Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 19

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 аθ (2)

Q_{бал.ост} = 13600,240,950,8990,941

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.

6.  Оценка эффективности  разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка  залежи ведется эффективно.

- сравнение проектных  и фактических показателей показало, что проектные показатели выше, чем фактические, но не значительно.

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки;

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

1. Составление нового проектного документа для приведения в соответствие проектных и фактических показателей.

2. Ввод бездействующих скважин (обводненных, малодебитных), после проведения по ним  соответствующих  геолого-технических мероприятий

3. Мероприятия, направленные на уменьшение обводненности – потокоотклоняющие технологии, вязкоупругие системы, химические реагенты и т.д.

4. Мероприятия, направленные на увеличение проницаемости в призабойной зоне – ГРП, различные виды перфораций, новые модификации кислотных обработок и т.д.

5. Мероприятия, направленные на уменьшение вязкости нефти – боковые стволы, уплотнение сетки скважин, горизонтальные скважины, тепловые методы, полимерное заводнение и т.д.

7. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий

Разработаны поверхностно-активные полимеросодержащие составы (НПАПС) на основе неионогенного ПАВ марки неонол АФ9-12 и поли-акриламида и технология их применения, обеспечивающих повышение не только коэффициента нефтевытеснения за счет закачки предоторочки из неорганического растворителя. В качестве последнего предлагается исполь-зовать крупнотоннажные отходы ПО «Салаватнефтеоргсинтез», в частности, остаток кубовый производства бутиловых спиртов – ОКБС.

Нагнетаемые в пласт рабочие агенты представляют собой водный раствор смеси НПАВ с полиакриламидом (ПАА) и предоторочку из орга-нического растворителя.

В качестве НПАВ применяется оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ9-12, выпускаемый по ТУ 38.103625-87 в ПО «Нижнекамскнеф-техим», либо его легкоплавкие формы, например, марки СНО-3Б, СНО-4Д, СНПХ-1П или СНПХ-1М.

В качестве спиртосодержащего органического растворителя исполь-зуют технологические отходы производства бутиловых спиртов ПО «Сала-ватнефтеоргсинтез», Выпускаемый по ТУ 38.102167-85 под названием «Остаток кубовый производства бутиловых спиртов» (ОКБС).