Прогноз эффективности заводнения по статистическим моделям

 

Наиболее достоверный прогноз показателей заводнения нефтя­ных залежей, естественно, может проводиться только на основе детального изучения геологического строения реальных нефтенос­ных пластов с использованием полной информации из каждой скважины и математического детерминированного моделирования процесса извлечения нефти из пластов с учетом всех особенностей их геолого-физических свойств и условий разработки.

Однако во многих случаях, особенно на ранней стадии изуче­ния залежей, прямые расчеты нефтеотдачи пластов затруднены, так как информации о строении пластов бывает недостаточно для детального геологического моделирования, но необходимость в оценке нефтеотдачи тем не менее возникает. В этих случаях большую пользу могут оказать результаты статистической обра­ботки фактических данных по месторождениям, находящимся в длительной разработке и обладающим сходными геолого-физи­ческими условиями.

В настоящее время имеется несколько статистических моделей для разных нефтегазоносных районов страны, которые можно ис­пользовать для приближенной оценки нефтеотдачи пластов. Эти модели основываются на различной геолого-промысловой информации. В связи с большим разнообразием существующих стати­стических моделей нефтеотдачи и условий, при которых они полу­чены, важно провести систематизацию их и определить условия их применения.

Любые статистические зависимости правомерно применять лишь к условиям, аналогичным тем, в которых они получены. По­этому при использовании многомерных корреляционных зависи­мостей необходимо, чтобы геологические и технологические фак­торы исследуемых залежей соответствовали входным данным ста­тистических моделей. Наиболее точные результаты оценки коэф­фициентов нефтеотдачи по ним можно получить в случае, когда параметры месторождений близки к их средним величинам, ис­пользуемым при построении моделей.

С помощью многомерного корреляционного анализа была полу­чена [9] статистическая модель конечной нефтеотдачи пластов на основе данных 42 длительно разрабатываемых объектов Урало-Поволжья с использованием графической экстраполяции. В модель вошла информация по нефтяным залежам, приуроченным к терри-генным пористым коллекторам и разрабатываемым в условиях во­донапорного режима: относительная вязкость нефти μо, средняя проницаемость k, коэффициент вариации проницаемости W _k, ко­эффициент песчанистости k _П, эффективная нефтенас-ыщенная тол­щина h, плотность сетки скважин S.

Эта модель описывается следующим уравнением зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи η от рассмотренных пара­метров:

η = 0,507 – 0,167*lg μо + 0,0275*lg k – 0,05*W _k +

+ 0,0018*h + 0,717* k _П – 0,000855*S. (21)

 

Коэффициент множественной корреляции полученной модели равен 0,85. Рассмотренные геолого-физические и технологические факторы контролируют 72,3 % наблюдаемой изменчивости нефте­отдачи пластов. Средняя квадратическая погрешность определе­ния нефтеотдачи пластов по уравнению (21) составляет ±0,06.

Плотность сетки скважин в уравнении (21) соответствует отно­шению общей площади залежи к числу пребывающих в эксплуа­тации скважин. Модель, описываемая (21), правомерна при сле­дующих геолого-физических и технологических параметрах (табл. 8).

Таблица 8

Геолого-физические и технологические показатели залежей, удовлетвояющие уравнению (21)

Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
μо,мПа*с kП, мкм^2 W k,	0,5—34,3 0,109—3,2 0,33—2,24	5,1 0,73	h, м k П S, га/скв	2,6—26,9 0,51—0,94 7,1—74	9,6 0,77 33,4

 

Статистическая модель по 47 объектам Урало-Поволжья (в число которых было включено несколько залежей Ставрополь­ского края) с учетом такого же комплекса основных факторов, наиболее существенно влияющих на извлечение нефти, а также с учетом размеров водонефтяных зон (Qвнз), начальной нефтенасыщенности (βн) и пластовой температуры (t₀) описывается сле­дующим уравнением:

η= 0,333–0,0089*μо+0,121*lg k+0,0013*t₀ +0,0038*h+

+ 0,149* k_П –0,085*Qвнз+0,173*βн–0,00052*S. (22)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (22) со­ставляет 0,861. Рассмотренные факторы контролируют 74,1 % фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадра­тическая погрешность для полученной модели равна ±0,05.

Размеры водонефтяной зоны в уравнении (22) выражены через отношение балансовых запасов нефти этой зоны к запасам всей залежи, плотность сетки — через отношение общей площади за­лежи к числу всех перебывавших в эксплуатации скважин. Эта модель получена при следующих значениях изученных параметров (табл. 9).

Таблица 9

Геолого-физические и технологические показатели залежей нефти, удовлетворяющие уравнению (22)

Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
μо,мПа*с k, мкм^2 h, м kП Qвнз	0,5—34,3 0,13—2,5 2,2—35 0,41—0,95 0,06—1	4,9 0,824 9,2 0,75 0,47	βн t0,°С S, га/скв η	0,55—0,95 22—140 9—84 0,3—0,7	0,86 41 36 0,55

 

Аналогичная статистическая модель для месторождений лишь Урало-Поволжья была получена при параметрах, диапазоны из­менения которых представлены в табл. 10.

Эта модель описывается уравнением

η = 0,195 – 0,0078*μо + 0,082*lgk + 0,00146*t₀ + 0,0039*h + 0,180* k_П —
— 0,054*Qвнз + 0,27βн — 0,00086*S. (23)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (23) ра­вен 0,886. Указанные показатели контролируют 78,6 % фактиче­ской изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратическая погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов со­ставляет ±0,04.

Таблица 10

Геолого-физические и технологические показатели залежей нефти, удовлетворяющие уравнению (23)

Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
μ,мПа*с k, мкм^2 h, м kП Qвнз	0,5—34,3 0,13—2,58 3,4—25 0,50—0,95 0,06—1	5,4 0,65 8,5 0,74 0,45	βн t0,°С S, га/скв η	0,7—0,95 22—73 10—100 0,28—0,7	0,87 37 0,54

 

 

Статистические зависимости (21) — (23) справедливы для раз­личных систем заводнения пластов (естественное, приконтурное,. законтурное, внутриконтурное, площадное, очаговое, избиратель­ное) при темпах отбора жидкости 2—10 % от балансовых запасов нефти. Их можно использовать для определения конечной нефтеот­дачи пластов по данным геологоразведочных работ.

Таблица 11

Фактические и расчетные величины нефтеотдачи по некоторым длительно разрабатываемым залежам Урало-Поволжья и Ставропольского края

 

Месторождение, пласт	Коэффициент нефтеотдачи
фактический	по уравнениням
(22)	(23)
Яблоневый Овраг, Б2	0,55	0,56	0,55
Яблоневый Овраг, Д	0,67	0,64	0,64
Заборовское, Бг	0,36	0,35	0,36
Зольненское, Б2	0,65	0,70	0,68
Зольненское, Д2	0,55	0,51	0,52
Сызранское, Б2	0,42	0,43	0,43
Константиновское, Д2	0,54	0,55	0,57
Полазнинское, Б2	0,54	0,52	0,52
Озек-Суат, IX	0,57	0,54	—
Зимняя Ставка, IX	0,46	0,46	—

 

В табл. 11 в качестве примера приводятся фактические дан­ные нефтеотдачи пластов практически выработанных залежей Урало-Поволжья, обводненность продукции которых превышает 95 %, и результаты расчетов коэффициентов нефтеотдачи по урав­нениям (22) и (23). В этой же таблице приводятся фактические и расчетные величины нефтеотдачи длительно эксплуатируемого пласта IX месторождений Зимняя Ставка и Озек-Суат, которые характеризуются высокой пластовой температурой (130—140°С) и низкой нефтенасыщенностью (55%) и отражают условия разра­ботки залежей Ставропольского края.

Приведенные примеры показывают, что уравнения (22) и (23) дают вполне сопоставимые с фактическими данными результаты оценки коэффициентов нефтеотдачи в большом диапазоне их ко­лебаний, обусловленном существенным изменением геолого-про­мысловых условий разработки залежей, что свидетельствует о до­статочной надежности этих моделей.

В тех случаях, когда в водонефтяных зонах сосредоточены значительные запасы нефти, большое практическое значение имеет оценка нефтеотдачи раздельно по этим зонам.

Для залежей Башкирии и Татарии установлена следующая за­висимость конечной нефтеотдачи водонефтяных зон η_ВНЗ(%) от скорости фильтрации жидкости Vф (м/год) показателя эффектив­ности процесса вытеснения tg α, плотности сетки скважин S (га/скв), коэффициента песчанистости k_П и проницаемости k:

η_ВНЗ = 20,6060 + 0,3845*Vф + 65,5104*tg α – 0,2712*S +

+ 35,6780* k_П –0,0306*k. (24)

Коэффициент множественной корреляции полученной модели авен 0,922, относительная погрешность составляет ±0,12 %. Плотность сетки скважин в уравнении (24) соответствует отношению общей площади ВНЗ к числу всех перебывавших в эксплуатации скважин.

Исследованные объекты характеризуются невысокими значе­ниями относительной вязкости пластовой нефти (1—3,5). Плотность сетки скважин рассмотренных объектов изменяется от 25 до 100 га/скв и выше, проницаемость — от 0,12 до 0,6 мкм².

Для 70 длительно разрабатываемых месторождений Азербайд­жана, приуроченных к терригенным коллекторам и разрабатывае­мых в условиях водонапорного или смешанного режима (режим растворенного газа с последующим переходом на водонапорный), в [1] установлена следующая зависимость конечного коэффици­ента нефтеотдачи от коэффициента песчанистости k_П, количества цементирующего вещества k_Ц, вязкости пластовой нефти μ_Н и ко­эффициента расчлененности k_Р:

η = 0,49 + 0,0051 k_П - 0,00636 k_Ц - 0,00017 (μ_Н - 10,6)² + 0,00059 (μ_Н - 10,6) (k_Ц - 37,9) + 0,00044 (k_Р - 5,8) (k_П - 37,7). (25)

Коэффициент множественной корреляции полученной модели равен 0,82, средняя квадратическая погрешность составляет ±0,12.

Количество цементирующего вещества соответствует суммар­ному содержанию фракции размером менее 0,01 мм и карбонатной
фракции.

Уравнение (25) справедливо при следующих параметрах: k_П = = 8-77%, k_Р = 2—14; k_Ц = 20-55%; μ_Н = 1,4—30 мПа*с.

Другая статистическая модель нефтеотдачи по материалам 36 залежей Азербайджана и Туркмении, базирующаяся в основном на технологических показателях — темпе отбора нефти Т_Н, коэффициенте проницаемости k, коэффициенте безводной нефтеотдачи ηбезв, плотности сетки скважин S, описывается следующим урав­нением:

η= 0,153 + 0,053Т_Н + 0,025 Ln k –

– 0,0021 (ηбезв – 19,9) (Т_Н-5,59) +3,25(1/S–0,17)². (26)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (26) ра­вен 0,93. Рассмотренные факторы контролируют 86 % наблюдае­мой изменчивости нефтеотдачи. Средняя квадратическая погреш­ность определения коэффициента нефтеотдачи полученной модели составляет ±0,05.

Темп отбора нефти в уравнении (26) соответствует среднего­довому до начала снижения максимальной добычи нефти (в % от балансовых запасов). Период безводной нефтеотдачи принят до обводненности менее 10%. Плотность сетки определена с учетом числа одновременно работающих скважин в период максимальной годовой добычи.

Использованные в этой модели залежи характеризовались близкими значениями вязкости пластовой нефти (2—6 мПа*с).

Количество прошедшей через залежи воды составляло 1—2,3 порового объема. Темп отбора изменялся от 2 до 10 %, коэффи­циент безводной нефтеотдачи — от 0,002 до 0,41, плотность сетки — от 3,3 до 16,6 га/скв, проницаемость — от 0,0330 до 0,500 мкм².

Модель, описываемую уравнением (26), можно применять для оценки конечной нефтеотдачи пластов после достижения макси­мальной годовой добычи нефти и начала обводнения.

Множество факторов учтено при создании статистической мо­дели по данным 36 залежей Азербайджана Т. Ю. Багаровым. В их число вошли вязкость пластовой нефти μ_Н, коэффициент проницае­мости k, объем отобранной воды (в поровых объемах) V_B, плотность сетки скважин S, уровень максимальной годовой добычи нефти q, коэффициент безводной нефтеотдачи ηбезв.

Уравнение зависимости конечной нефтеотдачи пластов η от перечисленных факторов имеет следующий вид:

η = 20,7 - 0,6737μ_Н + 14,9867 lg k + 7,2V_B – 0,3067S +

+ 0,392q +0,1434ηбезв. (27)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (27) со­ставляет 0,93. Исследованные факторы контролируют 88,5 % на­блюдаемой изменчивости нефтеотдачи пластов.

Относительно низкое влияние проницаемости на нефтеотдачу пластов в полученной модели объясняется тем, что исследованию подвергались залежи, проницаемость которых изменялась лишь в интервале 0,200—0,500 мкм².

Уравнение (27), так же как и уравнение (26), можно приме­нять для оценки конечной нефтеотдачи в процессе разработки залежей после достижения максимальной годовой добычи нефти и начала обводнения.

В работе [9] предложены статистические модели нефтеотдачи по 35 залежам Азербайджана с учетом основных факторов, ока­зывающих существенное влияние на разработку и позволяющих достаточно полно охарактеризовать физический процесс извлече­ния нефти в рассматриваемых условиях. В число этих параметров вошли относительная вязкость нефти μо, коэффициенты проницае­мости k, пористости m, песчанистости k_П, эффективная нефтенасыщенная толщина h, объемный коэффициент пластовой нефти u, количество прокачиваемой воды в поровых объемах τ, темп отбора жидкости Т. В качестве конечной принята нефтеотдача пластов при обводненности продукции 95 %.

Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи от рассмотренных факторов имеет следующий вид:

η= –0,409 – 0,01μо + 0,261 k_П + 0,0036h + 1,571m +

+ 0,04τ+ 0,0047 + 0,12 lg k + 0,451u. (28)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (28) равен 0,932. Указанные факторы контролируют 86,9 % фактической из- менчивости нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи определяется со средней квадратической погрешностью ±0,05.

Темп отбора жидкости в уравнении (28) соответствует отно­шению среднегодового отбора, взвешенного по числу добывающих скважин, к балансовым запасам нефти.

Полученную модель можно использовать для определения ко­нечной нефтеотдачи в процессе разработки залежей.

Для оценки конечного коэффициента нефтеотдачи залежей до начала их разработки предложено следующее уравнение с учетом рассмотренных параметров:

η= –0,674 –0,01μо + 0,306 k_П +0,0019h + 1,998m +

+ 0,144 lg k + 0,71u. (29)

Коэффициент множественной корреляции полученной модели оставляет 0,907. Исследованные факторы контролируют 82,3 % наблюдаемой изменчивости нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи определяется со средней квадратической погрешностью ±0,05.

Статистические зависимости (28) и (29) охватывают широкий диапазон входных показателей и нефтеотдачи пластов (табл. 12).

Таблица 12

Характеристика геолого-физических и технологических показателей залежей нефти для моделей, описываемых (28) и (29)

Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
μо, мПа • с k, мкм^2 m h, м kП	6—25,8 0,14—0,78 0,18—0,25 3—39 0,12—0,83	10,1 0,246 0,22 15,4 0,5	u τ T,% η	,02—1,22 0,54-3,5 1—19,4 0,16—0,81	1,12 1,8 6,1 0,56

 

 

Полученные модели справедливы в условиях значительного снижения пластового давления ниже давления насыщения (более 50%) и при плотности сетки скважин в пределах от 0,7 до 8,7 га/скв.

В табл. 13 в качестве примера приводятся фактическая нефте­отдача практически выработанных залежей Азербайджана, обвод­ненность которых превышает 97—98 %, и результаты расчетов коэффициентов нефтеотдачи по уравнениям (28) и (29). Как видно из табл. 13, расчетная нефтеотдача хорошо согласуется с фактическими данными разработки, что свидетельствует о до­статочной надежности статистических зависимостей (28) и (29).

Таблица 13

Фактическая и расчетная нефтеотдача по некоторым длительно разрабатываемымм залежам Азербайджана

Месторождение,участок	Залежь	Коэффициент нефтеотдачи
фактический	по уравнениям
(28)	(29)
Сураханы, центральное поле	IX	0,60	0,62	0,60
Сураханы, центральное поле	НКП1	0,72	0,72	0,71
Сураханы, юго-восточное поле	пк2	0,62	0,61	0,64
Кала, северное + южное поля	нкп	0,68	0,68	0,63
Кала, северо-западное поле	ПК	0,58	0,54	0,53
Локбатан-Пута, северное поле	нкг	0,18	0,16	0,20
Локбатан-Пута, перикли нальное поле	нкг	0,16	0,161	0,19
Бибиэйбат, восточное + + западное поля	нкп2	0,53	0,48	0,51
Карачухур	нкп	0,53	0,58	0,54
Карачухур	нкг	0,43	0,48	0,44

 

Рассмотренные модели охватывают большой комплекс пара­метров в широком диапазоне их изменения, что позволяет исполь­зовать полученные зависимости для Азербайджана для оценки ко­нечной нефтеотдачи залежей на разных стадиях разработки. Эти модели базируются на данных различных совокупностей объектов, что обеспечивает получение по ним независимых оценок нефте­отдачи.

Зарубежными исследователями при помощи многомерного кор­реляционного анализа получен ряд статистических зависимостей конечной нефтеотдачи, в частности по месторождениям США. По данным 70 залежей, сложенных песчаниками и разрабатываемых при водонапорном режиме (которые по заданию Американского нефтяного института анализировали Крейз и Баклей), Гутри и Гринбергер разработали статистическую модель нефтеотдачи в за­висимости от вязкости нефти μн, коэффициентов проницаемости k, пористости m, эффективной нефтенасыщенной толщины h и коэффициента нефтенасыщенности βн.

Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи пластов от рассмотренных факторов имеет следующий вид:

η = 0,11403 + 0,2719 lg k – 0,25569 (1 – βн) –

– 0,1355 lg μн – 1,538m —0,00115h. (30)

Значения исследуемых параметров приведены в табл. 14.

Таблица 14

Геолого-физические показатели и нефтеотдача залежей нефти для модели, описываемой (30)

Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
μн, мПа-с k, мкм^2 т	0,4—16,8 0,04—5 0,14—0,34	2,7 1,122 0,26	h, βн η	1,5—101 0,58—0,9 0,238—0,782	0,72 0,5

 

В полученной модели обращает на себя внимание обратная связь нефтеотдачи пластов с пористостью, эффективной нефтена­сыщенной толщиной и нефтенасыщенностью, что обусловливается, очевидно, наличием существенных корреляционных зависимостей между рассмотренными показателями, и поэтому модель является сугубо интерполяционной.

Следует иметь в виду, что многие объекты, использованные при разработке рассмотренной модели нефтеотдачи пластов, находи­лись на ранней стадии разработки и не характеризовали конеч­ной нефтеотдачи.

Исследования Гутри и Гринбергера были в дальнейшем про­должены под руководством Арпса, который возглавил в 60-х годах специально созданную подкомиссию по нефтеотдаче пластов Аме­риканского нефтяного института. В результате проведенного иссле­дования подкомиссия предложила статистические зависимости ко­нечной нефтеотдачи по 70 залежам с водонапорным режимом (пе­ски и песчаники) и по 80 залежам с режимом растворенного газа (пески, песчаники, карбонаты).

В модель нефтеотдачи для водонапорного режима вошли отно­сительное содержание нефти в пласте, являющееся отношением произведения коэффициента пористости m на коэффициент нефте­насыщенности βн к объемному коэффициенту нефти u, подвиж­ность, представляющая отношение коэффициента проницаемости k к относительной вязкости нефти μ_Н, коэффициент водонасыщенности (1–βн) и отношение начального пластового давления p₀ к текущему р.

 

Уравнение зависимости конечной нефтеотдачи г\ от рассмотрен­ных параметров имеет следующий вид:

η =54,898(mβн/u)+0,0422(kμ_В/μ_Н)–0,0077(1–βн) –

– 0,1903(p₀/p)–0,2159. (31)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (31) равен 0,958. Рассмотренные факторы контролируют 91,8 % фактической изменчивости нефтеотдачи. Относительная погрешность для полу­ченного уравнения составляет ±0,176. Модель охватывает широ­кий диапазон изменения исходных параметров (табл. 15).

Таблица 15

Геолого-физические показатели и нефтеотдача залежей нефти для модели, описываемой (31)

Показатели	Предел изменения	Среднее значение	Показатели	Предел изменения	Среднее значение
μн, мПа-с μВ,мПа-с k, мкм^2 m βн	0,2—500 0,2-4—0,95 0,011—4 0,111–0,35 0,948—0,53	1 0,46 0,568 0,256 0,75	и p0,МПа p, МПа η	0,997—2,95 3,1—47,5 0,7—25 27,8—86,7	1,238 19,4 13,8 51,1

 

 

Для режима растворенного газа статистическая модель нефте­отдачи пласта представлена в зависимости от тех же факторов, что и для водонапорного режима:

η=42,815(mβн/u_НАС)+0,1611(k/μ_Н)–0,0979(1–βн) –

–0,3722(p_НАС/p)–0,1741. (32)

где p_НАС — давление насыщения; u_НАС — объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; μ_Н—вязкость нефти при давле­нии насыщения.

Остальные параметры соответствуют данным уравнения (31).

Коэффициент множественной корреляции уравнения (32) равен 0,932, относительная погрешность составляет 0,22. Модель спра­ведлива, в широком диапазоне исходных переменных (табл. 16).

Таблица 16

Геолого-физические показатели и нефтеотдача залежей нефти для моделей, описываемых (31) и (31)

 

Показатели	Предел изменения	Среднее значение
Для песков и песчаников
μН,мПа • с	0,3—6	0,8
k, мкм^2	0,006—0,94	0,051
т	0,115—0,25	0,188
βн	0,85—0,5	0,7
uНАС	1,05—1,9	1,31
pНАС, МПа	4,4—30,8	12,2
p, МПа	0,7—7	1,1
η, %	9,5—46	21,3
Для карбонатов (известняков, доломитов)
μН,мПа • с	0,2—1,5	0,4
k, мкм^2	0,001—0,252	0,016
m	0,042—0,2	0,135
βн	0,837—0,65	0,75
uНАС	1,2—2,067	1,346
pНАС, МПа	8,9—25	16,7
p, МПа	0,35—9,1	1,4
η, %	15,5—20,7	17,6

 

При использовании данной модели для недонасыщенных неф-тей (давление насыщения ниже начального) к нефтеотдаче пла­стов, рассчитанной по уравнению (32), необходимо добавить до­полнительную нефтеотдачу за счет упругих сил залежи при сни­жении пластового давления с p₀ по p_НАС.

Полученные статистические зависимости применяются для не­которых нефтегазоносных районов США, данные месторождений.которых использованы при разработке рассмотренных моделей нефтеотдачи пластов

Рассмотренные уравнения зависимости конечной нефтеотдачи пластов от различных факторов охватывают широкий диапазон реальных условий разработки нефтяных месторождений. Каждое из них пригодно для использования лишь в определенных областях.

На основе изложенного анализа можно рекомендовать приме­нение различных статистических моделей для оценки конечной нефтеотдачи пластов при геолого-физических и технологических условиях конкретных месторождений, приведенных ниже.

 

Геолого-физические и технологические условия месторождений Модель, опи­сываемая урав­нением

 

Сравнительно однородные высокопроницаемые терригенные пла­сты Урало-Поволжья, содержащие маловязкие нефти. Разработка залежей проектируется при водонапорном режиме (23)

Геолого-промысловые условия месторождений те же, но примени­тельно к более высоким температурам и меньшей нефтенасыщенности пластов (22)

Геолого-промысловые условия месторождений аналогичны данным (23), но применительно к более изменчивым по проницаемости коллекторам (21)

Водонефтяные зоны терригенных продуктивных пластов Урало-
Поволжья, разрабатываемые при водонапорном режиме (24)

Терригенные продуктивные пласты Апшеронского полуострова,
разработка которых проектируется на водонапорном или смешан­
ном режиме при плотности сетки более 10 га/скв (25), (29)

Геолого-промысловые условия залежей те же, но для разрабаты­
ваемых месторождений (26)–(28)

 

Рекомендуемые модели при указанных условиях можно исполь­зовать для оценки конечной нефтеотдачи пластов при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки нефтяных место­рождений Западной Сибири, но с тщательным анализом и осто­рожностью, как дополнительное к расчетам средство обоснования этого важнейшего показателя эффективности извлечения нефти из недр.

Статистические модели (32), (10) и (12), полученные по место­рождениям США, рекомендуются для оценки нефтеотдачи только карбонатных пластов и при разработке на режиме растворенного газа. Применение их для водонапорного режима нецелесообразно из-за достаточно высокой статистической погрешности в отличаю­щихся геолого-физических условиях.