.

Средневзвешенное давление внутри рассматриваемой кольцевой площади:

атм., т.е. на 50% от ;

Количество воды, которое поступит в поры пласта:

м³ .

В пласт поступит следующий объем жидкости:

4522*10³ – 2105*10³ = 2417*10³ м³ .

3 Проектная часть

3.1 Анализ системы и технология разработки

Анализ разработки уникального по своей характеристике Арланского месторождения позволяет оценить положенные в основу проектирования принципы разработки и эффективность реализуемой системы разработки.

До открытия Арланского месторождения опыт разработки залежей высоковязкой нефти имелся только по небольшому числу месторождений Самарской области и Александровской площади Туймазинского месторождения. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Не все проектные решения оказались правильными.

Выработка запасов из пластов многопластового объекта, как правило, происходит разновременно. При отключении одного из них меняется состав объекта разработки.

Практика разработки многопластовых объектов на Арланском месторождении показывает, что выработка запасов из пластов промежуточной пачки происходит значительно хуже и меньшими темпами. Кроме того, объемы отбираемой попутно с нефтью воды при совместной разработке разнородных пластов резко возрастают. Самым же главным недостатком такого объекта разработки является нерегулируемость процесса разработки пластов небольшой толщины.

Сложности выработки запасов возрастают с ростом числа объединяемых в одном объекте разработки пластов и их неоднородности.

На Арланском месторождении условия разработки осложнены, т. к. число пластов достигает восьми, и, кроме того, в разрезе в основном присутствуют два наиболее продуктивных пласта — II пласт в верхней и VI пласт в нижней части ТТНК.

С целью количественной оценки обоснованности совместной разработки пластов по Арланскому месторождению был выполнен анализ в следующей постановке. Все разрезы были сгруппированы по признаку однородности пластов. Так как фильтрационные свойства пластов количественно трудно оценить с учетом наличия статистической связи между толщиной и проницаемостью, было принято, что равные толщины означают и равную гидропроводность. Основными считались пласты большей толщины. Как правило, это отражало реальную картину; там, где пласты были равными по толщине (а других пластов не было), считалось, что в разрезе неоднородность отсутствует.

3.2 Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей

1. В зависимости от числа пластов в объекте (разрезе) доля работающих пластов при одной и той же толщине пласта нео?