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.