5. Расчёт эффективности разработки нефтяных залежей

Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проводятся соответствующие расчеты, на основе которых делается вывод об эффективности системы разработки.

Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

РАСЧЁТ.

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 2,5 мПа с; μ _В - вязкость воды, равная 0,5 мПа с.

Рассчитанные параметры по скважинам h_ост, сводим в таблицу 2.6.

(1)

Где f_в – текущая обводнённость скважины, доли ед: Н – начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.

Таблица№10 Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.

Номер скважины	H,эффективная начальная толщина м.	Обводненность fB, доли.ед.	Остаточная нефтенасыш. толщина hост. м.
165	24	0,97	2,04
189	10,5	0,88	3,05
207	14	0,90	3,50
1204	13,2	0,87	4,09
203	12,3	0,86	4,04
50	12,7	0,97	1,08
199	17,2	0,78	7,88
223	10,5	0,91	2,40
221	19,2	0,91	4,39
209	13,4	0,89	3,62
192	9,0	0,92	1,86
195	11,0	0,95	1,50
23	8,4	0,98	0,48

По данным таблицы строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объе-мов и 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 соответству-ющую этим сечениям.

Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.

Таблица №11 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 1:10000)	Объём зоны дренирования,тыс.м3 , V = Fh
0 – 2	1	6.5	90000	985
4 – 6	4	15.8	68000	375
				1360

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,24 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,95 д.ед.

плотность нефти в поверхностных условиях, =0,899 т/м³

Θ – пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, θ = 1/b , где b объемный коэф. θ=0,941

Q_{бал.ост .}= vm а θ (2)

Q_{бал.ост} = 1360 0,24 0,95 0,899 0,941

Q_{бал.ост}= 262,3 тыс. т

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (3):

; (3)

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 10123 тыс.т.; Q_бал. – начальные балансовые запасы нефти, равные 21240 тыс.т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Полученный КИН 0,492 выше проектного 0,477 на 01.01.2010. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.