У геологічній будові структури берруть участь флішеві відклади верхньої крейди (стрийська свита), палеоцену, неоцену (манявська, вигодсько-пасічнянська, бистрицька свити), оліцену (менілітова свита) та моласові утворення міоцену (воротищенська свита).

Південно-Гвіздецька антикліналь є фронтальною у четвертинному ярусі структур. По утвореннях палеогену вона являє собою вузьку лінійно витягнуту асиметричну складку північно-західного простягання, яка є по суті, південно-східним продовженням Гвіздецької.

Північно-східне крило її круте (кути нахилу досягають 60-90 градусів), значною мірою зрізане насувом, південно-західне - відносно похиле (до 30 градусів) і широке. В межах родовища поперечними порушеннями складка розбита на два блоки: Битківський та Пасічнянський, а останній, у свою чергу, - на дві ділянки. В північно-східному напрямку Південно-Гвіздецька антикліналь насунута на структуру п'ятого ярусу, а на південному заході контактує з Пнівською складкою. Шарнір її занурюється на південний схід. Склепінна частина по покрівлі менілітової свити знаходиться в Битківському блоці на абсолютній глибині - 2000, в Пасічнянському - 2400 м. Розміри складки 8,5х2,5 км, висота 900-1000 м.

Таблиця 1.1 - Основні показники розробки.

1.3 Xарактеристика і стан фонду свердловин

Нафтогазоносність родовища пов'язана з утвореннями менілітової, вигодсько-пасічнянської та манявської свит. У середньо - та нижньоменілітовій підсвітах Битківського блока і в манявськів свиті ІІ ділянки Пасічнянського блока наявні нафтові поклади, у вигодсько-пасічнянській свиті І ділянки Пасічнянського блока - газоконденсатні з нафтовою облямівкою. З середньоменілітових відкладів одержано припливи нафти від 2 до 144 т/добу. Водо-нафтовий контакт прийнятий умовно на абсолютній глибині - 2840 м. З нижньо-менілітової підсвити у всіх випробуваних свердловинах незалежно від положення на структурі одержано нафту з водою або воду. Водо насиченою є нижня, краща за келокторськими властивостями частина розрізу. Це дає підставу вважати, що нафтоносність цього покладу пов'язана лише з окремими мало проникними прошарками верхньої частини розрізу підсвити і він не має спільного ВНК. Колекторами у всіх горизонтах є пласти пісковиків та алевролітів. Поклади пластові склепінні тектонічно екрановані. Режим їх пружний і розчиненого газу, а у вигодсько-пасічнянській свиті І ділянки Пасічнянського блока ще й газової шапки.

Дослідно-промислова експлуатація нафтових покладів Битківського блока розпочата в 1984 р. і продовжується досі згідно з утвореним проектом ДПЕ (1990 р.). У 1986 р. в пробну розробку введено еоценовий поклад. У межах родовища пробурено 5 експлуатаційних свердловин, з них одна ліквідована. При продуктивній площі основного об'єкта (середньоменілітова підсвита) 200 га щільність сітки видобувних свердловин становить 50 га/св. На 1.01.1994 р. поточний коефіцієнт вилучення нафти по всіх покладах досяг 0,031. На 1.01.1994 р. з середньоменілітового покладу, який розробляється з 1984 р., видобуто 209 тис. т нафти, 217,1 тис. т рідини і 100,3 млн. м³ попутного газу. Поточне вилучення нафти від початкових балансових запасів 0,14, реалізовано 42,5% видобувних запасів. У 1993 р. отримано 7,9 тис. т нафти, 8 тис. т рідини і 4.1 млн. м³ попутного газу. Поточний середній дебіт однієї свердловини - 6,6 т/добу нафти і 6,7 т/добу рідини при обводненості продукції 2% і газовому факторі 390 м³/т. на поклад пробурено чотири свердловини, одна ліквідована, решта входять до видобувного фонду з дебітами нафти від 43,2 до 20 МПа, що на 7 МПа менше тиску насичення, при якому газовміст пластової найти досягав 170 м³/м³. Поклад працює на режимі розчиненого газу.

На 1.01.1994 р. накопичений видобуток з нижньоменілітового покладу, що почав розроблятися з кінця 1986 р,, становить 3,6 тис. т нафти, 3,61 тис. т рідини і 2,2 млн. м³ попутного газу. Поточне вилучення нафти від початкових балансових запасів 0,0009, реалізовано 0,63% видобувних запасів. На поклад пробурено чотири свердловини, дві з яких ліквідовані, одна використовується як видобувна з середньоменілітового продуктивного горизонту. Розробка ведеться свердловиною 5 з дебітом 0,3 т/добу при 10% обводненості і газовому факторі 720 м³/т. величина запасів нафти даними розробки не підтверджується і вимагає уточнення додатковою розробкою.

Газоконденсатний поклад вигодсько-пасіянянської стиви розробляється свердловинами 4 (газова частина) і 9 (нафтова облямівка) 3 1986 р. На 1.01.1994 р. видобуто 475,5 млн. м³ газу і 97,9 тис. т конденсату, що становить відповідно 46,2 і 44,9% їх запасів. Накопичений видобуток з облямівки 1,0 тис. т нафти і 2,4 млн. м³ попутного газу. Поточний дебіт свердловини 4-24 тис. м³ газу і 2 т конденсату на добу при вмісті води 1,7%. Через незначну продуктивність свердловина 9 з 1991 р. переведена в спостережні. Запаси нафтової облямівки даними розробки не підтверджуються і вимагають переоцінки.

Нафтовий поклад манявської свити в межах ІІ ділянки Пасічнянського блока розробляється свердловинами 8 і 10 з 1991 р. На 1.01.1994 р. видобуто 4,8 тис. т безводної нафти і 3,5 млн. м³попутного газу. Поточний коефіцієнт нафто вилучення 0,008, реалізовано 8% видобувних запасів. У 1993 р. видобуто 2,0 тис. т нафти і 1,8 млн. м³ газу, поточний дебіт свердловини 3,6 - 4,5 т/добу при газовому факторі 870 м³/т.

Розробка покладу продовжується.

Таблиця 1.2 - Характеристика покладів нафти.

Таблиця 1.3 - Характеристика природних газів.

Таблиця 1.4 - Характеристика конденсатів.

Таблиця 1.5 - Характеристика конденсатів.

1. 2. Аналіз розробки покладу

Під системою розробки газового чи газоконденсатного родовища розуміють сукупність взаємопов'язаних інженерних рішень, які включають виділення експлуатаційних об'єктів, послідовність і темп їх розбурювання, застосування методів дії на пласти з метою збільшення їх газонафтоконденсатовіддачі, розміщення на площі газоносності та структурі необхідної кількості видобувних, спостережних, п'єзометричних і контрольних (геофізичних) свердловин, порядок уведення їх в експлуатацію і підтримання певних, допустимих технологічних режимів роботи, управління процесами руху газу, нафти, конденсату і води в пласті, застосування відповідної системи збору і промислової обробки свердловинної продукції, охорону надр і довкілля.

Розробка родовищ природного газу може здійснюватися тільки з використанням природної енергії (тиску газу і напору пластової води) чи з підтриманням пластового тиску. Системи з підтриманням пластового тиску розрізняють за видом робочого агенту, схемою і послідовністю закачування його в пласт і рівнем підтримуваного пластового тиску.

Розрізняють також пасивні й активні системи розробки. Якщо на газовому чи газоконденсатному родовищі експлуатуються тільки видобувні свердловини і не застосовуються методи впливу на фільтраційні процеси, то таку систему класифікують як пасивну. Пасивні системи в більшості випадків характеризуються низькими коефіцієнтами вуглевіддачі та невисоким народногосподарським ефектом. Суть активних систем полягає в тому, що для кожного родовища виявляють фактори, які негативно впливають на процес його розробки. Далі розробку родовища організовують таким чином, щоб усунути чи зменшити негативний вплив окремих факторів або навіть використати їх для підвищення коефіцієнта вуглевіддачі. Крім систем розробки газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску, до активних також належать технологія регулювання просування пластової води в газові поклади в умовах природного водонапірного режиму, технологія забезпечення динамічної рівноваги газонафтового і водонафтового контактів при розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою, технологія попередження змикання тріщин і від'єднання від дренування щільних матриць породи в продуктивних пластах з підвищеною деформацією та ін.

В період постійного видобутку газу продовжується буріння нових свердловин і облаштування промислу. Він триває до тих пір, поки подальше розбурювання родовища чи нарощування потужності компресорної станції стає економічно невигідним. На кінець періоду відбирається 60 - 70% початкових запасів газу і більше.

Період спадаючого видобутку газу характеризується практично незмінним в часі числом видобувних свердловин або деяким їх скороченням внаслідок обводнення чи ліквідації за технічними і геологічними причинами. Проте в окремих випадках можливе буріння нових свердловин для використання запланованих об'ємів видобутку газу чи підключення в розробку окремих зон, які недостатньо дренуються. Даний період продовжується до досягнення мінімального рентабельного рівня відбору газу з родовища.

При розробці середніх за запасами родовищ газу часто відсутній період постійного видобутку газу, а для незначних за запасами газових і газоконденсатних родовищ можуть бути відсутні як період зростаючого, так і період постійного видобутку.

Залежно від умов подачі газу в газопровід виділяють періоди безкомпресорної і компресорної експлуатації. В початковий безкомпресорний період газ подається в магістральний газопровід і далі до першої проміжної компресорної лінії під своїм власним тиском. Тепер для подальшого транспорту газу використовують труби великого діаметру, розраховані на робочий тиск 5,5 або 7,5 МПа. Коли в процесі розробки родовища тиск на вході з промислу стає нижчим від робочого тиску в магістральному газопроводі (5,5 або 7,5 МПа), вводять в експлуатацію головну компресорну станцію і надалі дотискуючи компресорні станції. Настає компресорний період експлуатації. Безкомпресорний і компресорний періоди характеризують період промислової розробки родовища. При зменшенні тиску на виході з промислу до 0,15 - 0,2 МПа подачу газу в магістральний газопровід у більшості випадків припиняють, і газ використовують на місцеві потреби. Цей період розробки родовища називають заключним.

Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня його виснаження розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації, промислової розробки і до-розробки. В період дослідно-промислової експлуатації одночасно з подачею газу споживачеві проводиться до-розвідка родовища, підрахунок запасів газу і підготовка вихідних даних для складання проекту розробки родовища. Тривалість періоду дослідно-промислової експлуатації родовища переважно не перевищує трьох-чотирьох років. В період промислової розробки родовища проводиться стабільне постачання конкретним споживачам газу та іншої продукції в заданих об'ємах. У цей період видобувається основна кількість газу. Період до-розробки родовища (заключний, завершальний) характеризується значною тривалістю, низькими дебітами свердловин, закономірним зменшенням в часі темпу відбору газу і рядом ускладнень в процесі експлуатації свердловин, що вимагає проведення додаткових геолого-технічних засобів для забезпечення їх стабільної роботи.

Для газоконденсатних родовищ виділяють періоди розробки на виснаження і з підтриманням пластового тиску. У випадку зворотньої закачки всього сухого газу в пласт період підтримання пластового тиску позначають як період консервації запасів газу. В даний період споживачеві подається тільки конденсат.

З метою одержання високих тисків значень коефіцієнта газовіддачі при водонапірному режимі необхідно так розміщувати свердловини на площі газоносності, щоб забезпечити дренування всього газонасиченого парового об'єму і регулювання просування пластових вод. Цим умовам найбільш відповідає нерівномірне розміщення свердловин зі згущенням в центральній частині. Свердловини, розміщені в периферійній зоні, використовують як для видобутку газу, так в основному і для контролю за переміщенням газоводяного контакту. У міру обводнення їх переводять у видобувні з метою спільного відбору газу і води і тим самим регулювання просування пластовиx вод.

При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску розміщення на структурі нагнітальних і видобувних свердловин залежить від типу робочого агента, що закачується з поверхні, геометричної форми родовища в плані, активності закачуваної водонапірної системи і колекторських властивостей пласта. Під час закачування в пласт газоподібного робочого агента можливі такі схеми розміщення нагнітальних і видобувних свердловин.

1) При значних кутах падіння пластів нагнітальні свердловини розміщують у вигляді батареї в купольній частині родовища, видобувні - також у вигляді батареї в пониженій частині, периферійній частині структури.

2) У випадку активних пластових вод для попередження обводнення видобувних свердловин їх розміщують в куполі структури, а нагнітальні свердловини - на периферії.

3) При великих розмірах площі газоносності нагнітальні та видобувні свердловини розміщують рядами (батареями).

4) За малих кутів падіння пластів і відсутності активних пластових вод з метою підвищення коефіцієнта охоплення витісненням нагнітальні свердловини доцільно розміщувати на одному кінці структури, а видобувні - на протилежному.

5) при низькій проникності продуктивних відкладів застосовують площове розміщення нагнітальних і видобувних свердловин по п'яти - і семиточковій схемах.

Розміщення нагнітальних і видобувних свердловин на площі газоносності при закачуванні води в газоконденсатні пласти проводиться за аналогією з нафтовими родовищами. Можливі варіанти законтурного (приконтурного) заводнення, різні види середньоконтурного заводнення (блокове, склепінне, осередкове (локальне), площове та ін.), а також їх комбінації.

Крім видобувних і нагнітальних свердловин, в фонд газовидобувного підприємства входять також спостережні, контрольні (геофізичні), п'єзометричні та поглинальні свердловини.

Спостережні свердловини служать для контролю за зміною пластового тиску, контрольні (геофізичні) - для контролю за переміщенням газоводяного контакту по товщі та площі пласта - колектора і зміною газонасиченості, поглинальні - для закачування підготованих вод. П'єзометричні свердловини бурять за контуром газоносності, у водонасиченій частині пласта. В них проводять спостереження за зміною пластового тиску або рівня законтурної (підошовної) води і зміною вибійної температури. Для зменшення кількості свердловин на промислі спостережні та контрольні свердловини часто об'єднують в одну сітку їх бурять в центрі кущів при батарейно-кущовому розміщенні свердловин, в зонах найменшої геологічної вивченості покладу і можливого просування пластових вод, біля тектонічних порушень, в окремих пластах при їх експлуатації єдиною сіткою свердловин. Поглинальні свердловини бурять в зоні кожної установки комплексної підготовки газу (УКПГ) чи використовують одну свердловину для декількох УКПГ. Загальна кількість спостережних, контрольних і п'єзометричних свердловин становить близько 10% видобувних. На родовищах з запасами газу до 5 млрд. м3, спостережні та п'єзометричні свердловини не бурять.

2.2 Режими роботи нафтових та газових покладів

2.2.1 Режими роботи нафтових покладів

Режими роботи нафтогазоносних пластів визначаються характером прояву рушійних сил в покладі, залежних від фізико-геологічних природних умов, а також заходів, що проводяться при розробці і експлуатації родовища. Про режими роботи пласта можна судити по зміні дебіта свердловин і пластового тиску з часом, по зміні тиску залежно від відбору рідини, по величині газового чинника і т.д.

Знання режиму роботи нафтогазоносного пласта необхідне для проектування раціональної системи розробки і ефективного використовування пластової енергії з метою максимального витягання нафти і газу з надр.

В даний час виділяють наступні основні режими роботи нафтових пластів:

1) водонапірний;

2) пружний і пружно-водонапірний;

3) газонапірний (або режим газової шапки);

4) режим розчиненого газу;

5) гравітаційний.

Характер прояву пластової енергії, яка рухає нафту упласті до вибоїв свердловин і залежить від природних умов та заходів впливу на пласт, називають режимом покладу.

За домінуванням тієї або іншої пластової енергії виділяють п'ять основних режимів роботи нафтових покладів: активний водонапірний режим; пружноводонапірний режим; газонапірний, або режим газової шапки; режим розчиненого газу; гравітаційний режим.

Слід зауважити, що перші три режими є режимами витіснення, а останні два - режимами виснаження.

Водонапірний режим. Головним джерелом пластової енергії є напір законтурних або підошовних пластових вод, який забезпечує рух нафти в пластах до вибоїв видобувних свердловин. Водонапірний режим проявляється у покладах з високими фільтраційними властивостями (висока проникність колекторів, низька в'язкість нафти, однорідність пластів) та надійним гідродинамічним зв'язком нафтової частини покладу з водонапірною системою.

Нафтові родовища, які мають активний водонапірний режим, розробляються найбільш ефективно. При цьому досягається висока нафтовіддача та найбільш високі економічні показники.

На родовищах України водонапірний режим наявний на родовищах Дніпровсько-Донецької западини, особливо в її північно-західній частині.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів на водонапірному режимі, за літературними даними, може досягати 0,6 - 0,8.

Пружноводонапірний режим формується у покладах, які характеризуються недостатнім гідродинамічним зв'язком нафтоносної частини із законтурною водоносною областю. Головним джерелом пластової енергії служать пружні сили води, нафти, породи, які стиснуті у земних надрах, та напір законтурних або підошовних вод.

Пружноводонапірний режим характерний для покладів порівняно значних розмірів, що оточені досить великими водонапірними системами при значних відстанях до контуру живлення. Важливу роль у його проявах відіграють значна неоднорідність та низькі колекторські властивості пласта, підвищена в'язкість нафти.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів в умовах пружноводонапірного режиму може досягати значень 0,4 - 0,7 і залежить від різниці між пластовим тиском та тиском насичення.

Газонапірний режим (режим газової шапки). Головними джерелами пластової енергії у даному випадку є напір газу газової шапки та пружність газу, розчиненого у нафті. Він характерний для нафтових покладів з відносно великою газовою шапкою або для газових покладів з нафтовою облямівкою.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів при газонапірному режимі (при великих об'ємах нагнітання газу) становить 0,1-0,4.

Режим розчиненого газу розвивається при зниженні пластового тиску нижче тиску насичення і в першу чергу у замкнутих покладах (літологічно запечатаних, тектонічно екранованих) Цей режим проявляється також у випадках погіршених колекторських властивостей продуктивної товщі в приконтурних зонах після зниження пластового тиску нижче тиску насичення у будь-яких покладах, а також у випадку відсутності гідродинамічного зв'язку нафтової частини з водоносною областю. Головним джерелом пластової енергії є газ, який виділяється із нафти.

Розробка нафтових родовищ на режимі розчиненого газу малоефективна з огляду низької нафтовіддачі. Коефіцієнт нафтовіддачі при цьому режимі становить від 0,05 до 0,3, а на родовищах Передкарпаття - 0,1 - 0,16.

Гравітаційний режим. Після зниження пластового тиску до незначних величин (частки, рідко одиниці мегапаскаль) та виділення з нафти газу в пласті починають проявлятись гравітаційні сили, під дією яких нафта переміщується в напрямку понижених частин пласта і до вибоїв свердловин. Тоді у покладах проявляються сили гравітації та починає розвиватися гравітаційний режим. При цьому режимі нафта під дією сили тяжіння рухається в пласті до вибоїв свердловин.

Коефіцієнт нафтовіддачі на цьому режимі незначний і не перевищує 0,1-0,15.

2.2.2 Режими роботи газових покладів

Родовища природних газів можуть розроблятися на режимах виснаження пластової енергії (природних режимах) або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачування в продуктивні пласти газу, води, пари, розчинів різних речовин і вуглеводневих розчинників (штучних режимах).

При розробці родовищ на виснаження, без уведення в пласт з поверхні додаткової енергії, трапляються два режими: газовий і водонапірний.

При газовому режимі приплив газу до вибою свердловини відбувається під дією енергії тиску самого газу. Газовий режим характеризується тим, що при відборі газу з родовища початковий контур газоносності залишається нерухомим або наявне незначне проникнення в газову частину пласта крайової чи підошовної води, яке не чинить помітного впливу на процес розробки. У міру зниження, пластового тиску газонасичений поровий об'єм може зменшуватися у випадку колекторів, що деформуються, і в результаті випадіння у пласті вуглеводневого конденсату, збільшуватися внаслідок випаровування зв'язаної води, усадки залишкової нафти і розкладання гідратів в газогідрат них родовищах або залишатися постійним. Газовий режим переважно спостерігається в екранованих (замкнутих) пластах, а також при розробці родовищ природних газів, приурочених до водонапірного басейну обмежених розмірів або з погіршеними колекторськими властивостями пластів (проявом граничного градієнта тиску) в зоні газоводяного контакту.

Більшість родовищ газу розробляється в умовах водонапірного режиму. При водонапірному режимі газ припливає до вибою свердловин, як за рахунок пружної енергії стиснутого газу, так і за рахунок напору крайової або підошовної води. Надходження в родовище пластової води супроводжується переміщенням газоводяного контакту, що приводить до зменшення газонасиченого парового об'єму і скорочення площі газоносності. Залежно від геологічної будови родовища і умов відбору газу активність прояву водонапірного режиму може бути різною. При повній компенсації відбору газу припливом за контурної води пластовий тиск в процесі розробки родовища залишається постійним і видобуток газу з пористого середовища проходить виключно за рахунок напору пластової води. Цю різновидність водонапірного режиму називають жорстко водонапірним режимом. У переважній більшості випадків розробка родовищ, приурочених до пластових водонапірних систем, відбувається при спадаючому пластовому тиску, в умовах прояву пружних властивостей пористого середовища і насичуючих його води і газу. Сили пружності колектора і води відіграють неістотну роль порівняно з іншими джерелами пластової енергії. Тому, виходячи з прийнятої класифікації режимів по головному (переважаючому) виду енергії, режим розробки газових родовищ при спадаючому тиску слід визначати, як водонапірний замість терміну пружно водонапірний, який часто застосовується.

Переважно в початковий період розробки газового родовища, приуроченого до пластової водонапірної системи, тиск падає як при газовому режимі. Тривалість даного періоду збільшується з ростом розмірів родовища (площі газоносності), темпу відбору газу і зменшенням проникності продуктивних відкладів, особливо в за контурній частині родовища.

Про прояв водонапірного режиму свідчать зменшення тиску (рівня води) і збільшення вибійної температури в п'єзометричних свердловинах, переміщення (підйом) газоводяного контакту, обводнення свердловин, зростання водного фактора, дебітів і добового (місячного) видобутку попутної пластової води, збільшення її мінералізації і вмісту іонів хлору, калію та інших компонентів. У випадку газоконденсатних родовищ, які розробляються в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміші, обводненню свердловин передує збільшення густини, в'язкості та питомого видобутку конденсату в цих свердловинах. Про наближення конденсату до свердловини можна також судити з використання кінцевої ділянки кривої відновлення вибійного тиску, обробленої в напівлогарифмічній системі координат.

2.3 Розрахункова частина

2.3.1 Розрахунок нафтової частини

Розрахунок показників розробки.

Для даного покладу вихідні дані беремо відповідно до завдання.

1. Розробляємо поклад по рівномірній квадратичній сітці свердловин з відстанню між ними 600 м (сітка свердловин 600Ч600 м). Знаючи площу нафтоносності та щільність нагнітальних і видобувних свердловин:

Приймаємо свердловин.

2. Визначаємо співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин, при якому досягається максимум амплітуди дебіту:

,

де - показник, який враховує відмінності середніх коефіцієнтів продуктивності нагнітальних і видобувних свердловин - коефіцієнт, що враховує відмінності рухомостей води і нафти в пластових умовах.

;

Виходячи з аналітичних розрахунків, доведено, що максимальний темп відбору основної частини видобувних запасів нафти досягається при початковому співвідношенні нагнітальних і видобувних свердловин , тобто отримане вище значення збільшується в 1,2 рази. Максимальне значення не повинне перевищувати восьми, так як при рівномірній квадратній сітці свердловин на першій лінії навколо нагнітальної розташовується максимум вісім видобувних свердловин.

3. Визначаємовідноснийкоефіцієнтпродуктивностісвердловин, яківибираютьсяпіднагнітанняводи, :

4. Визначаємо функцію відносної продуктивності свердловин:

.

5. Визначаємо амплітудний дебіт всього розглядуваного нафтового покладу (q₀):

млн.т/рік.

де, - прийнятий перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин в даному родовищі, Па.

Вносимо розрахункові дані в табл.1.

Таблиця 1

Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти.

1. Рухомі запаси нафти:

;

де, - баластові запаси нафти; - коефіцієнт сітки, що показує частку дренуємого об'єму нафтових пластів при даній сітці свердловини,

;

;

де, - постійний коефіцієнт, що змінюється для різних пластів 0,2 до 0,5 (приймаємо ); - площа, яка приходиться на одну свердловину, км²; - коефіцієнт витіснення, що показує частку відбору дренуємих запасів нафти при необмеженому великій прокачці води. Цей коефіцієнт визначають за результатами досліджень на моделях пластів.

2. Розрахункова пошарова неоднорідність пласта, що знаходиться за допомогою коефіцієнта, визначається за допомогою пошарової неоднорідності , яка спостерігається в свердловинах, а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягуючого видобувного ряду.

;

визначаємо за формулою (1) за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приток.

1. Гранична доля води в дебіті рідини видобувної свердловини:

де,

;

,

- гранична масова доля води приймаємо 90% (0,9); - коефіцієнт, що враховує відмінності витісняю чого агента і нафти в пластових умовах за рухомістю в раз і за щільністю в раз ( - співвідношення щільностей витісняю чого агенту і нафти в пластових умовах).

4. Коефіцієнт використання пересувних запасів нафти (К₃) при заданій пошаровій неоднорідності пласта і граничній частці агента (А):

; де,

;

.

5. Розрахунковий сумарний відбір рідини в долях рухомих запасів нафти F визначається із співвідношення:

.

6. Початкові видобувні запаси рідини (Q_F0) і нафти (Q₀) знаходяться із наступних формул:

млн. т;

млн. т.

При цьому масові початкові добувні запаси рідини () в поверхневих умовах буде дорівнювати:

млн. т.

7. Середня масова частка води (обводненість) у сумарному видобутку рідини:

;

а нафтовіддача пластів:

.

Визначені дані запишемо в таблицю 2.

Таблиця 2.

Розрахунок динаміки дебітів нафти та води.

Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.

Нафтовий поклад із загальним числом свердловин n₀ = 480 шт. розбурюється і вводиться в розробку на протязі 5-ти років по 96 в рік.

На першій стадії за рахунок введення нових свердловин неперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.

На наступній (другій) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.

Приймемо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт q_м0 буде вдвічі більше мінімального,q₀ = 1,241 млн. т/рік.

Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.

Розрахунок проводимо за наступними формулами, дані заносимо в таблицю 3.

1. На першій стадії поточний дебіт нафти:

,

Де,

t - роки, - кількість діючих свердловин в t-му році; ; - кількість пробурених свердловин в t-му році; - загальна кількість свердловин пробурених до t-го року.

Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах:

.

Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах:

.

2. На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу і розрахунки проводяться за наступними формулами:

Поточний амплітудний дебіт (при):

.

– Розрахунковий поточний дебіт рідини:

.

– Масовий поточний дебіт рідини:

.

На третій стадії поклад розробляється при .

Результати розраxунків вносимо до таблиці 3

Таблиця 3

2.3.2 Розрахунок газової частини