Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: P_ср= P_нас

Радиус контура нефтенос- Ности	R [м]	3*10^3	2.9*10^3	3.2*10^3
Давление насыщения	PНАС[Мпа]		8.5
Пористость пород пласта	m	0.25	0.25	0.25
Толщина пласта	h [м]
Насыщенность пласта связанной водой	SСВ	0.05	0.05	0.05
Коэффициент охвата пласта разработкой	h2	0.8	0.85	0.8
Плотность нефти	r2 [т/м^3]	0.85	0.85	0.85
Плотность газа в атм. усл.	r1АТ[т/м^3]	0.85*10^-3	0.85*10^-3	0.85*10^-3
Кажущаяся плотность газа	r1К[т/м^3]	0.3	0.3	0.3
Коэффициент растворимости газа в нефти	a[т/(т·Па)]	8.5*10^-9	8.5*10^-9	8.5*10^-9
Среднее отношение коэффи-циентов сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлении	jСР	0.9	0.9	0.9
В течение 10 лет отбор нефти из месторождения составляет	qн [м^3/год]	1.5*10^6	1.4*10^6	1.5*10^6

Отбор газа из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону:

[м³/год] при года

[м³/год] при лет,

где q₀ = 120*10⁶, b = 42*10⁶.

Определить какими будут через 10 лет после начала разработки:

1) Значение средепластового давления.

2) Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного

разработкой.

3) 3) Нефтеотдача месторождения.

Дата добавления: 2015-08-09