31Понятие о гидродинамических методах определения коэффициента извлечения нефти

методы моделирования процессов фильтрации. Моделирование разработки месторожд у/в можно разделить на 4 этапа:

- выбор гидродинам модели для описания фильтрации флюида в пласте

- построение геолог модели пласта, переход от геологич к гидродинамич и прогноз технологич показателей разработки

- адаптация модели по истории разработки, решение обратных задач,т е опред хар-тик модели,кот оставались неопределенными.

- анализ модели, ее корреляция по мере накопления новой информации об изуч объекте, постепенный переход к постоянно действующей новой модели.

На основе гидродинамич модели получаем проектную величину добычи, кот по существу являются извлек запасы. Если добычи не было, то это начальные запасы.

Гидродинам модели сост из нескольких блоков:

1 блок геологической интерпретации геол-геофизич информации

2 блок гидродинамич, кот хар-ет собой выбранную математич модель процесса извлечения нефти

3 модуль декомпозиции больших пластовых систем и определение технологич процессов разработки

4 модель идентификации параметров пласта по данным истории разработки

5 модуль определения ТЭ показателей разработки на основе кот выбирается рациональный вариант разработки

на основе гидродинам моделей рассчитываются ТЭОКИН

После того как опред извлек запасы путем деления их на геолог запасы получают коэф. КИН

КИН= Квыт*Кохв

Квыт = Кнн-Кост нн/Кнн

32 Методы оценки перспективных ресурсов

Оценка перспективных ресурсов категории С3 осущ объемным методом. Qно= Fпер*hн*Коп*Кнн*ρст*θ

Если выполнено ГИС исслед на площади с помощью 3Д, то границы залежи с опред мерой условности можно установить по сейсмич данным с помощью импеданса. Для опред остальных параметров использ аналогия с соседними залежами.

Если 3Д нет, то в этом случае возможны 2 варианта:

1 применяют в том случае, если в пределах зон н/гнакопл установлено закономерное изменение отметок ВНК залежей по площади

2 С учетом заполнения ловушек. Применяется в том случае, если в пределах разведанных залежей установлены зоны выклинивания пластов и литол-фац замещения.

Ксреднев=ΣFabc1c2/ΣSк лов

ΣFabc1c2- сумма всех структур, пребывавших в бурении

ΣSк лов- сумма ловушек

Fпер= Ксреднев* ΣSк

Локализ ресурсы Д1л опред по таким же схемам, только имеют меньшую достоверность.

33 И 40 Подсчет запасов нефти и газа объемным метолом в стратиграфически ограниченных залежах, расчет объемов

Расчет объемов н/г насыщ коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей. В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в продуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с запасами категории С₁ определяется как Vс1=F_hCi*hнэф, а в границах площади с запасами категории С₂ находится из выражения

где F₁ F₂ — площади, ограниченные внешним и внутренним контурами нефтеносности; F₃—площадь зоны постепен­ного выклинивания коллектора; F4—площадь зоны отсутствия кол­л.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по общей схеме для пластовых залежей. Запасы неф и свобод газа подсчитываются по формулам объемного метода.