урахуванням пошарової неоднорідності, спостережуваної в свердловинах, а також з урахуванням язикообразованія фронту витісняє агента поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягивающего видобувного ряду:
(12)
Uз2 визначають за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приплив (за даними дебітометріі).
. Гранична частка води в дебіте рідини видобувної свердловини
(13)
де
(14)
(15)
В2 - гранична масова частка води (гранична обводненість), часто приймається в розрахунках рівний 0,98 (98% обводнення);
m0 - коефіцієнт, що враховує відмінності витісняє агента і нафти в пластових умовах по рухливості в m * раз і по щільності в r * раз;
r * - співвідношення густин витісняє агента (води) і нафти в пластових умовах.
. Коефіцієнт використання рухливих запасів нафти (Кз) при даній пошарової неоднорідності пласта () і граничної частці агента (В)
(16)
де
(17)
(18)
. Розрахунковий сумарний відбір рідини в частках рухливих запасів нафти F визначається зі співвідношення
(19)
. Початкові видобувні запаси рідини (QF0) і нафти (Q0) знаходяться з наступних формул:
(20)
(21)
При цьому масові початкові видобувні запаси рідини () в поверхневих умовах будуть рівними:
(22)
. Середня масова частка води (обводненість) в сумарного видобутку рідини
(23)
а нефтеотдача пластів
(24)
Розрахунок динаміки дебітів нафти і води.
Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.
Нафтова поклад із загальним числом свердловин n0 разбурівается і вводиться в розробку рівномірним темпом.
На першій стадії за рахунок введення нових свердловин безперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад поки розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.
На наступній (другий) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.
Третя стадії розробки відбувається при фіксованих умовах, що створилися в кінці другої стадії.
1. На першій стадії поточний дебіт нафти визначається за формулою:
(25)
де t - роки,
nt0 - число діючих свердловин в t-му році;
(26)
ntб - число пробурених свердловин в t-му році;
- загальне число пробурених свердловин до t-го року.
Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах:
(27)
Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах визначається за формулою:
(28)
. На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти поклади qt і розрахунки проводяться за наступними формулами:
уточнений поточний амплітудний дебіт:
(29)
розрахунковий поточний дебіт рідини:
(30)
масовий поточний дебіт рідини:
(31)
. На третій стадії поклад розробляється при фіксованих умовах, що створилися в кінці другої стадії і розрахунок ведеться за формулами першій стадії при.
обводнено продукції визначається за формулою:
(32)
4.2 Вихідні дані розрахунку
Для виконання розрахунку технологічних показників розробки за методикою ТатНІПІнефть необхідна наявність вихідних даних, які представлені в таблиці 15:
Таблиця 15. Технологічні показники
Вихідні данниеВелічінаБалансовие запаси нафти Qб, млн.т.230Площадь нефтеносности, Sн, км2155,58Средній коефіцієнт продуктивності КСР, 1Зональная неоднорідність,, 0,39Соотношеніе вязкостей нафти і води в пластових умовах, m н/m в , 1,61Соотношеніе щільності води і нафти в пластових умовах,, 1,46Коеффіціент витіснення нафти водою К2,0,65Коеффіціент експлуатації свердловин x е, 0,890Плотность сітки свердловин, Sc, км2/вкв, 0,173Прінімаемий перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин ,? P, МПа7,9Колічество свердловин, n0900 Вихідні дані, прведення в таблиці 21, взяті з річного звіту по Північно-альметьєвському площі за 2009 рік.
Знаходимо загальне число нагнітальних і видобувних свердловин:
де Sн - площа нафтоносності, км2;
Sс - щільність сітки, км2/скв.
4.3 Результати розрахунку та їх аналіз
. Визначаємо зональну неоднорідність пласт...
