Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти

(8)

где Q_б – балансовые запасы нефти; К₁ – 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)

;

А₂ – предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); ₀ – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в _ раз и по плотности в _ раз (_ - 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 .