(2.15)
Перетворимо в еквівалентну форму при
(2.16)
З рівняння (2.16) визначимо залежність накопиченої видобутку рідини від накопиченої видобутку нафти
(2.36)
Диференціюючи рівняння (2.17) за часом отримаємо
(2.18)
. (2.19)
Так як, то можливо визначити активні запаси нафти в пластових умовах задавшись граничним значенням нафтовмісту/н
(2.20)
Активні запаси нафти для заданого граничного значення нефтенасищенності будуть визначатися з виразу
(2.21)
Активні запаси нафти для заданого граничного значення обводнення будуть визначатися з виразу
. (2.22)
де a, b - коефіцієнти лінійної апроксимації, які визначаються методом найменших квадратів коефіцієнтів.
Прогнозну накопичену видобуток рідини, яка відповідає значенню або, можна визначити як
(2.37)
Прогнозну накопичену видобуток води, яка відповідає значенню або, можна визначити як
(2.24)
Розглянемо метод Сіпачева Н.В., Посевіча (1980)
(2.25)
З рівняння (2.25) визначимо залежність накопиченої видобутку рідини від накопиченої видобутку нафти
(2.26)
Диференціюючи рівняння (2.26) за часом отримаємо
(2.27)
(2.28)
Так як то можливо визначити активні запаси нафти в пластових умовах задавшись граничним значенням нафтовмісту
(2.38)
Активні запаси нафти для заданого граничного значення нефтенасищенності будуть визначатися з виразу
(2.30)
Активні запаси нафти для заданого граничного значення обводнення будуть визначатися з виразу
(2.31)
де a, b - коефіцієнти лінійної апроксимації, які визначаються методом найменших квадратів коефіцієнтів.
Прогнозну накопичену видобуток рідини, яка відповідає значенню або, можна визначити як
(2.32)
Прогнозну накопичену видобуток води, яка відповідає значенню або, можна визначити як
(2.33)
За допомогою даних методів існує можливість визначити максимально видобувні запаси нафти при нескінченної фільтрації (Таблиця 2.3), також існує можливість знаходження видобутих запасів нафти на задане нафтовмісту або обводненість продукції свердловин, зазвичай прийнятих 0,02-0, 05 (частки од.) і 0,95-0,98 (частки од.) відповідно (Таблиця 2.3). За допомогою даних моделей існує можливість визначення видобутих запасів нафти, задаючись значенням водонефтяного фактора ВНФ. При визначенні значень видобутих запасів нафти на задану обводненість продукції або значення водонефтяного фактора можливе визначення прогнозних відборів води і рідини (Таблиця 2.3).
Таблиця 2.3.- Вирази, що дозволяють отримати основні характеристики за допомогою промислово-статистичних методів першого групи
При застосуванні даного методу можливо визначити також видобуток нафти, води і рідини здався іншим критерієм обмеження терміну розробки - значенням водонефтяного фактора.
Глава 3. Прогноз розробки родовища Кокайти на основі методу характеристики витіснення 1 групи
3.1 Визначення залишкових видобутих запасів нафти
Визначення основних показників розробки з використанням методів 1-ї групи. За використовуваний метод візьмемо метод Назарова - Сіпачева (1972)
.
Вихідні дані для розрахунку представлені в таблиці 3.1.
. Обчислюються значення координат методу, в нашому випадку координата х точки буде визначається як значення raquo ;, Координата у точки буде визначаться як відношення raquo ;. Результат розрахунку наведено в таблиці 3.1.
. За обчисленими координатами будується залежність, для нашого випадку представлена ??на малюнку 3.1.
Малюнок 3.1 - Залежність для визначення коефіцієнтів за методом Назарова - Сіпачева. <...
