Министерство образования и науки Российской Федерации Сибирский федеральный университет
ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Учебно-методическое пособие для практических занятий Электронное издание
Красноярск СФУ 2015
УДК 622.323(07) ББК 33.361я73 О-753
Составители: Безверхая Елена Владимировна Нухаев Марат Тохтарович О-753 Основы разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений : учеб.-метод. пособие для практических занятий [Электронный ресурс] / сост. : Е. В. Безверхая, Н. Т. Нухаев. – Электрон. дан. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2015. – Систем. требования: PC не ниже класса PentiumI; 128 Mb RAM; Windows 98/XP/7; Adobe Reader V8.0 и выше. – Загл. с экрана. Приведены три практические работы по основным темам курса: геология, свойства пластовых флюидов, поддержание пластового давления и эксплуатация месторождения. Предназначено для студентов программ бакалавриата направления подготовки 21.03.01.00.0 «Нефтегазовое дело. Бурение нефтяных и газовых скважин». УДК 622.323(07) ББК 33.361я73 © Сибирский федеральный университет, 2015
Электронное учебное издание Подготовлено к публикации СЭИ РИО БИК Подписано в свет 22.05.2015. Заказ № 1645 Тиражируется на машиночитаемых носителях Издательский центр Библиотечно-издательского комплекса Сибирского федерального университета 660041, г. Красноярск, пр. Свободный, 79 Тел/факс (391)206-21-49, 206-26-59 E-mail
[email protected], http://rio.sfu-kras.ru
ОГЛАВЛЕНИЕ
Практическая работа 1. ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНОЙ КАРТЫ И ПРОФИЛЯ СТРУКТУРЫ ЗАЛЕЖИ. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ ......................... 4 Практическая работа 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД ...... 11 Практическая работа 3. МОНИТОРИНГ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СИСТЕМАХ РАЗРАБОТКИ С ЗАВОДНЕНИЕМ ........................................................... 16
3
Практическая работа 1 ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНОЙ КАРТЫ И ПРОФИЛЯ СТРУКТУРЫ ЗАЛЕЖИ. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ Структурная карта это изображение в горизонтальной плоскости (на плане) линий пересечения изучаемой поверхности напластования (обычно кровли продуктивного горизонта) с горизонтальными плоскостями в масштабе. Эти линии называются стратоизогипсами. В географии при изображении рельефа аналогом структурной карты является топографическая карта. Исходными данными для выполнения работы являются: 1. Варианты расположения скважин на исследуемом участке месторождения. Работа выполняется в двух вариантах – сначала «а», а затем – «б». В варианте «а» исходят из предположения, что пробурено только 5 разведочных скважин (в таблице даны 5 цифр), в варианте «б» разработка этого же геологического участка ведется всеми 12 скважинами. Для каждого из вариантов необходимо построить структурную карту, профиль и посчитать количество извлекаемых запасов объемным методом. 2. Данные, приведенные в таблице 1. Поэтому, вариант задания для этой работы будет состоять из двух цифр. Первая – номер варианта расположения скважин «а» и «б», вторая – номер варианта для данных из таблицы 1. Номера вариантов назначает преподаватель. АЛГОРИТМ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ 1. Для начала работы схематично изобразить проектное расположение квадратной сетки скважин (по варианту – 12 скважин). Расстояние между скважинами принять по варианту (рис.1). Масштаб построений принять 1:10 000. 2. Обозначить у соответствующих скважин отметки кровли пласта (для варианта «а» их будет 5) 3. Выбрать сечение стратоизогипс, то есть вертикальное расстояние между линиями простирания. В данной работе удобно взять сечение стратоизогипс равным 10 м. 4. Найти скважину с минимальной отметкой кровли нефтяного пласта (самая верхняя точка свода залежи). Соединить эту точку с остальными известными значениями этого участка, в результате чего получится система треугольников. Стороны треугольников не должны пересекаться друг с другом. 5. Провести линейную интерполяцию, надписав карандашом на сторонах треугольников их значения (рис. 1).
4
расст. м/д скв.
расст. м/д скв
3 80
расст. м/д скв
3 80
1 50
60
À
d
c
b
60 70
80 90 100 110
80 60
90 100
120
2 70
1 50
a 60
Рис. 1. Проектное расположение скважин. Линейная интерполяция структуры для проведения стратоизогибс (вариант «а»)
80
90
À
d1
80 60
90 100
120
5 130
c1
70
80 90 100 110
4 110
a1 b1 60
70 расст. м/д скв
70
5 130
60
70
60
70
60
расст. м/д скв
70
2 70
4 110
Рис. 2. Структурная карта (вариант «а»)
6. Одноименные значения стратоизогипс соединить плавными линия-
ми, начиная от максимальных, или минимальных значений. Стратоизогипсы никогда не пересекаются (рис.2). 7. Значения стратоизогипс подписать в их "разрыве" (основание цифр должно быть направлено вниз по наклону структурной формы) (рис. 2). ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЯ СТРУКТУРЫ 8. Выбрать на карте направление и место разреза (так, чтобы он был максимально информативным) – пересек все стратоизогипсы и проходил через скважину с минимальной отметкой кровли пласта. В нашем примере – А-А (рис. 2). 9. Выбрать вертикальный масштаб будущего профиля, так, чтобы наглядно показать структуру при минимальных искажениях. Поэтому вертикальный масштаб следует преувеличить так, чтобы он был выразительным.
5
0,5 или 1 см
Рекомендуется выбрать его таким, чтобы сечение стратоизогипс было равно 0,5см или 1 см. 10. Построить на миллиметровке рамку будущего разреза (рис. 3). Ширина рисунка должна равняться длине разреза по линии А-А. По вертикали откладывают глубину залежи, начиная с самой верхней отметки, сечением 10 м.
50
À
d
c
b
a
a1
b1
с1
d1
À
60 70 80 90 100 110
Рис. 3. Построение профиля структуры
11. Для построения профиля структуры приложить край миллиметровки
с нарисованной рамкой профиля к линии разреза А-А и спроецировать линии пересечения стратоизогипс и разреза (точки a, a1, b, b1, c, c1, d, d1) на соответствующую высоту на профиле. 12. Соединив полученные точки, построить профиль структуры кровли пласта. Отложить в масштабе толщину (мощность) залежи и провести линию подошвы пласта. Провести горизонтальную линию водонефтяного контакта (ВНК), значение которого взять из табл. 1. (рис. 4).
Рис. 4. Профиль структуры 6
Таблица 1 Исходные данные Показатель 1
2
3
4
5
6
7
8
Номер варианта 9 10 11 12 13 14
15
Коэффициент эффективной пористости, m 1,11 1,17 1,15 1,13 1,14 1,1 1,12 1,1 1,16 1,14 1,15 1,13 1,17 1,12 1,1 Коэффициент нефтена0,66 0,7 0,74 0,5 0,48 0,68 0,59 0,67 0,42 0,74 0,69 0,63 0,71 0,8 0,6 сыщенности, kн Плотность разгазиро0,75 0,8 0,85 0,9 0,95 0,75 0,8 0,85 0,9 0,95 0,75 0,8 0,85 0,9 0,9 ванной нефти, δ Объемный коэффициент 1,07 1,15 1,2 1,12 1,09 1,25 1,16 1,27 1,19 1,18 1,24 1,2 1,15 1,1 1,3 нефти, b Коэффициент вытесне0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 0,4 0,5 0,6 ния, Квыт Коэффициент охвата, 0,5 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,9 0,8 0,7 0,5 0,6 0,9 0,9 0,7 0,6 Кохв Положение ВНК, м 70 65 75 80 70 65 60 75 80 70 65 75 80 70 75 Протяженность место2,2 2,5 3 3,3 3,7 2 2,5 3,5 3,8 2,5 3 2,9 3,7 рождения, км Мощность пласта, м 10 15 18 13 10 14 13 15 11 13 12 15 10 Расстояние между скважинами, м
200 250 300 350 200 250 300 350 400 200 250 300 350
4
2,6
17
11
400 200
13. Повторить построения для варианта «б». 14. Используя данные своего варианта (табл. 1), рассчитать запасы по
варианту «а» и варианту «б» нефти объемным методом по нижеприведенной методике. Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле: 𝑸=
𝑽∙𝒎∙𝒌н ∙𝜹 𝒃
,
(1)
где Q – балансовые геологические запасы, т; V- объем нефтенасыщенных пород, м3 (определяется геометрически исходя из рисунка профиля структуры с обязательным соблюдением масштаба); m- коэффициент эффективной пористости, дол.ед.; kн – коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед.; δ – плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м3; b – объемный коэффициент нефти, показывающий, какой объем 1м3 товарной нефти занимает в пластовых условиях. Извлекаемые запасы нефти находят по формуле: Q=𝜼
V∙m∙kн ∙δ b
,
где η – коэффициент извлечения нефти, КИН , дол.ед. 7
(2)
КИН – суммарный объем нефти, добытый за весь срок разработки месторождения относительно начальных геологических запасов. 𝜼 = 𝑲выт ∙ 𝑲охв ,
(3)
где Kвыт – коэффициент вытеснения (доля первоначального объема нефти в единице объема пласта (керне), которая вытеснена рабочим агентом (водой) при бесконечной промывке; Kохв – коэффициент охвата (доля объема пласта, промытого вытесняющим агентом к моменту «полной» обводненности скважин (98-99%)). ВАРИАНТЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН Цифрами обозначены отметки кровли пласта, зафиксированные при бурении скважины. Для варианта «а» знаком * обозначены проектные отметки устья скважин 130 * * 80
* * * 60
Вариант 1а 110 * * 100
130 70 50 80
120 30 10 60
Вариант 1б 110 90 70 100
110 * * 100
* 30 * *
Вариант 2а 130 * * 70
110 90 70 100
120 30 20 90
Вариант 2б 130 70 50 70
140 * * 90
* * 20 *
Вариант 3а 90 * * 100
140 90 60 90
110 50 20 70
Вариант 3б 90 80 90 100
100 * * 120
* 60 *
Вариант 4а 110 * * 90
100 70 60 120
120 60 30 80
Вариант 4б 110 100 50 90
80 * * 130
* 20 * 70
Вариант 5а * * * 110
80 60 90 130
70 20 50 70
Вариант 5б 80 70 80 110
8
70 20 * 100
Вариант 6а * * 100 *
* * 50 *
Вариант 7а 130 * * 110
* * 20 *
Вариант 8а * 70 * 80
* 40 * 120
100 * * *
Вариант 9б 80 90 50 40 70 30 130 120
100 70 90 110
Вариант 10а 90 * * 40 * * 110 *
80 * 80 *
Вариант 10б 90 60 80 110
70 40 30 70
80 60 80 100
Вариант 11а 120 * * 20 70 * * *
70 * 80 *
Вариант 11б 120 90 70 60
90 20 50 100
70 40 80 110
80 * * 100
Вариант 12б 120 80 90 110
100 50 20 90
11 100 80 100
* 90 * *
Вариант 13б 110 100 120 130
80 60 30 100
70 90 100 120
* * 90 *
120 * * 110
* 90 * 100 Вариант 9а 80 * * 130
Вариант 12а * 100 * * 90 20 * * Вариант 13а * 80 100 * * 30 * 100
100 80 90 120
120 100 100 110
110 90 70 100
9
70 20 60 100
Вариант 6б 120 70 100 120
90 40 50 80
Вариант 7б 130 110 100 110
120 40 20 80
Вариант 8б 130 70 60 80
Вариант 14а 130 * * * * 50 100 *
120 * * 110
Вариант 14б 130 120 90 100
100 80 50 80
120 90 100 110
110 * * 100
Вариант 15б 130 70 50 80
120 30 10 60
110 90 70 100
* 30 * *
130 * * 70
Вариант 16б 110 90 70 100
120 30 20 90
130 70 50 70
Вариант 17а 140 * * * * 20 90 *
90 * * 100
Вариант 17б 140 90 60 90
110 50 20 70
90 80 90 100
Вариант 18а 100 * * 60 * * 120 *
110 * * 90
Вариант 18б 100 70 60 120
120 60 30 80
110 100 50 90
Вариант 19а 80 * * 20 * * 130 70
* * * 110
Вариант 19б 80 60 90 130
70 20 50 70
80 70 80 110
Вариант 20а * 70 * 20 90 * * 100
* * 100 *
Вариант 20б 100 80 90 120
70 20 60 100
120 70 100 120
Вариант 15а 130 * * 30 * * 80 60 Вариант 16 110 * * 100
10
Практическая работа 2 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая, составная часть продукции добывающих скважин, которая обуславливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах. Виды пластовых вод С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на: собственные, чуждые техногенные (искусственно введенные в пласт). К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Собственные пластовые воды – один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные. Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК). К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов. К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические. Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними – воды всех горизонтов, залегающих ниже его. К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность. Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей. Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.
11
Состав пластовых вод Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат ионы растворимых солей: анионы ОН--, Сl--, SO2--, СО2--3, НСО--3, катионы Н+, К+, Na+, NH+4, Mg2+, Са2+, Fe2+ и др.; ионы микроэлементов: Вг--, J-- и др.; коллоидные частицы: Si02, Fe203, AI203; растворенные газы: С02, H2S, СН4, Н2, N2 и др.; нафтеновые кислоты и их соли. Количественные соотношения между этими ионами определяют тип пластовых и сточных вод. Минерализация воды Под минерализацией воды понимают общее содержание растворенных в ней солей. По В. И. Вернадскому природные воды в зависимости от массового содержания в них растворенных веществ делят: пресные, с содержанием солей 0,001–0,1 %; минерализованные, содержание солей 0,1–5 %; рассолы, с содержанием солей 5–35 %. Жесткость воды Жесткостью воды (водного раствора) называется суммарное количество содержащихся в воде катионов кальция Са2+ и магния Mg2+, выраженное в молях на килограмм (литр) раствора. Эквивалентом ионов вещества Э, диссоциированного в воде, называется их молекулярная масса или часть ее, соответствующая единице валентности. Или иначе, эквивалентом ионов Э называется отношение молекулярной массы ионов к валентности его в растворе (реакции). Таким образом, для определения эквивалента Э нужно молекулярную массу иона Ми, подсчитываемую как сумму атомных масс элементов его составляющих, разделить на валентность иона п и в данной реакции: Э=
Ми⁄ 𝑛и .
(4)
Таким образом, чтобы выразить содержание ионов вещества в растворе, например, в миллиграмм-эквивалентах на килограмм (мг-экв/кг), нужно количество миллиграммов ионов вещества в килограмме раствора разделить на его эквивалент: 𝑞э,𝑖 =
𝑞𝑖 ∙103 Э𝑖
=
𝑚𝑖 ∙103
𝑚в +∑𝑘 𝑖=1 𝑚𝑖
12
∙
1 Э𝑖
(5)
где 𝑞э,𝑖 – концентрация i-x ионов в растворе, мг-экв/кг, 𝐪𝐢 – массовая доля i-x ионов в растворе; m i – масса i-x ионов в растворе, кг; mв – масса воды в растворе, кг; k – число разновидностей ионов растворенных веществ в воде (натрий, кальций, магний и т. д.); Э𝑖 – эквивалент i-х ионов в данном растворе; q i ∙103–содержание i-x ионов в растворе, мг/кг. Эквиваленты компонентов попутных вод нефтяных месторождений приведены в табл.2 Таблица 2 Эквиваленты компонентов попутных вод нефтяных месторождений Ион Эквивалент Ион Эквивалент
Na+ 23,00 Cl35,45
Mg2+ 12,15 SO4246,03
Са2+ 20,04 HCO361,02
К+ 39,10 Br79,91
NH4+ 18,04 I126,90
Н+ 1,01 HS33,07
Fe3+ 18,62 СО3230,01
Fe2+ 27,92 Нафтен-ионы 150–200
В зависимости от соотношения между общей жёсткостью воды Жо и содержанием в ней ионов НСО3- нефтепромысловые сточные воды можно разделить на две группы: Жо ≥ 𝑞𝐻𝐶𝑂3− – жесткие воды Жо ≤ 𝑞𝐻𝐶𝑂3− – щелочные воды Для вод первой группы различают жесткость общую Ж о , карбонатную Жк и некарбонатную Жнк, кальциевую Ж Ca и магниевую ЖMg. Для вод второй группы понятие карбонатной и некарбонатной жесткости теряет смысл, поэтому они характеризуются только общей, кальциевой и магниевой жесткостью. Между различными жесткостями воды существует связь Жо= Жк + Жнк = ЖCa + ЖMg
(6)
ЗАДАНИЕ Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процент-эквивалентный состав по следующим исходным данным (табл. 3). Таблица 3 Исходные данные Вариант 1 2 3 4
Cl-
SO42-
38065,8 37891 37904,2 38114,4
83,9 85 84,7 83,2
Содержание ионов, мг\л HCO3Ca2+ 482 461 11074 493
13
1667,7 1593,2 1689,9 ?
Mg2+
Na2+
249,7 274,1 255,1 287,4
? ? ? 22532,1
Окончание табл. 3 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
38092,7 36085,2 37993,5 36746,1 29809 33847,4 33745,5 39804,3 39846,4 44756,3 34763,8 41748,9 40589,6 35623 31056,8 40698,6 37840,7 39338,9 46895 36728,1 20871,3 39873,2 41476,4 37021,2 31274,3 36821,6
94,5 122 83,5 71,2 143,3 102 138,9 172,2 104,5 60,4 94,8 100,8 54,8 89 98,8 154,5 129,3 207,4 148,8 122,3 1678 217,5 60,9 79,3 123,5 167,3
3432 402 498 487 4794 591 1396 558 2509 404 2089 572 4478 558 479 541 206 602 542 421 3990,4 399 201,7 532,2 3499,1 552,1
? ? 1737,3 1284,2 1056,6 1984,3 1274 1862,7 ? ? ? 1672,8 906,9 1582,9 1873,4 1249,5 2054,8 ? ? ? 1098,3 1673,4 1373,6 2253,1 883,6 1650,8
210,2 1500,6 365,2 462 299,2 ? ? ? 287,3 557 138 399,2 303,3 486,9 ? ? ? 542,8 178,6 253 116,2 502,6 573,3 ? ? ?
25098,4 15836,5 ? ? ? 18862,7 16643,2 20583,1 26000,4 20794,6 22649,9 ? ? ? 15845,8 23874,9 20451,1 19745,5 18043,1 20609,6 ? ? ? 20937,3 20623,2 15366,1
АЛГОРИТМ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ Известно, что пластовые воды электронейтральны. Поэтому число молей положительно заряженных ионов (катионов) должно быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анионов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо перевести в миллиграмм-эквивалентный состав. 1. Выразите концентрацию ионов вещества в растворе в миллиграмм-эквивалентах на литр раствора из соотношения: 𝑞𝑉,𝑖 =
𝑚𝑉,𝑖 Э𝑖
(7)
где qV,i –cодержание i-х ионов вещества, мг-экв\л; mV,i – концентрация i-х ионов вещества, мг\л; Эi – эквивалент i-х ионов вещества. Для определения концентрации ионов натрия, магния, кальция (в зависимости от варианта) в растворе запишем: 𝑞𝑉,𝐶𝑙 + 𝑞𝑉,𝑆𝑂4 + 𝑞𝑉,𝐻𝐶𝑂3 = 𝑞𝑉,𝐶𝑎 + 𝑞𝑉,𝑀𝑔 + 𝑞𝑉,𝑁𝑎 2. Выразите из (8) недостающий ион вещества. 14
(8)
3. Определите общую жесткость пластовой воды по формуле (6). 4. Сравните общую жесткость воды с содержанием в ней ионов НСО3 (карбонатная жесткость). 5. Определите тип пластовой воды, при этом следует обратить внимание на то, что присутствие ионов натрия не придает воде жесткости. 6. Вычислите некарбонатную жесткость воды (6). 7. Результаты расчетов представьте в таблице 4. Таблица 4 Результаты расчетов Ионы
Содержание ионов Мг-экв\л (формула 1)
Мг\л (табл.1.1)
%-экв
-
Cl SO42HCO3Ca2+ Mg2+ Na2+
50%
50% Σ100%
8.Сделайте вывод, сдайте отчет преподавателю.
15
Практическая работа 3 МОНИТОРИНГ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СИСТЕМАХ РАЗРАБОТКИ С ЗАВОДНЕНИЕМ При разработке нефтяных месторождений с закачкой воды в целях поддержания пластового давления в продуктивном горизонте происходят сложные гидрохимические процессы. Если смешение пластовых и закачиваемых вод не приводит к вторичным процессам, то есть выпадению солей, то для контроля за заводнением можно использовать гидрохимические данные. По изменению химического состава вод в отдельных скважинах во времени, с учетом начального изменения гидрохимических показателей по площади пласта, можно судить о масштабах и направлениях перемещения закачиваемых и пластовых вод в продуктивном горизонте при эксплуатации нефтяной залежи. С этой целью используется метод, предложенный А.Р. Ахундовым. Он заключается в определении процентного содержания в смеси пластовой и закачиваемой воды. АЛГОРИТМ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ 1. Для всех скважин варианта определить пропорций двух смешивающихся вод в составе смеси: (𝐶−В)∙100 𝑋 = (А−В) (9) где X – содержание закаченной воды в составе смеси, %; А – содержание хлора в пластовой воде, мг-экв/л; В – содержание хлора в закаченной воде, мг-экв/л; С – содержание хлора в смеси, мг-экв/л. 2. На выбранном по варианту плане месторождения проставить значения содержания закаченной воды у устья каждой скважины. 3.Пользуясь проставленными значениями Х методом интерполяции провести на плане изолинии обводненности, начиная от самого большого значения до 10 (с интервалом в 10 %: …..50,40,30,20,10). Изолинии не должны пересекаться. 4. Рассчитать площадь заводнения (Sзав). Заводненная площадь месторождения находится между начальным водонефтяным контактом (ВНК) и изолинией 10% обводненности. 5. Для контроля за разработкой большое значение имеет определение объема порового пространства пород, охваченного процессом заводнения, которое можно определить по формуле: 𝑉пор вод = 𝑆зав ∙ ℎср ∙ 𝐾ср 16
(10)
где Sзав -площадь охваченная заводнением (это площадь между текущим и начальным ВНК), м2; hcp- средняя толщина пласта,м; Кср- средняя пористость пласта, дол.ед. 6. Определить объем пор, занятых закаченной в пласт водой: 𝑉пор вод = 𝑉пор ∙ (𝐾нас нач − 𝐾нас кон )
(11)
где Кнас нач – средний коэффициент начальной нефтенасыщенности; Кнас кон – коэффициент остаточной нефтенасыщенности. 7. Средняя величина содержания закаченной воды в составе смеси: Кзак вод =
∑𝑋
(12)
𝑛
где X – суммарное содержание закаченной воды по всем скважинам; n – количество скважин, по которым определено содержание закаченной воды. 8. Количество воды, закаченной в пласт: 𝑉зак вод = 𝑉пор вод ∙ 𝐾зак
(13)
9. Средние темпы закачки воды в пласт (Qcp) в течение заданного периода времени, м3/сут: 𝑉 𝑄ср = зак вод (14) 𝑁∙𝑇
где N-количество нагнетательных скважин; Т – время закачки, сутки. Т = 𝑊 ∙ 𝑈 ∙ 𝐾эксп
(15)
где W – количество лет закачки; U – среднее количество дней в году; Кэксп – коэффициент эксплуатации (Кэксп =0,95). ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Вариант 1 № скв.
Содержание нефти, %
Содержание воды, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9
0 0 0 100 0 100 100 0 100
100 100 100 0 100 0 0 100 0
Содержание хлора в смеси, мг-экв/л 320 300 280
Эффективная толщина пласта, м
Коэффициент пористости, дол. ел.
Коэффициент начальной нефтенасыщенности, дол. ед. 0,84 0,76 0,69
15 17 20
0,25 0,20 0,18
312
10
0,22
0,85
284
14
0,24
0,75
17
Окончание таблицы 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
312 400 240 300 420 272 440 320 480 352 240 480
11 12 10 14 18 20 13 15 17 11 19 10
0,22 0,25 0,21 0,23 0,21 0,24 0,18 0,20 0,19 0,18 0,21 0,24
0,73 0,77 0,74 0,68 0,70 0,81 0,84 0,85 0,73 0,75 0,71 0,79
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 4
Вариант 2 № скв. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
Содержание Эффективная Содержание Содержание хлора в смеси, толщина нефти, % воды, % мг-экв/л пласта, м 0 100 344 15 0 100 380 19 0 100 324 10 100 0 0 100 316 20 100 0 100 0 0 100 212 13 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 0 100 376 10 0 100 264 13 0 100 260 II 0 100 284 16 0 100 520 12 0 100 400 15 0 100 324 10 0 100 484 11 0 100 380 14 0 100 368 16 0 100 284 13 0 100 248 15
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,14 Количество лет закачки – 5
18
Коэффициент Коэффициент начальной пористости, нефтенасыщенности, дол. ел. дол. ед. 0,21 0,79 0,24 0,68 0,18 0,82 0,25
0,70
0,20
0,75
0,18 0,20 0,21 0,25 0,19 0,20 0,24 0,23 0,19 0,22 0,24 0,25
0,75 0,72 0,68 0,73 0,70 0,80 0,83 0,85 0,82 0,77 0,74 0,80
Вариант 3 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 100 0 100 100 0 100 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 0 100 0 0 100 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,18 0,71 0,25 0,74 0,20 0,80
372 284 248
10 20 15
328
17
0,19
0,68
252
13
0,24
0,85
212 240 268 324 336 276 272 316 344 412 296 312
20 11 14 18 15 17 10 19 20 13 15 19
0,21 0,24 0,25 0,18 0,20 0,21 0,25 0,23 0,24 0,18 0,19 0,21
0,71 0,74 0,80 0,68 0,85 0,69 0,80 0,70 0,77 0,75 0,72 0,70
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 5
Вариант 4 Содержание № скв. нефти, % I 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
0 0 0 100 0 100 100 0 100 100 100 100 100 100 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 0 100 0 0 100 0 0 0 0 0 0 100
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,24 0,71 0,24 0,74 0,18 0,80
376 468 364
18 14 17
324
10
0,20
0,68
252
20
0,25
0,85
412
20
0,21
0,71
19
Окончание таблицы 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
216 244 272 288 476 292 352 272 364 268 244
14 17 13 18 10 19 11 15 17 10 16
0,23 0,18 0,19 0,25 0,20 0,24 0,19 0,20 0,23 0,18 0,21
0,74 0,80 0,68 0,85 0,69 0,80 0,70 0,77 0,75 0,72 0,70
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,16 Количество лет закачки – 6
Вариант 5 Содержание № скв. нефти, % ] 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 100 0 100 100 0 100 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 0 100 0 0 100 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,22 0,74 0,18 0,81 0,25 0,68
404 276 268
18 14 11
384
15
0,20
0,69
316
15
0,19
0,85
264 220 236 284 248 256 244 244 276 492 356 268
18 13 17 11 10 12 19 10 20 14 12 17
0,18 0,24 0,21 0,20 0,19 0,25 0,23 0,20 0,24 0,19 0,18 0,25
0,71 0,77 0,75 0,70 0,68 0,69 0,82 0,84 0,85 0,73 0,68 0,69
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 4
20
Вариант 6 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
264 328 252 304 276 284 308 368 248 376 256 308 272 296 252 356 312 336 276 244 368 232 324 248 292 300
17 20 18 10 14 18 13 19 11 12 14 20 17 20 II 13 10 13 17 20 19 17 14 II 15 10
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,22 0,70 0,24 0,77 0,18 0,84 0,25 0,80 0,19 0,68 0,19 0,69 0,21 0,76 0,18 0,83 0,24 0,82 0,20 0,81 0,25 0,84 0,21 0.81 0,18 0,83 0,25 0,85 0,19 0,77 0,18 0,68 0,19 0,71 0,25 0,74 0,22 0,69 0,25 0,68 0,20 0,84 0.23 0.82 0,19 0,73 0,21 0,75 0,18 0,81 0,25 0,69
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,18 Количество лет закачки – 5
Вариант 7 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 14 15
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
236 292 232 256 228 244 236 308 252 348 232 292 276 340 244
19 17 11 10 20 13 18 17 14 15 18 20 17 14 18
21
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,18 0,84 0.21 0,81 0,19 0,70 0,18 0,68 0,25 0,85 0,22 0,80 0,20 0,83 0,19 0,74 0,18 0,77 0,23 0,72 0,22 0,78 0.20 0,68 0,19 0,79 0,25 0,83 0,24 0,81
Окончание таблицы 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
336 284 364 260 292 324 236 284 252 268 276
20 13 10 12 19 14 17 20 11 13 18
0,18 0,25 0,23 0,20 0,22 0,24 0,18 0,20 0,22 0,25 0,19
0,84 0,69 0,68 0,85 0,80 0,72 0,83 0,69 0,84 0,73 0,85
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,18 Количество лет закачки – 6
Вариант 8 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 .0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
256 308 212 264 220 244 236 284 268 312 232 324 284 292 228 352 264 262 276 268 332 216 244 236 248 252
14 18 20 10 11 13 15 18 17 10 19 15 17 20 II 10 14 13 19 II 17 14 13 20 10 16
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 4
22
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,21 0,74 0.24 0,84 0,20 0,83 0,18 0,68 0,23 0,77 0,25 0,69 0,18 0,80 0,20 0,76 0,19 0,71 0,18 0,85 0,20 0,83 0,24 0,81 0,22 0,70 0,19 0,74 0,20 0,69 0,18 0,85 0,25 0,69 0,21 0,77 0,19 0,71 0,24 0,82 0,18 0,74 0,23 0,81 0,22 0,68 0,25 0,84 0,20 0,76 0,19 0,79
Вариант 9 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
220 288 212 260 216 224 216 244 228 292 232 256 260 268 208 284 232 268 252 248 272 236 308 232 228 244
12 17 11 10 14 17 18 20 13 19 10 14 15 18 20 11 17 12 13 19 11 17 13 14 20 16
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,25 0,68 0,23 0,68 0,18 0,79 0,20 0,78 0,20 0,75 0,19 0,84 0,21 0,69 0,24 0,70 0,21 0,80 0,20 0,77 0,19 0,80 0,24 0,70 0,18 0,68 0,22 0,78 0,20 0,71 0,18 0,73 0,18 0,84 0,25 0,81 0,24 0,80 0,19 0,69 0,18 0,82 0,18 0,85 0,22 0,81 0,20 0,74 0,20 0,70 0,25 0,69
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,16 Количество лет закачки – 5
Вариант10 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
284 292 260 416 284 272 276 332 268 388 272 292 276 292 252
10 11 14 17 19 20 18 12 13 15 11 16 10 14 20
23
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,24 0,74 0,23 0,77 0,21 0,68 0,18 0,69 0,19 0,70 0,25 0,77 0,20 0,74 0,19 0,85 0,24 0,80 0,18 0,84 0,20 0,75 0,23 0,81 0,18 0,73 0,22 0,74 0,19 0,69
Окончание таблицы 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
364 284 308 316 284 352 268 372 264 312 272
19 20 11 17 12 18 13 17 20 10 14
0,25 0,20 0,21 0,23 0,25 0,21 0,19 0,24 0,25 0,18 0,21
0,77 0,79 0,69 0,83 0,85 0,72 0,74 0,71 0,69 0,80 0,70
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 6
Вариант 11 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
520 524 516 468 432 364 444 472 492 412 416 376 352 356 388 392 316 308 324 256 244 276
14 16 18 11 12 10 13 15 20 19 14 15 13 17 10 20 15 18 20 19 17 15
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,18 Количество лет закачки – 4
24
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,19 0,70 0,20 0,76 0,20 0,84 0,23 0,68 0,18 0,78 0,25 0,71 0,24 0,75 0,22 0,85 0,18 0,74 0,25 0,84 0,21 0,82 0,22 0,84 0,24 0,76 0,19 0,73 0,18 0,69 0,20 0,71 0,25 0,70 0,24 0,79 0,21 0,83 0,18 0,85 0,22 0,74 0,24 0,79
Вариант 12 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
512 516 476 428 392 356 416 432 452 396 376 352 312 316 336 348 276 268 284 240 236 252
14 10 12 20 19 20 15 13 17 13 15 19 13 11 14 10 20 18 11 15 13 17
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,23 0,84 0,24 0,81 0,21 0,83 0,18 0,73 0,19 0,74 0,20 0,77 0,25 0,68 0,22 0,70 0,24 0,73 0,18 0,74 0,20 0,76 0,21 0,79 0,22 0,68 0,24 0,69 0,25 0,84 0,19 0,81 0,20 0,85 0,18 0,80 0,21 0,78 0,22 0,75 0,23 0,73 0,24 0,69
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 5
Вариант 13 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
476 484 456 404 360 332 364 404 416 356 364 332 296 304 308 316
11 14 15 17 19 13 10 19 15 16 10 14 19 18 20 17
25
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,24 0,71 0,18 0,74 0,21 0,85 0,25 0,68 0,19 0,79 0,20 0,84 0,25 0,83 0,20 0,69 0,18 0,75 0,24 0,77 0,21 0,85 0,24 0,82 0,18 0,84 0,22 0,76 0,23 0,71 0,25 0,69
Окончание таблицы 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 100 100 .100
100 100 100 100 100 100 0 0 0
256 244 276 228 232 236
11 14 17 19 11 15
0,20 0,22 0,18 0,25 0,19 0,23
0.70 0,80 0,78 0,68 0,73 0,79
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 6
Вариант 14 № скв.
Содержание нефти, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина пласта, воды, % мг-экв/л м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
452 480 460 432 368 340 384 408 424 352 368 340 300 308 312 320 260 248 272 228 236 228
19 20 11 10 15 16 18 19 12 14 16 13 11 10 14 20 17 12 20 19 14 18
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 5
26
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,20 0,74 0,24 0,77 0,23 0,68 0,18 0,83 0,25 0,85 0,24 0,69 0,20 0,71 0,18 0,70 0,24 0,78 0,18 0,68 0,19 0,76 0,21 0,73 0,24 0,79 0,25 0,84 0,20 0,80 0,18 0,84 0,24 0.80 0,22 0,74 0,22 0,72 0,24 0,69 0,25 0,84 0,21 0,83
Вариант 15 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
460 500 464 436 372 344 388 412 428 348 372 344 304 308 296 328 264 252 264 220 224 224
20 20 13 15 11 10 17 19 11 20 13 17 18 20 14 16 13 10 19 11 13 18
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,22 0,73 0,21 0,71 0,18 0,68 0,19 0,84 0,25 0,85 0,24 0,81 0,20 0,74 0,21 0,77 0,21 0,79 0,25 0,80 0,19 0,77 0,21 0,73 0,22 0,68 0,24 0,72 0,25 0,82 0,22 0,84 0,18 0,69 0,24 0,75 0,21 0,79 0,25 0,71 0,18 0,81 0,18 0,83
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 5
Вариант 16 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
388 380 452 524 460 484 476 352 356 300 292 364 408 432 272 276
14 13 16 14 11 10 15 12 16 11 13 10 19 13 17 20
27
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,68 0,76 0,68 0,84 0,73 0,69 0,70 0,81 0,75 0,77 0,68 0,79 0,85 0,68 0,71 0,69 0,84 0,85 0,69 0,71 0.70 0,70 0,80 0,80 0,83 0,73 0,75 0,79 0,76 0,83 0,69 0,68
Окончание таблицы 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 100 100 100
100 100 100 100 100 100 0 0 0
356 352 244 268 284 216
11 18 20 14 16 15
0,84 0,83 0,69 0,80 0,72 0,74
0,79 0,85 0,76 0,71 0,72 0,84
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,18 Количество лет закачки – 5
Вариант 17 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
392 384 456 528 460 488 480 356 360 304 296 368 412 436 276 280 360 358 248 272 288 220
19 13 14 10 17 12 15 18 11 10 20 13 15 16 10 13 11 11 19 20 15 19
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 5
28
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,23 0,85 0,24 0,74 0,18 0,78 0,20 0,69 0,21 0,84 0,21 0,76 0,19 0,73 0,25 0,79 0,18 0,77 0,18 0,76 0,19 0,71 0,21 0,68 0,25 0,69 0,24 0,81 0,25 0,74 0,18 0,77 0,20 0,71 0,21 0,85 0,19 0,83 0,24 0,82 0,25 0,69 0,21 0,74
Вариант 18 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
400 392 460 532 468 492 484 360 364 308 300 372 416 440 280 284 364 360 252 276 292 224
10 13 11 16 12 15 10 II 14 16 13 14 18 20 19 15 11 12 17 19 20 11
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,21 0,80 0,21 0,85 0,24 0,69 0,22 0,84 0,25 0,83 0,18 0,73 0,23 0,77 0,19 0,70 0,20 0,74 0,25 0,68 0,21 0,68 0,18 0,81 0,24 0,80 0,25 0,74 0,18 0,75 0,19 0,71 0,20 0,82 0,23 0,85 0,24 0,80 0,18 0,69 0,21 0,78 0,25 0,79
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 4
Вариант 19 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
404 396 464 536 476 496 488 364 368 312 304 376 420 444 284 288
13 12 17 14 15 10 19 20 И 18 13 16 20 10 14 16
29
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,21 0,76 0,24 0,84 0,25 0,69 0,18 0,81 0,23 0,77 0,19 0,79 0,25 0,68 0,20 0,69 0,24 0,85 0,19 0,71 0,20 0,70 0,24 0,80 0,22 0,73 0,20 0,79 0,19 0,83 0,21 0,68
Окончание таблицы 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 100 100 100
100 100 100 100 100 100 0 0 0
368 364 256 280 296 228
17 19 18 10 14 13
0,25 0,19 0,18 0,20 0,24 0,21
0,79 0,85 0,76 0,71 0,72 0,84
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 5
Вариант 20 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 0 100 100 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 100 0 0 100 100 100 100 100 0 0 0
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,23 0,69 0,21 0,68 0,24 0,82 0,18 0,84 0.25 0,75 0.19 0,71 0,19 0,68 0,18 0,69 0,20 0,84 0,21 0,76 0,24 0,79 0,18 0,71 0,25 0,84
368 360 428 500 436 460 452 328 332 276 268 340 384
19 20 11 13 17 20 12 10 14 15 18 10 14
248
11
0,23
0,85
328 220 244 260 212
14 10 II 18 14
0,25 0,25 0,19 0,23 0,18
0,81 0,84 0,83 0,69 0,74
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,16 Количество лет закачки – 6
30
Вариант 21 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
404 452 448 404 332 316 356 376 368 284 296 276
10 13 11 16 12 15 10 11 14 16 13 14
364 372 324 268 308 272 296 284
11 15 10 13 16 14 12 14
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,21 0,68 0,21 0,68 0,24 0,73 0,22 0,70 0,25 0,75 0,21 0,68 0,23 0,72 0,25 0,75 0,24 0,73 0,22 0,70 0,24 0,73 0,21 0,68
0,25 0,23 0,21 0,24 0,22 0,22 0,24 0,21
0,75 0,72 0,68 0,73 0,70 0,70 0,73 0,68
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,15 Количество лет закачки – 5
Вариант 22 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0
408 456 452 408 332 316 356 376 368 284 296 276
10 11 14 18 13 17 19 20 12 14 15 16
31
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,24 0,77 0,24 0,71 0,19 0,68 0,25 0,83 0,18 0,81 0,23 0,84 0,25 0,69 0,21 0,79 0,20 0,75 0,18 0,73 0,23 0,84 0,24 0,85
Окончание таблицы 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
372 376 332 276 312 276 304 292
19 20 14 13 15 14 И 17
0,21 0,24 0,19 0,23 0,20 0,19 0,18 0,23
0,68 0,68 0,84 0,75 0,71 0,82 0,84 0,85
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 4
Вариант 23 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
412 488 496 416 340 320 360 380 372 296 308 284
11 14 13 20 10 12 17 18 20 11 15 16
380 380 336 280 318 272 308 296
12 11 20 19 13 17 19 20
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,17 Количество лет закачки – 6 32
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,24 0,84 0,25 0,73 0,18 0,81 0,21 0,80 0,21 0,76 0,24 0,69 0,19 0,83 0,20 0,82 0,19 0,68 0,18 0,77 0,23 0,73 0,22 0,75
0,18 .0,19 0,18 0,21 0,24 0,18 0,19 0,20
0,71 0,76 0,73 0,68 0,81 0,84 0,85 0,83
Вариант 24 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
420 472 488 420 344 324 360 384 380 300 312 288
19 11 18 13 14 10 15 10 20 16 13 17
384 388 340 284 320 276 304 300
20 17 13 14 18 13 15 10
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,24 0,69 0,25 0,70 0.24 0,68 0,18 0,75 0,21 0,74 0,21 0,76 0,23 0,80 0,20 0,81 0,22 0,71 0,21 0,70 0,24 0,76 0,19 0,73
0,23 0,23 0,18 0,19 0,21 0,19 0,24 0,20
0,85 0,69 0,77 0,74 0,71 0,68 0,83 0,81
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,14 Количество лет закачки – 5
Вариант 25 Содержание № скв. нефти, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100
Содержание Эффективная Содержание хлора в смеси, толщина воды, % мг-экв/л пласта, м 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0
424 476 472 424 348 332 364 384 388 304 316 292
10 13 11 10 19 10 14 17 15 10 19 20
33
Коэффициент начальКоэффициент ной нефтенасыщеннопористости, сти, дол. ел. дол. ед. 0,18 0,68 0,21 0,68 0,21 0,70 0,25 0,72 0,24 0,78 0,22 0,81 0,23 0,69 0,20 0,74 0,20 0,79 0,24 0,85 0,18 0,71 0,18 0,73
Окончание таблицы 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
100 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100
0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0
388 392 344 288 332 284 308 304
14 15 19 18 10 II 13 20
0,25 0,23 0,21 0,24 0,18 0,20 0,19 0,19
0,74 0,79 0,68 0,80 0,69 0,75 0,84 0,83
Содержание хлора в пластовой воде – 600 мг-экв/л Содержание хлора в закаченной воде – 200мг-экв/л Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 0,14 Количество лет закачки – 4 Схема для выполнения вариантов 1–5
-1140
18
-11 30
24
8 1 21
-1120
7
16
-1110
17 1
10
-1100 -1090
25
23
9 11
36 31
30
37
29
4
40
34
15
38
3
28
32
41 35
2 6
39
33
27
12 1
13
26
14
5 19 20
22 19
номер скважины начальный ВНК изогипсы по кровле пласта -1100 нагнетательные скважины
34
Схема для выполнения вариантов 6–10
-1150
4 5 2
6
-1140 -1130
1
3
52 54
56
14
53
48 29
15
25 24
44
45
47
16
43 17
19
46
22
20
18
21
23
19
12
55
51
49 26
13
41
57
50
33
12
11
40
37
351
10
9
39
-1120 38 -1110
34
8
7
номер скважины начальный ВНК изогипсы по кровле пласта -1100 нагнетательные скважины
Схема для выполнения вариантов 11–20
-900 24
25
23 22 -910
20 821
19 17
16
15
18 -920
11
10
12
13 14
-930 8
9
1
2
6
7 3
4
-940
19
номер скважины начальный ВНК изогипсы по кровле пласта -1100 нагнетательные скважины
35
5
Схема для выполнения вариантов 21–25
-1025
19
18 24
25
20
23
22
-1000
26
21
27
28
-975 -950
-925
-950 14
13
-975 11
10 6 1
17 16
15
7 2
-1000
12
8
3 -1025
9 4
10 - номер скважины начальный ВНК изогипсы по кровле пласта нагнетательные скважины
36
5