Модельный пласт

Cтраница 2

При моделировании параметр газопроводимости модельного пласта kh / iar набирается равным среднему значению параметра & А / Цат натурного пласта. Величина параметра емкости модельного пласта amh, при отсутствии оценочных данных, берется произвольной. [16]

Если зависимости 2 Ф / / ( О Для натурной и модельной залежей не совпадают, следовательно, модельный пласт по своим параметрам не эквивалентен натурному. Пусть зависимость 2 Ф - / ( О Для модельного пласта располагается ниже, чем для натурного. Это означает, что параметр емкости модельного пласта amh занижен против среднего истинного значения параметра amh. В следующем приближении параметр amh следует принять большим amh, использованного в расчетах предыдущего приближения. [17]

Процесс эксплуатации газовых скважин моделируется на сетке RC при тех же краевых условиях, которые существуют в натурном ( реальном) пласте. Натурным называем пласт конкретного месторождения, а электрическую модель рассматриваемого месторождения назовем модельным пластом. [18]

Зависимости изменения среднего давления р, добытого количества газа Qi -. доб, закачанного количества воды Эв. зак от отбора газа. [19]

Принято, что при достижении давления в узле расположения добывающей скважины p1i i2 3 МПа процесс разработки модельного пласта заканчивается. На момент окончания разработки ( 6570 сут, или 18 лет) из пласта отобрано 94 % газа от начальных запасов, закачано 2 1 млн. м3 воды. На рис. 1.3 представлены зависимости изменения средневзвешенного по объему перового пространства давления в газовой фазе, накопленного количества газа и закачанного количества воды от процента отбора газа по отношению к начальным запасам газа в пласте. Частичное поддержание пластового давления закачкой воды в модельную залежь приводит к тому, что кривая его снижения проходит выше линии, характерной для разработки такой же залежи на режиме истощения. [20]

Зависимость дополни - [ IMAGE ] Зависимость суммарной допол-тельной добытой нефти QH, неф - нительной добычи нефти 2Q, от кратно-теотдачи т, относительной добычи сти обработок п и расхода пара Q нефти QH, паронефтяного фактора К от циклов обработки п. [22]

Как и следовало ожидать, при повторных ПТОС наблюдается тенденция к снижению эффективности процесса. Как отмечалось, наилучшие результаты можно получить в процессе первых трех-четырех циклов. Если температура равна 125, 150 и 200 С, за первый цикл извлекается соответственно от 35 до 53 % от первоначальной остаточной нефтенасыщенности. В целом за первые четыре циклические паротепловые обработки соответственно извлекается из модельного пласта 52 8; 62 6 и 74 5 % нефти. [23]

Для определения коэффициентов влияния ( KB) на основе промысловых данных можно воспользоваться как группой данных гидродинамических наблюдений ( это данные по дебитам и депрессиям опробываемых и эксплуатационных скважин), так и группой данных гидропроводности пласта. Таким образом, при построении системы управления на основе аппарата KB требуется предварительный этап изучения и разработки пласта. В первом случае оценка коэффициентов производится путем решения систем алгебраических уравнений. Во втором случае строятся доверительные однородные модели пластов. При этом ожидаемые параметры разрабатываемой залежи являются промежуточными между данными модельных пластов. Затем строится некоторый случайный процесс и методом Монте-Карло определяются оценки ископаемых коэффициентов влияния. [24]

При лабораторных исследованиях вытеснения газа водой необходимо, чтобы процессы, протекающие в заводненной и газовой зонах модельного и реального пластов, были подобны. Только при выполнении этого требования результаты опытов могут иметь теоретическую и практическую ценность. Моделирование процесса разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме является достаточно сложным и требует проведения опытов на моделях значительной длины. Однако при этом практически невозможно оценить значения и характер изменения фазовой проницаемости и насыщенностей заводненных объемов пористой среды подвижным и неподвижным газами при снижении в них давления. Это связано с различием давления защемления по длине модели, вследствие чего происходит неравномерное расширение и неодновременное движение остаточного газа на отдельных участках модельного пласта в процессе вытеснения газа водой. [25]

Страницы: 1 2