101
Статистический метод
В рамках данного метода проводится оценка коэффициента нефтеотдачи пласта
Ю
1
1
по статистической модели (авторы Хавкин А.Я., Гомзиков В.К.), расчетное уравнение
которой имеет вид:
КИН=0.3086–0.0026h–0.391m+0.183Lg(Кпр)+0.293b+0.305f–0.011μ–0.0056τ.
Используемые в модели параметры обозначены следующим образом:
h - нефтенасыщенная толщина, м (4 м);
m - пористость, д.ед (0.18);
Кпр – проницаемость, мкм
2
(0.0195 мкм
2
по данным ГДИ);
b - пересчетный коэффициент, д.ед (0.83);
f – обводненность, д.ед (0.98);
μ - отношение вязкостей нефти и воды, д.ед (2.9);
τ - темп отбора от НИЗ, % (5.5%).
В итоге получено значение 0.394, подтверждающее верность результатов
гидродинамических расчётов.
Газоотдача. Конденсатоотдача.
В соответствии с принятыми подходами для газового и газоконденсатного
месторождения (залежи) принимаем КИГ равным 1 при Ру = 1 атм., а КИК – по
результатам лабораторных исследований при условии достижения КИГ = 100 %.
Данный подход оптимистичен, т.к. минимальное устьевое давление на
разрабатываемом месторождении не может быть ниже 12-15 атм ввиду технологической и
технической особенности компрессорной станции
. Потому КИГ=1 явно не достижим.
По методике ГКЗ [6] потенциально возможный конечный КИГ определяется
величиной суммарной добычи газа из залежи (эксплуатационного объекта) за период с
начала разработки до момента времени, когда пластовое давление снижается до давления
в 1 атм.
Технологически достижимый конечный потенциальный КИГ определяется
величиной суммарной добычи газа из залежи (эксплуатационного
объекта) за период с
начала разработки до момента времени, когда пластовое давление снижается до величины
давления «забрасывания», эта величина добычи достигнутой на момент прекращения
эксплуатации добывающих скважин по технологическим причинам (например, вследствие
обводнения), либо в связи с возможностями использования техники и технологии
эксплуатации скважин для заключительной стадии эксплуатации.
На степень извлечения
газа влияют две группы факторов: природные
(геологические)
и так называемые неприродные.
Природные факторы определяются естественными условиями, связанными с
формированием залежей и геологическими характеристиками конкретного региона, в
котором они расположены. К основным природным факторам относятся характеристики
продуктивного горизонта (пласта), с которым связана рассматриваемая залежь (объект
разработки):