ВУЗ:
Составители:
8
(
)
(
)
35
м1092.5 ⋅=−⋅⋅β=Δ⋅β=Δ
∗∗
насплзалН
pphFpVV
. (1.3)
4. Подсчитаем начальные запасы нефти в залежи:
(
)
37
00
м1048.2/1 ⋅=−⋅⋅⋅=
НН
bSmhFV
. (1.4)
5. Вычислим нефтеотдачу, обусловленную действием только упругих
сил внутри контура нефтеносности F:
2
0
1038.2
−
⋅=
Δ
=η
Н
Н
V
V
. (1.5)
6. Падение давления в пределах контура нефтеносности F нарушит
равновесие в пласте, поэтому часть воды под действием упругой
энергии законтурной части пласта F
1
поступит в нефтеносную об-
ласть. Коэффициент упругоемкости (сжимаемости) пористой среды в
законтурной обводненной части пласта F
1
учитывает суммарную
сжимаемость породы и насыщающей ее воды:
МПа/11022.4
4
1
−∗
⋅=β+β⋅=β
ПВ
m
. (1.6)
7. Используя коэффициент β
*
1
, найдем количество воды ΔV
В
, которое
поступит в нефтеносный контур F и вытеснит равную по объему
нефть под действием упругих сил при изменении давления Δp
1
в за-
контурной части пласта F
1
:
(
)
6
111111
1011.2 ⋅=Δ⋅⋅β=Δ⋅β=Δ
∗∗
phFpVV
В
. (1.7)
8. Вычисляется нефтеотдача, обусловленная суммарным действием уп-
ругих сил [2]:
1
0
1009.1
−
Σ
⋅=
Δ+Δ
=η
Н
ВН
V
VV
. (1.8)
1.2. Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного
месторождения при упругом режиме в законтурной области
пласта
При разработке месторождения важно знать изменение давления во
времени на условном контуре нефтеносности месторождения
p
КОН
=p
КОН
(t). Оно позволяет прогнозировать перевод отдельных скважин
с фонтанного на механизированные способы эксплуатации, а также оп-
ределять время, когда пластовое давление снизится до давления насыще-
ния, начнется разгазирование нефти в пласте и возникнет режим раство-
ренного газа, а затем – газонапорный. Таким образом, важно знать, в те-
чение какого периода времени
допустимо разрабатывать нефтяное ме-
сторождение без воздействия на пласт при упругом режиме, не доводя до
возникновения режимов растворенного газа и газонапорного [1].
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 6
- 7
- 8
- 9
- 10
- …
- следующая ›
- последняя »
