Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методике ВНИИ (методика Ю.П. Борисова).

Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета процесса разработки нефтяных залежей при заводнении.
В качестве расчетной модели принимается пласт, состоящей из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределены в объеме пласта.
В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости, построенной по данным кернового или геофизического материала.

пропорционален ее проницаемости.
Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением.
Очень важный фактор, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения нефти водой и за фронтом вытеснения остается водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, учитывается преобразованием спектра распределения трубок тока.
Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой:

– на фронте вытеснения;
Sс.в. – количество связанной воды или первоначальная водонасыщенность;
Sо.н. – остаточная нефтенасыщенность или количество нефти, которая остается в породе после бесконечно долгой промывки;
Sн.ф. – общая нефтенасыщенность на фронте вытеснения;
Vф – объем пласта, до фронта продвижения ВНК.
Непоршневая часть эпюры вытеснения рассматривается как объем пласта, в котором трубки тока обладают дополнительной неоднородностью по проницаемости.
Эта проницаемость изменяется по закону, соответствующему распределению насыщенности на данном участке:

количество вторгшейся в пласт жидкости.
Уравнение (1) получено Борисовым на основании обработки кривых фазовых проницаемостей Эфроса и уравнения Баклея – Леверетта и справедливо для соотношения 1≤ ≤10
Насыщенность на фронте вытеснения zф определяется из уравнения:
(2)

преобразованного пласта строится путем определения характеристик вытеснения по отдельным трубкам тока, где вытеснение считается поршневым. Затем суммируются результаты по всем трубкам с различной проницаемостью.
Дальнейшие расчеты технологических показателей разработки выполняются или при заданных перепадах давления, или при заданных дебитах жидкости для различных систем заводнения.
Для однорядной системы заводнения при условии равнодебитности эксплуатируемых и нагнетательных скважин, дебит одной скважины или перепад давления определяется из уравнения:

фронта вытеснения;
d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей эксплуатационной скважины.
Время для соответствующих положений определяется по формуле:
(4)
Для девятиточечной площадной системы заводнения дебит одной нагнетательной скважины или трех эксплуатационных или перепад давления определяется из уравнения:

(6)
где – средний коэффициент использования объема пор в пределах водонефтяной зоны.