Практическое занятие 7. Определение параметров по методу материального баланса

Цель работы: Расчёт параметров по методу материального баланса. Материальный баланс - простая концепция, подчиняющаяся закону

сохранения массы, согласно которому поступившая масса жидкости в какой - либо участок пласта равна извлеченной плюс то, что осталось в нем. Это один из первых инструментов контроля, используемых для характеристики процессов заводнения в отдельно взятом элементе пласта, и предшествует применению более сложных методов моделирования.

Рассмотрим уравнение материального баланса для случая разработки пласта

• режиме выше давления насыщения. В этом случае необходимо учитывать четыре компоненты:

• расширение нефти и воды при изменении давления в пласте;

• деформацию породы;

• объемы отобранной нефти и воды из элемента плас а;

• объем закачанной воды в этот элемент;

• изменение пластового давления от начального до текущего. Уравнение материального баланса используется для оценки объема

притока воды из законтурной водоносной об асти, перетоков жидкости через границу изучаемого участка пласта, для определения среднего пластового давления при известном объеме отобранной из пласта жидкости.

Уравнение материального баланса в общем виде можно записать так:

V^ж_пл+V_зак+V_ч=V_н^пл+V_в^пл

где V_зaк- объем закача ой воды в данный участок,

V^ж_пл - объем добытой жидкости из данного элемента за счет деформации

горных пород и жидкости (упругий запас пласта); V^ж_пл =β* Р V_эл;

V_ч - объем п итока жидкости из-за контура нефтеносности или из смежных элемен ов пласта;

V_H ^пл - объем добытой нефти из данного элемента в пластовых условиях; V_в^пл - объем добытой воды из данного элемента;

• - изменение среднего пластового давления; V_эл - объем элемента пласта.

• зависимости от постановки задачи, под элементом можно понимать нефтенасыщенный пласт целиком или отдельный участок пласта.

30

Если в пласте в начальный момент имелась нефть и вода, то коэффициент упругоемкости пласта рассчитывается по формуле:

• = β _c+m(S_н β_н +S_в β_в)

Задача 10. Нефтяное месторождение, подстилаемое неактивной водой, разрабатывается при режиме растворенного газа. Начальное пластовoe давление р₀=24,5 МПа. Оно равно давлению насыщения. За некоторый период разработки месторождения при режиме растворенного газа Пластовое давление снизилось до р_о=19,0 МПа. При этом из пласта было отобрано количество де-газированной нефти Q_н, равное 236,3·10⁴ м³ в стандартных условиях. Средний

за рассматриваемый период разработки месторождения газовый фактор = Q_г /Q_н= 587,7 м³/м^З.

Требуется определить на основе метода материального б л нса начальные геологические запасы нефти (в дегазированном состоянии) G_н и текущую нефтеотдачу η к концу указанного периода. Изменение газосодержания Г и объемного коэффициента b_н нефти показано на рис. 10. О ношение объема газа

• пластовых условиях к объему газа в стандартных условиях (объемный коэффициент газа) b_г = 0,00572 м³/м^З.

Решение. Рассмотрим материальный ба анс газа. В начальный момент времени при р=р₀ объем газа G_p , растворснного в нефти, если его привести к текущему пластовому давлению, был равен G_н Г₀ b_г.

Рисунок 8. Зависимости газосодержания и объемного коэффициента нефти от давления

При отборе объеме газа Q_н b_г приведенного к тому же текущему пластовому

давлению, в пласте остался объем газа, равный (G_н Г₀- Q_н ) b_г ,. Этот объем газа находится в нефти частично в растворенном состоянии:

и частично в свободном состоянии:

G_{г р} =( - Q _н )Гb_г

На основе материального баланса имеем

31

Г₀- Q _н )b_г =( - Q _н )Гb_г+ [ ( Q _н ) , где b_{н о} -начальный объемный коэффициент нефти. Из приведенного выражения получаем

Из рис.8 определяем, что b_{н о} = 1,572; b_н = 1,52; Г₀= 196 м³/м³; Г =160 м³/м³.

Тогда начальные запасы дегазированной нефти в пласте месторождения составят

Коэффициент нефтеотдачи

32

Практическое занятие 8. Расчет показателей разработки при разработке на режиме растворенного газа

Цель работы: Определение показателей разработки при разработке на режиме растворенного газа.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеизвлечения при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,150,3.

Задача 11. Определить основные показатели разработки залежи нефти при режиме растворенного газа. Площадь залежи S = 2,512-10⁷ м². Скважины расположены на площади равномерно по треугольной сет е с расстоянием L= 380м; приведенный радиус скважины r_с = 0,1 м; забойное давление в добывающих скважинах р_с = 1 - 10⁶ Па; начальное плас овое давление р₀=7· 10⁶ Па; давление насыщения нефти газом р_н = 6· 10⁶ Па; пористость пласта m—0,2; средняя толщина пласта h — 7 м; проницаемость пласта k=8*10^-13 м²; начальная нефтенасыщенность пласта s_на = 0,8; нача ьная водонасыщенность пласта s_CB = 0,2; вязкость газа μ_Γ = 0,015 мПа-с; срок разбуривания залежи t_* = 10 лет; плотность дегазированной нефти р_н = 885 кг/м8. Зависимости вязкости нефти, объемного коэффициента нефти кол чества растворенного в нефти газа от давления представлены на рис. 9. Радиус области дренирования для каждой скважины при треугольной сетке вычисляют по формуле

Rk 	j4		3			 0.525 * L
		2

где R_к — услов ый радиус зоны дренирования скважины, м (R_к = 0,525-380 = 200 м).

Площадь з ны дренирования:

S_c  ÏR _k²

где Sc — площадь зоны дренирования, м2 (Sc — 3,14-2002 = 125 600 м2). Тогда число скважин на залежи составит

• = S/S_с,

где η — общее число скважин, эксплуатирующих залежь, η=(2,512· 10⁷)/(1,256· 10⁵) = 200.

33

Рисунок 9. Зависимости вязкости, объемного коэффициента и газосодержания нефти от дав ения

Для определения нефтенасыщенности на контуре в зависимости от давления воспользуемся следующей формулой:

Г  Г р ( ркi )

si

 (1 si

)



г

( р i

)





г

( pi

)

к

k

b ( pi

)





S i1



k

k

го

го

нk

k

Г  Г р ( рki1 )





г

( рi1 )

к

b ( рki1 )

го

где ^Sk^i1 — насыщенность на контуре на шаге i + 1, доли единицы;

• — среднее значение газового фактора при изменении давления от pⁱ_k до рⁱ⁺¹_k м³/м³; Гр — растворимость газа в нефти при м³/м³; pⁱ_k) — плотность газа при давлении pⁱ_k, кг/м³; р_г0 — плотность газа при давлении 1∙10⁵ Па, кг/м³.

Ср днее значение газового фактора вычисляют по формуле

Г (S i	)	н ( pi )	b ( p	)	г ( рi )	 Г		( р	)
k		г ( рi ) н i			го		р	i

где S_кⁱ — отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти (определяют по таблицам); р_i= (pⁱ_k+р_kⁱ⁺¹)/2; μ_Η (P_i) — вязкость нефти при давлении p_i мПа*с;

μ_Γ (р/) — вязкость газа при давлении p_j, мПа-с.

34

Вязкость газа с изменением давления меняется незначительно и ее можно при расчетах считать постоянной. Предполагая, что газ, растворенный в нефти, идеальный, можно записать:

p_г(р)/р_го = р 10⁵ Па.

Тогда

Г  Г р ( ркi )

si  (1

 si

)



k



 i1

к

b ( pi )

105

10

S i1



k

k

5

н

k

.

Г  Г р ( рki1 )

рi1

k



к

b ( рi1 )

105

н

k

Г (S i

)

н ( pi )

b ( p

)

рi

 Г

( р

)

105

k

г ( рi ) н

i

р

i

Так как фазовая проницаемость для нефти при начальной

нефтенасыщенности равна абсолютной, то считают, что н фтенасыщенность на контуре питания при р_к=р_н равна единице, т. е. S_kⁱ(Р_к = Р_н) = 1 ·

Отбором нефти за счет упругого запаса со снижением давления оτ начального пластового до давления насыщения можно пренебречь. Следовательно, р_к = р _н. Если при построен зависимости S_Kⁱ от рⁱ_k использовать шаг; равный 2*10⁵ Па, то д я ρ²_k = 5,8· 10⁶ Па

Получим

_{р2 } ^6,0 ¹⁰⁶  ^5,8¹⁰⁶ _{ 5,9 10}6 _Па 2

Г  0 

3,55

1,179 

5,9 106

111  111

м3

м

3

0,015

105

111112

1,0  (1

1)

610

6



5,8106

S 2



1,18

105

105

 0,9712

111110

5,8106

k



1,178

105

Дебит неф и (в м³/с) определяем по следующей зависимости:

qí 

2kh( pk  pc )

ln

Rk



1

r

2

c

Где



k

н

(si

)

;

pcp 

р

k

 p

c

k

bн ( pcp )н ( pcp )

2

pcp



6 106 1106

 3.5106 Па

2

35

	1,0	 313,7 1/ Па  с
	1,147  4,08103

_qн _ ^{2 3,14  0,81012  7(6 106 )313,7} _{ 4,95310}^12 _{(6 10}6 _1106 _{)213,7  5,29310}^3 _м3 _{/ с} ln ²⁰⁰_0,1  0,5

Вычислим дебит нефти при давлении на контуре 5,8· 10⁶ Па и насыщенности 0,9712.

pcp



5,8106 1106

 3.4 106 Па

2



0,911

 194,06

1/ Па с

1,145 4,1103

qн  4,9531012  (5,8 106 1106 )194,06  4,614 103 м3 / с

Время, за которое насыщенность снижается oт ski до sk

i+1

2

1

1



Ski

Ski1



ti  0.5* Rk

hm(



)







qi

qi1

b

( ði

)

b

(bi1 )

í

í



í

k

í

k



где ti — промежуток времени, в течение которого насыщенность

снизилась сiк до Sk

i+1 . Для первого промежутка времени имеем

ti

2

1

1

 1

0,9712



3

с  9,52сут

 0.5*3,14(200)

7 *0,2(



)





8,22*10

5,293*10

3

4,614*10

3

1,178

1,18



Проведем весь комплекс расчетов для рк = 5,6*106 Па.

p3 

5,8106  5,6 106

 5,7 106 Па

2

Г  0,001088

3,6

1,177 

5,7 10 6

 109  126,5 м3

м

3

0,015

105

126 111

0,9712  (1  9712)

5,8 106



5,6 106

Sk3 

1,18

105

105

 0,9354

126 108



5,6 106

1,176

10

5

pcp 

5,6 10

6

110

6

 3.3106 Па

2



0,8076

 170,93

1/ Па с

1,144  4,13103

qн  4,9531012  (5,6 106 1106 )170,93  3,894 103 м3 / с

t2

4

1

1

0,9712

0,9354



3

с  14сут

 8,792*10

(



)





 1,21*10

4,614*10

3

3,89*10

3

1,176

 1,178



Из результатов расчетов следует, что общий срок эксплуатации зоны дренирования одной скважины составит 4,47· 10⁷ с, или 517,5 сут (1,418 года).

Нефтеотдача к концу срока разработки составит

_{к  1} ^sk ^bн ^{( р}н ⁾

b_н ( p_c )

36

где b_н (p_н) — объемный коэффициент при давлении, равном давлению насыщения; b_н (p_c) — объемный коэффициент при давлении, равном давлению

• добывающей скважине. Таблица – Результаты расчета

Давление	Ср.	Г,	Насыщеннос		Picp,	φi	Дебит	ti сут
на	давление	м3/м3	ть	на	MПа		нефти
контуре	рi, мПа		контуре Sik				qн 10-3,
Рк, мПа							м3 / с
6,0	5,9	111	1,0		3,5	213,7	5,29	-
5,8	5,9	111	0,9712		3,4		4,614	9,51
5,6	5,7	126,5	0,9354		3,3	194,1	3,894	14,0
5,4	5,5	201,0	0,9217		3,2	170,9	3,535	5,67
5,2	5,3	245	0,9084		3,1	162,2	3,204	6,05
5,0	5,1	297,3	0,8975		3,0	154,1	2,922	5,32
4,8	4,9	346,1	0,8967		2,9	147,5	2,75	0,024
4,6	4,7	339,9	0,8863		2,8	146,1	2,496	5,91
4,4	4,5	390.0	0,8765		2,7	140,0	2,263	5,54
4,2	4,3	440,3	0,8670		2,6	134,4	2,042	5,31
4,0	4,1	429,7	0,8597		2,5	128,8	1,85	5,24
3,8	3,9	529,8	0,8507		2,4	124,6	1,66	4,0
3,6	3,7	581,0	0,8423		2,3	119,7	1,48	17,4
3,4	3,5	628,6	0,8347		2,2	115,1	1,32	5,96
3,2	3,3	668,2	0.8271		2,1	111,1	1,17	5,73
3,0	3.1	706,5	0,8189		2.0	107,1	1,02	6,34
2,8	2,9	749,7	0,8100		1,9	102,8	0,876	8,72
2,6	2,7	795,1	0,8015		1,8	98,3	0,746	9,49
2,4	2,5	835,3	0,7920		1,7	94,1	0,621	'10,07
2,2	2,3	881,0	0,7837		1,6	89,5	0,509	11,09
2,0	2,1	909,6	0,7762		1,5	85,7	0,408	13,3
1,8	1,9	918,3	0,7678		1,4	82,4	0,313	21,4
1,6	1,7	928,6	0,7596		1,3	78,9	0,225	28,7
1,4	1,5	920,3	0,7485		1,2	75,6	0,141	44,8
1,2	1,3	927,0	0,7376		1,1	71,2	0,066	85,2
			37

1,0 1,1 909,5 0,72442 - 67,1 0,033 182,8

Подставив в формулу соответствующие значения, получим

• _ 0,72442 *1,18

• ¹1,057

Для каждого этапа нефтеотдачу рассчитывают по формуле

sⁱ b ( р )

_к  1 ^{k н н}

b_н ( p_c )

где η_к – нефтеотдача на i-м шаге, доли единицы.

Накопленная добыча на каждом шаге

Q_нⁱ  G_н_i

где Q_н— накопленная добыча нефти на i-м шаге, кг.

Добыча Q_нⁱ соответствует времени t_i = сумме t_i

Подставив в формулу значения, соответствующие давл нию р_к — 5,7 МПа, получим

^0,9712*1,18

1  1 0,02715

Q_í¹  2,11*10¹⁰ * 0,02715  5,729 *10⁸

t₁  8.22 *10⁵ c

Для р_к = 5,5 МПа получим

• ₂  1 ^{0,9354 *1,18}  0,06142

1,176

Q_í²  2,11*10¹⁰ * 0,06142  1.3*10 ⁹

t₁  8.22 *10⁵ c 12.1*10⁵ c  20.32 *10⁵ c.

Результаты расчетов динамики добычи нефти при режиме растворенного газа сведены в таблице и на рисунке 10. Эти данные соответствуют одновременному вв ду в эксплуатацию всех скважин.

Запасы нефти в залежи можно вычислить по формуле

7. _ ^Shmsно ^н

   • b_н

_{Gн } ^{2.512*107 *7 *0.2*0.8*885} _{ 2.11*10}10 _кг

1.18

38

Таблица - Результаты расчетов динамики добычи нефти при режиме растворенного газа

Неф.насыщ	Коэф.	Накоп.	Время	Неф.насыщ	Коэф.	Накоп.	Время,
на контуре	нефтенас.	Доб.	сут	на контуре	нефтенас.	Доб.	сут.
	На	Qн			На	Qн
	контуре				контуре
0,9712	0,02715	0,5729	9,51	0,8271	0,1446	3,052	95,7
0,9354	0,06142	1,30	23,5	0,8189	0,1486	3,136	102,0
0,9217	0,07359	1,553	29,2	0,8100	0,1534	3,237	110,7
0,9084	0,0854	1,8	35,2	0,8015	0,1578	3,33	120,2
0,8975	0,09483	2,0	40 6	0,7920	0,1618	3,415	130,3
0,8967	0,09486	2,002	40,6	0,7837	0,1654	3,489	141,4
0,8863	0,1038	2,191	46,5	0,7762	0,1689	3,563	154,7
0,8765	0,1115	2,352	52,1	0,7678	0,1734	3,658	176,1
0,8670	0,1181	2,491	57,4	0,7596	0,1777	3,749	204,8
0,8597	0,124	2,616	62,6	0,7485	0,1822	1	249,6
0,8507	0,1301	2,746	66,6	0,7376	0,1866	3,844	334,8
0,8423	0,1357	2,864	84,0	0,72442	0,191	3,937	517,5
0,8347	0,1405	2,965	90,0			4,03

Рисунок 10- График изменения

накопленного отбора нефти во

времени

Рисунок 11- График динамики

добычи нефти

39

Суммарная добыча нефти за весь срок разработки составит

Q_í  G_í 

Q_н  2,11*10¹⁰ *0,191  4,03*10⁹ кг

t _p  t_*  t_c

где t_c — время эксплуатации одной скважины, с,

t _p  t_*  t3.154*10⁸  4.472*10⁷  3.601*10⁸ c  11.42 год

Добыча нефти возрастает до тех пор, пока первая добывающая скважина не выйдет из эксплуатации (1,42 года). В дальнейшем введению в эксплуатацию очередной скважины будет соответствовать окончание работы другой. Поэтому

• основной период разработки добычу нефти можно счит ть постоянной. Падение добычи нефти начнется после бурения посл дней добывающей скважины.

Период падения добычи будет равен сроку эксплуа ации одной скважины (1,42 года). Таким образом, график изменен я д бычи нефти во времени будет иметь вид равнобедренной трапеции (рис. 11). Для определения уровня стабилизированной добычи нефти составим с едующее уравнение:

q_ст 0,5(2t_p  2t_c )  Q_н

Тогда

q	ст		Qн		4.03*109	 12.78кг / с  1104,2т / сут
			t p  t		3.154*108

Динамика добычи нефти на залежи показана на рис. 11.

40

Практическое занятие 9. Расчет показателей разработки при законтурном заводнении.

Цель работы: Определение показателей разработки при законтурном заводнении.

Задачи заводнения:

• поддержание пластовой энергии (давления - ППД);

• вытеснение нефти.

Виды заводнения

1. Законтурное

2. Приконтурное заводнение

3. Внутриконтурное заводнение а) Осевое заводнение б) Рядное и площадное заводнение в) Блоковое заводнение

г) Очагово-избирательное заводнение д) Смешанный вид заводнения

4. Барьерное заводнение

Требования к законтурному заводнению:

а) должен быть чётко опреде ён контур нефтеносности (залежи бывают наклонные, вогнутые);

б) расстояние от нагнетательных скважин до контура нефтеносности должно составлять 400-1500 метров;

в) водонефтяная зона должна быть незначительна;

г) нефтяное месторождение должно быть небольшим (до 5 км по ширине);

д) пласт должен быть достаточно однородным, высокопроницаемым, а нефть – маловязкой;

е) долж а существовать хорошая гидродинамическая связь между законтурной и внутриконтурной частями (нет линз, глинистых прослоев, ухудшенной п оницаемости на водонефтяном контуре, выклиниваний и т.д.).

ВНК

41

Задача 12. Нефтяное месторождение, содержащее геологически с запасы нефти, объемом V_H = 150*10⁶ м³ в пластовых условиях разрабатывается с применением заводнения при семиточечном расположении скважин, предусмотренном технологической схемой. В результате изучения строения продуктивного пласта, создания модели его разработки и на основе фактических данных разработки месторождения в начальный период определена зависимость текущей обводненности продукции v от текущей нефтеотдачи для месторождения в целом (обводненность и нефтеотдача приведены к пластовым условиям). Считается, что при принятой схеме расположения скважин эта зависимость будет оставаться справедливой в течение всего срока разработки месторождения. Зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи имеет следующий вид:

v=0 при 0 ≤ η≤ 0,1

v= α (η -0,1)2 при 0,1 ≤ η ≤ 0,5

v=b η 12 при 0,5 ≤ η ≤ 0,7

при η = 0,7 v=1

Требуется определить для рассматриваем го месторождения зависимость от времени t добычи нефти, воды, обводненности продукции и нефтеотдачи при

заданном изменении добычи жидкости, q_ж= q_ж(t). При этом q_ж- α t при 0≤ t ≤ t_*, q_ж= α_* t+А(t-t_*)^1/4 при t ≤ t_*.

• приведенных формулах t_* — время начала обводнения продукции месторождения; α = 40*10^-10 м³/ с²; А — 0,0805*10^-2м³/с^1/4.

Решение. Прежде всего определим значения параметров а и b. Из условия задачи имеем 0,7^1/2 b=1. Отсюда b = 1,195. Параметр а определим, используя приведенное условие, именно

Формула

1,195  0,5¹²  а(0,5  0,1)²  а  0,4²  0,16

• _ 1,195  0,5¹² _ 1,195  0,707 _{ 5,28}

0,160,16

Таким об азом,

v=0 при 0 ≤ η ≤ 0,1

v=5,28(η -0,1)2 при 0,1 ≤ η ≤ 0,5

v=1,195 η 1/2 при 0,5 ≤ η ≤ 0,7

Обозначим v=f(η). Имеем соотношение для определения зависимости

текущей нефтеотдачи от времени.

	d		1 t		qж (t)dt
0 1 f ()			G 0

где G - геологические запасы нефти в разрабатываемых пластах месторождения.

42

• соответствии с законом изменения v =f(η) будем считать первым периодом разработки период времени, когда v = 0, а 0 < η < 0,1. Из приведенного соотношения в данном периоде получаем, что

		t		t 2
d   			tdt 
	G			2G
0		0

Это период длиться до t=t_*.

t		 2G		1/ 2
	*			0	
			
				

где η ₀ - безводная нефтеотдача (в данном случае η ₀ = 0,1). Подставляя значения величин, получаем

t*

 (

2 150 106  0,1

)1/ 2  0,866 108 c  0,746

года

40 1010

Во втором периоде при 0,1 ≤ η ≤ 0,5 имеем



d

1

1 a   0 

0



0



ln

02

1



2



1  a   0 

В третьем периоде при 0,5 ≤ η ≤ 0,7



A t

0



1

ln

1 a ( 

0

)



d



at 2



(t  t* )1/ 4 dt

2





1

 b12

2G

G



 a 1  a

0

η =0,5

Обозначим

0

t*



d

J 2





1 b





Имеем

2



1 b









J 2  b2

ln 1 b



 b    





Обозначим

A t

1/ 4

0,8A

5 / 4



t  t* 

J3 

G

(t

 t* )

dt 

G

t_*

Определим зависимость η = η (t), которая не во всех периодах может быть выраж на в явной форме. Поэтому поступим следующим образом. Прежде вс го найдем значения интегралов J₁ и J₂ соответствующих значениях η. Эти значения даны в табл.

43

Таблица - Результаты расчета

η		J1			η+ J1			η	J1	η0+ J1(η)+J2
0,1		0			0,100			0,55	0,3752	1,1645
0,15		0,0502			0,1502			0,60	0,9157	1,7050
0,20		0,1018			0,2018			0,65	1,8563	2,6456
0,25		0,1564			0,2564			0,67	2,556	3,3453
0,30		0,2162			0,3162			-	-	-
0,35		0,2847			0,3847			-	-	-
0,40		0,3885			0,4685			-	-	-
0,45		0,4834			0,5834			-	-	-
0,50		0,6893			0,7893			-	-	-

Рисунок 12 – Зависимости функции J_i , J_j от текущей нефтеотдачи и времени t

44

Рисунок 13 – Показатели разработки месторождения С учетом условий задач получаем выражение:

		A t		1/ 4		(0,8  0,0805 108 )5 / 4	5 / 4		5 / 4
J3				t  t* 	dt 		t  t* 	 0,04293(t  t* )
		G 				1,5 108
			t*

Значения времени t и t* в приведенную ф рмулу следует подставлять в единицах, кратных 108.

Построим зависимость J1= η, η0 +J1, η0+ J1(η)+J2 как функцию ƞ и зависимость J1 = αt2/2G, αt2/2G хJ3 как функцию времени t. При этом для функций Ji, Jj выберем по оси орд нат одинаковый масштаб. Графики Ji, Jj показаны на рис. 12, где отложены текущая нефтеотдача η и время t по оси абсцисс. Задаваясь значением времени t и проведя линию, параллельную оси ординат на рис. 12, до пересечения с кривой Ji получаем значение Jj. Затем следует провести прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения ее с кривой Ji и найти точку на оси абсцисс, в которой получим значение η. Процедура определе ия значений η, соответствующих заданным значениям t, показана стрелками а рисунке 12.

За ем по найденным значениям ƞ по приведенным формулам находим v. Текущие дебиты воды, нефти и жидкости вычисляют также по данным выше формулам. Значения найденных указанным способом величин приведены в табл., а также на рис. 13, откуда видно, что при t=15 лет текущая нефтеотдача η

• 0,323, а обводненность продукции v = 0,263.

Разработка данного месторождения еще может осуществляться довольно длительное время, но при высокой обводненности продукции.

45