Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.

Таблица №11 Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,24 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,95 д.ед.

плотность нефти в поверхностных условиях, =0,899 т/м³

Θ – пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, θ = 1/b , где b объемный коэф. θ=0,941

Q_{бал.ост .}= vm а θ (2)

Q_{бал.ост} = 1360 0,24 0,95 0,899 0,941

Q_{бал.ост}= 262,3 тыс. т

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (3):

; (3)

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 10123 тыс.т.; Q_бал. – начальные балансовые запасы нефти, равные 21240 тыс.т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Полученный КИН 0,492 выше проектного 0,477 на 01.01.2010. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.