Разработка нефтяных месторождений
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2) в процессе разработки непрерывно меняется распределение запасов нефти и воды по площади и разрезу залежи. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределения объемов добычи нефти и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку слабо дренируемых и не дренируемых запасов нефти, т.е. обширного комплекса мероприятия по регулирования процесса разработки с учетом постоянно меняющихся геолого-технических условий выработки запасов.
Цели регулирования разработки вытекают из требования обеспечения рациональной системы разработки, которые можно сформулировать так:
•улучшение динамики добычи нефти за весь период разработки;
•обеспечение максимального КИН за проектный срок разработки;
•максимально возможное ограничение затрат на эксплуатацию месторождения.
Классификация методов регулирования Для регулирования процесса разработки применяется большое
количество мероприятий и способов, которые можно объединить в две большие группы:
•регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки,
•регулирование путем частичного изменения системы разработки.
1.Регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки:
• увеличение гидродинамического совершенства скважин (дострел, ГРП, ОПЗ),
• изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах,
• выравнивание притока жидкости или расхода воды по толщине пласта,
• изменение режимов работы нагнетательных скважин (изменение закачки воды, перераспределение закачки по скважинам, ФОЖ, периодическая закачка, остановка скважин, изоляция пластов, нестационарное заводнение и др.)
• изменение режимов работы добывающих скважин (изменение отборов жидкости, отключение обводненных скважин, ФОЖ, периодическая эксплуатация, оптимизация забойных давлений и др.)
• совершенствование первичного и вторичного вскрытия пластов,
• бурение дублеров,
• одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) и закачка (ОРЗ).
2.Регулирование путем частичного изменения системы разработки:
• оптимизация размеров эксплуатационных объектов,
15
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
•оптимизация размещения и плотности сеток скважин (бурение дополнительных скважин на линзах, тупиковых зонах, на линиях стягивания контуров, ВНЗ, в слабопроницаемых пластах),
•совершенствование системы заводнения (дополнительное разрезание, ввод очагов, перенос нагнетания, оптимизация давления нагнетания),
•применение горизонтальных технологий (БС, БГС, ГС),
•применение ОРЭ скважин,
•применение МУН.
16
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.Рассчетная часть
|
1 этап |
|
1. Определение |
начальных геологических запасов нефти G |
|
объемным методом. |
|
|
Геологические запасы нефти в пластовых условиях |
|
|
Gпл |
F h m Кнеф |
(м3) |
|
|
|
где F – площадь залежи внутри контура нефтеносности, м2; h - нефтенасыщенная толщина пласта, м; m – открытая пористость пластаколлектора, доли единиц; Кнеф – коэффициент нефтенасыщенности коллектора, показывающий какую долю порового объема пласта занимает нефть, доли единицы.
К |
неф |
1 S |
связ.вод |
|
|
где Sсвяз.вод – связанная или начальная водонасыщенность, показывающая какую долю порового объема нефтенасыщенного пласта занимает вода, оставшаяся в порах в процессе формирования нефтяной залежи. определяется по лабораторному изучению керна и геологически исследованиями скважины.
К |
неф |
1 0,22 0,78 |
|
|
Gпл 2200 10000 20 0,104 0,78 35692800 м3
2.Определение конечного коэффициента нефтеизвлечения КНИ:
КНИ К |
охв |
К |
выт |
|
|
где Кохв – коэффициент охвата залежи заводнением. Показывает, какая доля нефтенасыщенного объема залежи подвергается вторжению воды. Зависит в первую очередь от степени неоднородности коллектора: чем неоднородность больше, тем Кохв меньше.
Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой. Определяется при многократной промывке керна водой в лабораторных условиях. характеризует процесс вытеснения нефти из пор коллектора.
КНИ 0,68 0,9 0,612
3. Определение начальных извлекаемых запасов нефти НИЗ. Начальные извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях:
НИЗпл G КНИ (м3)
НИЗ пл 35692800 0,612 21843994 (м3)
17
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
4. Перевод величин начальных и извлекаемых запасов из пластовых условий в поверхностные и из объемных единиц в весовые.
При поднятии нефти на поверхность ее объем уменьшается вследствие выделения растворенного газа. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти на поверхности называется объемным коэффициентом нефти:
Отсюда:
В |
|
V |
пл 1 |
||
н |
|
V |
|
|
|
|
|
пов |
1 |
|
|
G |
|
G |
|
1 |
|
|
|
|
пл |
пл |
|
|
|
|||
G |
|
|
|
|
|||||
пов |
|
В |
|
В |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
н |
|
н |
|
|
|
НИЗ |
|
|
|
НИЗ |
пл |
|
НИЗ |
пл |
1 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
пов |
|
В |
|
|
В |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
н |
|
|
|
н |
|
Величина, обратная объемному коэффициенту Вн, используется в подсчете запасов нефти и называется пересчетным коэффициентом Кпер.
G |
1 |
|
|
пов |
|
|
35692800 |
|
1,42 |
||
|
25135775
(м3)
НИЗ |
1 |
|
21843994 |
15383094 |
|
|
|||||
пов |
1,42 |
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
(м3)
В отечественной практике принято запасы нефти, добычу жидкости, нефти и воды в поверхностных условиях представлять в весовых единицах измерения – в тоннах или в тыс.тонн:
G |
|
G |
1 |
|
|
|
|
|
|
неф.пов |
|||||
пов |
пов |
|
|||||
НИЗ |
|
НИЗ |
1 |
ρ |
|
||
пов |
пов |
неф.пов |
|||||
|
|
|
|
||||
Gпов
25135775 810
20360
тыс.тонн
НИЗ |
пов |
|
15383094 810
12460
тыс.тонн
2 этап
1. Определение фактической годовой добычи жидкости Qжид по заданным годовым темпам отбора от НИЗ
Годовая добыча жидкости:
Q |
|
|
|
|
|
НИЗ |
пов Zж |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
n |
|||||
|
|
жид |
n |
|
|
|
|
|
100 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где n – год разработки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qжид |
|
12460 |
0,5 62,3 тыс.т |
||||||||||
|
100 |
|
|
||||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
12460 |
1,8 224,3 тыс.т |
|||||||||
жид2 |
100 |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Q |
|
|
|
12460 |
3,2 398,7 тыс.т |
||||||||
жид3 |
|
||||||||||||
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
18
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Q |
жид |
|
4 |
12460 |
4,53 |
|
|
100 |
|||
|
|
564,4
тыс.т
Q |
жид5 |
|
|
12460 |
|
100 |
||
|
5,95
741,4
тыс.т
Qжид6
|
12460 |
6,76 |
|
100 |
|||
|
|
842,3
тыс.т
Qжид7
|
12460 |
7 |
|
100 |
|||
|
|
872,2
тыс.т
Qжид8
|
12460 |
7,2 |
|
100 |
|||
|
|
897,1
тыс.т
Qжид8
|
12460 |
7,2 |
|
100 |
|||
|
|
897,1
тыс.т
Qжид1 0 12460100 7,2 897,1тыс.т
2. Определение фактической годовой добычи воды Qвод по заданной среднегодовой обводненности добываемой жидкости
Годовая добыча воды:
|
|
Q |
|
|
|
Q |
|
жид |
n |
%Воды |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
вод |
n |
100 |
|
|
n |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
где n – год разработки
Qв од 1
Qв од 2
62,3 |
0,0 |
0,0 |
тыс.т |
|||
100 |
||||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
||
224,3 |
0,0 0,0 |
тыс.т |
||||
100 |
|
|||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
Qв од 3
398,7 |
0,0 |
|
100 |
||
|
0,0
тыс.т
Q |
|
вод |
|
4 |
|
564,4 |
0 |
0,0 |
|
100 |
|||
|
|
тыс.т
Qв од |
|
741,4 |
|
0,0 0,0 тыс.т |
100 |
|
|||
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qв од |
|
842,3 |
|
0,0 0,0 тыс.т |
100 |
|
|||
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qв од |
|
872,2 |
0,0 0,0 тыс.т |
|
100 |
|
|||
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qв од 8
Qв од
9
|
897,1 |
2,8 |
25,1 |
тыс.т |
||
100 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
897,1 |
4,2 37,7 |
тыс.т |
|||
100 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
19
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Q |
|
вод |
|
1 0 |
|
897,1 |
7,6 |
|
100 |
||
|
68,2
тыс.т
3. Определение фактической годовой добычи нефти Qнеф Годовая добыча нефти:
Q |
|
|
|
Q |
Q |
|
|
|
неф |
n |
жид |
n |
вод |
n |
|||
|
|
|
|
|
|
|||
где n – года разработки |
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
62,3 0 62,3 тыс.т |
||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф2 |
224,3 0 224,3 |
тыс.т |
||||||
Qнеф3 |
398,7 0 398,7 |
тыс.т |
||||||
Qнеф4 |
564,4 0 564,4 тыс.т |
|||||||
Qнеф |
5 |
741,4 0 741,4 |
тыс.т |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
842,3 0 842,3 |
тыс.т |
||||||
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
7 |
872,2 0 872,2 |
тыс.т |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
897,1 25,1 872 |
тыс.т |
|||||
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
897,1 37,7 859,4 |
тыс.т |
|||||
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
897,1 68,2 828,9 тыс.т |
||||||
1 0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Определение фактической накопленной добычи нефти ΣQнеф на конец каждого года разработки
Накопленная добыча нефти:
|
Q |
Q |
|
|
|
|
неф |
неф |
|
|
|
1 |
|
1 |
Q |
|
Q |
Q |
|
неф |
|
неф |
неф |
|
|
n |
|
n 1 |
n |
где n – год разработки
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
Qнеф |
62,3 тыс.т |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
Qнеф |
Qнеф Qнеф |
2 |
62,3 224,3 286,6 тыс.т |
||||||||||||||||||||||||
|
|
неф |
|
2 |
неф |
|
1 |
неф |
|
|
|
|
тыс.т |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
286,6 398,7 685,3 |
|||||||||||||||||||
Q |
|
|
|
|
3 |
Q |
|
|
|
|
2 |
Q |
|
|
|
3 |
|
|
|
||||||||
|
неф |
|
|
|
|
неф |
|
|
|
неф |
|
|
|
|
|
тыс.т |
|||||||||||
Q |
4 |
|
Q |
3 |
|
Q |
4 |
685,3 564,4 1249,7 |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
неф |
|
неф |
|
|
|
|
|
|
тыс.т |
||||||||||||
|
неф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1249,7 741,4 1991,1 |
|||||||||||||
Q |
|
|
|
5 |
|
Q |
|
|
4 |
|
Q |
|
|
5 |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qнеф |
6 |
|
Qнеф |
5 |
|
Qнеф |
6 |
|
|
1991,1 842,3 2833,4 тыс.т |
|||||||||||||||||
неф |
|
|
|
|
|
неф |
|
|
|
|
|
неф |
|
|
|
|
|
|
2833,4 872,2 3705,6 |
тыс.т |
|||||||
Q |
|
|
7 |
|
Q |
|
6 |
|
|
Q |
|
7 |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qнеф |
|
Qнеф |
7 |
Qнеф |
|
|
3705,6 872 4577,6 тыс.т |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Qнеф |
9 |
Qнеф |
|
|
Qнеф |
9 |
|
4577,6 859,4 5437 тыс.т |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qнеф |
1 0 |
|
|
Qнеф |
9 |
|
Qнеф |
1 0 |
5437 828,9 6265,9 тыс.т |
||||||||||||||||||
5. Определение фактических долей отобранных начальных извлекаемых запасов %НИЗ на конец каждого года разработки
20
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
Q |
|
|
|
%НИЗ |
|
неф |
n |
100 |
|
|
n |
НИЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пов |
|
|
где n – год разработки
(%)
%НИЗ 1
%НИЗ 2
%НИЗ 3
62,3 100
12460
286,6 100
12460
685,3 100
12460
0,5 2,3 5,5
%
%
%
%НИЗ 1249,7 100 10,0 % 4 12460
%НИЗ |
|
|
1991,1 |
100 16 % |
|||||
5 |
12460 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
|
2833,4 |
100 22,7 % |
|||||
|
12460 |
||||||||
|
6 |
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ 7 |
|
|
3705,6 |
100 29,7 % |
|||||
|
12460 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
|
4577,6 |
100 36,7 % |
|||||
|
12460 |
||||||||
|
8 |
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
|
5437 |
100 43,6 % |
|||||
12460 |
|||||||||
|
9 |
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
6265,9 |
100 50,2 |
||||||
12460 |
|
||||||||
|
1 0 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
%
6. Определение фактических годовых темпов отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (Zн%НИЗ) на конец каждого года разработки
Zн%НИЗ n
где n – год разработки
|
Q |
|
|
|
неф |
n |
100 |
|
|||
|
|
|
|
|
НИЗ |
|
|
|
пов |
|
|
(%)
Zн%НИЗ 1
|
62,3 |
100 |
|
12460 |
|||
|
|
0,5
%
Zн%НИЗ |
2 |
|
|
224,3 |
100 |
|
12460 |
|||
|
|
1,8
%
Zн%НИЗ
3
Zн%НИЗ
4
12460398,7 100 3,2 %
12460564,4 100 4,53 %
Zн%НИЗ |
|
741,4 |
100 |
|
|
12460 |
|||||
|
5 |
|
|
6,0
%
Zн%НИЗ |
|
|
842,3 |
100 6,76 % |
|||||
12460 |
|||||||||
6 |
|
|
|
|
|||||
Zн%НИЗ |
|
|
|
872,2 |
|
100 7 % |
|||
7 |
12460 |
||||||||
|
|
|
|
|
|||||
Zн%НИЗ |
|
|
|
872 |
|
100 7 % |
|||
8 |
12460 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
21
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Zн%НИЗ |
|
859,4 |
100 |
|
12460 |
||||
|
9 |
|
||
|
|
|
6,9
%
Zн%НИЗ 1 0
|
828,9 |
100 |
|
|
12460 |
||||
|
|
|
6,65 %
Таблица 1
Сводная таблица результатов расчета на 1 и 2 этапе
го |
НИЗ |
Zж |
Qжид |
Qвод |
Qнеф |
ΣQнеф |
%НИЗ |
%Вод |
Zн |
|
ы |
||||||||||
д |
тыс.т |
% |
тыс.т |
тыс.т |
тыс.т |
тыс.т |
% |
% |
||
% |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1 |
12460 |
0,5 |
62,3 |
0 |
62,3 |
62,3 |
0,5 |
0 |
0,5 |
|
2 |
12460 |
1,8 |
224,3 |
0 |
224,3 |
286,6 |
2,3 |
0 |
1,8 |
|
3 |
12460 |
3,2 |
398,7 |
0 |
398,7 |
685,3 |
5,5 |
0 |
3,2 |
|
4 |
12460 |
4,5 |
564,4 |
0 |
564,4 |
1249,7 |
10,0 |
0 |
4,53 |
|
3 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
5 |
12460 |
5,9 |
741,4 |
0 |
741,4 |
1991,1 |
16 |
0 |
6,0 |
|
5 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
6 |
12460 |
6,7 |
842,3 |
0 |
842,3 |
2833,4 |
22,7 |
0 |
6,76 |
|
6 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
7 |
12460 |
7,0 |
872,2 |
0 |
872,2 |
3705,6 |
29,7 |
0 |
7 |
|
8 |
12460 |
7,2 |
897,1 |
25,1 |
872 |
4577,6 |
36,7 |
2,8 |
7 |
|
9 |
12460 |
7,2 |
897,1 |
37,7 |
859,4 |
5437 |
43,6 |
4,2 |
6,9 |
|
10 |
12460 |
7,2 |
897,1 |
68,2 |
828,9 |
6265,9 |
50,2 |
7,6 |
6,65 |
3 этап
На данном этапе требуется сделать прогноз добычи нефти из залежи на следующие 10 лет разработки.
После полного разбуривания залежи основным фондом скважин дальнейшая динамика добычи нефти в первую очередь зависит от характера обводнения залежи, определение которого часто является основной проблемой при прогнозировании добычи нефти.
Одним из методов прогноза добычи нефти, который мы и будем применять в данной работе, является использование фактических результатов разработки залежей-аналогов, извлекаемые запасы которых полностью или почти полностью выработаны.
Аналогами друг друга по характеру выработки запасов могут являться залежи с однотипным геологическим строением, одинаковыми режимами работы пласта, типом коллектора и его степенью неоднородности, соотношениями фазовых проницаемостей, отношением вязкостей нефти и воды, а также одинаковым термодинамическими характеристиками залежи.
В нашей работе всем эти перечисленным выше условиям соответствуют залежи А и В. Необходимо для дальнейших прогнозных расчетов из данных двух залежей выбрать залежь – аналог, основываясь при этом на сравнении фактических показателях выработки извлекаемых запасов залежи и залежей А и В.
22
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
В первую очередь нас будут интересовать соотношения доли отобранных извлекаемых запасов %НИЗ и соответствующей ей текущей обводненности продукции % Воды.
1)Фактические показатели выработки извлекаемых запасов нашей залежи с 1 по 10 год представлены в таблице 4. Фактические показатели выработки извлекаемых запасов залежей А и В за весь срок разработки представлены на рис.П.3.1, а также в таблице 3.
2)При проведении сравнения видно, что аналогом нашей залежи может являться залежь В, так как при равных долях отбора от извлекаемых запасов % НИЗ величины обводненности %Воды совпадают.
3)Следовательно, мы можем использовать кривую «В» на рисунке 1 для экстраполяции (продолжения) хода разработки нашей залежи на прогнозный период с 11 по 20 год.
Методика проведения расчета
Определять годовую добычу нефти будем расчетно-графическим способом методом последовательного приближения по кривой выработки начальных извлекаемых запасов.
Результаты расчетов будем заносить в таблицу 2.
Расчеты будем проводить исходя из условия сохранения в течение прогнозного периода достигнутых максимальных годовых отборов жидкости: Qжид11 = Qжид12 = …. = Qжид20 = Qmax.жид
Для всех вариантов максимальный темп отбора жидкости от начальных извлекаемых запасов (Zmax.жид%НИЗ) = 7,2%, отсюда
Q |
|
НИЗ |
пов 7,2 |
|
|||
жид |
max |
100 |
|
|
|||
|
|
|
|
Q |
жид |
|
max |
|
12460 |
7,2 |
|
100 |
|||
|
|
897,1
тыс.т
1. Для определения прогнозной годовой добычи нефти в 11-ом году разработки будем идти следующими шагами приближения.
1 шаг
а) примем условно, что в 11-ом году добыча нефти по сравнению с 10-
ым годом не изменится, то есть
1 |
Q |
Q |
|
неф11 |
неф10 |
|
1 |
Q |
|
и |
Q |
||
вод11 |
вод10 |
||
|
Qнеф1 11 Qнеф10 828,9 тыс.т
b) определим, какая при это будет накопленная добыча нефти на конец 11-го года:
1 |
Q |
1 |
Q неф11 |
Q неф11 |
|
|
неф10 |
|
Q1неф11 6265,9 828,9 7094,8 тыс.т
23
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
с) определим долю отобранных НИЗ:
|
|
1 |
|
1 |
|
Q неф11 |
100 |
%НИЗ 11 |
НИЗ |
||
|
|
|
|
|
|
пов |
|
1 |
|
%НИЗ 11 |
7094,8 |
100 |
|
12460 |
||
|
56,9
%
При этом, согласно кривой «В» (см.рис.П.1.3), среднегодовая обводненность должна составить %Воды111 = 13,3%.
2 шаг
а) примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность равна %Воды111 = 13,3% (из 1-го шага).
Тогда можем определить годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:
2 |
|
Q |
1 |
|
жид11 |
||
Q вод11 |
100 |
%Воды 11 |
|
|
|
|
Q 2 вод11
897,1 |
13,3 |
|
100 |
||
|
119,3
тыс.т
b) определяем соответствующую годовую добычу нефти
Q |
2 |
Q |
2 |
|
Q вод11 |
||
неф11 |
жид11 |
|
|
Q |
2 |
|
|
неф11 |
|
897,1 119,3
777,8
тыс.т
с) определим, какая при это будет накопленная добыча нефти
Q2 неф11 Qнеф10 Q2 неф11
Q |
2 |
6263,9 777,8 7041,7 |
неф11 |
тыс.т
d) определим долю отобранных НИЗ:
%НИЗ211 Q2неф11 100
НИЗпов
%НИЗ 211 7041,712460 100 56,5 %
При этом, согласно кривой «В» (см.рис.П.1.3), среднегодовая обводненность должна составить %Воды211 = 12,8%.
3 шаг
а) примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность равна %Воды211 = 12,8% (из 2-го шага).
24