Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

.pdf
Скачиваний:
2
Добавлен:
26.05.2024
Размер:
5.11 Mб
Скачать

Найдем Q2, выраженное через Q3:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15,00 ∙ 104

10,81 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

ln

3 +

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

10,20 ∙ 104 +

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

пр

 

 

 

 

 

10,20 ∙ 104

 

 

 

 

 

=

(

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

) = (

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

) = 2,005 ∙

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

2

3

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

10,81 ∙ 10

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15,00 ∙ 10

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

пр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Определим Q1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

( +

 

) ln

1

+ ∙

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 3

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 =

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

2

 

пр

=

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

пр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(2,005

 

+ ) ln

20,08 ∙ 104

 

+ 2,005

 

10,81 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15,00 ∙ 104

 

 

10,20 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

=

 

 

 

3

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

= 4,313 ∙

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,81 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

20,08 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подставляя значения Q2 и Q1, выраженные через Q3, рассчитаем численное значение Q3:

 

 

 

 

 

 

 

2 ( к с1)

= (

 

+ + ) ln

0

+ ∙

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

∙ 106

 

 

 

 

 

1

 

 

 

2

 

3

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

1

 

 

 

 

пр

 

 

 

 

2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(4,313 + 2,005

+ ) ln

4071

 

 

10,81 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

==

 

 

 

 

+ 4,313

 

 

 

4 ∙ 106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2008

20,08 ∙ 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

3

 

 

3

 

 

3

 

3 = 451,4 м3/сут.

По найденному численному значению Q3 определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трех рядов скважин на залежи:

3 = 451,4 м3/сут.

консорциум н е д р а

2 = 2,005 ∙ 451,4 = 905,2 м3/сут.1 = 4,313 ∙ 451,4 = 1946,9 м3/сут.

азатем суммарный дебит трех рядов:

1 = 1 + 2 + 3 = 451,4 + 905,2 + 1946,9 = 3303,5 м3/сут.

Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100%, и дебит одной скважины в каждом ряду:

 

=

2

 

∙ 100 =

905,2

 

∙ 100 = 46,5%;

 

 

 

 

1

 

 

1

1946,9

 

 

 

 

 

 

 

 

=

3

 

∙ 100 =

451,4

∙ 100 = 23,2%;

 

 

 

2

 

 

1

1946,9

 

 

 

 

 

1 = 1/ 1 = 1946,9/25 = 77,9 м3/сут;2 = 2/ 2 = 905,2/19 = 47,6 м3/сут;3 = 3/ 3 = 451,4/12 = 37,6 м3/сут.

Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. Для Q2 получим:

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

15,00

∙ 104

10,81 ∙ 104

 

 

 

 

ln

3

+

 

 

 

ln

 

 

 

 

ln

 

∙ 104 +

 

 

 

=

(

3

пр

) =

(

10,20

10,20 ∙ 104

) = 2,005 ∙

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

2

3

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

3

 

 

 

10,81 ∙ 10

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15,00 ∙ 10

4

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

пр

 

 

 

 

 

 

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

консорциум н е д р а

 

2 ( к с2)

= (

+ ) ln

0

+ ∙

 

ln

 

 

 

 

 

 

∙ 106

 

 

 

 

 

 

 

2

3

2

 

 

 

 

 

н

 

 

 

 

2

 

2

 

пр

 

 

 

2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,005

 

+ ) ln

33,77 ∙ 104

 

 

10,81 ∙ 104

 

 

 

==

 

 

 

 

 

+ 2,005

 

4 ∙ 106

 

 

15,00 ∙ 104

15,00 ∙ 104

 

 

3

 

3

3

 

3 = 870,8 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,005 ∙ 870,8 = 1746,4 м3/сут.

Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за

100%:

2 = 2 + 3 = 870,8 + 1746,4 = 2617,3 м3/сут.

=

3

∙ 100 =

870,8

∙ 100 = 49,9%;

 

1746,4

 

 

 

 

2

 

 

 

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 1746,4/19 = 91,9 м3/сут;3 = 3/ 3 = 870,8/12 = 72,6 м3/сут.

Для III этапа разработки уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем

так:

2 ( к с3)

=

(ln

0

+

 

 

 

)

∙ 106

 

 

 

 

3

 

 

 

 

н

 

 

3

 

3

 

пр

 

консорциум н е д р а

3 =

 

 

2 ( к

с)

 

;

 

 

(ln 0

 

 

 

 

 

 

 

 

+

ln

) ∙ 106

н

 

 

 

 

3

 

3

 

пр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 864003 = 27,50 ∙ 104 10,81 ∙ 104 6 = 1657,1 м3/сут.

4 ∙ (ln 10,20 ∙ 104 + 10,20 ∙ 104) ∙ 10

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 1657,1/12 = 138,1 м3/сут.

Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки. На I этапе разработки:

 

 

1

∙ ∙ 106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

 

 

 

 

 

1 =

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

==

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

= 8,1 лет.

( 1 + 2 + 3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50

 

 

 

∙ (1 −

 

 

 

) ∙ ∙ 365

 

 

(1946,9 + 905,2 + 451,4) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

 

 

100

 

 

 

 

 

 

100

 

На II этапе:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ∙ ∙ 106

 

 

 

 

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

 

 

 

 

 

 

2 =

 

 

и

 

 

 

 

 

 

==

 

 

 

 

 

 

 

 

 

= 10,8 лет.

 

( 2 + 3) ∙ (1 −

 

 

75

 

 

 

 

 

 

 

 

) ∙ ∙ 365

 

 

 

(1746,4 + 870,8) ∙ (1 −

 

) ∙ 0,865 ∙ 365

 

 

 

100

 

 

 

 

 

 

 

100

 

Ha III этапе:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

∙ ∙ 106

 

 

 

 

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

 

 

 

 

 

 

 

3 =

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

=

 

 

 

 

 

 

= 28,8 лет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

90

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ∙ (1 −

 

 

) ∙ ∙ 365

1657,1 ∙ (1 −

 

) ∙ 0,865 ∙ 365

 

 

 

 

 

100

 

 

 

 

 

 

100

 

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 8,1 + 10,8 + 28,8 = 47,7 лет.

консорциум н е д р а

Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. Для I этапа расчет ведется по формуле:

 

∙ 106

 

 

2

 

1,5 ∙ 106

 

 

(2,52 ∙ 105)2

 

∆ = −

в

{∆ ∑

[ (−

 

)]} == −

 

{3303,5

[ (−

 

)]}

86400 ∙ 4

4

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000

4 ∙ 3442 ∙ 8,1 ∙ 3,15 ∙ 107

1

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

= 63,16 атм.

пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 63,16 = 116,84 атм.

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

 

 

 

в

∙ 106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

2

 

 

∆ = −

 

 

 

 

{∆

 

[ (−

 

 

 

)] + ∆

[ (−

 

 

 

)]}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

86400 ∙ 4

 

 

1

 

 

4 ( 1 + 2)

 

2

 

 

4 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

= −

1,5 ∙ 106

 

 

 

{3303,5

[ (−

 

 

 

(2,52 ∙ 105)2

 

)]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000

 

 

 

 

 

4 ∙ 3442 ∙ (8,1 + 10,8) ∙ 3,15 ∙ 107

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+ (2617,3 − 3303,5) [ (−

 

 

(2,52 ∙ 105)2

 

 

)]} = 64,29 атм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ∙ 3442 ∙ 10,8 ∙ 3,15 ∙ 107

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

=

− ∆ = 180 − 64,29 = 115,71 атм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

пл

 

 

нач

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На III этапе – по формуле:

консорциум н е д р а

 

 

∙ 106

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

2

 

∆ = −

 

в

∙∙ {∆ ∑

[ (−

 

 

 

 

 

 

)] + ∆

[ (−

 

 

)] + ∆ ∑

[ (−

 

 

)]}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

86400 ∙ 4

 

 

1

 

4 ( 1 + 2

+ 3)

 

 

2

 

 

4 ( 2 + 3)

 

3

 

4 3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

= −

 

 

1,5 ∙ 106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

∙ {3303,5

[ (−

 

 

 

(2,52 ∙ 105)2

 

 

 

)]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ∙ 3442 ∙ (7,0 + 10,8 + 28,8) ∙ 3,15 ∙ 107

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+ (2617,3 − 3303,5) [ (−

 

 

 

 

(2,52 ∙ 105)2

 

 

)]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ∙ 3442 ∙

(10,8 + 28,8) ∙ 3,15 ∙ 107

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+ (1657,1 − 2617,3) [ (−

 

 

(2,52 ∙ 105)2

 

)]} = 53,53 атм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ∙ 3442 ∙ 28,8 ∙ 3,15 ∙ 107

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

=

 

− ∆ = 180 − 53,53 = 126,47 атм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

пл

 

нач

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. Определим отбор нефти за счет упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле:

∆ = ( ж + с) ∆ = (0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) ∙ 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 53,53 == 19,38 ∙ 104 м3 = 13,95 ∙ 104т .

а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

∙ 100 =

19,38 ∙ 104 ∙ 0,865

∙ 100 = 2,54%.

 

6,6 ∙ 106

и

 

 

 

консорциум н е д р а

Вывод.

Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме без поддержания пластового давления, балансовые запасы нефти составляют 22 млн.т., начальные извлекаемые запасы – 6,6 млн.т. нефти. Проницаемость пласта составляет 0,249 Д.

Общий срок разработки пласта составит 37,2 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 47,7 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 7 лет, суммарный дебит скважин составляет 3304 м3/сут (2378,88 т/сут), приведенный радиус 4071 м, пластовое давление составило 116,84 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 кольцевых ряда по 25, 19 и 12 скважин в ряду.

На втором этапе срок разработки составляет 10,8 лет, суммарный дебит скважин 2617 м3/сут, приведенный радиус 3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 28,8 лет, суммарный дебит скважин 1657 м3/сут, пластовое давление 126,47 атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 138,1 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (50%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 3304 м3/сут Qн=3304*0,865*7*350=7002002 т нефти, при пластовом давлении 116,84 атм.

I задание

Вариант 21

Условие задачи.

В результате оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная

консорциум н е д р а

нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h=10 м, пористость m=18%, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд=0,30, коэффициент нефтенасыщенности Кн=0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти γн=0,865, удельный вес пластовой нефти γпл=0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчета 118 тыс. т извлекаемых запасов на одну скважину.

С северной стороны залежи имеется экран, т. е. питание залежи одностороннее. Скважины на залежи размещены линейными рядами с расстоянием от контура питания до первого ряда скважин Lк=10 км, от начального контура нефтеносности до 1 ряда скважин Lн=1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L2=L3=500 м. Расстояние между скважинами 2σ=500 м. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc=20 см. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, rпр=10-4 м. Давление на контуре питания Рк=170 атм, забойное давление в скважинах Рзаб=70 атм, начальное пластовое давление Рнач=180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды βс=10-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости βж=4,5∙10-5 1/атм. Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления приведены в табл. 1.

Таблица 1.

t (мин)

 

∆P (атм)

 

t1 =

7

∆P1 =

3,4

t2 =

50

∆P2 =

5,3

t3 =

240

∆P3 =

6,3

t4 =

990

∆P4 =

7,2

Дебит скважины при этом составил Q=45 м3/сут.

Необходимо выполнить следующее:

консорциум н е д р а

1.Определить: а) балансовые и извлекаемые запасы нефти; б) количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи; в) проницаемость k, пьезопроводность и гидропроводность kh/μ продуктивного пласта.

2.Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчетов.

3.Определить: а) суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, без учета и с учетом гидродинамического несовершенства скважин; б) время первого этапа разработки и последующих при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит

на первом этапе – 25%;

на втором этапе – 50%;

на третьем этапе – 75%,

а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени: в) изменение давления на стенке укрупненной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи; г) количество нефти, добытое за счет упругой энергии породы и жидкости.

Решение.

1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи.

Расчет запасов производится объемным методом по формулам (1) и (2):

б = н н

(1)

и = б отд

(2)

консорциум н е д р а

где б – балансовые запасы нефти, т; F – площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, м2; h – эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта, м; m – пористость в долях единицы; Кн – коэффициент нефтенасыщенности; γн – удельный вес разгазированной поверхностной нефти, т/м3; η – пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные; Qи – извлекаемые запасы нефти, т; Котд – коэффициент конечной нефтеотдачи.

б = 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 22 ∙ 106 = 22 млн. т.

Здесь =

н

=

0,865

= 1,2;

=

1

=

1

= 0,832.

 

0,720

 

1,2

 

 

 

 

 

 

 

пл

 

 

 

 

 

 

 

 

и = 22,0 ∙ 0,3 = 6,6 млн. т.

2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:

=

и

=

6600000

= 56 скв.

 

118000

 

 

 

 

 

 

скв

 

 

 

 

Qскв – количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину. 3. Произведем схематизацию залежи.

Так как (по условию) отношение малой оси месторождения (а) к большой (b) менее 1/3, т. е. a/b<1/3, то естественную залежь следует схематизировать в виде полосообразной залежи (рис. 1). При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи:

Lк – расстояние от контура питания до первого ряда скважин, Lк=10000 м; Lн.о. – расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин, Lн.о.=1000 м; L=L2=L3 – расстояние от первого ряда скважин до второго и от второго ряда до третьего, L=L2=L3=500 м; – расстояние между скважинами в рядах, =500 м.

консорциум н е д р а