Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти

                                             (8)

где Q _б – балансовые запасы нефти; К ₁ – коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

,                                            (8*)

где a - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;

S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км²;

К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

                             (9)

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

                                  (10)

где

;                               (11)

       ;

А ₂ – предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); m₀ – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в m_* раз и по плотности в r_* раз (r_* - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях – см. табл. 16).

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К _з) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)

                                 (12)

где

                                         (13)

                                      (14)

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

                                (15)                          

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀) находятся из следующих формул:

                                         (16)

.                                         (17)               

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

                                 (18)

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

                                         (19)

а нефтеизвлечение пластов

                                              (20)

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Площадь с общим числом скважин разбуривается и разрабатывается при фиксированных условиях, создававших в конце третьей стадии, и расчет ведется по следующим формулам

1. Текущий дебит нефти и жидкости.   

На первой стадии текущий дебит нефти

,              (21)                            

где t – годы,

n _t0 – число действующих скважин в t -м году;

;                                         (22)

n _tб – число пробуренных скважин в t -м году;

- общее число пробуренных скважин до t -го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

        (23)

На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q _t и расчеты проводятся по следующим формулам:

Текущий амплитудный дебит при q _t0 £ q _м0 (в нашем случае q _м0=3,352 млн.т/год)

                          (24)

Расчетный текущий дебит жидкости:

                         (25)

На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .