Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных, эффективных, нефтенасыщенных толЩИН
Qбал. ост = 10 450,2110,9120,9100,992= 181 тыс. т Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (11): Полученный КИН 0,241 выше проектного 0,226 на 01.01.11. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки. Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (11) при заданных параметрах: Где fв — текущая… Читать ещё >
Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных, эффективных, нефтенасыщенных толЩИН (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.
Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (9).
Рассчитываем параметры по скважинам hост:
(9).
Где fв — текущая обводнённость скважины, доли ед; Н — начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.
Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
Таблица 2.5.
Номер скважины. | H, эффективная начальная толщина, м. | Обводненность fB, %. | Остаточная нефтенасыщенная толщина hост., м. |
9,0. | 98,7. | 0,34. | |
19,4. | 97,1. | 1,60. | |
9,9. | 90,6. | 2,35. | |
10,5. | 53,4. | 5,60. | |
8,9. | 3,5. | 6,79. | |
11,5. | 10,9. | 11,05. | |
64,7. | 6,83. | ||
7,6. | 98,5. | 0,33. | |
17,0. | 47,8. | 10,02. | |
12,4. | 84,5. | 4,40. | |
7,6. | 91,3. | 1,69. | |
6,0. | 96,7. | 3,57. | |
12,6. | 97,1. | 1,04. |
По данным таблицы 2.4 строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объемов, для дальнейших расчетов строим ее на миллиметровке.
Построение карты производится следующим образом:
- 1. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.
- 2. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.
Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.
Таблица 2. 6.
Границы толщин. | Средняя толщина пласта, h, м. | Замеренная площадь, см2 | Площадь залежи, м2 с учётом масштаба F, (M 1:10 000). | Объём зоны дренирования, тыс. м3 , V = Fh. |
0 — 2. | 8.5. | |||
2 — 4. | 6.8. | |||
Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (11) при заданных параметрах:
m — коэффициент пористости = 0,211д.ед,.
а — коэффициент нефтенасыщенности = 0,912 д.ед.
плотность нефти в поверхностных условиях, =0,910 т/м3
И — пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, и = 1/b , где b объемный коэф.; и=0,992
Qбал.ост .= vm аи (10).
Qбал.ост = 10 450,2110,9120,9100,992= 181 тыс. т Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (11):
; (11).
накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 646,439 тыс.т.; Qбал. ост — начальные балансовые запасы нефти, равные 2856 тыс.т.
Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:
Полученный КИН 0,241 выше проектного 0,226 на 01.01.11. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.
На базе карт остаточных нефтенасыщенных толщин определены остаточные балансовые запасы нефти в границах текущих контуров нефтеносности пластов. Балансовые запасы нефти в промытой зоне определены, как разница между начальными балансовыми запасами в целом по пласту и остаточными балансовыми запасами нефти в границах текущих контуров нефтеносности.