Вопросы обоснования и повышения нефтеотдачи пластов

Вначале надо привести числовые значения параметров, которые будут общими для всех рассматриваемых примеров.

Нефтяное месторождение обладает балансовыми геологическими запасами нефти =100 млн.т. Нефтяные пласты по площади распространения являются зонально неоднородными. У них характерный линейный размер отдельной зоны или шаг случайного изменения коллекторских свойств 0,5 км, доля зон неколлектора (зон с нулевой проницаемостью для нефти) зональная неоднородность по проницаемостью у остальных зон коллектора .

Коэффициент вытеснения нефти в микрообъеме пласта при достаточно большой прокачке воды. а при достаточно большой прокачке газа Соотношение плотностей воды и нефти в поверхностных условиях коэффициент усадки нефти при переходе …
из пластовых условий в поверхностные (при выделении растворенного в нефти газа) соотношение плотностей газа и нефти в поверхностных условиях соотношение пластового и поверхностного давлений

У отдельного эксплуатационного объекта послойная неоднородность по проницаемости Амплитудный дебит на одну пробуренную и введенную в действие скважину т/год=0,005 млн. т/год. Предельная массовая обводненность продукции скважины Расчетная доля дополнительной посторонней воды Предельная массовая доля газа в дебите эксплуатационного объекта или 1000 м3=1 т газа на 1 т нефти.

Среднее отклонение забоя скважины от проектного местоположения км.

Средняя долговечность скважины год.

Вопросы для самоконтроля:

1. В чем заключается аналитическая методика проектирования разработки нефтяных месторождений?

2. Что понимается под амплитудным дебитом?

3. Какие расчетные формулы используются при оптимизации добычи нефти на залежах различного типа?

4. Функция производительности скважины.

 

Рекомендуемая литература:

1. В.Д. Лысенко. Оптимизация разработки нефтяных месторождений.

2. Ю.А. Балакиров.Оптимизация режимов работы скважин.

 

 

Лекция№6.Вопросы расчета динамики разработки нефтяных месторождений.