Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить

Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали Qн1 и Qв2. К концу второго периода добыча составила Qн2 и Qв2. Кроме этого, вязкость нефти и воды в пластовых условиях: μн и μв; объемные коэффициенты нефти и воды: Вн и Вв. Исходные данные приведены в таблице 5. Таблица 5 № вар. Qн1, м3/сут Qн2, м3/сут Qв1, м3/сут Qв2, м3/сут μн, мПа·с μв мПа·с Вн Вв 8 4350 1250 1250 4350 7 1 1,14 1,1

1 Определяем значение С – процентное содержание воды в добываемой жидкости:
для первого периода:
С1 = 100 ( Qв1 / Qн1 + Qв1 )
С1 = 100 ( 1250 / 4350 + 1250 ) = 22,3 %
для второго периода:
С2 = 100 ( Qв2 / Qн2 + Qв2 )
С2 = 100 ( 4350 / 1250 + 4350 ) = 77,7 %
2 Определяем коэффициент μ – коэффициент, зависящий от физических свойств пластовой жидкости:
μ = μв · Вв / μн · Вн
μ = 1 · 1,1 / 7 · 1,14=0,138
3 Определяем нефтеотдачу по периодам, где прослеживается прямая зависимость от содержания воды, в добываемой жидкости:
для первого периода η1 = 1 / С1 + μ
η1 = 1 / 22,3 + 0,138=0,188
для второго периода η2 = 1 / С2 + μ
η2 = 1 / 77,7 + 0,138=0,151