Однако и эту операцию перемножения можно исключить, рассчитав еще одну серию палеток, из которых определяются запасы. "Ключом" кривых в них при фиксированном объеме, определяемом как в примере выше, будут переменная пористость, нефтепасышен-
47
1800 ■
-0.95 •0.9 -0,85 -0.8
48
Эффективная нефтенасыщенная мощность,м
Рис. 2. Номограмма оценки эффективного нефтенасыщешюго
объема для резервуара N
ность, плотность нефти, коэффициент извлечения. Причем, если предыдущие палетки "привязаны" к конкретному резервуару, то для последних безразлично, какое это месторождение. Однако для универсальности требуется их рассчитать с мелким шагом для большого диапазона изменения параметров. В результате получим небольшой альбом палеток из 20-25 страниц, который будет применим уже для любого месторождения. Теперь при изменении любого параметра переоценка запасов УВ производится с использованием двух палеток: 1) "индивидуальной" для оценки эффективного нефтенасыщенного объема (если изменились данные о положении ГВК или скорректирована эффективная мощность) и 2) "общей" для расчета запасов по найденному объему и другим параметрам. В результате вся переоценка займет не более минуты.
Казалось бы, в наше время современных технологий говорить о каких-то палетках по меньшей мере странно. Однако мы исходим из того, что достаточно мощный компьютер с необходимым для данных операций матобеспечением имеется, как правило, один на организацию, а решать оперативные вопросы требуется в различных инстанциях.
Если в предыдущем примере дополнительно требуется найти извлекаемые запасы (к=0,3) при условии, что пористость 14 %, нефте-насыщенность 0,75, следует поступить следующим образом. Отыскиваем лист палетки с нефтенасыщенностью 0,75, по оси абсцисс откладываем найденный ранее объем 1130 тыс.куб.м, по вертикали ищем пересечение с линией, соответствующей пористости 14 %,и с оси ординат снимаем значение извлекаемых запасов УВ - примерно 28,2 млн т. Если сделать такие расчеты для минимальных, максимальных и наиболее вероятных значений всех подсчетных параметров, получим коридор возможных величин извлекаемых запасов. Впрочем, аналогичный результат можно получить, исходя из теории ошибок. Поскольку все подсчетные параметры входят в результирующую формулу в виде произведения, то относительная погрешность результата будет раина сумме относительных погрешностей определения каждого из параметров. Например, если допустить, что подсчетные параметры известны очень точно, а именно так, как показано в следующей таблице:
Таблица 2
№ |
Параметр |
Наиболее вероятное значение |
Абсолютная погрешность |
Относительная погрешность, % |
1 |
Площадь, км2 |
40 |
±0,5 |
2 |
1 |
Эфф.нефт.мощность, м |
30 |
±0,5 |
1,67 |
2 |
Пористость, % |
15 |
±0,5 |
3,33 |
3 |
Нефтенасыщенность, % |
85 |
±1 |
1.18 |
4 |
Пересч. коэффициент |
0,91 |
±0.01 |
1,1 |
5 |
Плотность нефти |
0,907 |
±0 |
0 |
6 |
Коэффициент извлечения |
0,3 |
±0,01 |
3,33 |
Сумма:
12,51 %
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.