періодичної експлуатації річний відбір нафти та рідини знизився більш ніж в 2 рази. У 2007-2010 рр. відставання фактичних відборів від проектних дуже значно: річні відбори нафти нижче проектних в 1,9-2,6 рази, річні відбори рідини - в 2,6 - 3,3 рази. Фонд видобувних свердловин дорівнює проектному або відстає від нього на 2 - 4 од. Середньорічна обводненість близька проектної.
Фонд нагнітальних свердловин у розглянутий період перевищував проектний на 1 од. Річний обсяг закачування був близький до проектного.
За станом на 01.01.2011 р діючий фонд видобувних свердловин дорівнює 25 одиницям і відповідає проектному. Періодичний режим роботи 11 свердловин дозволив утримувати фактичну обводненность нижче проектної на 2,7%. Річний відбір нафти в 2009 р нижче проектного в 1,9 рази, а рідини - в 2,6 рази.
Значне відставання фактичних відборів від проектних обумовлено більш низькою продуктивністю свердловин і періодичною роботою ряду свердловин.
Накопичені відбори нафти та рідини незначно відстають від проектних.
5. Розрахунок ефективності розробки нафтових покладів
Для визначення або підтвердження ефективності розробки по поклади проводяться відповідні розрахунки, на основі яких робиться висновок про ефективність системи розробки.
Аналіз ступеня вироблення і підрахунку КІН за допомогою карти залишкових, ефективних нефтенасищенних товщин.
На будь-який момент розробки родовища можна побічно визначити поточне положення ВНК (водонефтяного контакту) за даними обводнення експлуатаційних свердловин.
Розрахунок
Залишкову ефективну нефтенасищенних товщину h ост по свердловинах визначаємо за формулою (1).
Співвідношення в'язкості нафти і води знаходимо із залежності:
;
де? н - в'язкість нафти в пластових умовах, рівна 2,5 мПас; ? По-в'язкість води, рівна 0,5 мПас.
Розраховані параметри по свердловинах hост, зводимо в таблицю 2.6.
(1)
Де fв - поточна обводненность свердловини, частки од: Н - початкова ефективна нефтенасищенная товщина, м.
Визначення залишкових ефективних нефтенасищенних товщин по свердловинах досліджуваного пласта.
Таблиця №10 Визначення залишкових ефективних нефтенасищенних товщин по свердловинах досліджуваного пласта
Номер скважіниH, ефективна початкова товщина, м.Обводненность fB, частки. ед.Остаточная нефтенасиш. товщина hост. м. 165 240,972,04 189 10,50,883,05 207 140,903 , 50 +1204 13,20,874,09 203 12,30,864,04 50 12,70,971,08 199 17,20,787,88 223 10,50,912,40 221 19,20,914,39 209 13,40,893,62 192 9,00,921,86 195 11,00,951,50 23 8,40,980,48
За даними таблиці будуємо карту залишкових ефективних нефтенасищенних товщин (карта ізопахіт). Для зручності знаходження обсягів і для подальших розрахунків будуємо її на міліметрівці.
Побудова карти проводиться таким чином:
. За координатами наносяться точки свердловин, в знаменнику номер свердловини, а в чисельнику ефективна нефтенасищенная товщина.
. Вибираємо перетин ізопахіт і проводимо інтерполяцію відповідну цим перетинах.
Підрахунок обсягів зон дренування по поклади пласта
Таблиця №11 Підрахунок обсягів зон дренування по поклади пласта
Межі толщінСредняя товщина пласта, h, мЗамеренная площа, см 2 Площа поклади, м 2 з урахуванням масштабу F, (M 1: 10000) Обсяг зони дренування, тис. м 3, V=Fh0 - 216.5900009854- 6415.8680003751360
Знаючи обсяг поклади, визначаємо залишкові балансові запаси нафти за формулою (2) при заданих параметрах:
m - коефіцієнт пористості=0,24 д.ед,
а - коефіцієнт нефтенасищенності=0,95 д.ед.
щільність нафти в поверхневих умовах,=0,899 т/м3
?- Перерахункових коеф., Що враховує усадку нафти,? =1/b, де b об'ємний коеф. ?=0,941
Qбал.ост.=vm а? (2)
Qбал.ост=13600,240,950,8990,941
Qбал.ост=262,3 тис. т
Доступний коефіцієнт нафтовіддачі в промитої зоні пласта визначається за формулою (3):
; (3)
накопичена видобуток нафти за весь період розробки дорівнює 101...
