КИН- коэффициент извлечения нефти. КИН=НИЗ/Qбал=Кохв*Квыт
На практике Кохв=k1*k2*k3*k4*k5 ; k1 –учитывает неоднородность продуктивного пласта по проницаемости. k2 - коэффициент выдержанности продуктивного пласта. k3,4 – учитывают потери Н в разрезающих и соответственно стягивающих рядах. Вытеснение н. идёт по линиям тока => образуются застойные зоны => потери Н; k5 – потери Н на невырабатываемых участках(насел. пункты и т.д.) k5 = 1- Qневыр.зап./Qгеол.
Квыт=Vвыт.н / Vо; Vo – Первоначальный объём нефти в образце. Определяется в лаб условиях путем длительной промывки образца гп взятого из продуктив пласта до полного обводнения струи ж-ти выходящей из керна и представляет собой отношение V вытесненной нефти из керна к первонач содержанию V нефти в образце
, 0,05<
<3,190 1,02<
<77,3 Квыт главным образом зависит от Кпр и μ.
Текущий КИН - это отношение накопленной добычи к текущему моменту времени к балансовым запасам Qбал. КИНтек=ΣQн/Qбал. Для подсчета балансовых запасов нефти применяют следующую формулу:
Qгеол = V*m*β*ρ*θ, где Qгеол. –геологическиезапасы нефти, т; V – геометрический объем нефтеносного пласта, м3; m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; β – коэффициент насыщения пласта нефтью; ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;
θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти: θ = 1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти).
Текущий КИГ – это отношение накопленной добычи к текущему моменту времени к балансовым запасам. КИГтек= ΣQг/Qбал. 
, где F- площадь газоносности залежи в м2; h- средневзвешенная эффективная мощность пласта в м; m- средневзвешенная по объему газовой залежи пористость; Рн- первоначальное пластовое давление в кгс/см2; Zн- коэффициент сверхсжимаемости газов; αг-коэффициент газонасыщенности порового пространства. (накопленная к определенному моменту времени добыча газа к балансовым запасам газа). коэф газоотдачи 
Поможем написать любую работу на аналогичную тему