Исходные геологические данные для решения задачи: Перечень исходных геологических данных приняты следующие: Тип коллектора - карбонатный (К). Среднее значение коэффициента проницаемости К -0,443 мкм 2 . Коэффициент песчанистости Кп - 0,19 доли единицы.

Добавлена: 16.04.2026
Обновлена: 16.04.2026
Предмет: Геология
Автор: Кэмп

#Геология нефтяных и газовых месторождений
#Резервуарная инженерия

Условие:

Исходные геологические данные для решения задачи:
Перечень исходных геологических данных приняты следующие:
Тип коллектора - карбонатный (К).
Среднее значение коэффициента проницаемости К -0,443 мкм
2
.
Коэффициент песчанистости Кп - 0,19 доли единицы.
Динамическая вязкость пластовой нефти µн - 13,8 мПас.
Плотность сетки скважин S- 35,8 га/скв.
Для расчета дебита одной добывающей скважины по нефти, по
жидкости и приёмистости нагнетательной скважины принимать число
работы скважины в году - 349 дней.
Расчет (оценка) коэффициента извлечения нефти
Для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме
используется следующая формула:
КИН = 0,405 - 0,0028 µн + 0,052lg К+ 0,139 Кп - 0,00022S
Здесь, µн- вязкость нефти в пластовых условиях, мПас; К - средняя
проницаемость пласта в мкм2
, Кп - коэффициент песчанистости в долях
единицы, S- плотность сетки скважин, выражена через отношение общей
площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

Решение:

1. Дано:

Среднее значение коэффициента проницаемости $K = 0,443 \, \text{мкм}^2$ .
Коэффициент песчанистости $K_p = 0,19$ (доли единицы).
Динамическая вязкость пластовой нефти $\mu_n = 13,8 \, \text{мПа} \cdot \text{с}$ .
Плотность сетки скважин $S = 35,8 \, \text{га/скв.}$ .