 6.78 00.0427.00 1.17 1.28 1.28 0 513 0 427 10.18 00.0625.57 1.52 1.36 1.36 0 684 0 570 13.58 00.0824.13 1.85 1.45 1.45 0 855 0 713 16.99 00.122.69 2.16 1.54 1.54 0 1027 0 856 20.41 00.1221.25 2.45 1.66 1.66 0 1200 0 1000 23.83 00.1419.82 2.72 1.79 1.79 0 1373 0 1144 27.26 00.1618.38 2.97 1.94 1.94 0 1546 0 1288 30.70 00.1816.94 3.19 2.12 2.12 0 1720 0 1433 34.16 00.2015.50 3.44 2.38 1.11 1.27 1928 93 1514 36.08 0.5352 0.22 13.80 3.47 2.39 1.07 1.33 1951 104 1522 36.29 0.5546 0.23 13.71 3.61 2.48 1.01 1.47 2085 170 1568 37.36 0.5940 0.24 13.22 3.79 2.58 0.95 1.63 2245 254 1617 38.54 0.6309 0.26 12.72 3.98 2.69 0.91 1.78 2436 360 1671 39.82 0.6621 0.28 12.20 4.21 2.81 0.85 1.96 2661 490 1727 41.17 0.6971 0.31 11.69 4.79 3.10 0.75 2.36 3309 900 1857 44.27 0.7596 0.38 10.57 5.03 3.23 0.71 2.51 3591 1083 1909 45.51 0.7785 0.42 10.17 5.36 3.39 0.67 2.72 3991 1350 1976 47.09 0.8012 0.46 9.68 5.86 3.63 0.61 3.02 4648 1806 2068 49.28 0.8317 0.54 9.03 6.09 3.74 0.60 3.15 4958 2023 2109 50.26 0.8410 0.58 8.77 6.49 3.93 0.56 3.37 5525 2428 2176 51.86 0.8582 0.64 8.36 7.17 4.22 0.49 3.73 6562 3192 2276 54.24 0.8841 0.76 7.77 7.35 4.29 0.48 3.81 6836 3395 2301 54.85 0.8881 0.80 7.64 7.80 4.47 0.44 4.02 7565 3942 2362 56.29 0.9010 0.88 7.35 8.65 4.76 0.37 4.39 9022 5062 2456 58.55 0.9219 1.05 6.90 8.75 4.79 0.37 4.42 9190 5191 2467 58.80 0.9231 1.07 6.86 9.25 4.93 0.33 4.60 10077 5880 2517 59.99 0.9326 1.18 6.65 9.78 5.07 0.30 4.77 11038 6634 2564 61.12 0.9411 1.29 6.47 10.35 5.20 0.26 4.94 12105 7478 2609 62.19 0.9492 1.42 6.31 10.98 5.34 0.24 5.10 13329 8453 2655 63.27 0.9556 1.56 6.15 11.73 5.47 0.21 5.26 14791 9624 2701 64.38 0.9618 1.74 6.00 12.84 5.63 0.18 5.46 17048 11446 2760 65.79 0.9686 2.00 5.82 13.79 5.75 0.16 5.59 19014 13039 2806 66.87 0.9723 2.24 5.71 15.35 5.90 0.14 5.76 22328 15737 2870 68.41 0.9767 2.63 5.56 表6-5 五点法注水开发指标预测结果t/dqt/(m3d-1)qo /(m3d-1)qw /(m3d-1)Wi /104m3WP/104m3NP/104m3RfwQir-1/(mPas)0 1.09 1.09 0 0 0 0 0 0029.88 0.41 1.14 1.14 0 169 0 141 3.35 00.0228.44 0.80 1.20 1.20 0 338 0 281 6.71 00.0427.00 1.17 1.27 1.27 0 507 0 422 10.07 00.0625.57 1.52 1.34 1.34 0 676 0 564 13.43 00.0824.13 1.85 1.43 1.43 0 846 0 705 16.80 00.1022.69 2.16 1.53 1.53 0 1016 0 847 20.18 00.1221.25 2.45 1.64 1.64 0 1186 0 989 23.56 00.1419.82 2.72 1.77 1.77 0 1357 0 1131 26.96 00.1618.38 2.97 1.92 1.92 0 1529 0 1274 30.36 00.1816.94 3.19 2.09 2.09 0 1701 0 1417 33.78 00.2015.50 3.44 2.35 1.09 1.26 1907 92 1497 35.68 0.5352 0.22 13.80 3.47 2.37 1.05 1.31 1930 103 1505 35.88 0.5546 0.23 13.71 3.61 2.45 1.00 1.46 2062 168 1550 36.95 0.5940 0.24 13.22 3.79 2.55 0.94 1.61 2220 251 1599 38.11 0.6309 0.26 12.72 3.98 2.66 0.90 1.76 2409 356 1652 39.38 0.6621 0.28 12.20 4.21 2.78 0.84 1.94 2631 484 1708 40.71 0.6971 0.31 11.69 4.79 3.07 0.74 2.33 3272 890 1837 43.77 0.7596 0.38 10.57 5.03 3.19 0.71 2.48 3551 1071 1888 45.00 0.7785 0.42 10.17 5.36 3.35 0.67 2.69 3947 1335 1954 46.56 0.8012 0.46 9.68 5.86 3.59 0.60 2.99 4596 1786 2045 48.73 0.8317 0.54 9.03 6.09 3.70 0.59 3.11 4903 2000 2085 49.70 0.8410 0.58 8.77 6.49 3.88 0.55 3.33 5463 2401 2152 51.28 0.8582 0.64 8.36 7.17 4.17 0.48 3.69 6489 3157 2251 53.64 0.8841 0.76 7.77 7.35 4.25 0.48 3.77 6760 3357 2276 54.24 0.8881 0.80 7.64 7.80 4.42 0.44 3.98 7481 3898 2335 55.66 0.9010 0.88 7.35 8.65 4.70 0.37 4.34 8922 5006 2429 57.89 0.9219 1.05 6.90 8.75 4.73 0.36 4.37 9088 5133 2440 58.15 0.9231 1.07 6.86 9.25 4.88 0.33 4.55 9964 5815 2489 59.32 0.9326 1.18 6.65 9.78 5.01 0.30 4.72 10915 6560 2536 60.43 0.9411 1.29 6.47 10.35 5.15 0.26 4.89 11970 7395 2580 61.50 0.9492 1.42 6.31 10.98 5.28 0.23 5.04 13180 8359 2625 62.57 0.9556 1.56 6.15 11.73 5.41 0.21 5.20 14626 9517 2671 63.66 0.9618 1.74 6.00 12.84 5.57 0.18 5.40 16858 11319 2730 65.06 0.9686 2.00 5.82 13.79 5.69 0.16 5.53 18802 12894 2774 66.13 0.9723 2.24 5.71 15.35 5.84 0.14 5.70 22080 15562 2838 67.65 0.9767 2.63 5.56 第七章 方案的经济评价及方案优选7.1评价指标说明钻井成本：钻井总成本=井深钻井成本井数注水成本：注水总成本=注水单价累计注水量输油成本：输油总成本=输油单价累计产油量作业成本：作业总成本=作业费用生产年数井数生产维护成本：维护总成本=生产维护费用累计产油量地面工程建设费用=钻井总费用0.5总成本=钻井成本+注水成本+输油成本+作业成本+生产维护成本+地面工程建设费用收入=累计产油量原油价格商品率利润=收入-成本现金流量=收入+成本7.2指标评价结果直线排状注水方案经济评价结果如表6-6所示。五点法注水方案经济评价结果如表6-7所示。表6-6 直线排状注水方案经济评价结果 钻井费用/亿元地面建设费用/亿元注水费用/亿元输油费用/亿元生产维护费用/亿元作业费用/亿元成本/亿元收入/亿元利润/亿元现金流量/亿元净现值/亿元6.463.23000010 0 -10 10 10 0.10 0.71 2.13 0.02 3 13 10 16 17 0.20 1.42 4.27 0.05 6 27 21 33 34 0.31 2.13 6.41 0.07 9 40 32 49 50 0.41 2.84 8.55 0.09 12 54 42 66 67 0.51 3.55 10.69 0.11 15 67 53 82 84 0.62 4.26 12.84 0.12 18 81 63 99 101 0.72 4.98 15.00 0.14 21 95 74 115 117 0.82 5.70 17.16 0.16 24 108 84 132 134 0.93 6.42 19.32 0.17 27 122 95 149 151 1.03 7.14 21.50 0.18 30 136 106 165 168 1.16 7.54 22.71 0.20 32 143 112 175 177 1.17 7.58 22.84 0.20 32 144 112 176 176 1.25 7.81 23.51 0.21 33 148 116 181 183 1.35 8.