Задача 1. Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы

Однородная по проницаемости и толщине пласта 11 м нефтяная залежь с вязкостью нефти , ограниченная контуром нефтеносности и площадью 11 , окружена кольцевой законтурной водонапорной областью с площадью 130 , вязкость воды . В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось от начального пластового давления 20 МПа (объемный коэффициент нефти 1, 019) до давления насыщения 8 МПа (объемный коэффициент нефти 1, 027). За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину 6 МПа. Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в законтурной части пласта. Дополнительные характеристики пластовой системы: пористость породы 0,22; начальный коэффициент водонасыщенности нефтеносной части пласта 0,2; коэффициент сжимаемости пор в породе пласта ; коэффициент сжимаемости воды

Задача 2. Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

Нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, радиусом 3200 м, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности 22 МПа, проницаемость в законтурной водоносной области . При разработке месторождения нефть будет вытесняться водой с вязкостью , поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. В пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный. Коэффициент упругоемкости водоносной области ; толщина водоносного пласта 11м; продолжительность периода разбуривания месторождения 2,5 года; время окончания стабилизации расхода поступающей из законтурной области воды 4,5 года, а время истощения энергии упругости законтурной водоносной области 7,5 года. Темп нарастания расхода воды . Необходимо определить изменение контурного давления в течение первых 5,5 лет разработки месторождения.

Задача 3. Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи, работающей в условиях естественного водонапорного режима

Определить забойное давление в скважинах эксплуатационных рядов однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с прямолинейными рядами, работающей в условиях водонапорного режима. Исходные данные: расстояние от контура питания до первого эксплуатационного ряда - 310 м; расстояние между рядами 1-2 - 350 м; расстояние между рядами 2-3 - 340 м; расстояние между скважинами в ряду ; число скважин в ряду , радиус скважины - 0,1 м; толщина пласта - 10 м; проницаемость пласта - , вязкость нефти ; давление на контуре питания 16 МПа; дебиты эксплуатационных скважин в рядах

Задача 4. Определение дебитов скважин в прямоугольном участке залежи, работающей в условиях естественного водонапорного режима

Определить дебиты эксплуатационных скважин в рядах однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с прямолинейными рядами, работающей в условиях водонапорного режима. Исходные данные для расчета: расстояние от контура питания до первого эксплуатационного ряда - 310 м; расстояние между рядами 1-2 - 350 м, расстояние между рядами 2-3 - 340 м; расстояние между скважинами в ряду ; число скважин в ряду ; радиус скважины - 0,1 м; толщина пласта - 10 м; проницаемость пласта - ; вязкость нефти ; давление на контуре питания 16 МПа; дебиты эксплуатационных скважин в рядах