2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

(26)

3. Обводнённость продукции:

(27)

4. Коэффициент нефтеизвлечения:

, (28)

где - суммарная добыча нефти к i-тому моменту времени;

- балансовые запасы нефти.

5. Объём текущей закачки, млн.м³:

, (29)

где К- коэффициент потери при закачке;

- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³

Расчеты проведены до тех пор, пока обводнённость продукции не достигла 90%.

4.2. Исходные данные расчета

1. Балансовые запасы Q_б= 517 млн.т.

2. Площадь нефтеносности, S_н=255640000 м²

3. Средний коэффициент продуктивности К_ср=2,3·10^-5

4. Зональная неоднородность =0,36

5. Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях

_н/_в=2,5

6. Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях

7. Коэффициент вытеснения нефти водой К₂=0,66

9. Коэффициент эксплуатации скважин _э=0,9

10.Коэффициент послойной неоднородности U²₁ =0,2

11.Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, ∆p=10 МПа

4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки

1. Рассматриваем вариант разработки при сетке скважин 600*500 м. Зная площадь нефтеносности и плотность сетки (3010⁴ м²/скв), находим общее число нагнетательных и добывающих скважин

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита по формуле (2) с учетом (3) и (4)

В результате получим:

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2, т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, :

.

4. Определяем функцию относительной производительности скважин  по (6)

.

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n₀) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи (q₀):

где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

8. Подвижные запасы нефти

где ,

9. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , .

10. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины находится по формуле (10) с учетом (11)

;

11. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К_з) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)

где

.

12. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

.

13. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀) находятся из следующих формул:

.

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

14. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

а нефтеизвлечение пластов