Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 6

За время разработки залежей нефти уточнилась геологическая модель месторождения, изменились и уточнились подсчетные параметры, физико-химические свойства флюидов, что позволило обосновать КИН согласно Регламенту РД 153-39-007-96 по современным существующим методикам.

1.8.1. Методика института «Гипровостокнефть», основаннная на использовании одномерной слоисто-вероятностной двухфазной модели пласта.

Параметры математических моделей залежей определялись по результатам адаптации геолого-промысловых данных к истории разработки. Необходимые для этого расчеты выполнены в соответствии с методикой института «Гипровостокнефть» по программе «ADAPT».

Коэффициент извлечения нефти можно представить в следующем виде:

    βн = βвыт · βохв.выт · βохв.зав,  где

          βвыт – коэффициент вытеснения нефти водой, определенный из соотношения:

βвыт = (ан.н  -  ао.н)/αн.н,  где

а н.н –начальная нефтенасыщенность пластов, обоснованная по данным ГИС (а н.н=0,88);

а о.н – остаточная нефтенасыщенность по результатам лабораторного моделирования вытеснения нефти водой:

а о.н = 0,123-0,124 lgk ± 0,0127 · l + 5,8912 (lgk + 1,5685)²

а о.н = 0,123 - 0,124 lg0,0455 ± 0,0127 · l + 5,8912 (lg0,0455 + 1,5685)² = 0,389

βвыт = (0,88  - 0,389)/0,88 = 0,588

β охв.выт. – коэффициент охвата вытеснением определен из соотношения:

β охв.выт. = β1· β2 ,  где

β1  - коэффициент, учитывающий потери нефти, обусловленные прерывистостью пласта при проектируемой сетке скважин (коэффициент дренирования), определялся с использованием графической зависимости вида:

β1 = β1 (l/d; Ks ),  где

l – расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами,

(l = 400 м);

d – размер минимальной зоны отсутствия коллектора, определяемый из соотношения:

d = 1000  · (1 – Кп),  где

Кп – коэффициент песчанистости, определен по данным детального расчленения пластов по результатам ГИС, (Кп = 0,514д.ед);

Кs – коэффициент распространения коллектора определен из соотношения:

Кs = 1 – (So.к / Sобщ) , где

Sо.к. – площадь залежи, где отсутствует коллектор (Sо.к. = 1938 тыс.м²) ;

Sобщ. – общая площадь залежи (Sобщ = 5700 тыс.м²);

d = 1000  · (1 – 0,514) = 486

Кs = 1 – (1938 / 5700) = 0,66

По графику β1 = 0,801

β2 - коэффициент, учитывающий потери нефти в тупиковых и застойных зонах, которые не могут быть охвачены дренированием при проектируемой или сложившейся системе разработки, определен из соотношения:

β2 = 1 – (Q н.з. /Qбал )   , где

Qн.з – балансовые запасы в невырабатываемых зонах (Qн.з = 256 тыс.т);

Qбал. – общие балансовые запасы залежи нефти (Qбал. = 3196 тыс.т).

К невырабатываемым зонам относятся краевые участки залежей с толщинами от 0 до 2 метров и тупиковые зоны, ограниченные линиями выклинивания (замещения) коллекторов, отдельные участки водонефтяных зон.

β2 = 1 – (256 /3196 ) = 0,920

β охв.выт. = 0,801· 0,920 = 0,737

βохв.зав. – коэффициент охвата заводнением непрерывной части пласта, учитывающий неоднородность коллекторских свойств пласта, различие вязкостей нефти и воды, влияние начальной ВНЗ (водонефтяной зоны) и предельной экономически целесообразной обводненности скважин. Этот коэффициент определен с использованием серии графических зависимостей (рис.2П), составленных в институте «Гипровостокнефть», коэффициента охвата заводнением от относительного количества отобранной жидкости при различной степени неоднородности пластов (τ = 0,5), соотношениях вязкостей нефти и воды (μо = 13,9), с учетом водо-нефтяной зоны (W = 0,5) и предельной обводненности добываемой нефти (f в = 99%).

βохв.зав. = βохв.зав. (τ, μо, W, f в )

По графику (рис.2П) βохв.зав. = 0,960

βн = 0,558 · 0,737 · 0,960 = 0,395

1.8.2. Статистическая методика расчета КИН для карбонатных

коллекторов порового типа института «Гипровостокнефть».

          Коэффициент нефтеизвлечения определяется по формуле:

βн =  (0,44 l · m – 0,01· lg μо  - 0,236 · S · Sp · h-1 ) / (m · αн) ,  где

m – коэффициент пористости пласта, (m = 0.10д.ед.);

ан – коэффициент нефтенасыщенности, (ан = 0.88д.ед.);

μо – относительная вязкость нефти, (μо = 13.9д.ед.);

S,Sp –  плотность сетки скважин по общей площади и в зоне разбуривания, (S = 0.518 км² /скв., Sр = 0.330 км² /скв.;