о параметру описується гамма-розподілом або розподілом Вейбулла. Зональна неоднорідність проникності, товщин, коефіцієнта продуктивності встановлюється за фактичними даними на розглянутому родовищі із залученням аналогічних даних за іншими родовищам з подібним геологічною будовою. Велику складність представляє оцінка пошарової неоднорідності пластів, особливо по карбонатним відкладенням. Цей вид неоднорідності в рамках прийнятої моделі визначає характер обводнення поклади і кінцеву нефтеотдачу пласта. І?? вихідна послойная неоднорідність перетворюється в розрахункову з урахуванням впливу на нерівномірність витіснення нафти, відмінності вязкостей витісняючою і витісняється рідин, геометрії розміщення свердловин, системи заводнення, язикообразованія, зональної неоднорідності пластів та інших факторів. Прийнята розрахункова модель є достатньо повною, враховує основні особливості фільтрації рідини в неоднорідному пласті. Використовуваний при цьому імовірнісний підхід обліку спільного впливу багатьох факторів на нерівномірність витіснення нафти дозволяє уникнути великих математичних труднощів, що виникли при вирішенні цих завдань строгими гідродинамічними методами.
У даній роботі для розрахунку технологічних параметрів розробки був обраний горизонт Д1. За даним горизонту буде зроблено розрахунок з метою спостереження за зміною динаміки процесу розробки, коефіцієнта вилучення нафти, дебітів свердловин, пробурити цей горизонт, обводнення і т.д. За отриманими даними буде складено прогноз поведінки пластів-колекторів при заданій системі розробки. Горизонт Д1 обраний з урахуванням геологічних параметрів, як найбільш продуктивний, наявність великих запасів нафти і газу (в основному попутного), хорошими колекторськими властивостями, і відповідний для активного залучення його в промислову розробку.
4. РОЗРАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ РОЗРОБКИ
. 1 Методика розрахунку
I. Підготовка вихідних геолого-фізичних даних, визначення зональної неоднорідності пласта.
Зональна неоднорідність пласта визначається за допомогою коефіцієнта варіації
(1)
де n - загальне число замірів продуктивності (дебіту) свердловин;
Ki - продуктивність (дебіт), відповідна i-му заміром.
II. Розрахунок показників розробки для умовної поклади, яка характеризується геолого-фізичними параметрами.
. Знаходимо загальне число нагнітальних і видобувних свердловин:
(2)
де Sн - площа нафтоносності, м2;
Sс - щільність сітки, м2/скв.
. Визначаємо співвідношення видобувних і нагнітальних свердловин, при якому досягається максимум амплітудного дебіту:
(3)
де a - показник, що враховує відмінності середніх коефіцієнтів продуктивності нагнітальних і видобувних свердловин (залежить від зональної неоднорідності);
m * - коефіцієнт, що враховує відмінності подвижностей витісняє агента (води) і нафти в пластових умовах.
(4)
(5)
Виходячи з аналітичних розрахунків, доведено, що максимальний темп відбору основної частини видобутих запасів нафти досягається при початковому співвідношенні видобувних і нагнітальних свердловин, т. е. отримане вище значення збільшується в 1,2 рази.
. Визначаємо відносний коефіцієнт продуктивності свердловин, обираних під нагнітання води, n:
(6)
. Визначаємо функцію відносної продуктивності свердловин, j:
(7)
. Визначаємо амплітудний дебіт (можливий дебіт нафти поклади при одночасному (миттєвому) при розбурювання всіх свердловин (n0) і здійсненні необхідних технічних заходів) всієї розглянутої нафтового покладу (q0):
(8)
де? е - коефіцієнт експлуатації;
Kср - середній коефіцієнт продуктивності
(9)
Dp - який приймає перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин в розраховується варіанті, Па.
III. Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти.
1. Рухливі запаси нафти (Qп)
(10)
де Qб - балансові запаси нафти;
К1 - коефіцієнт сітки, що показує частку дреніруємой обсягу нафтових пластів при даній сітці свердловин:
(11)
де a - постійний коефіцієнт, що змінюється для різних пластів від 0,2 до 0,5; - площа, яка припадає на одну свердловину, км2;
К2 - коефіцієнт витіснення, що показує частку відбору дреніруемих запасів нафти при необмежено великий прокачуванні витісняється агента (води); цей коефіцієнт визначають за результатами досліджень на моделях пластів.
. Розрахункова послойная неоднорідність пласта, що визначається за допомогою коефіцієнта, знаходиться з...
