2. Р нач=31,2 МПа, - начальное пластовое давление на ВНК
3. T=52 0С – пластовая температура
4. m sm=0,046 доли ед - пористость коллектора семилукского горизонта
m sr=0,049 доли ед - пористость коллектора саргаевского горизонта
5. Кн sm=0,86 % - коэффициент нефтенасыщенности коллектора семилукского горизонта
6. Кн sr=0,88 % - коэффициент нефтенасыщенности коллектора саргаевского горизонта
7. ρ=0,762 г/см3 - плотность нефти в пластовых условиях при Рнас.
8. ρ=0,8328 г/см3 - плотность нефти в стандартных условиях,
9. Рнас.sm=7,6 МПа - начальное давление насыщения нефти в семилукской залежи
Рнас.sr=6,1 МПа - начальное давление насыщения нефти в саргаевской залежи,
10. G=95,2 м3/т - начальное газосодержание нефти при давлении насыщения
11. Объемный коэффициент нефти при начальном давлении насыщения – 1,24
12. βпороды = 0,25*10-4 МПа-1 - коэффициент сжимаемости породы
13. βв =3,5*10-4МПа-1 - коэффициент сжимаемости воды
14. βн =16,2*10-4 МПа-1 - коэффициент сжимаемости нефти в инт-ле давлении 31,2-7,6 МПа (рис. 3.2.6).
15. β*=19,6*10-4 МПа-1 - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы в инт-ле давлений – 31,2-7,6 МПа
16. β* =18,3*10-4 МПа-1 - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы в интервале давлений – 31,2-16,8 МПа
17. ∆P=14,4 МПа - изменение пластового давления в залежи в интервале давлений – 31,2-16,8 18. qн=28,4 тыс. т - добыча нефти при снижении пластового давления в залежи от 31,2 до 16,8 МПа в стандартных условиях на 01.12.00г
19. Удельный отбор нефти на упругом режиме, тыс. т / МПа – 2,0
20. QНБЗ=1879 тыс. т - начальные балансовые запасы, подсчитанные объемным методом Тематической партией треста «Белнефтегазразведка» по состоянию на 01.01.86г.,
21. QНБЗ=1126 тыс. т - начальные балансовые запасы, подсчитанные Управлением геологии ПО “Белоруснефть” в 1998г.,
Весьма близкие (по сравнению с оценкой запасов ПО “Белоруснефть” в 1998г) оценки величины начальных балансовых запасов получаются при использовании традиционной формулы материального баланса при упругом режиме разработки залежи, когда
Q=qн/( β* x ∆P) (1)
Q=28,4/(18,3*10-4 x 14,4) = 1082
Коэффициент упругоемкости пластовой системы расчитывается по следующей формуле:
β* = βпор + βнSн + βвSв (2)
В каждом конкретном случае коэффициент сжимаемости пор рассчитывается с помощью зависимости по Пирсону /2/.
βпор = βп[(1-m)/m] (3)
Начальные балансовые запасы при упругом режиме разработки составят 1082 тыс. т, что близко к оценке величины НБЗ, подсчитанной Управлением геологии в 1998 году.
При начальных балансовых запасах 1879 тыс. т, подсчитанных объемным методом Тематической партией треста «Белнефтегазразведка» по состоянию на 01.01.86г.
Qн = 1879 x 19.6*10-4 x 23.6 = 86,92 тыс. т
При начальных балансовых запасах 1126 тыс. т, подсчитанных Управлением геологии ПО “Белоруснефть” в 1998г.
Qн = 1126 x 19.6*10-4 x 23.6 = 52,08 тыс. т
На Борисовском месторождении закачка воды организована с марта 2000г в приконтурную скв. 12. До начала закачки на месторождении по семилукскому и саргаевскому горизонтам было добыто 27,672 тыс. т безводной нефти, что составляет 53% от расчетных параметров добычи нефти на упругом режиме.
По фактическим данным удельный отбор нефти на упругом режиме разработки залежи составил 2,0 тыс т на 1 МПа снижения давления.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.