Рассчитать коэффициент извлечения нефти при разработке залежи за счет расширения пластовых флюидов, при пористости

Рассчитать коэффициент извлечения нефти при разработке залежи за счет расширения пластовых флюидов, при пористости mот = 0,2; остаточной водонасыщенности Sв = 0,15; пластовом давлении вблизи забоя скважины Рпл = 14867475 Па; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с2; плотности нефти ρн = 850 кг/м3; сжимаемости нефти, газа и воды, βн = 2,18∙10-9 1/Па, βг = 75∙10-9 1/Па, βв = 0,44∙10-9 1/Па, соответственно; объеме воды в подошвенной части залежи Vв = 20∙107 м3 и объемном коэффициенте Вн = 1,3 м3/м3. Значения объема нефтенасыщенной части залежи Vн.з, глубины забоя hз и объема газа, находящегося в газовой шапке Vг, представлены в таблице. Таблица 1.5 – Исходные данные Вариант hз, м Vн.з, м3 Vг, м3 2 1455 135294117,6 6∙106

Определим объем нефти, находящегося в нефтенасыщенной части залежи:
Vн=Vн.з∙mот∙1-Sв=135294117,6∙0,2∙1-0,15=23 млн м3
Определим величину снижения пластового давления:
∆P=Pпл-ρн∙g∙hз=14867475-850∙9,8∙1455=2747325 Па
Определим количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, при сжимаемости нефти, газа и воды:
dVдн=∆P∙βн∙Vн+βг∙Vг+βв∙Vв=
=2747325∙2,18∙10-9∙23∙106+75∙10-9∙6∙106+0,44∙10-9∙20∙107=
=1615812 м3=1,62 млн м3∙0,85 тонн/м3=1,38 млн тонн нефти
Определим геологические запасы нефти, приведенные к поверхностным условиям:
Qгзн=Vн.з∙mот∙1-SвBн=135294117,6∙0,2∙1-0,151,3=
=17,69 млн м3=17,69 млн м3∙0,85 тоннм3=15,04 млн тонн
Количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, считаем извлекаемыми запасами и определяем коэффициент извлечения нефти:
КИН=QизнQгзн=1,3815,04=0,09