у витіснення близького до поршневого, коли рівень обводнення стримується на низьких значеннях, наприклад при активних крайових водах і малій товщині пласта дані методи показують неадекватні результати.
Те ж відноситься і до об'єктів, на яких активно проводяться роботи по зниженню обводнення продукції свердловин, оскільки дані методи дуже чутливі до всякого роду корекціям режиму роботи об'єкта.
При визначенні параметрів в умовах зниження водо-нафтового фактора результати визначення призводять до помилкових результатів.
Метод Французького нафтового інституту (1972) дещо вирізняється з даної групи, оскільки закладена в нього модель відрізняється за характером розвитку від двох розглянутих методів. У даній моделі припущена залежність водонефтяного фактора, лінеарізірующегося на певному етапі розвитку фільтраційної динаміки притаманною досліджуваного об'єкта і одночасно стабілізації темпів зниження видобутку нафти, що властиво об'єктам з високою часткою вмісту води в видобутої продукції на пізній стадії. Однак ці дві тенденції не споріднені один одному з розвитку і, відповідно, цей метод показує результати дещо іншого характеру, тобто описує інші зв'язки заданих величин, відповідно даний метод відмінний по чутливості до змін у системі розробки від двох попередніх (Малюнок 2.1).
Метод Французького нафтового інституту (1972) НЕ асімптотічен чинності квадратичності характеру вилучення нафти в даному методі, тобто за допомогою даного методу немає можливості визначити максимально видобувні запаси нафти при нескінченної фильтрациі, на відміну від двох інших методів входять в цю групу, для яких дана операція легко здійсненна (Таблиця 2.3).
Рисунок 2.1 - Порівняння динаміки розвитку витіснення пластових рідин. 1) метод Гайсина Д.К., Тимашева Е.М. (1985), 2) аналог методу Назарова С.Н., Сіпачева Н.В. (1972), 3) метод Французького нафтового інституту (1972).
Авторами методів першого групи запропоновані залежності виявляють зв'язку наступного виду
де - накопичена видобуток рідини в пластових умовах;
- накопичена видобуток нафти в пластових умовах;
- накопичена видобуток води в пластових умовах.
Відповідно до лінеаризацією функції залежності будуються в координатах:
- метод Назарова С.Н., Сіпачева Н.В. (1972),
- метод Сіпачева Н.В., Посевіча (1980),
- метод Французького нафтового інституту (1972) (аналог).
За побудованим залежностям визначаються інтервали, по яких необхідно визначити емпіричні коефіцієнти: - кутовий коефіцієнт апроксимуючої прямої, - коефіцієнт визначальний перетин апроксимуючої прямої з віссю Y.
Необхідно врахувати, що отримані залежності прагнуть до лінійного вигляду на кінцевій ділянці, отже, для визначення коефіцієнтів, які б найбільш повно відображали представлені залежності, вибираються значення лежать саме на кінцевій ділянці.
Для вибраних значень за допомогою методу найменших квадратів визначаються коефіцієнти лінійної апроксимації a, b.
Розглянемо метод Назарова С.Н., Сіпачева Н.В. (1972)
(2.1)
З рівняння (4.1) визначимо залежність накопиченої видобутку рідини від накопиченої видобутку нафти
(2.2)
(2.3)
(2.4)
(2.34)
Диференціюючи рівняння (4.5) за часом отримаємо
(2.6)
(2.7)
Так як то можливо визначити активні запаси нафти в пластових умовах задавшись граничним значенням нафтовмісту fH
(2.8)
(2.9)
(2.10)
тоді, перетворивши, активні запаси нафти для заданого значення нефтенасищенності? н визначатимуться з виразу
(2.11)
Активні запаси нафти для заданого граничного значення обводнення будуть визначатися з виразу
(2.35)
де a, b - коефіцієнти лінійної апроксимації, які визначаються методом найменших квадратів коефіцієнтів.
Прогнозну накопичену видобуток рідини, яка відповідає значенню або, можна визначити як
(2.13)
Прогнозну накопичену видобуток води, яка відповідає значенню або, можна визначити як (2.14)
Розглянемо метод Французького нафтового інституту (1972)...
