Расчет технологических показателей разработки

 3. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

3.1. Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки

        Для расчета технологических показателей разработки принята послойно и зонально-неоднородная модель пласта, разработанная в ТатНИПИнефть [ 9,10 ]. Неоднородность пласта по исследуемому параметру описывается гамма-распределением с соответствующим квадратом коэффициента вариации.

        В гидродинамических расчетах используется расчетная неоднородность, учитывающая как зональную, так послойную неоднородность. В качестве основного параметра, определяющего дебит скважин, используется средний коэффициент продуктивности скважин, устанавливаемый по данным эксплуатации скважин. Таким образом, такие важнейшие параметры, как проницаемость, толщина пласта и вязкость нефти закладываются в расчеты в комплексном виде, что повышает надежность расчетов.

        Формула динамики добычи нефти.

Эта формула показывает зависимость q(t) – дебита нефти за рассматриваемый t-й год от q0(t) – амплитудного дебита на середину рассматриваемого года, от Q0(t) – начальных извлекаемых запасов нефти, введенных в разработку к середине этого года, и от накопленного отбора нефти за все предыдущие годы эксплуатации залежи

[pic 1]

[pic 2]

        При этом q0t – амплитудный дебит на середину рассматриваемого t-го года – рассчитывается по разрабатываемой части нефтяной залежи

[pic 3]

        τ - среднее годовое число дней работы скважины;

        ηtср – средний коэффициент продуктивности скважины;

        n0t – общее число скважин;

        Q0t – начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

[pic 4]

        Для условий верейских отложений Татарстана установлена зависимость вида

КИН=0,531ˑе-4,605ˑS = 0,351доли ед.

        S – плотность сетки скважин, с учетом размещения скважин по восьми метровой изопахите равняется 0,09 км2/скв.

Формула динамики дебита жидкости.

        Дебит жидкости qF2t определяется по расчетному дебиту жидкости qFt и qt – дебиту нефти, измеренному в весовых единицах:

[pic 5]

        Расчетный дебит жидкости qFt определяется для условий [pic 6] по следующей формуле, аналогичной формуле динамики дебита нефти (1):

[pic 7]

в которой QtF0 – начальные извлекаемые запасы жидкости;

[pic 8]

где Аср – средняя расчетная доля агента в суммарном отборе жидкости, зависящая от расчетной неоднородности нефтяных пластов V2 и предельной расчетной доли агента Аt в дебите жидкости эксплуатационных скважин в момент их остановки.

        Эта зависимость иллюстрируется в таблице 3.1.

        Таблица 3.1.

        Значения Аt

        Формула динамики закачки вытесняющего агента.

        qзt – закачка агента за рассматриваемый t-й год, измеренная в весовых единицах

[pic 9]

        В этой формуле ε - возможная доля теряемой закачки агента. В условиях внутриконтурного заводнения принимается ε = 0.

        3.2. Расчет технологических показателей разработки