(автор - student, добавлено - 26-06-2013, 17:35)
Основные расчетные формулы
4.2. Исходные данные расчета.
Исходные данные для расчета технологических показателей
Для расчета необходимо знать значение зональной неоднородности, которое мы находим по минимальному и максимальному коэффициентам продуктивности.
Таблица 17 – Исходные данные расчета
|
Исходные данные.
|
Величина.
|
|
Балансовые запасы нефти , млн.т.
|
153,146
|
|
Площадь нефтеносности, м2
|
18,46·107
|
|
Плотность сетки скважин, м2/скв.
|
16·104
|
|
Средний коэффициент продуктивности , Т/(сут*МПа)
|
2·10-5
|
|
Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях mн/mв
|
1,98
|
|
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях r*=rв/rн
|
1,47
|
|
Коэффициент вытеснения нефти водой
|
0,813
|
|
Постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов, а
|
0,2
|
|
Предельная массовая доля воды,
|
0,96
|
Подготовка исходных геолого-физических данных.
1.Определение зональной неоднородности пласта.
Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента вариации
,
где n – общее число замеров продуктивности (дебита) скважин;
K- продуктивность (дебит), соответствующая i-му замеру.
Таблица 18
|
n
|
K
|
K
|
n
|
K
|
K
|
|
1.
|
0,65
|
0,4225
|
14.
|
0,74
|
0,5476
|
|
2.
|
0,7
|
0,49
|
15.
|
0,53
|
0,2809
|
|
3.
|
0,59
|
0,3481
|
16.
|
0,64
|
0,4096
|
|
4.
|
1,08
|
1,1664
|
17.
|
2,2
|
4,84
|
|
5.
|
2,63
|
6,9169
|
18.
|
1,4
|
1,96
|
|
6.
|
1,79
|
3,2041
|
19.
|
0,93
|
0,8649
|
|
7.
|
0,539
|
0,2905
|
20.
|
0,34
|
0,1156
|
|
8.
|
1,42
|
2,0164
|
21.
|
1,017
|
1,0343
|
|
9.
|
1,197
|
1,4328
|
22.
|
3,5
|
12,25
|
|
10.
|
0,497
|
0,2470
|
23.
|
0,328
|
0,1076
|
|
11.
|
0,861
|
0,7413
|
24.
|
0,285
|
0,0812
|
|
12.
|
2,4
|
5,76
|
25.
|
0,305
|
0,093
|
|
13.
|
1,193
|
1,4232
|
26.
|
1,58
|
2,4964
|
Из таблицы при n = 26 =29,342 =49,5403
Ключевые слова -
|
|
