Для получения гидродинамических параметров пласта в ТО СНИИГГиМСа разработана компьютерная система их обработки.
В отличие от традиционных графоаналитических методов обработки результатов гидродинамических исследований, которые позволяют определять коэффициент продуктивности и гидропроводность пласта, компьютерная система позволяет определять все гидродинамические параметры, а кроме того, комплексный емкостный параметр – гидродинамическую плотность запасов: m x h x K н , где m – открытая нефтенасыщенная пористость пласта; h – толщина нефтенасыщенной части пласта; К н - коэффициент нефтенасыщенности.
Авторами методики этот комплексный параметр применяется для обоснования адекватности получаемых гидродинамических параметров природным свойствам пласта. Для этого по ряду месторождений , где произведен подсчет запасов объемным методом, проводился повторный подсчет гидродинамической плотности. Результаты сопоставления показали, что сходимость величин геологических запасов, подсчитанных разными методами, настолько близка, что получаемые гидродинамические параметры можно уверенно использовать при расчете показателей разработки.
Погрешность в величинах запасов, подсчитанных двумя способами, определялась по формуле:
Где Q 1 – запасы нефти, рассчитанные объемным методом,
Q 2 – запасы нефти, рассичтанные по гидродинамической плотности.
Таким образом, модель меторождения с выделенными зонами различной интенсивности разуплотнения и трещиноватости продуктивного пласта с количественными значениями гидро- и пьезопроводности, каждое из которых входит в расчетные формулытеории разработки, позволяет произвести расчеты показателей разработки месторождения при их эксплуатации на естественном упруго-водонапорном режиме, при выполнении условий материального баланса, что обеспечивает возможность эксплуатации минимальным количеством скважин и значительно улучшает экономические показатели разработки.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему