Определение — фактически введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти

С этой целью строят график зависимости текущих годовых отборов нефти () от накопленных отборов нефти на середину соответствующих годов (). Также в зависимости от накопленных отборов нефти () строят графики изменения ряда важнейших величин: — общего числа введенных в работу скважин, — среднего коэффициента продуктивности скважины (по начальному состоянию в пересчете на нефть), — среднего перепада давления между забоями работающих нагнетательных и добывающих скважин, — функции производительности скважин; всего комплекса этих величин — . После этого переходят от абсолютных значений текущих годовых отборов к относительным значениям:

Далее к кривой зависимости от проводят касательные вплоть до пересечения с осью . При этом касательная на оси характеризует первую грубо приближенную оценку фактически введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти:

,

где

,

,

.

Эта первая оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти () будет завышенной на некоторую величину :

где

,

,

— действительный прирост введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти за время от середины t-го года до середины года (t +1). В общем случае действительный прирост извлекаемых запасов нефти не известен. Справедливо следующее соответствие: если действительный прирост извлекаемых запасов >0, то и ошибка завышения извлекаемых запасов >>0; если действительного прироста нет =0, то нет и ошибки завышения извлекаемых запасов.

Первая грубо приближенная оценка действительного прироста извлекаемых запасов нефти делается по кажущемуся приросту

При этом, если кажущийся прирост извлекаемых запасов нефти равен нулю ( =0), то, возможно, действительный прирост также будет равен нулю ( = 0). Однако такое положение требует дополнительной проверки. В тех случаях, когда это подтверждается, первая приближенная оценка извлекаемых запасов нефти оказывается точной: .

Если в какой-то отдельный год сделана правильная оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, то тогда возможно сделать правильные оценки в предыдущие и последующие годы. Для последовательного восстановления правильных оценок введенных в разработку извлекаемых запасов нефти в предыдущие и последующие годы следует использовать следующие формулы:

,

,

где величина >0 должна быть заведомо правильной.

Если величина не является заведомо правильной, то определение истинных ее значений следует осуществлять постепенно подбором значений от последних годов. Восстановленные таким путем оценки начальных извлекаемых запасов нефти должны приближенно удовлетворять соотношению

,

где — средняя толщина нефтяных пластов; S' — приходящаяся на одну скважину нефтяная площадь; — общее число пробуренных и введенных в работу скважин.

Такие соотношения желательно примерно контролировать во все годы разработки, но особенно необходимо и эффективно это делать в первые годы, когда происходят значительные (в полтора, два и более раз) изменения введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти в основном за счет бурения новых скважин при неизменной технологии их эксплуатации.

С целью исключения влияния ошибок случайного характера следует сглаживать закономерности изменения . При этом кривая зависимости от t должна быть плавной.

2. Определение величины — фактического амплитудного дебита нефтяной залежи при известном правильном значении — фактически введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти можно сделать по следующей формуле:

,

3. Определение величины — фактически введенных в разработку расчетных начальных извлекаемых запасов жидкости при кзвестных значениях и — годовых и накопленных (к середине каждого года) расчетных отборов жидкости и известном значении — амплитудного дебита нефтяной залежи можно сделать по следующей формуле:

,

и (расчетные отборыжидкости) прямо связаны с и -годовыми и накопленными (к середине года) весовыми отборами жидкости:

,

,

где -коэфицент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента.

4. На основе известных значений , , , , отражающих действующую систему разработки нефтяной залежи и применяемую технологию эксплуатации скважин, можно определить возможные в будущем значения , , , , соответствующие новой более совершенной системе разработки и более эффективной технологии эксплуатации.

Подвижные запасы нефти не зависят от кратности промывки нефтяных пластов вытесняющим агентом и предельной допустимой по экономическим соображениям доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающих скважин. Отобрать такие запасы нефти можно при неограниченно большой промывке пластов. Если известны подвижные запасы нефти, можно от абсолютных значений перейти к относительным:

и .

При известных достоверных значениях и с помощью табл. III.4 и III.5 можно определить значения и . Далее при известной расчетной послойной неоднородности продуктивных пластов () и заданной экономически целесообразной предельной доле агента (А) по тем же таблицам определяют проектные конечные значения и F. Таким образом будут запроектированы увеличения извлекаемых запасов нефти и жидкости от до и от до .

Несколько сложнее обстоит дело, если подвижные запасы нефти определены с некоторой неизвестной погрешностью, которая является постоянной. Тогда необходимо иметь два набора значений и , и , и . С помощью табл. III.4 и III.5 при известном изменении расчетной средней доли агента в суммарном отборе жидкости от до и известном соотношении конечных отборов нефти

определяют расчетную послойную неоднородность

продуктивных пластов , значения и , и , и , а также уточненные подвижные запасы нефти (). Далее при заданной экономически целесообразной предельной доле агента в дебите жидкости (А) находят проектные конечные значения и F, ,