Підрахунок запасів нафти статистичним методом
7.1 МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ
Метою даної роботи є набуття студентами практичних навичок з підрахунку запасів нафти статистичним методом, які використовуються для підрахунку запасів на стадії виснаження нафтових родовищ.
Студенти під час виконання лабораторної роботи повинні навчитись:
- використовувати зв’язки між попередніми і подальшими середньодобовими дебітами нафти по свердловинах за допомогою кореляційної таблиці;
- навчитись визначати кількість граф в кореляційній таблиці в залежності від місткості інтервалу логарифмів;
- навчитись розносити в кореляційній таблиці точки співставлення кожної пари середньодобових дебітів по шкалі попередніх середньодобових дебітів і по шкалі подальших середньодобових дебітів;
- навчитись визначати, користуючись кореляційною таблицею, місячні (або річні) коефіцієнти зміни дебітів;
- навчитись складати необхідні допоміжні таблиці для проміжних розрахунків;
- навчитись розраховувати залишкові запаси по експлуатаційному фонду свердловин;
- навчитись розраховувати залишкові запаси нафти по новому фонду свердловин;
- навчитись розраховувати залишкові запаси нафти по продуктивному пласту по старому і новому фонду свердловин разом;
- навчитись підраховувати запаси нафти статистичним методом вручну і за допомогою ЕОМ.
7.2 ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ
Найбільш поширений статистичний метод підрахунку запасів нафти, заснований на вивченні характеру зв'язку між попередніми і подальшими середньодобовими дебітами нафти по свердловинах. Цей зв'язок краще всього знайти за допомогою логарифмічної кореляційної таблиці, яка складається за даними свердловин, що знаходяться або знаходилися в експлуатації. В промисловій практиці для побудови такої таблиці використовуються середньодобові дебіти за місяць. В запропонованому завданні у вигляді початкових даних приведені середньодобові дебіти по свердловинах за рік (табл. 7.1). Це дозволяє значно скоротити загальний об'єм таблиці початкових даних. Принципово ж методика підрахунку запасів нафти на підставі середньодобових дебітів за рік нічим не відрізняється від розрахунку по середньодобових дебітах за місяць.
Слід мати на увазі, що статистичний метод підрахунку запасів нафти не може застосовуватися в тих випадках, коли проводяться заходи по дії на пласт або інтенсифікації видобутку. Ним користуються на даний час, в основному, лише на старих виснажених родовищах при підрахунку залишкових запасів, визначення яких іншими методами затруднено через відсутність вихідних даних. Таким чином, застосування статистичного методу в даний час є досить обмежено. Проте методичні прийоми підрахунку запасів нафти статистичним методом можуть бути використані при вивченні різних геологічних зв'язків, при визначенні ефективності застосування заходів щодо дії на пласт і т.д. Коефіцієнт зміни дебітів, визначений статистичним методом, може бути в окремих випадках використаний при плануванні видобутку нафти. Нарешті у ряді випадків по старих виснажених родовищах Передкарпаття, Дніпрово-Донецької западини та інших підрахунок залишкових запасів нафти може бути проведений тільки статистичним методом. В запропонованому завданні детально викладена методика побудови середньої кривої падіння дебіту і показано використовування статистичного методу для підрахунку запасів нафти.
7.3 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ
Виконання завдання починають з визначення числа граф, що характеризує розміри кореляційної таблиці. Для цього на підставі даних таблиці 7.2 спочатку знаходять мінімальний і максимальний середньодобові дебіти по експлуатаційних свердловинах. Потім визначають логарифми величин цих дебітів і їх різницю. В нашому прикладі граничні дебіти рівні 55,6 т/доб і 6,3 т/доб; lg 55,6 = 1,745; lg 6,3 = 0,799, різниця логарифмів буде 1,745 - 0.779 = 0,946. Отримана різниця логарифмів, поділена на прийняту місткість інтервалу 0,1* і визначає кількість граф кореляційної таблиці. В нашому прикладі при місткості інтервалу 0,1 кількість граф буде рівна 10 (0,946:0,1), а кореляційна таблиця складається за формою таблиці 7.2.**
Попередні і подальші дебіти в цій таблиці характеризуються певними значеннями середніх логарифмів, межами логарифмів і межами чисел. Останні є антилогарифмами крайніх логарифмів даного інтервалу і даються в кореляційній таблиці для зручності розноски даних про середньодобові дебіти по свердловинах. Для більш об'єктивного і чіткого розділення дебітів по інтервалах (класах) граничні межі чисел кореляційної таблиці мають не одні і ті ж значення (чисельний вираз більшої межі в кожному нижньому інтервалі береться на 0,1 т/доб. менше чисельного значення меншої межі вищерозміщеного інтервалу). Наприклад, якщо менша межа самого верхнього інтер-валу складає 44,7 т/доб, то більша межа наступ-ного за ним нижнього інтервалу береться не 44,7 т/доб., а на 0,1 т/доб, менше, тобто 44,6 т/доб і т.д.
Таблиця 7.1 - Вихідні дані
| № св | Координати устя свердловин, м | Альти туда устя, м | Глибина залягання покрівлі пласта, м | Середньодобові дебіти по роках експлуатації свердловин, т/доб | ||||||||||
| х | у | |||||||||||||
| 55,6 | 43,4 | 32,7 | 22,0 | 16,5 | 14,5 | 11,8 | 9,7 | 7,2 | 6,5 | |||||
| 45,0 | 34,3 | 29,0 | 21,3 | 17,5 | 11,0 | 8,0 | 7,6 | 7,1 | 6,9 | |||||
| - | 46,3 | 33,5 | 22,0 | 18,3 | 16,4 | 14,3 | 11,8 | 11,2 | 9,0 | |||||
| 46,5 | 39,6 | 25,4 | 23,1 | 20,7 | 16,2 | 12,7 | 11,8 | 9,2 | 9,0 | |||||
| 27,5 | 24,8 | 17,5 | 15,5 | 12,1 | 9,3 | 9,0 | 7,8 | 7,2 | 6,3 | |||||
| - | - | - | - | - | - | 45,3 | 34,8 | 27,3 | 21,6 | |||||
| - | 38,2 | 29,7 | 23,5 | 19,4 | 18,0 | 16,8 | 14,2 | 12,7 | 11,3 | |||||
| - | - | - | - | 45,0 | 36,2 | 27,3 | 21,3 | 18,3 | 13,5 | |||||
| - | - | - | - | 13,7 | 11,8 | 10,7 | 9,1 | 8,9 | 8,5 | |||||
| - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |||||
| - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |||||
| - | - | - | - | - | - | 11,0 | 10,2 | 8,5 | 7,6 | |||||
| - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |||||
| - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Примітка: Свердловини №10,11,13 і 14 при випробуванні дали воду.
Після визначення числа граф кореляційної таблиці і її побудови приступають до розноски фактичних даних. Розноска дебітів здійснюється по кожній свердловині окремо шляхом послідовного співставлення кожної пари середньодобових дебітів. В нашому прикладі початковою парою дебітів першої свердловини є55,6 т/доб і 43,4 т/доб. Перший з цих дебітів є попереднім, а другий - подальшим.
Крапка, що характеризує дану пару дебітів в кореляційній таблиці, за шкалою попередніх дебітів потрапляє в інтервал 56,2 - 44,7, і за шкалою подальших дебітів - в інтервал 44.6 - 35,5. Наступною парою є дебіти 43,4 т/доб і32.7 т/доб, перший з яких є попереднім, а другий - подальшим. Крапка, відповідна цій парі дебітів, за шкалою попередніх дебітів потрапляє в інтервал 44,6 - 35,5, а за шкалою подальших дебітів - в інтервал 35,4 - 28,2 і т.д.
Користуючись таким співставленням, в кореляційну таблицю заносять всі значення дебітів по всіх експлуатаційних свердловинах. В нашому прикладі остаточна розноска крапок виглядатиме так, як вказано в таблиці 7.3.
Як видно з таблиці 7.3, кожному попередньому дебіту, що характеризується одним середнім логарифмом (крайня ліва вертикальна графа таблиці), відповідають декілька різних засвоїм значенням подальших дебітів. Так, в нашому прикладі попередньому дебіту, що має значення 1,7, відповідають подальші дебіти 1,6 (три значення) і 1,5, (три значення), а попередньому дебіту 1,6 - значення подальших дебітів, рівні 3,5; 1,5; 1,4; 1,4 і т.д.***
При побудові вірогідної кривої продуктивності і розрахунку запасів нафти по ній для кожного значення попереднього дебіту необхідно знайти лише одне середнє значення подальшого дебіту. Це значення знаходиться як середньоарифметично зважена величина із всіх подальших дебітів, відповідних даному попередньому.
__________________
*Місткість інтервалу залежить від фактичних даних. Зазвичай вона береться рівною 0,2, 0,1 або 0,05. При виборі місткості інтервалу в даному випадку потрібно прагнути того, щоб кореляційна таблиця мала не більше 10—15 граф (частіше всього місткість інтервалу логарифмів приймається рівній 0,1)
**Необхідно помітити, що при заповненні кореляційної таблиці необхідно праворуч від неї залишити вільне місце для розрахунків, які будуть потрібні надалі.
*** Ця особливість, коли одному і тому ж значенню однієї змінної відповідають дещо різні значення іншої змінної, визначає собою статистичний зв’язок між змінними.
Таблиця 7.2 - Кореляційна таблиця
| Подальші дебіті Попередні дебіти | Середній логарифм | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,0 | 0,9 | 0,8 | |
| Межі логарифмів | 1,75-1,65 | 1,65-1,55 | 1,55-1,45 | 1,45-1,35 | 1,35-1,25 | 1,25-1,15 | 1,15-1,05 | 1,05-0,95 | 0,95-0,85 | 0,85-0,75 | ||
| Середні логарифми | Межі логарифмів | Межі в числах | 56,2-44,7 | 44,6-35,5 | 35,4-28,2 | 28,1- 22,4 | 22,3-17,8 | 17,7-14,1 | 14,0-11,2 | 11,1-8,9 | 8,8- 7,1 | 7,0- 5,6 |
| ... | ||||||||||||
| 1,7 | 1,75-1,65 | 56,2-44,7 | ||||||||||
| 1,6 | 1,65-1,55 | 44,3-35,5 | ||||||||||
| 1,5 | 1,55-1,45 | 35,4-28,2 | ||||||||||
| 1,4 | 1,45-1,35 | 28,1-22,4 | ||||||||||
| 1,3 | 1,35-1,25 | 22,3-17,8 | ||||||||||
| 1,2 | 1,25-1,15 | 17,7-14,1 | ||||||||||
| 1,1 | 1,15-1,05 | 14,0-11,2 | ||||||||||
| 1,0 | 1,05-0,95 | 11,1-8,9 | ||||||||||
| 0,9 | 0,95-0,85 | 8,8-7,1 | ||||||||||
| 0,8 |  0,85-0,75
| 7,0-5,6 |
В нашому прикладі для першого попереднього дебіту (1,7) значення середнього (зваженого по частоті) подальшого дебіту буде рівне (1,6х3+1,5х3):6=1,55; для другого попереднього дебіту (1,6) значення середнього подальшого дебіту рівне (1,5х2+1,4х2):4=1,45 і т.д. По отриманих значеннях попередніх і середніх подальших дебітів будується вірогідна крива продуктивності (рис. 7.1).
Зазвичай, вірогідна крива продуктивності є ламаною лінією. Тому для подальшої екстраполяції слід провести згладжування подальших дебітів за методом ковзаючої середньої або аналітичним методом. Потім вірогідна крива продуктивності будується повторно, вже на підставі знову отриманих згладжених значень подальших дебітів.
Рисунок 7.1 - Вірогідна крива продуктивності
Розрахунки всіх подальших дебітів (а тим самим і обчислення промислових залишкових запасів нафти) звичайно проводяться не графічним дослідженням їх по вірогідній кривій продуктивності, а аналітично, шляхом попереднього обчислення місячних (річних) коефіцієнтів зміни (падіння) для різних інтервалів дебіту.
Місячний (річний) коефіцієнт зміни дебіту є відношення подальшого середньодобового дебіту до попереднього, або різниця логарифмів подальшого і попереднього середньодобових дебітів по місяцях (роках).
Маючи дані, отримані на підставі кореляційної таблиці про попередні і подальші дебіти, можна визначити місячні (або річні) коефіцієнти зміни дебітів. Їх одержують шляхом віднімання логарифма числового значення попереднього дебіту з логарифма подальшого дебіту для кожного інтервалу кореляційної таблиці (табл. 7.4)
Таблиця 7.4 - Визначені місячні (або річні) коефіцієнти зміни дебітів
| Попередній дебіт (логарифми) | Середній подальший дебіт (логарифм) | Інтервал в числах | Річний коефіцієнт зміни дебіту | Річний коефіцієнт зміни дебітів для укрупненого інтервалу | |
| 1,7 | 1,550 | 56,2-44,7 | _ 1,850 | 0,708 | |
| 1,6 | 1,450 | 44,6-35,5 | _ 1,850 | 0,708 | 0,717 |
| 1,5 | 1,367 | 35,4-28,2 | _ 1,867 | 0,736 | |
| 1,4 | 1,314 | 28,1-22,4 | _ 1,914 | 0,820 | |
| 1,3 | 1,222 | 22,3-17,8 | _ 1,922 | 0,836 | 0,836 |
| 1,2 | 1,130 | 17,7-14,1 | _ 1,930 | 0,851 | |
| 1,1 | 1,044 | 14,0-11,2 | _ 1,944 | 0,879 | |
| 1,0 | 0,950 | 11,1-8,9 | _ 1,950 | 0,891 | 0,892 |
| 0,9 | 0,857 | 8,8-7,1 | _ 1,957 | 0,906 |
Більш менш схожі коефіцієнти зміни дебітів для скорочення подальших розрахунків можна об'єднати в укрупнені інтервали (див. табл. 7.4, графу 6).
Таблиця 7.3 - Кореляційна таблиця з розноскою фактичних даних
| Подальші дебіті Попередні дебіти | Середній логарифм | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,0 | 0,9 | 0,8 | Кількість даних | Сума логарифмів подальших дебітів | Середній подальший дебіт в логорифмах | |
| Межі логарифмів | 1,75-1,65 | 1,65-1,55 | 1,55-1,45 | 1,45-1,35 | 1,35-1,25 | 1,25-1,15 | 1,15-1,05 | 1,05-0,95 | 0,95-0,85 | 0,85-0,75 | |||||
| Середні логарифми | Межі логарифмів | Межі в числах | 56,2-44,7 | 44,6-35,5 | 35,4-28,2 | 28,1- 22,4 | 22,3-17,8 | 17,7-14,1 | 14,0-11,2 | 11,1-8,9 | 8,8- 7,1 | 7,0- 5,6 | |||
| ... | |||||||||||||||
| 1,7 | 1,75-1,65 | 56,2-44,7 | . . . | . . . | 9,3 | 1,550 | |||||||||
| 1,6 | 1,65-1,55 | 44,3-35,5 | . . . . | . . | 5,8 | 1,450 | |||||||||
| 1,5 | 1,55-1,45 | 35,4-28,2 | . | . . | . . . | 8,2 | 1,367 | ||||||||
| 1,4 | 1,45-1,35 | 28,1-22,4 | . . | . . . . | . | 9,2 | 1,314 | ||||||||
| 1,3 | 1,35-1,25 | 22,3-17,8 | . . . | . . . . . | . | 11,0 | 1,222 | ||||||||
| 1,2 | 1,25-1,15 | 17,7-14,1 | . . . . | . . . . . | . | 11,3 | 1,130 | ||||||||
| 1,1 | 1,15-1,05 | 14,0-11,2 | . . . . | . . . . . | 9,4 | 1,044 | |||||||||
| 1,0 | 1,05-0,95 | 11,1-8,9 | . . . . . | . . . . . | 8,5 | 0,950 | |||||||||
| 0,9 | 0,95-0,85 | 8,8-7,1 | . . . . | . . . | 6,0 | 0,857 | |||||||||
| 0,8 | 0,85-0,75
|  7,0-5,6
|
Для більш об'єктивного виділення цих укрупнених інтервалів зазвичай користуються графіком, на підставі якого середнє значення коефіцієнта зміни в укрупненому інтервалі визначається як середня величина значень цих коефіцієнтів по інтервалах, що входять в даний укрупнений інтервал (рис. 7.2). Ці середньоарифметичні величини були вказані також в графі 6 табл. 7.4.
Після визначення річних (або місячних) коефіцієнтів зміни дебітів і об'єднання їх у відповідні укрупнені інтервали (групи) можна приступити до підрахунку залишкових запасів нафти по існуючому експлуатаційному фонду свердловин. Для цього складається розрахункова таблиця за формою таблиці 7.5.
Таблиця 7.5 - Розрахункова таблиця
| № № груп по інтервалах дебітів | Інтервали середньодобових дебітів т/доб. | Число свердловин, що знаходяться в експлуатації на дату розрахунку | Середньодобовий дебіт на одну свердловину групи, т/доб. | Річний коефіцієнт зміни дебіту для інтервалу |
| 56,2-28,2 | - | - | 0,717 | |
| 28,2-14,1 | 21,60 | 0,836 | ||
| 14-0,3 | 8,73 | 0,892 |
Номери груп по укрупнених інтервалах дебітів даються зверху вниз по порядку. Інтервали середньодобових дебітів (укрупнені інтервали) і річні коефіцієнти змін дебітів беруться з табл. 7.4. Для визначення числа свердловин, що знаходяться в експлуатації на дату розрахунку ( що входять до тієї або іншої групи), а також середньодобового дебіту, що доводиться на одну експлуатаційну свердловину, за вихідними даними (табл.7.2) складається допоміжна таблиця 7.6.
|
Подальший дебіт (логарифм)
Рисунок 7.2 - Графік визначення середніх коефіцієнтів зміни дебітів по укрупнених інтервалах.
В таблиці 7.6 відсутні свердловини, що відносяться до першого інтервалу з дебітами 56,2 — 28,2 т/доб оскільки свердловини, що знаходяться в експлуатації в перед розрахунковому році, останньому році експлуатації, що передував даті підрахунку, не мали подібних середньодобових дебітів. До другого інтервалу дебітів (28,1-14,1 т/доб) відноситься тільки одна свердловина (№6). Її середньодобовий дебіт передрозрахункового року рівний 21,6 т/доб. До третьої групи дебітів відносяться дев'ять свердловин: № № 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 і 12. Сума середньодобових дебітів передрозрахункового року складає 78,6 т/доб. Середній середньодобовий дебіт, що припадає на одну свердловину буде рівний 78,6 т/доб : 9 = 8,73 т/доб.
Таблиця 7.6 - Допоміжна таблиця для визначення груп свердловин відповідно інтервалу дебіту
| №№ свердловин | Середньодобовий вхідний дебіт, т/доб | №№ груп, відповідно інтервалу дебіту |
| 6,5 | ||
| 6,9 | ||
| 9,0 | ||
| 9,0 | ||
| 6,3 | ||
| 21,6 | ||
| 11,3 | ||
| 13,5 | ||
| 8,5 | ||
| 7,6 |
Розрахунок залишкових запасів по експлуатаційному фонду свердловин проводиться за формулою геометричної прогресії для кожної групи свердловин окремо. При цьому потрібно враховувати, що кожна група свердловин працюватиме від середнього вхідного дебіту до мінімального рентабельного дебіту *.
В прикладі, що наводиться, як вже наголошувалося, свердловини з вихідними дебітами, які відповідають першій групі дебітів (56,2 т/доб - 28,2 т/доб) відсутні. До другого інтервалу відноситься лише свердловина №6 з вхідним дебітом 21,6 т/доб.
________________________
* Під мінімальним рентабельним дебітом розуміють граничний дебіт, при якому ще раціонально експлуатувати свердловину. В кожному випадку він визначається виходячи з конкретних умов. Орієнтовно при розрахунках можна користуватися наступними величинами мінімального рентабельного дебіту: при глибинах свердловин до 500 м - 0,05 т/доб, 500 - 800 м - 0,2 т/доб, 800 - 1200 м- 0,2 т/доб> 1200 м - 0,3 т/доб.
 |
Сумарічних середньодобових дебітів S1 при роботі цієї свердловини в другому інтервалі відвхідного дебіту а1, рівного 21,6 т/доб, до кінцевого дебіту свердловин даного інтервалу а2, рівного 14,1 т/доб, з коефіцієнтом зміни дебіту k1 відповідно даному інтервалу і рівним в нашому випадку - 0,836, визначається із співвідношення:
 |
Сума річних середньодобових дебітів при подальшій роботі цієї свердловини в третьому інтервалі від дебіту, рівного 14,1 т/доб, до мінімального рентабельного дебіту відповідно буде складати
Залишковий запас нафти для цієї свердловини знаходять по рівності
,
де цифра 365 - кількість діб в році
0,9 - умовний коефіцієнт експлуатації свердловин;
п - кількість свердловин в даній групі.
В нашому випадку Q1 = (34,6+ 114,0)·365·0,9 = 48815,1 т.
 |
Аналогічно цьому знаходять суму річних середньодобових дебітів (S'1) для третьої групи свердловин:
Залишковий запас нафти для цієї групи свердловин складає:
Q2 = 69,6-365·0,9·9 = 205772,4т.
Сумарний залишковий запас нафти для всього експлуатаційної фонду свердловин складе:
Q1 = Q1+Q2 = 48815,1+205772,4 = 254587,5 т
Залишковий запас нафти по нових свердловинах визначають за допомогою тих самих коефіцієнтів зміни дебітів по тих же укрупнених інтервалах. Для цього заздалегідь необхідно визначити кількість нових свердловин і їх початкові середньодобові дебіти. Для визначення цих показників треба побудувати структурну карту, визначити границі покладу нафти і розмістити нові (проектні) свердловини на нафтоносній площі, виходячи з прийнятої системи розробки і заданого значення кінцевого ступеня ущільнення *.
Визначення відстані між свердловинами при умові проектування нових свердловин по трикутній сітці проводиться за формулою:
,
де у – прийнята відстань між свердловинами, м;
f – кінцевий ступінь ущільнення, м2.
Користуючись цією формулою, на основі заданого чисто умовного значення f визначається відстань між свердловинами і будується сітка рівносторонніх трикутників, сторони яких рівні знайденому значенню у (рис. 7.3). На цю сітку накладається структурна карта з таким розрахунком, щоб максимальна кількість точок сітки співпала з вже наявними експлуатаційними свердловинами. Нові свердловини за умови їх рівномірного розміщення на відстанях, рівних у, повинні розташовуватися у „вільних” точках сітки в межах контуру нафтоносності. Їх слід перенести на структурну основу і намітити умовним знаком, відмінним від позначення старих свердловин (рис. 7.4).
Для визначення величини початкового дебіту по нових свердловинах будується карта поточних середньодобових дебітів по експлуатаційних свердловинах. Для цього на структурній основі, на яку вже були нанесені старі і нові свердловини, біля кожної старої свердловини надписується середньодобовий дебіт останнього року експлуатації. Потім за цими даними виділяються ділянки, що характеризуються приблизно однаковими дебітами (рис.7.5). Маючи на увазі, що кожна нова свердловина, пробурена в межах певної ділянки, матиме початковий дебіт, рівний середньо-арифметичному значенню середньодобових дебітів по старих свердловинах, що входять в межі цієї ділянки.**
В нашому прикладі, як видно з рис. 7.6 в межах покладу виділяються два поля дебітів: одне з величинами більше 10 т/доб, а інше менше 10 т/доб. Середньодобовий дебіт на одну свердловину в межах першого поля складає 15,5 т/доб, в межах другого поля — 7,7 т/доб.
_______________
*Слід мати на увазі, що кінцевий ступінь ущільнення (або умовна площа дренажу) значною мірою є величиною умовною. Але нею доводиться користуватися для визначення кількості нових свердловин при статистичному методі підрахунку запасів нафти.
**Коли коливання дебітів на всій площі покладу не є значними або коли немає певної закономірності в розподілі дебітів за площею покладу середній початковий дебіт для нових свердловин визначається як середньоарифметична величина по всіх значеннях середньодобових дебітів старих свердловин.
Рисунок 7.3 - Сітка умовного рівномірного розміщення нових свердловин
|
1 - ізогіпси покрівлі пласта;
2 - контур нафтоносності;
3 - свердловини експлуатаційного фонду;
4 - проектні свердловини;
5 - свердловини, що дали при опробуванні воду.
Рисунок 7.4 - Структурна карта і план розташування свердловин
|
1- свердловини експлуатаційної фундації; 2 - проектні свердловини;
3 - контур нафтоносності; 4 - межа полів дебітів.
Рисунок 7.5 - Карта поточних середньодобових дебітів
На підставі знайденої таким чином кількості нових свердловин і їх початкового середньодобового дебіту складається розрахункова таблиця 7.8.
Таблиця 7.7 - Розрахункова таблиця
| №№ групи по інтервалах дебіту | Інтервали середньодобових дебітів | Число нових свердловин в даній групі дебітів | Початковий середньодобовий дебіт на одну свердловину т/доб | Річний коефіцієнт зміни дебіту |
| 56.2-28,2 | _ | _ | 0,717 | |
| 28.2-14,1 | 15,5 | 0,836 | ||
| 14,1-0,3 | 7,7 | 0.892 |
Подальші розрахунки ведуться аналогічно розрахункам по старих свердловинах з тією тільки різницею, що в першому інтервалі роботи для кожної групи
 |
нових свердловин формула геометричної прогресії матиме вигляд:
а в подальших інтервалах ця формула буде аналогічна тій, яка була прийнята для старих свердловин. В нашому випадку сума річних середньодобових дебітів для інтервалу 28,2 - 14,1т/доб і буде складати:
 |
а для наступного інтервалу
 |
Залишкові запаси нафти для шести нових свердловин при роботі їх від початкового вхідного дебіту 15,5 т/доб до мінімального рентабельного дебіту 0,3 т/доб будуть складати:
Q'1 =(22.6 + 114.0)·365·0.9·6 = 269238.6 т
Сума річних середньодобових дебітів для другої групи нових свердловин складе
 |
а залишковий запас для цієї групи
Q''2 =68.8·365·0.91·6 =361612.8 т
Сумарний залишковий запас нафти по всіх нових свердловинах буде складати:
Qн=Q'1 +Q'2= 269238.6+361612.8=630851.4 т
Загальний залишковий запас нафти по пласту в цілому буде рівний:
Qпром=Q1 +Qн=254587,5+630851,4=885438,9 т
Пояснювальна записка по виконанню справжнього завдання повинна містити в собі всі побудови та розра-хунки, які дають можливість перевірити правильність отриманих результатів.
7.4 ОФОРМЛЕННЯ ЗВІТУ
Виконана лабораторна робота повинна бути представлена у вигляді пояснювальної записки. Пояснювальна записка повинна містити в собі всі необхідні графічні побудови, таблиці та розрахунки, які дають можливість перевірити правильність отриманих результатів. Підрахунок залишкових запасів статистичним методом має бути зроблений вручну і за допомогою ЕОМ.
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1 Що покладено в основу статистичного методу підрахунку запасів нафти?
2 На яких нафтових родовищах і за яких умов може бути застосований статистичний метод підрахунку залишкових запасів нафти?
3 Як визначається число граф, що визначають розмір кореляційної таблиці?
4 Як робиться розноска фактичних даних в кореляційній таблиці?
5 Як визначається середній подальший дебіт в логарифмах?
6 Як будується вірогідна крива продуктивності?
7 Який вид має формула підрахунку залишкових запасів нафти по існуючому експлуатаційному фонду свердловин для першої групи свердловин окремо?
8 Який вид має формула підрахунку залишкових запасів нафти по існуючому експлуатаційному фонду свердловин для останньої групи свердловин окремо?
9 Як визначається сумарний залишковий запас нафти для існуючого експлуатаційного фонду свердловин?
10 Як визначається кількість нових свердловин, які необхідно пробурити на даний поклад відповідно обраної системи розробки?
11 Які дані використовуються з підрахунку залишкових запасів нафти по існуючому експлуатаційному фонду свердловин для підрахунку залишкових запасів нафти по фонду нових свердловин?
12 Який вигляд має формула по підрахунку залишкових запасів нафти по новому фонду свердловин для першої групи свердловин окремо?
13 Який вигляд має формула по підрахунку залишкових запасів нафти по новому фонду свердловин для останньої групи свердловин окремо?
14 Як визначається загальний залишковий запас нафти покладу в цілому?
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №8