Анализ структуры фонда и текущего состояния разработки Тананыкского месторождение, страница 6

Методы первой группы, опирающаяся на характеристики вытеснения, которые построены по данным предшествующего периода, обуславливают интегральный учет факторов процесса разработки, влияющих на изменение основных показателей и являются более простыми в применении.

Методы второй группы предполагают составление на основании истории разработки месторождений аналитической зависимости с последующим ее использованием для расчета прогнозных технологических показателей разработки месторождений, близких по своей характеристике к анализируемым. Такие методы более приближены и в меньшей мере учитывают геолого-промысловые характеристики и систему разработки.

На основании вышеизложенного в данной работе будут использованы характеристики вытеснения для определения потенциальных извлекаемых запасов нефти.

Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Во всех рассматриваемых методиках полагается, что характеристики вытеснения, построенные в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять их дальнейшую экстраполяцию.

Следует отметить, что в последнее время нашли применение методы А.М.Пирвердяна, А.А.Казакова, Н.А.Черепахина, С.Н.Назарова, Г.С.Камбарова и др.. Все перечисленные методы дают хорошие результаты, когда залежь находится в поздней стадии разработки с обводненностью добываемой продукции свыше 70%. Но  при обводненности свыше 98% их применять нецелесообразно из-за большой погрешности.

В данной работе использована методика Г.С.Камбарова для определения потенциальных ихзвлекаемых запасов нефти как по скважинам, так и по пласту в целом. Согласно вышеназванной методике, потенциальные извлекаемые запасы нефти численно равны коэффициенту

А = Qизв,                                                                                             (2.1)

где А в свою очередь:

        (Qн*Qж)3 + (Qн*Qж)2 – 2*(Qн*Qж)1

А = ----------------------------------------------        ,                                      (2.2)

                   Qж3 + Qж2 – 2*Qж1

где, Qнi  и Qжi – накопленные отборы нефти и жидкости за последние три года разработки, тыс.т.

Исходные данные для расчета потенциальных извлекаемых запасов нефти по скважинам пласта Б2 представлены в табл. 2.4.

Таблица 2.4

        Исходные данные для расчета потенциальных извлекаемых запасов нефти пласта Б2

скважины

Накопленные отборы нефти и жидкости за последние три года разработки, тыс.т.

1 год

2 год

3 год

нефти

жидкости

нефти

жидкости

нефти

Жидкости

266

258,562

344,158

262,186

351,367

265,182

358,837

270

20,977

67,163

29,552

89,117

37,232

118,043

271

80,691

383,108

83,039

427,204

87,734

482,836

275

115,464

565,522

115,536

603,80

115,557

649,064

280

147,010

233,160

150,706

251,711

153,199

270,460

282

136,707

282,240

139,052

302,525

139,184

336,690

283

88,525

251,070

91,604

280,442

93,429

314,707

284

36,893

136,637

40,371

193,367

42,663

238,440

285

18,885

21,335

18,889

21,457

21,204

25,152

286

150,027

184,564

153,085

192,485

153,823

204,049

293

10,419

11,300

10,447

17,470

10,449

17,849

295

115,395

667,570

117,104

720,393

118,483

784,381

296

17,665

19,816

18,402

20,655

21,909

24,608

1529

156,581

189,997

163,336

199,573

165,362

207,352

1558

1,673

53,770

1,674

53,828

1,675

53,941

Сумма

1427,085

Добыча нефти по скважинам, не вошедшим в расчет составляет

46,602

Всего

1473,687