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 = Q_изв,                                                                                             (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, Qн_i  и Qж_i – 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