Эксперт по сдаче вступительных испытаний в ВУЗах
Расчет коэффициента извлечения нефти (КИН)
Выполним расчет по двум формулам для водонапорного режима разработки и с учетом типа коллектора. Провести сравнение результатов расчета с КИН для месторождения-аналога. Принять решение о предлагаемой величине КИН. Результаты свести в таблицу (3).
Для залежей в карбонатных и терригенных коллекторах при водонапорном режиме разработки (с ППД)
На основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири с применением методов многомерного регрессионного анализа получены следующие зависимости [1]
Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:
КИН= 0,195-0,0078µ
о + 0,082ℓgK + 0,00146t
о +0,0039h + 0,180К
п — 0,054Н
внз + 0,275S
н – 0,00086S = 0,195 — 0,0078*1+0,082*lg0,229+0,00146*50+ 0,0039*4,2+0,180*0,28 — 0,054*1,0 + 0,275*0,77- 0,00086*12,0 =0,482
Здесь относительная вязкость – отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды), K – средняя проницаемость пласта в мкм
2, t
о – начальная пластовая температура в
оС, h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м, К
п – коэффициент песчанистости в долях единицы, Н
внз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы, S
n – начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.
Для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме
КИН = 0,405–2,8µ
н × 10
–3 + 0,052ℓg
K·10
3+ 0,139
Кп – 0,15ℓg
Кр – 0,22
S.10
–3
Где
µ
н – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с
K – средняя проницаемость пласта в мкм2,
Кп – коэффициент песчанистости в долях единицы;
Кр – коэффициент расчлененности в долях единицы;
S – плотность сетки скважин, га/скв; принять 12 га/скв
Ссылка на первоисточник:
https://mmamos.ru
