Формулы для расчёта параметров, определяющих начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости

1. Коэффициент сетки скважин – коэффициент дренирования нефтяных пластов при данной сетке размещения нагнетательных и добывающих скважин

, (111.29)

где (m_p – число эксплуатационных рядов, находящихся в полосе между двумя нагнетательными рядами; W – доля общей площади продуктивного пласта, занятая неколлектором, при взаимном совершенно хаотическом размещении зон пласта-коллектора и зон пласта-неколлектора); S’ – площадь на одну скважину, км². Для терригенных отложений Ромашкинского месторождения . При площадной и избирательной системах заводнения, если , то m_p=1, если m=6-8, то m_p=2.

2. Дополнительный коэффициент дренирования для аномальных нефтей

, (111.30)

где - перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, МПа; S’ – площадь на одну скважину, км². Для условий мелких месторождений Татарии, содержащих аномальную высоковязкую нефть, при проектируемом рассредоточенном избирательном заводнении и .

3. Коэффициент охвата вытеснением или коэффициент использования подвижных запасов нефти

, (111.31)

, , (111.32)

, (111.33)

, (111.34)

где - расчётная послойная неоднородность продуктивных пластов; - средняя послойная неоднородность пластов между достаточно большими слоями пластов толщиной 1м и более, определяемая в скважинах с помощью расходомера; А – расчётная предельная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающих скважин в момент их остановки; А₂ – предельная массовая доля вытесняющего агента в дебите жидкости эксплуатационных скважин (обычно при заводнении принимается равной 0,95 – 0,98; более строго эта величина обосновывается с учётом предельно допустимой себестоимости добычи нефти).

4. Коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти с учётом ограниченной продолжительности существования скважин

, (111.35)

, , , ,

где I_м – текущая (мгновенная) интенсивность отбора начальных извлекаемых запасов нефти, максимально возможных при неограниченной продолжительности существования скважин ; - средняя продолжительность существования скважины (для нефтяных месторождений Урало-Поволжья эту величину можно принять равной 50 лет); - доля начальных извлекаемых запасов нефти, после отбора которой вместо вышедшей из строя скважины по экономическим соображениям уже нельзя бурить новую (во многих случаях эта доля будет равна 0,7-0,8).

5. Расчётный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

,

,

,

и - см. формулу (111.32)

Как видно, с увеличением А растёт и в ещё большей степени увеличивается F,

6. Коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях.

Основной случай, когда наблюдается послойное плоское двумерное течение жидкости:

,

где и .

Частный случай, когда наблюдается объёмное трёхмерное течение жидкости. Это характерно для нефтяных пластов с подошвенной водой при отсутствии непроницаемых прослоев, отделяющих верхнюю нефтеносную часть пластов от нижней водоносной:

Величину , интегрально характеризующую влияние различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, можно определить обратным путём по фактическим данным:

,

где А₂ – фактическая массовая доля вытесняющего агента в дебите жидкости в рассматриваемый момент времени; - массовый коэффициент продуктивности скважины по жидкости в этот же момент времени; - коэффициент продуктивности скважины по нефти до прорыва вытесняющего агента.