компенсация отбора жидкости закачкой формула

Технологические показатели разработки залежей нефти

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

, (3.10)

2. (3.11)

2. (3.12)

4. Годовой темп отбора нефти t _низ – отношение годовой добычи (q_t) к начальным извлекаемым запасам (Q_низ), %:

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С_Q – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

9. Добыча жидкости с начала разработки Q_ж– сумма годовых отборов жидкости (q_ж) на текущий год, тыс т:

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W, – отношение годовой добычи воды (q_в) к годовой добыче жидкости (q_ж), %:

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г_ф), млн.м 3 :

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн.м 3 :

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (n_доб) и количеству дней в году (Т_г), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, (К_э.д), т/сут:

где К_э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0,98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин,т/сут:

где К_э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация К_нак менее 120%, т.е Р_плt ≤ Р_{пл н} ≥; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному Р_плt = Р_{пл н} ; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р_плt ≥ Р_{пл н}.

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Компенсация отбора

Как считать компенсацию отборов жидкости с закачкой газа?Как считать суммарную компенсацию отборов жидкости с закачкой газа и воды?

Контекст

Все флюиды приводить к пластовым условиям

Все флюиды приводить к пластовым условиям

То что нужно приводить к пластовым условиям это понятно. Подскажите саму формулу?!

Когда по воде считаем, формула компенсации следующая: Qзак.воды(м3)/(Qнефти(м3)*Во+Qводы) * 100.

А как выглядит формула компенсации отборов жидкости газом?! И как посчитать суммарную компенсацию закачкой водой и газом.

Суммарная компенсация наверное будет выглядеть так.

— накопленная закачка воды за период от t1 до t2, здесь Bw.inj наверное изменяется несущественно и близко к 1. То же и для Bw.prod.

— накопленная закачка газа за период от t2 до t3 например. Здесь на каждый шаг по времени нужно задавать свой p и T и соответственно рассчитывать Bgas, Rs. От него же на каждый шаг считать [Qgas(standard m3)*Bgas] и складывать. Также и по Boil можно считать на каждом шаге. В итоге, если был только 1 период закачки воды и 1 период закачки газа, то расчет может выглядеть следующим образом:

Источник

Компенсация отбора жидкости закачкой

Компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой воды в пласт ( соотношение закачки воды к отбору жидкости в пластовых условиях) – есть отношение (выраженная в % или долях единицы) накопленная на определенную дату объемов закачанной воды и отобранной жидкости в пластовых условиях, характеризующие суммарное восполнение пластовое энергии по эксплуатационному объекту или отдельному пласту.

По результатам анализа, состояния разработки по отдельному блоку, горизонту, группы скважин или отдельно взятой скважины (дебит нефти, жидкости, % обводнения, пластовое и забойное давление, давления закачки), расположения нагнетательной скважины (внутриконтурная, законтурная, приконтурная) планируется компенсация. Оптимальным значением принято считать 100%.

54. Источники водоснабжения.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти н др.

Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технолотическому циклу.

Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов н взвеси, борьбы с возрастающей коррозией технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефтеотдачи пласта.

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

открытые водоемы (рек, озер, морей);

грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

водоносные горизонты данного месторождения;

сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды,

воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки.

55.Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде.

56.Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных природных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. Залежь в этом случае может разрабатываться за счет естественной пластовой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести самой нефти. Разработка месторождений на естественных природных режимах – это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим термином не пользуются.

Под вторичными методами понимают системы разработки с применением искусственного поддержания пластового давления с использованием различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутриконтурного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, очаговое, площадочное, головное, барьерное).

Вторичные методы на практике подразделяются на традиционные и современные. Под традиционнымипонимают методы стационарного заводнения, применяемые при внедрении первоначально запроектированных систем разработки (линейное разрезание, избирательное или площадочное заводнение, барьерное заводнение). В отличие от этого применяются более прогрессивные, современные вторичные МУН, которые называются гидродинамическими.

Современными методами принято называть все методы объемного воздействия на пласт; исключающие разработку залежей на естественных природных режимах или с применением традиционных вторичных методов стационарного заводнения обычной необработанной водой.

Современные (нетрадиционные) методы разработки залежей нефти можно разделить на вторичные гидродинамические и третичные (Таблица 1, Таблица 2)

Гидродинамические МУН

1. Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте (НЗ).

2. Ввод недренируемых запасов (ВЗ).

3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ).

4. Технология оптимальной выработки пласта.

5. Геолого-физические методы (ГФМ), связанные с комплексными технологиями разработки (КТР) залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТЗН).

6. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах.

Третичные МУН

Под третичными понимают методы увеличения нефтеотдачи, не связанные с разработкой месторождений на природных режимах либо с закачкой в пласт обычной необработанной воды.

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией третичные МУН подразделяются на 6 групп:

1. Физико-химические МУН.

5. Микробиологические МУН.

6. Рудничные методы.

Цель применения этих методов заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить, либо уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. По своему назначению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи можно распределить следующим образом (табл.5.1).

( Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75 — 80 сут.

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещинновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5 —6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1 —1,5%);в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5 — 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления — сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на — отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25 — 40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.)

58.Метод перемены направления фильтрационных потоков.

Источник

Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой

Такая ситуация характерна для неоднородных пластов. Например, в слоисто-неоднородных пластах первыми обводняются пропластки с высокой проницаемостью, и пока в них идет процесс отмывки остаточной нефти, в других еще продолжается вытеснение нефти водой. Извлечение нефти из слоистых пластов характеризуется низкой нефтеотдачей и высокой обводненностью. Например — эксплуатационный объект ЮК10–11 на Талинском месторождении. За двадцать лет разработки из этого объекта извлечено около 12% нефти, в то время как обводненность достигла 90–95%.

Взаимосвязь текущей нефтеотдачи и обводненности в пластах, сложенных пропластками с различной проницаемостью и отделенных друг от друга глинистыми перемычками, рассмотрена во многих работах [1,2,3,4]. Однако, кроме вертикальной, пласт характеризуется и площадной неоднородностью, строение которой можно представить в виде хаотически расположенных линз с малой проницаемостью, окруженных протяженными каналами (рукавами или протоками) с более высокой проницаемостью. При этом любая частичка жидкости может попасть в соседнюю линзу, предварительно перейдя в канал, в то время как такая же частичка способна попасть в любую его точку, минуя при этом линзы. Суммарная площадь каналов может быть больше общей площади линз и тогда основная часть эксплуатационного фонда вскрывает именно каналы. Поэтому запасы нефти, содержащиеся в них, вовлекаются в разработку в первую очередь, а нефть из линз по мере снижения давления в зонах отбора перетекает в каналы. С повышением давления в каналах при закачке воды возможен и обратный переход нефти или воды из каналов в линзы.

Такая модель характерна для дельтовых отложений, где роль линз выполняют палеоостровки, а роль каналов – протоки между ними в русле реки, образующие рукава палеодельты.

Данная модель строения пласта согласуется с практикой разработки нефтяных месторождений, которая показывает, что проектный фонд скважин не позволяет исчерпать извлекаемые запасы пласта полностью и для достижения запланированного КИН возникает необходимость бурения резервного фонда, составляющего 10–15% проектного.

Площадная неоднородность описанного типа образуется не только геологическими процессами в ходе седиментации осадков и тектонических подвижек, но и техногенными процессами при нагнетании в пласт воды под давлением, превышающем давление разрыва пласта. Тогда вокруг нагнетательных скважин формируются высокопроницаемые каналы, по которым преимущественно движется вода в сторону добывающих скважин, в то время как между каналами остаются целики малоподвижной нефти. Наличие каналов высокой проводимости в заводненном пласте подтверждают трассерные исследования, проведенные на многих месторождениях [5], в том числе и западносибирских, таких как Лор-Еганское, Талинское, Самотлорское, Западно-Асомкинское, Южное и др. Кроме того, установлено, что вероятность образования каналов высокой проводимости увеличивается с повышением давления нагнетания [6]. Вышеперечисленные факты положены в основу струйной теории вытеснения нефти водой [7,8].

В данной статье приводится математический аппарат, позволяющий прогнозировать добычу нефти из пласта с площадной неоднородностью независимо от того, чем она обусловлена, — геологическими или техногенными процессами.

Модель может быть применена и для расчета вытеснения нефти при слоистом строении пласта, если проницаемые пропластки не разделены глинистыми перемычками, а налегают друг на друга. При этом нефть вытесняется, прежде всего, из наиболее проницаемых пропластков, в то время как из менее проницаемых она перетекает в соседние пропластки через кровлю и подошву.

Аналогично происходит процесс извлечения нефти из пласта с тупиковыми порами, из них нефть перетекает в проточные каналы [9].

Во всех перечисленных случаях ситуация примерно одинакова, а именно, в пласте имеются соседствующие друг с другом проточные каналы и окруженные ими блоки или линзы, обменивающиеся с каналами жидкостью в направлении перепада давления. Пористые среды такого типа называются двойными.

При математическом описании принимаются обозначения: Q1 и Q2 — текущие запасы в каналах и линзах в расчете на единицу объема пласта. Очевидно, что давления, под которыми они находятся, пропорциональны их объемам и потому интенсивность перетоков из линз в каналы можно принять в виде:

а интенсивность отбора запасов из каналов:

Здесь α и β — постоянные коэффициенты с размерностью, обратной времени.

Если в (2) откинуть второе слагаемое, то будет получен закон, устанавливающий, что скорость отбора запасов пропорциональна их наличию. Этот закон подтверждают многочисленные наблюдения за изменениями темпа отбора в зависимости от остаточных запасов.

Для решения системы уравнений (1) и (2) полезно заменить остаточные запасы Q1 и Q2 на добытые их количества:

где Q0 — начальные дренируемые запасы всего пласта без его разделения на линзы и каналы.

В новых обозначениях получаем следующую систему уравнений:

Необходимость такой замены продиктована тем, что Х1 и Х2 определяются промысловыми замерами. Для упрощения в дальнейшем тильды над переменными Q1 и Q2 будем опускать.

Система из двух дифференциальных уравнений (3) и (4) приводится к одному дифференциальному уравнению второго порядка:

Заметим, что дифференциальное уравнение второго порядка для расчета добычи нефти приведено в работе [10] без вывода, но с указанием, что авторы недостаточно осознают смысл величин Q1 и Q2. Данный пробел в нашей статье устраняется.

Это уравнение может быть решено, если будут заданы начальные условия, которым в момент t=0 удовлетворяет функция Q1 и ее первая производная DQ1. Поскольку Q1 соответствует объему извлеченных из залежи запасов, постольку Q1 (0)=0, величина производной DQ1 соответствует темпу их извлечения, который обычно задается пропорциональным начальным извлекаемым запасам, так что можно принять DQ1= γ Q1, где γ — некоторая величина, обратно пропорциональная времени, как и ранее введенные параметры α и β

При заданных начальных условиях решение (5) представляется в виде

Принимая во внимание физические процессы, следует, что α>β и поэтому первое слагаемое уменьшается быстрее, характеризуя выработку запасов из каналов, так что по истечении некоторого промежутка времени наибольший вклад в добычу нефти из залежи будет вносить второе слагаемое, определяющее поступление нефти из линз.

При замене в выражении (6) Q1 (t) на Qн(t) и аргумента t на отношение накопленной добычи жидкости Q (t) к ее начальному уровню добычи q0 получим функциональную зависимость между накопленными отборами нефти и жидкости для пластов с двойной средой

С целью определения параметров, входящих в зависимость (7), обозначим через Qнф фактическую накопленную добычу нефти и образуем разность Δ n=Qн(tn)-Qнф(tn), где tn — значения времени в пределах заданного периода наблюдения. Параметры α, β, &gamma, Q0 находятся таким образом, чтобы сумма квадратичных отклонений S=ΣΔ2n имела минимальное значение. Для нахождения минимума используется метод наискорейшего спуска с использованием стандартных программ.

Предлагаемый метод прогнозирования выработки запасов продемонстрируем на примере разработки залежи пласта Б4 Варьеганского месторождения, который представляет собой нефтяную залежь пластово-сводового типа с газовой шапкой, площадью нефтеносности около 50 тыс.м 2 и средней общей толщиной 22 м. Пласт представлен монолитным песчаником мощностью 5–18 м, коэффициенты песчанистости и расчленённости равны 0.81 и 1.77, соответственно. Отложения пласта Б4 накапливались в континентальный период, ширина русла достигает 80 м.

В промышленной эксплуатации пласт находится с 1981 года. Разработка ведется по площадной девятиточечной системе с применением барьерного и приконтурного заводнения. Формирование системы воздействия началось в 1984 году при текущем КИН 3%, и уже в 1987 году при достижении максимального темпа отбора нефти от НИЗ 11%, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 182% (рис. 1). Текущий коэффициент извлечения нефти – 12.6%.

Рис. 1. Динамика основных показателей разработки пласта Б4 Варьеганского месторождения

В последующие три года при относительно стабильной компенсации отборов жидкости закачкой воды

400%, действующем фонде добывающих скважин (около 50 единиц) и отборах жидкости резко увеличилась обводненность добываемой продукции (с 22 до 89%), при этом добыча нефти уменьшилась почти в 7 раз.

По характеру падения добычи нефти пласт представляет некое подобие пористо-трещиноватой среды в виде каналов — ручейков с высокой проницаемостью и поровых блоков — островков нефти. Вода от нагнетательных скважин к добывающим движется именно по этим ручейкам, вытесняя находящуюся в них нефть, а затем начинает бесполезно циркулировать по каналам, оставляя островки нефти практически не тронутыми и размывая их только по берегам посредством капиллярных сил.

Ручейковая фильтрация встречается и в техногенных трещинах, образование которых обусловлено самопроизвольным гидроразрывом пласта при закачке воды под высоким давлением и в больших объемах, что происходило и на данном объекте.

Согласно теории, условно названной «ручейковой», за ростом добычи нефти, отбираемой из высокопроницаемых каналов, должно произойти резкое ее падение с последующей стабилизацией на низком уровне. Это свидетельствует о работе поровых блоков, вытеснение нефти из которых происходит очень медленно.

Коэффициент нефтеизвлечения на момент стабилизации уровней добычи нефти составил 16.8%. Данная величина позволяет приблизительно оценить объем высокопроницаемых каналов в пласте.

Рост обводненности продукции добывающих скважин привел к сокращению действующего добывающего фонда до 20 единиц (с 55) с 1988 по 1991 годы. Среднесуточный дебит по нефти снизился с 50.6 до 6.7 т/сут.

Уменьшение объемов закачки в 1991–1995 годах привело к снижению отборов жидкости в 5.8 раза, что практически не отразилось на текущей добыче нефти. Темп отбора нефти от НИЗ стабилизировался на уровне 0.8–0.3% в год при обводненности продукции 84–90%; текущая компенсация отборов жидкости закачкой поддерживалась на уровне 50–60%. В конце 2002 г. коэффициент нефтеизвлечения составил 18%. При текущем темпе отбора нефти кратность выработки запасов пласта Б4 составит 150–200 лет, что свидетельствует о медленном характере протекания процессов в поровых блоках

Задачи анализа разработки каждого месторождения — определение величины дренируемых запасов и возможность прогнозирования их выработки. Для решения этих задач используются многочисленные характеристики вытеснения, которые в большинстве являются частными случаями ранее предложенной [11,12] обобщенной характеристики вытеснения, полученной на основании физических представлений о поведении пласта.

Обобщенная характеристика вытеснения является функциональной зависимостью между накопленными отборами нефти и жидкости и имеет следующий вид:

где Qн- накопленная добыча нефти;

Q — накопленная добыча жидкости;

Q0 — дренируемые запасы;

n — параметр, определяемый статистической обработкой фактических данных за предшествующий период разработки, характеризует геологическую неоднородность и режим работы залежи;

c=ε Q0 — выработка дренируемых запасов на начало массового обводнения продукции.

Использование обобщенной характеристики вытеснения для прогнозирования выработки запасов из пласта Б4 Варьеганского месторождения с начала падения добычи нефти дает погрешность порядка 20%, так как не позволяет учитывать бесполезную циркуляцию воды по каналам. На рис. 2 представлены результаты прогноза с использованием зависимости (8). Разницу между фактическим отбором нефти и расчетным можно считать потерей добычи нефти из-за излишней закачки воды в пласт. Следует отметить, что дальнейшее сокращение закачки воды привело к снижению объемов бесполезной циркуляции, в результате чего появилось соответствие фактической и расчетной кривых добычи нефти.

Рис. 2. Прогнозирование выработки запасов с использованием обобщенной характеристики вытеснения на примере пласта Б4 Варьеганского месторождения

Проведенный нами анализ показал, что предложенный ранее метод (8) не позволяет уверенно прогнозировать выработку запасов и определять величину дренируемых запасов для пластов с двойной средой.

Выражение (7), являющееся функциональной зависимостью между накопленными отборами нефти и жидкости для пластов с двойной средой, было адаптировано к фактическим данным рассматриваемого объекта разработки (рис. 3).

Рис. 3. Прогнозирование выработки запасов с использованием функциональной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости для пластов с двойной средой на примере пласта Б4 Варьеганского месторождения

Расхождение между текущими показателями минимально, накопленное расхождение, отнесенное к накопленной добычи нефти за рассматриваемый период, составляет 1.6%. Следует отметить, что определенная величина дренируемых запасов Q0 за прогнозный период в сумме с накоп ленной добычей нефти, отобранной до прогноза, близка к величине числящихся на балансе ВГФ начальным извлекаемым запасам по пласту Б4 и меньше всего на 3%.

Вероятно, извлекаемые запасы оценивались с использованием асимптотических зависимостей, которые хорошо зарекомендовали себя на завершающей стадии разработки.

Таким образом, предлагаемая зависимость расширяет возможности прогнозирования и оценки дренируемых запасов в сложнопостроенных коллекторах с двойной средой.

Автор: Коровин К.В., Севастьянов А.А., Медведский Р.И.

Источник