3.1.1.1. Модель однородного пласта.
В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.
Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:
. (3.1)
Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:
, (3.2)
где — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и;
—общая площадь залежи.
- 1. Системы и технология разработки нефтяных месторождений
- 1.1 Объект и система разработки
- 1. 2. Режимы работы нефтяных залежей
- 1.3. Режимы работы газовых месторождений
- 1.4. Технология и показатели разработки
- 1.5. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- 2.Классификация и характеристика систем разработки
- 2.1. Параметры, характеризующие систему разработки
- 2.2. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты
- 2.3. Системы разработки с воздействием на пласты.
- 2.3.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением).
- 2.3.2. Системы с внутриконтурным воздействием
- 2.3.2.1. Рядные системы разработки
- 2.3.2.2. Системы с площадным расположением скважин.
- 2.4. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
- 3. Моделирование процессов разработки
- 3.1.1. Модели пласта.
- 3.1.1.1. Модель однородного пласта.
- 3.1.1.2. Модель зонально-неоднородного пласта
- 3.1.1.3. Модель слоисто-неоднородного пласта
- 3.1.1.4. Модель зонально - неоднородноrо и слоисто-неоднородноrо пласта
- 3.1.1.5. Модель пласта с двойной пористостью
- 3.1.1.6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью
- 3.1.1.7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов.
- 3.1.1.8. Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.
- 3.2. Модели вытеснения нефти
- 3.2.1. Модель поршневого вытеснения.
- 3.2.2. Модель непоршневого вытеснения
- 3.3. Уравнение неразрывности
- 3.4. Уравнение энергии
- 4. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
- 4.1. Проявление упругого режима
- 4.2. Разработка месторождений при режимахрастворенного газа и газонапорном
- 5. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения
- 5.1. Основные показатели разработки
- 5.2. Расчет показателей разработки слоистого пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой
- 5.3. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой
- 5.4. Расчет пластового давления и дебитов скважин
- 5.5. Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- 6. Проектирование и регулирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.1. Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.2. Общие требования и рекомендации по составлению проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.3. Постоянно действующие геолого-технологические модели нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.4. Измерение, регистрация и анализ показателей разработки месторождения
- 6.5. Регулирование разработки нефтяных месторождений