Рассчитать коэффициент извлечения нефти при разработке залежи за счет расширения пластовых флюидов, при пористости. 2

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. Вариант hз, м Vн.з, м3 Vг, м3 1 1550 129411764,7 4∙106

Определим объем нефти, находящегося в нефтенасыщенной части залежи:
Vн=Vн.з∙mот∙1-Sв=129411764,7∙0,2∙1-0,15=22 млн м3
Определим величину снижения пластового давление:
∆P=Pпл-ρн∙g∙hз=14867475-850∙9,8∙1550=1955975 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=
=1955975∙2,18∙10-9∙28∙106+75∙10-9∙2∙106+0,44∙10-9∙20∙107=
=594915 м3=0,59 млн м3∙0,85 тонн/м3=0,50 млн тонн нефти
Определим геологические запасы нефти, приведенные к поверхностным условиям:
Qгзн=Vн.з∙mот∙1-SвBн=129411764,7∙0,2∙1-0,151,3=
=16,92 млн м3=16,92 млн м3∙0,85 тоннм3=14,38 млн тонн
Определим коэффициент извлечения нефти:
КИН=QизнQгзн=0,514,38=0,035