Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.

Границы толщин	Средняя толщина пласта, h, м	Замеренная площадь,см^2	Площадь залежи, м^2с учётом масштаба F, (M 1:10000)	Объём зоны дренирования,тыс.м^3 ,V = Fh
0 – 2	1	10.5	55000	185
2 – 4	2	26.8	90000	504
4 – 6	4	5.84	8400	42
6 – 8	5	3.8	5000	36
				767

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,13 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,85 д.ед.

плотность нефти в поверхностных условиях, =0,861 т/м³

Θ – пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, θ = 1/b , где b объемный коэф. = 1,037; θ=0,964

Q_{бал.ост .}= vm аθ (2)

Q_{бал.ост} = 7670,210,790,8260,915

Q_{бал.ост}= 56,3 тыс. т

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (3):

; (3)

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 2330,2 тыс.т.; Q_{бал.ост} – начальные балансовые запасы нефти, равные 8289 тыс.т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Полученный КИН 0,279 выше проектного 0,273 на 01.01.13. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки. Прежде всего это связано с несоответствием проектной и фактической обводнености скважин, а также суточного дебита добывающего фонда скважин Таким образом, проведенный анализ показал:

- Наряду с системой ППД на характер обводнения скважин влияет и пластовая система. Извлечение нефти происходит за счет нагнетания воды и подъема ВНК.

2.7. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки.

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется эффективно.

- близкие значения показателей степени выработки 88,2% и обводненности 88,5% косвенно определяют эффективность разработки;

- Фактические годовые отборы жидкости в 2008-2012г.г. были ниже проектных (не превышали 67 - 87% от проектного уровня.)

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки. Полученный КИН 0,279 выше проектного 0,273 на 01.01.13. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.;

Для наиболее полной и эффективной выработки запасов нефти пласта необходимо:

- бурение проектных скважин на неохваченных выработкой участках залежи в зонах максимальных остаточных нефтенасыщенных толщин;

- внесение корректив в существующую систему ППД;

- внедрение методов физико- химического воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№ 89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№ 198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть.