Cтраница 2
Поддержание пластового давления осуществляется путем закачки воды в законтурный и разрезающий ряды нагнетательных скважин. Разрезающий ряд нагнетательных скважин полностью отделяет южную зону от основной залежи нефти горизонта flj Шкаповского нефтяного месторождения. [16]
Знание возможных дебитов имеет важное значение при выборе оборудования для добычи нефти и технического оснащения промыслов насосным оборудованием, а также при выборе конструкции скважин. Как известно, расчетным параметром при разработке месторождений является средний дебит; однако средние дебиты по скважинам не могут полностью характеризовать диапазоны их, изменения вследствие неоднородности коллекторских свойств по площади залежей. Так, для Шкаповского нефтяного месторождения в Башкирии, где средний дебит скважины 72 т / сутки, ко времени, когда месторождение было почти полностью разбурено ( 1960 г.), около 50 % всего фонда скважин имели дебит свыше 72 mlсутки; при этом около 30 % эксплуатационного фонда имели дебит, в 2 раза и более выше среднего. На рис. 71 приведены кривые распределения дебитов по скважинам; из них видно, что через 5 лет разработки месторождения количество скважин с дебитами, значительно превышающими средний, увеличилось. Очевидно, эта тенденция будет сохраняться и в будущем. [17]
Определив так или иначе тренд и, следовательно, найдя флуктуации поля, можно, предположив, что флуктуации являются однородными полями, найти дисперсию поля. Считая поле изотропным, можно построить эмпирическую корреляционную функцию К ( г) и, если это полезно, аппроксимировать ее удобной для последующих вычислений функцией. Примеры таких построений приведены в [35], где обработаны результаты гидродинамических исследований проницаемости по пластам Д1У Шкаповского нефтяного месторождения, Д1 Бавлинского нефтяного месторождения ( рис. 1) и месторождению Жирное. [18]