Порядок расчета (теория)

1. По формуле (1) рассчитываем эффективную толщину. Расчет проводится по всем скважинам, которые находились в эксплуатации на данном пласте: и те которые на расчётную дату находятся в бездействии и те, которые были переведены в нагнетательный или другой фонд.

2. Расчетные данные, для построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин по пласту вносим в таблицу 1.

Таблица 1.

Номер скважины	H,эффективная начальная толщина м.	Обводненность fB, доли.ед.	Остаточная нефтенасыш. толщина hост. м.

Далее строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин с помощью ме­тода треугольников* на миллиметровке. За основу берем карту начальных нефтенасыщенных толщин.

В случае отсутствия такой карты используем схему расположения скважин с текущим контуром неф­теносности. В данном случае, за начальную нефтенасыщенную толщину можно принять данные интервалов перфорации скважин.

Достигнутый коэффициент нефтеотдачи определяем по формуле:

где ∑Q_н. -накопленная добыча нефти за весь период разработки залежи ,тыс.т.

Q_{бал. нач.} - начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, тыс.т.

Q_{бал. ост.} - остаточные балансовые запасы нефти, полученные расчетным путем, тыс.т.

Таким образом, для того, чтобы рассчитать коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта, необходимо определить остаточные балансовые запасы нефти.

а) Для определения остаточных балансовых запасов нефти используют зависимость:

Q_{бал.ост.}= Vm а θ (3)

где V ( F h) - объем залежи, тыс.м³ m– коэффициент пористости, д. ед.

а - коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.

_. - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

θ=1/b , где b - объемный коэффициент.

V - объем зон дренирования определяется как сумма объемов между граничными толщинами, построенной карты остаточных нефтенасыщенных толщин. Затем, суммируя значения объемов, определяем объем пласта.

Данные для подсчетов объемов зон дренирования сводим в таблицу 2.

Таблица 2

Подсчет объемов дренирования по залежи пласта.

Границы толщин	Средняя толщина пласта, h	Замеренная площадь см2,F	Площадь залежи, м2 с учетом масштаба залежи, F	Объем зоны дренирования, V, тыс. м3
0-2	1
2-4	3
4-6	5
и.т.д.				∑V

Определив объем пласта, по формуле (3) рассчитываем величину остаточных балансовых запасов нефти и далее по формуле (2) значение достигнутого коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта.

Производим сравнение полученного расчетного значения коэффициента нефтеотдачи с проектным (утвержденным в ГКЗ). Если расчетный коэффициент нефтеотдачи больше проектного значения, то можно сделать вывод, что разработка залежи ведется согласно утвержденному проекту и не требует дальнейшего уточнения. В противном случае, можно утверждать, что проектный коэффициент нефтеотдачи несколько завышен и требует переоценки, а запасы нефти, как балансовые, так и извлекаемые, необходимо пересмотреть в сторону их уменьшения.

Кроме того, на этой карте выделяются зоны концентрации остаточных запасов нефти и заводненные (промытые зоны пласта). Исходя из этих результатов, намечаются мероприятия по дальнейшей разработке пласта в зонах остаточных толщин.

ПРИМЕР РАСЧЕТА

определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта с помощью карты оста­точных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину h_ост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

; где μ _н - вязкость нефти в пластовых условиях, равная для нашего примера 52,7мПас; μ _В - вязкость воды, равная 1,6 м.Пас. Соотношение вязкостей нефти и воды составляет 32,94.

Рассчитанные параметры по скважинам h_ост, сводим в таблицу 3

Таблица3

Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта

Номер скважины	Нач.эффект. нефтенасыщен._, толщина,Н.м.	Текущая обводненность добываемой прод- укции, fв, д.ед.	Остаточная эффект. нефтенасыщ. hост, толщ. м
58	18,6	0,9	12,78
59	12.6	0,02	12,58
60	15,2	0,27	14,92
61	29,2	0,83	23,42
62	2 1,2	0,98	6,09
63	26,0	0,97	9.49
64	18,0	0,08	17,92
65	18,2	0,98	5,2
66	20,6	0,87	15,4
67	22,8	0,96	10,3

По данным таблицы 3 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.

Изопахиты должны быть кратны этому сечению, Например: берем 2 скважины см.рис.1 с толщинами 3.6 и 10.8. При сечении 2 метра между этими точками будут проходить изопахиты со значениями 4,6,8,10. Для того чтобы найти точку прохождения этих изопахит, расстояние между скважинами делят на разницу между остаточными нефтенасыщенными толщинами. В результате деления, получаем значение одного метра в сечении равное 3.8. Затем рассчитываем сколько метров не достает до первой изопахиты со значением 4 метра и умножаем на значение одного метра в сечении 0.4*3.8. Вычислив это, мы получим расстояние от точки скважины 1 до изопахиты со значением 4 метра. Нахождение расстояние между изопахитами 4 и 6, либо 6 и 8 производится аналогично.

3. Далее по карте остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин определяем объ­ем зоны дренирования пласта V.

Данные для подсчета объемов зон дренирования сводим в таблицу 4

Таблица 4

Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Границы толщин	Средняя толщина пласта,h,м	Замеренная площадь,см2	Площадь залежи,м2 с учётом масштаба F, (M 1:25000)	Объём зоны дренирования,тыс.м3 V=Fh
0-4	2	35,2	35,2*6,25*104	4400,0
4-8	6	29,7	29,7*6,25*104	11137,5
8-12	10	20,1	20,1*6,25*104	12652,5
12-16	14	15,7	15,7*6,25*104	13737,5
16-20	18	8,5	8,5*6,25*104	9562,5
20-23	21,7	3,2	3,2*6,25*104	4340,0
				∑55830

Площадь между границами толщин определяем с помощью планиметра или по миллиметровке, считая количество квадратных сантиметров. Например между изопахитами 0-4 их находится 35,2 см2.

Примечание: если масштаб карты 1:10000, площадь залежи умножаем на 1*10 , если мас­штаб карты 1:25000, площадь залежи умножаем на 6,25*10⁴.

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (3) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,12 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,86 д.ед.

-плотность нефти в поверхностных условиях, -=0,89 т/м³

θ - пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, θ = 1/b , где b объемный коэф. = 1,2;

таким образом θ=0,833

Итак

Q_{бал.ост.}= vm а θ

Q_{бал.ост}=55830,0*0,12*0,86*0,89*0,833

Q_{бал.ост}=4271,5_тыс.т.

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле(2):

;

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 1120,3 тыс.т.; Q_{бал.ост} – начальные балансовые запасы нефти, равные 7340,8 тыс.т. Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Далее необходимо произвести сравнение расчетного коэффициента нефтеотдачи с проектным, выделить зоны с остаточными запасами, сде­лать выводы и дать рекомендации по дальнейшей разработке залежи.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Определение проницаемости пласта по карте изобар

Для определения проницаемости пласта на карте изобар выбирается участок, на котором расстояния между изобарами более или менее выдержаны (Рис.2)

Рис.2 Определение проницаемости пласта по карте изобар

С обеих сторон выбранного участка проводят линии тока I – I и II – II перпендикулярно к направлению изобар и на площади, очерченной указанными линиями тока, подсчитывают суммарный дебит скважин Q в пластовых условиях.

Коэффициент проницаемости k определяется по уравнению:

(2.1)

где

k – коэффициент проницаемости, мкм²

Q – суммарный дебит скважин по жидкости, см³/сек

S – ширина полосы, см

L – среднее расстояние между выбранными изобарами в том месте, где протекает весь рассчитанный объем жидкости, т.е. участок надо выбирать перед скважинами (на Рис.1 – заштрихованный участок, где эксплуатация не производится), см

Р₁-Р₂ – разность давлений между выбранными изобарами, кг/см²

h – нефтенасыщенная мощность пласта, см

 - вязкость пластовой жидкости, мПа*с (в случае, когда фильтруется обводненная продукция, вязкость вычисляется, как средневзвешенная по % воды и нефти).