можна розбити на дві основні групи.
статичні характеристик, значення яких вибираються на весь термін розробки або плановий перехід (наприклад, схема розміщення свердловин і їх проектне число);
динамічних характеристик, значення яких змінюються в часі (наприклад, річні відбори нафти з покладу).
Природні чинники є вихідними параметрами в моделях фільтрації та розробки. Моделі фільтрації являють собою співвідношення, кількісно описують рух пластових флюїдів в пористому середовищі, процеси витіснення нафти з пласта, процеси припливу нафти до вибоїв свердловин. При цьому деякі технологічні характеристики (тип витісняє агента, схема розміщення свердловин і їх кількість, та ін.) Виступають в ролі вихідних параметрів. Моделі розробки дають можливість кількісно оцінити вплив основних технологічних і природних параметрів на техніко-економічних показники ефективності розробки. В якості основних елементів моделі розробки містять моделі фільтрації. Таким чином, основним призначенням моделей фільтрації і розробки є підготовка вихідної інформації для формування варіантів розробки поклади.
Зв'язки техніко-економічних показників розробки продуктивних пластів із фізичним процесом витіснення нафти з пласта є однією з основних особливостей об'єктів видобутку нафти. Причому відповідно до тим, який показник обраний як міри ефективності, боле істотної може виявитися або залежність від природних факторів, або від технологічних параметрів. Якщо в якості показника ефективності використовуються коефіцієнт нафтовіддачі, то біліше істотною є залежність від природних факторів. Тому, наприклад, більшість методів збільшення нафтовіддачі зводиться до технологій, спрямованим на зміну пластових параметрів і властивостей насичують пласт рідин (наприклад, проникність пласта, в'язкість нафти або води). В якості природних факторів, що роблять найбільший вплив на ефективність систем розробки, можна відзначити такі, як в'язкість нафти, проникність пласта, його водонасиченому, пластовий тиск. До технологічним характеристикам, надають найбільший вплив на ефективність розробки родовищ, можна віднести схему розміщення свердловин, їх число, систему заводнення, темпи відбору рідини з пласта, забійні й пригирлових тиску.
Слід також зазначити, що і ефективність самих технологій розробки (якісних характеристик) залежить від того, які значення природних і технологічних параметрів (кількісних характеристик). Наприклад, при застосуванні теплових методів підвищення нафтовіддачі приріст видобутку нафти в порівнянні з заводнением знижується зі збільшенням в'язкості нафти і глибини залягання продуктивних пластів і зростає зі збільшенням числа свердловин. Для фізико-хімісескіх методів збільшення нафтовіддачі вліяміем глибину залягання на приріст видобутку нафти можна знехтувати. Залежність показників ефективності процесів розробки нафтових покладів від природних і технологічних (якісних і кількісних) характеристик призводить до того, що формування і вибір раціональних варіантів розробки повинні базуватися на пошуку найбільш сприятливих з погляду техніко-економічних показників ефективності поєднань природних і технологічних характеристик. Таким чином, поклади нафти слід розглядати одночасно як об'єкти природи, економіки та технології.
Розрахунок технологічних показників розробки родовища на основі моделей шарувато-неоднорідного пласта і поршевого витіснення нафти водою
Нафтове родовище площею нефтеносности S=??6000 · 104 м2 розробляється із застосуванням заводнення по однорідної схемі розташування свердловин із загальним параметром щільності сітки свердловин SС=20 · 104 м2/вкв, включаючи видобувні та нагнітальні свердловини. Відстань між лінією нагнітання і лінією відбору l, а відстань між свердловинами (ширина елемента) b. Продуктивний пласт неоднорідний. Його можна представити моделлю шаруватого пласта, що складається з тонких гідродинамічно ізольованих пропластков, абсолютна проникність, яких підпорядковується логарифмічно нормальному закону з щільністю розподілу за формулою:
При цьому середня проникність=0,4 · 10-12 м2, загальна товщина пласта h0=25,75 м, охоплена заводнением товщина пласта h (коефіцієнт охоплення? 2=0,8). Приймається, що пористість всіх пропластков шаруватого пласта m, початкова насиченість зв'язаною водою Sсв=0,1. В'язкість нафти в пластових умовах? Н, в'язкість води? В=1 · 10-3 Па · с. Залишкова нефтенасищенность постійна, і дорівнює sн.ост=0,45. У відповідності з моделлю поршневого витіснення нафти водою відносні проникності для нафти попереду фронту витіснення кн і для води позаду фронту витіснення кв постійні і однакові для всіх пропластков, так що кн=1, кв=0,5. Розробка здійснюється при постійному перепаді між лініями нагнітання і відбору, рівному? Рс Па.
Потрібно розрахувати зміну пр...
