Содержание к диссертации
Введение
1. Аналитический обзор 9
1.1. Методики прогнозирования процесса разработки нефтяной залежи 10
1.2. Цель и задачи исследований 18
2. Усовершенствованная методология мониторинга извлекаемых запасов залежи 20
2.1. Расчет коэффициента различия физических свойств нефти и закачиваемого агента \i0 21
2.2. Определение показателя величины расчетной послойной неоднородности залежи по проницаемости по данным работы отдельных скважин 22
2.3. Определения начальных извлекаемых запасов нефти и начальных извлекаемых запасов расчетной э/сидкости по экстраполяции 25
2.4. Определение фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти и фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов э/сидкости при реализуемой технологии разработки залежи 28
2.5. Определения уточненной нефтеотдачи залежи при оптимизации технологии эксплуатации скважин и достижении предельной обводненности 39
3. Геолого-промысловая характеристика ромашкинского месторождения 45
3.1. Общие сведения 45
3.2. Абдрахмановская площадь 52
3.3 Миннибаевская площадь 58
3.4 Алькеевская площадь 63
4. Мониторинг извлекаемых запасов по площадям ромашкинского месторождения 69
4.1. Проведение мониторинга извлекаемых запасов на Абдрахмановской площади 69
4.2. Проведение мониторинга извлекаемых запасов на Миннибаевской площади 87
4.3. Проведение мониторинга извлекаемых запасов на Алькеевской площади 100
Выводы и основные результаты исследований 112
Список использованной литературы
- Цель и задачи исследований
- Определение показателя величины расчетной послойной неоднородности залежи по проницаемости по данным работы отдельных скважин
- Определение фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти и фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов э/сидкости при реализуемой технологии разработки залежи
- Проведение мониторинга извлекаемых запасов на Миннибаевской площади
Введение к работе
Актуальность исследования. Современные качественные изменения экономического и научно-технического развития, вхождение России в мировое экономическое и образовательное пространство определяют объективную потребность в кардинальном реформировании сферы подготовки специалистов различных областей хозяйственной деятельности, в изменении критериев мониторинга качества образования как его результата.
За свою более 400-летнюю историю отечественное образование по-прежнему является одним из ведущих в мире, подтверждая, что «наша система образования имеет значительные преимущества перед многими зарубежными аналогами, в современной России сложилась весьма эффективная, претендующая на мировое признание система образования» (В.В. Путин).
Отметим, что контроль качества профессиональной подготовки будущих специалистов в высшей школе всегда является одной из его главных функций, в связи с чем немаловажная роль отводится объективной оценке истинных результатов образовательного процесса в вузе, а также других ключевых позиций его деятельности с учетом социальных ожиданий современного общества, личности и государства. Поэтому научный поиск модели внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов является актуальным и своевременным, что в полной мере относится и к образовательному процессу в инженерном вузе.
Отметим, что в настоящий момент в научном образовательном сообществе, (включая европейское сообщество - ЕС) происходит: 1) активное осмысление необходимости единства образовательного пространства и уточнение единого подхода к мониторингу качества подготовки к профессиональной деятельности в вузе через «достижение больших степеней сравнимости и совместимости образовательных систем, динамичных опорных точек позволяющих описать учебные программы через язык компетенций (в соответствии с национальными и международными стандартами качества образования: балльно-рейтинговой, кредитно-модульной системы и т.п.)»; 2) оценка работодателями молодых специалистов (в условиях недостаточной разработки единых критериев) зачастую определяется лишь корпоративной культурой предприятия, а также функциональными обязанностями молодых специалистов в рамках системы «профессия-должность»; 3) система высшего профессионального образования стремится к постоянной и устойчивой «обратной связи» с работодателями, в результате чего определяется направленность компетентностного подхода к подготовке будущих специалистов в рамках социального партнерства субъектов образования, науки и производства.
Исследования также выявили, что при проведении внутреннего мониторинга качества профессионального подготовки студентов в инженерном вузе не в полной мере учитывается задача формирования самооценки выпускников, их возможностей в соотношении с предстоящими трудностями, мотивационной готовностью к самореализации, осознании профессиональной задачи, а также умении моделировать эффективную профессиональную деятельность и интеллектуально-исполнительскую дисциплину. Результаты исследований (П.Ф. Анисимов, И.А. Ковалева, Т.А. Панкова, М.Н. Руткевич) показывают, что требования к повышению качества полученного образования возросли также и со стороны студентов (А.В. Кирьякова), что можно связывать с их ценностно-смысловым отношением и глубокой личностной заинтересованности в успешном использовании в профессиональной деятельности знаний и компетенций (В.А. Болотов, А.А. Деркач, В.В. Сериков, Л.Б. Соколова). Однако, статистические данные последних лет по вопросам качества подготовки будущих специалистов в вузе выявили, что более 35% молодых специалистов, испытывают трудности в конкуренции на рынке труда; более 27% выпускников не востребованы по специальности в связи с недостаточной компетентностью и трудностями в адаптации к условиям практической деятельности; 17% не владеют технологиями современного производства; более 15% выпускников не видят перспективы своего профессионального развития и думают о смене профессии. Работодатели также отмечают, что готовность выпускников вузов к профессиональной деятельности не всегда соответствуют современным требованиям к профессии; выпускники не имеют навыков самостоятельной поисковой деятельности, не умеют работать в группе и эффективно использовать полученные теоретические представления для решения практических задач, профессиональное становление выпускников занимает еще несколько лет после окончания вуза и требует дополнительных усилий, а также денежных затрат от компаний в которых они работают.
На основании вышеизложенного следует, что нынешнее состояние внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов не в полной мере отражает реальное положение качества подготовки будущих профессиональных кадров в вузе, способных на высоком уровне соответствовать социально-экономическим запросам современного общества, и это подтверждается противоречием между возросшими требованиями к качеству образовательного процесса в контексте компетентностной образовательной парадигмы и неопределенными объемами, содержанием и методами внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза в соответствии с согласованными требованиями личности, инновационно-развивающегося общества, работодателей и международными стандартами.
Противоречия определили проблему исследования: какими должны быть концепция, модель и технология внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза.
Проблема определила цель исследования - разработать модель и технологию внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза, что обусловило выбор темы диссертационного исследования «Внутренний мониторинг качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза».
Объект исследования - образовательный процесс в инженерном вузе.
Предмет исследования - внутренний мониторинг качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза.
Для достижения поставленной цели в качестве гипотезы исследования выдвинуто следующее положение: объективность внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза, отвечающего современным требованиям, повысится, если будут:
- проанализированы современные проблемы объективной оценки качества подготовки студентов в высшей школе и на этой основе выявлены содержание и сущность внутреннего мониторинга как технологии многофакторной оценки качества профессиональной подготовки в соответствии с согласованными требованиями личности, инновационно-развивающегося общества, работодателей и международными стандартами;
- выявлены критерии внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза;
- разработана модель внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза как целостная система, включающая цели, принципы, организационные формы, дидактические требования и результаты.
Исходя из выдвинутой гипотезы в ходе работы решались следующие задачи исследования:
1. Выявить структуру внутреннего мониторинга как технологии многофакторной оценки качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза.
2. Выявить этапы внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза.
3. Сформулировать критерии внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза.
4. Разработать и экспериментально проверить модель внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза.
Методологическая основа исследования базируется на фундаментальных работах в области философии образования, взаимосвязи образования, культуры и социума (К.А. Абульханова-Славская, М.Н. Берулава, Е.В. Бондаревская, Л.П. Буева, В.Д. Шадриков, Г.П. Щедровицкий и др.); теории развития личности (Б.Г. Ананьев, Л.И. Божович, Н.Н. Волоскова, Л.С. Выготский, А.Н. Леонтьев, В.Н. Мясищев, С.Л. Рубинштейн, Д.Б. Эльконин и др.); теории компетентностного подхода (В.И. Байденко, И.А. Зимняя А.Т. ГлазуновА.Н. Лейбович, А.В. Хуторской, О.Б. Читаева, О.Ф. Шихова и др.); теории многоуровневого непрерывного креативного образования (А.М. Новиков, М.М. Зиновкина, Р.Т. Гареев, С.П. Андреев и др.); теория организации и осуществления педагогического мониторинга (А.С. Белкин, М.Е. Бершадский, В.И. Зверева, В.А. Кальней, Г.С. Ковалева, А.Н. Майоров, Д.Ш. Матрос, Н.Н. Мельникова и Д.М. Полев, А.А. Орлов, Л.Б. Сахарчук, А.В. Сотов, Т.А. Строкова, С.Е. Шишов); концепция педагогических таксономий (В.П. Беспалько, Б. Блум, Де Блок, Г. Модес, В.Н. Максимова, М.Н. Скаткин, В.П. Симонов, Д. Толлингерова и др.); теории и методики педагогических измерений (В.П. Беспалько, М.И. Грабарь, К.М. Гуревич, И.И. Логвинов, А.Н. Майоров, В.И. Михеев, И.Б. Погожев и др.).
Научно-теоретические основы внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза определены нами в соответствии с парадигмой образования в постиндустриальном обществе, разработанной в научных трудах и исследованиях А.М. Новикова.
Методы исследования. Анализ философской, педагогической, социально-психологической, научно-методической и специальной профессиональной литературы по проблеме исследования, анализ существующих программ и научно-методической документации, целенаправленное наблюдение за процессом развития и обучения обучающихся, педагогический эксперимент, анкетирование, тестирование, статистические методы обработки данных.
Экспериментальная база исследования: Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московский государственный индустриальный университет (ГОУ МГИУ), Институт дистанционного образования и его представительства в регионах Московской области.
Этапы исследования:
На первом этапе (2005-2006 гг.) осуществлялось обоснование проблемы и изучение уровня ее разработанности в теории и практике высшего профессионального образования. Основными методами на этом этапе было изучение и теоретический анализ литературы, нормативно-правовых документов, методы наблюдения, анкетирование, опрос и т.д. Была определена проблема исследования, обоснованы цели, задачи, рабочая гипотеза.
На втором этапе (2006-2007 гг.) проходило конструирование целостного проекта внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки будущих инженеров в университетском комплексе, разработка педагогических условий функционирования модели мониторинга. Проводилась опытно-экспериментальная работа по усовершенствованию модели мониторинга качества образовательного процесса в вузе в контексте компетентностной образовательной парадигмы.
На третьем этапе (2008-2009 гг.) анализировались опытно–экспериментальные данные, систематизировались и обобщались полученные результаты, оформлялась диссертация.
Научная новизна исследования:
1. Выявлена структура внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза как технологии многофакторной оценки качества образовательного процесса в вузе, которая включает следующие компоненты: функционально-целевой - цели и функции мониторинга, инициирующие инновационную активность в вузе; технологический - определяющий используемые субъектами контроля формы, методы, средства мониторинга (обеспечивающие упорядоченность и целостность контроля качества образовательного процесса), способы его представления и результаты; контрольный - включающий в себя критерии и показатели мониторинга готовности к профессиональной деятельности выпускников университетского комплекса.
2. Выявлены этапы внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза: 1) информационный - получение данных об эффективности образовательных программ и подведение итогов (квалиметрическая, оценочная, контрольно-наблюдательные мероприятия); 2) аналитический - использование результатов для анализа степени соответствия целям, задачам, требованиям, нормам, изменения состояния образовательного процесса (тенденции «+», «–»), а также определения стратегии его совершенствования; 3) ориентировочно-прогностический - для управленческой ориентации, определении путей коррекции и поддержания качества образовательного процесса на соответствующем уровне.
3. Выявлены критерии внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза процессуального (алгоритм измерительно-оценочного действия), результативного (достижение заданных целей образовательного стандарта), прогностического (определение стратегии достижения поставленных задач и целей), нормативного (соответствие качества подготовки будущих специалистов нормативным требованиям) характера, а также критерий конкурентоспособности (достижение наилучших результатов при прочих равных условиях).
4. Разработана модель внутреннего мониторинга качества (на основе выявленной структуры и этапов) профессиональной подготовки студентов инженерного вуза, включающая: цели – обеспечение инновационной деятельности вуза в соответствии с его миссией в направлении подготовки профессиональных кадров нового поколения: профессионально-творческих и интеллектуальных личностей, обладающих созидательной инициативой, мобильностью и конкурентоспособностью; принципы: опережающего инновационного развития образовательного процесса; принцип оптимальности в организации управления качеством; принцип объективности информации; принцип сравнимости; принцип технологичности и целевого назначения и др.; организационные формы: совокупность взаимодействующих научно-педагогических и организационно-управленческих задач и целей обеспечения качества образовательного процесса; дидактические требования: целостность содержания, системность и периодизация, учитывающая этапы внутреннего мониторинга (контрольно-информационный, аналитический, ориентировочно-прогностический); результат: объективная оценка реальных возможностей вуза по обеспечению качества подготовки будущего специалиста в соответствии с согласованными требованиями инновационно-развивающегося общества, работодателей и международными стандартами.
Теоретическая значимость исследования: теория и методика профессионального образования дополнена технологией многофакторной оценки качества образовательного процесса в университетском комплексе, системно представленной в виде модели, раскрывающей цели, принципы, организационные формы, дидактические требования и результаты обучения.
Практическая значимость исследования заключается в том, что разработан пакет нормативных документов для проведения внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза к профессиональной деятельности как технологии многофакторной оценки качества образовательного процесса в вузе: положения, инструкции и т.д., а также разработан комплект тестовых заданий и т.д.
Основные положения диссертации, выносимые на защиту:
1. Структура внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза как технологии многофакторной оценки качества образовательного процесса в соответствии с современными требованиями со стороны личности, государства и общества, включает следующие компоненты: функционально-целевой - цели и функции мониторинга, инициирующие инновационную активность в вузе; технологический - определяющий используемые субъектами контроля формы, методы, средства мониторинга (обеспечивающие упорядоченность и целостность контроля качества образовательного процесса), способы его представления и результаты; контрольный - включающий в себя критерии и показатели мониторинга готовности к профессиональной деятельности выпускников университетского комплекса.
2. Внутренний мониторинг качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза включает следующие этапы: 1) информационный – предполагает: структуризацию, накопление, распространение информации; получение данных об эффективности образовательных программ и подведение итогов (квалиметрическая, оценочная, контрольно-наблюдательные мероприятия); 2) аналитический - использование результатов для анализа степени соответствия целям, задачам, требованиям, нормам, изменения состояния образовательного процесса (тенденции «+», «–»), когда задачей становится построение систем оценок для определения динамики, качества влияния внешних или внутренних факторов; 3) ориентировочный - имеет целью отслеживание и оценку эффективности, последствий и вторичных эффектов принятых решений; управленческую ориентацию; определение путей коррекции и поддержания качества образовательного процесса на соответствующем уровне.
3. Критерии внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза адекватны его этапам и определены следующим содержанием: процессуальный (алгоритм измерительно-оценочного действия), результативный (достижение заданных целей образовательного стандарта), прогностический (определение стратегии достижения поставленных задач и целей), нормативный (соответствие качества подготовки будущих специалистов нормативным требованиям), а также критерий конкурентоспособности (достижение наилучших результатов при прочих равных условиях).
4. Модель внутреннего мониторинга качества профессиональной подготовки студентов инженерного вуза, как целостный проект, обеспечивает объективность результатов и включает: цели – обеспечение инновационной деятельности вуза в соответствии с его миссией в направлении подготовки профессиональных кадров нового поколения: профессионально-творческих и интеллектуальных личностей, обладающих созидательной инициативой, мобильностью и конкурентоспособностью; принципы: опережающего инновационного развития образовательного процесса; принцип оптимальности в организации управления качеством; принцип объективности информации; принцип сравнимости; принцип технологичности и целевого назначения и др.; организационные формы: совокупность взаимодействующих научно-педагогических и организационно-управленческих задач и целей обеспечения качества образовательного процесса; дидактические требования: целостность содержания, системность и периодизация, учитывающая этапы внутреннего мониторинга (контрольно-информационный, аналитический, ориентировочно-прогностический); результат: объективная оценка реальных возможностей вуза по обеспечению качества подготовки будущего специалиста в соответствии с согласованными требованиями инновационно-развивающегося общества, работодателей и международными стандартами.
Апробация и внедрение результатов исследования осуществлялись в ходе экспериментальной работы на базе Московского государственного индустриального университета на кафедре «Профессиональная педагогика и креативное образование» в рамках инженерной специальности «Автомобили и двигатели» и ГОУ ВПО «Липецкий государственный педагогический университет». Основные подходы и результаты, научно-методические идеи и теоретические выводы исследования были представлены, обсуждены и одобрены на заседаниях учебно-методических семинаров ГОУ МГИУ (2005-2008 гг.), а также на заседаниях кафедры ГОУ МГИУ: «Профессиональная педагогика и креативное образование», «Физика», «Технология машиностроения», «Автомобили и двигатели», на V, VI и VII международной научно-практической конференции ЮНЕСКО «Молодые ученые – промышленности, науке, технологиям и профессиональному образованию: проблемы и новые решения» (г. Москва 2005, 2006, 2007 гг.), XIII Международная научно-практическая конференция студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии СТТ 2007 г.» (г. Томск), Международный форум «Гарантии качества образования» (г. Москва, РАГС, 2006 г.), Всероссийская научно-практическая конференция «Модернизация ДПО преподавателей высшей школы» (г. Казань, 2008 г.), Межвузовской научно-практической конференции, посвященной 45-летию МГИУ (г. Москва, 2005 г.), Международная научно-методическая школа-семинар по проблеме «Физика в системе инженерного и педагогического образования стран ЕврАзЭС» (г. Москва, МАИ, 2008 г.), «Совещание заведующих кафедрами физики вузов России» (г. Москва, МАИ, 2009 г.).
С докладами и сообщениями по результатам исследования соискатель выступал на ежегодных научных сессиях молодых ученых в Московском государственном индустриальном университете.
Структура диссертации отражает содержание диссертационного исследования и его результаты. Диссертация состоит из введения, двух глав, заключения, библиографии (305 источников), 5 приложений, 9 таблиц, 18 рисунков, 25 диаграмм.
Цель и задачи исследований
Одной из основных проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений является надежный прогноз добычи нефти и жидкости во времени при вытеснении нефти водой [43].
Большой вклад в разработку нефтяных месторождений внес академик А.П. Крылов [47, 48, 80]. Именно он в 1950 г. предложил основные принципы разработки нефтяных месторождений с применением рабочего агента, закачиваемого в пласт, а также предложил применять внутриконтурное заводнение для интенсификации разработки крупных нефтяных месторождений.
Анализом работы залежей и месторождений в целом занимался В.Н. Щелкачев [103 - 111]. В его работах основное внимание уделялось сетке скважин. Исследования основаны на фактических данных о зависимости КИН от плотности сетки скважин. Он утверждал, что высокие темпы добычи нефти возможно получить без «хищнической эксплуатации и разработки нефтяных месторождений».
Многочисленные исследования залежей нефти проведены М.М. Ивановой [35 - 39]. Именно М.М.Иванова предложила разделение процесса разработки нефтяных залежей на 4 стадии. Для определения продолжительности стадий разработки осуществлялся анализ зависимостей темпа добычи нефти и остаточных извлекаемых запасов от начальных извлекаемых запасов нефти, были определены продолжительности стадий разработки для всех рассматриваемых месторождений. Анализ вариантов продолжительности 3-й стадии разработки при разном использовании запасов нефти на 1-й и 2-й стадиях, а также среднегодовые потери добычи нефти в 3-й стадии в зависимости от произведения максимального темпа добычи нефти на степень использования запасов к концу второй стадии, позволил сделать выводы о продолжительности стадий разработки. На основании анализа динамики обводненности многочисленных залежей (графически - в зависимости от извлекаемых запасов нефти) было показано изменение обводненности продукции в зависимости от стадии разработки залежи.
В.Ф. Базив в своих работах [8-14, 21] исследовал сотни месторождений, находящихся в завершающей стадии разработки и показал, что возможно оценить величину потерь нефти в результате разбалансировки проектных и реализуемых систем разработки при сопоставлении показателей месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки сравнительно недавно, когда велик фонд бездействующих скважин, сокращено эксплуатационное бурение и отборы жидкости, нарушен баланс между отбором жидкости и закачкой воды. На основе анализа фактического состояния разработки месторождений, разрабатываемых длительное время с применением заводнения, В.Ф. Базиву удалось количественно оценить величину прироста коэффициента нефтеизвлечения при различной степени промывки пласта.
Для обработки промысловых данных по месторождению или по группе скважин при заводнении и применении МУН широко используется метод подсчета извлекаемых запасов с помощью характеристик вытеснения [25, 28, 29, 31, 40]. Основу метода составляют более или менее обоснованные эмпирические зависимости. В настоящее время в мире известно более 100 характеристик вытеснения. Каждая из них дает хорошие результаты только для определенных геолого-физических условий пластовой системы, что является отрицательной стороной их применения.
Для прогнозирования процесса разработки залежи при заводнении используются методики, содержащие в своей основе методы математической статистики. Эти методики можно подразделить на четыре группы [44].
Первая группа - гидродинамические методы расчета показателей разработки с учетом неоднородности пластов по проницаемости. В них основное внимание уделяется проницаемости слоев или трубок тока и их распределению на ход процесса заводнения. В практике проектирования и анализа разработки нефтяных залежей эти методы нашли самое широкое использование. К этим методам относится метод Ю.П.Борисова, Ю.П.Борисова - З.К.Рябининой (Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методикам ВНИИ) [18, 19, 25, 47, 48].
Ю. П. Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Модель Ю. П. Борисова предполагает, что неоднородный по проницаемости пласт состоит из набора трубок тока правильной геометрической формы. Они уложены одна на другую и заполняют всю толщину пласта от нагнетательного до последнего или «стягивающего» ряда эксплуатационных скважин. Эти трубки тока работают параллельно и одновременно. При этом предполагается, что все параметры пласта, кроме проницаемости, постоянны и равны их средним значениям, а каждая трубка тока состоит из отдельных участков с различными значениями проницаемости. Распределение трубок тока по проницаемости описывается логарифмически — нормальным законом распределения. Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтрационным сопротивлением. Расчет показателей разработки подразделяется на две части. Сначала определяется накопленное количество жидкости и нефти, в зависимости от доли нефти в продукции первого работающего ряда в этапе с учетом неоднородности пласта и непоршневого вытеснения нефти водой, а затем определяются текущие дебиты и время разработки для однородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой. Тот факт, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения и за фронтом остается подвижная водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, Ю.П. Борисов рассматривает как фактор, ухудшающий неравномерность вытеснения и увеличивающий неоднородность.
Вытеснение жидкости в системе скважин никогда не бывает линейным - форма потоков зависит от расстановки скважин, неоднородности пластов и жидкостей. Чем больше искривляются линии токов, тем больше будут отклоняться расчетные показатели разработки от фактических. Этот недостаток устранен в методе Ю.П. Борисова и его модификациях З.К.Рябининой, Л.И.Егоровой, В.С.Орловым при расчете однорядных и площадных схем заводнения.
Большое распространение при расчетах процесса обводнения получила методика прогноза обводнения нефтяных залежей БашНИПИнефть [82, 95, 96], в которой используются функции распределения М.М. Сатарова (видоизмененное распределение Максвелла, тип II) и логарифмически нормальный закон распределения проницаемости. Метод расчета предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых сориентированы параллельно линиям тока. Прослои различной проницаемости распределены по толщине пласта вероятностно. Вытеснение нефти принимается поршневым, но учитывается снижение фазовой проницаемости для воды в промытой зоне. Принимается течение жидкости к «проницаемым» эксплуатационным галереям с дополнительным фильтрационным внутренним сопротивлением, а скорость движения жидкости — пропорциональной проницаемости пропластков. Метод Сатарова М.М. позволяет определить распределение скважин по дебитам и оценить их обводненность.
Определение показателя величины расчетной послойной неоднородности залежи по проницаемости по данным работы отдельных скважин
Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения нефти газом от 8,04 МПа до 9,59 МПа, среднее значение 8,98 МПа; пластовый газовый фактор от 59,20 м3/т до 79,50 м3/т, среднее значение 66,33м3/т; плотность пластовой нефти от 788 кг/м3 до 830 кг/м3, среднее значение 803 кг/м3; объемный коэффициент от 1,117 до 1,202, среднее значение 1,169; вязкость пластовой нефти от 2,37 мПас до 4,3 мПа, среднее значение 3,01 мПа-с [3]. Плотность сепарированной нефти составляет 861,4 кг/м3 (по плотности нефти относится к типу средних нефтей).
Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу.
Пробная эксплуатация горизонта Ді Абдрахмановской площади началась в 1950 г, промышленная - с 1954 г. Планомерное снижение дебитов скважин по нефти началось с 1966 г.
Начальное пластовое давление в горизонте Ді в 1956 году составляло 17,5 МПа. Средневзвешенное пластовое давление по площади горизонта Ді на 01.01.2002 г составляет 16,0 МПа, в зоне отбора - 15,5 МПа. Среднее давление на устье нагнетательных скважин - 12,8 МПа. Среднее забойное давление в добывающих скважинах - 10,7. Динамика пластовых и забойных давлений по горизонту Ді показана в табл.3.3.
Разработка Абдрахмановской площади велась единой сеткой нагнетательных и добывающих скважин.
Бурение скважин проводилось в четыре стадии. В начале было пробурено три добывающих ряда скважин по редкой сетке на расстоянии 2000 м от линии нагнетания. Затем осуществлено центральное разрезание и бурение так называемых двух нулевых добывающих рядов на расстоянии 1300 м от нагнетательных скважин. Далее были пробурены дополнительные скважины между ранее пробуренными через 1000 м добывающими рядами, затем скважины в 1300 м полосе между линией нагнетания и зоной отбора. В начале скважины бурились через 1200 м друг от друга, затем по существу на расстоянии 600—650 м от нагнетательного ряда был пробурен полный добывающий ряд с расстоянием между скважинами 600 м. .В настоящее время ведется выборочное бурение скважин в этой полосе, а также в зоне отбора на отдельные пласты, линзы, глинистые коллектора, невырабатываемые участки.
Практически только сейчас площадь охвачена равномерной сеткой скважин. На площади бурение скважин прекращалось и возобновлялось четырежды. На рис 3.4. показано совершенствование системы заводнения Абдрахмановской площади.
Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1971 году при обводненности добываемой продукции 24%, максимальная годовая добыча жидкости - в 1986 году при обводненности добываемой продукции 92%. Максимальная годовая закачка воды была осуществлена в 1980 г. И поддерживалась на этом уровне (±5%) в течение 8 лет. В середине 70-х годов (третья стадия разработки) интенсивно возросло число скважин с обводненностью добываемой продукции от 50 до 90 %. Таблица 3.3.
Динамика пластовых и забойных давлений по горизонту Ді Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.
Схема разбуривания Абдрахмановской площади. Добывающие и нагнетательные ряды: 1 — ряды добывающих скважин; 2- начальные линии разрезания; 3, 4 - добывающие и нагнетательные ряды, соответственно (второй этап разбуривания); 5,6 -добывающие и нагнетательные скважины, соответственно (третий этап разбуривания); 7, 8 — добывающие и нагнетательные (дополнительные очаги заводнения поздней стадии на отдельные пласты) скважины, соответственно.
В настоящее время площадь является одной из наиболее выработанных на месторождении, рядами нагнетательных скважин она разделена на 8 блоков. Динамика основных технологических показателей Абдрахмановской площади в целом показана на рис.3.5., а каждого из восьми блоков в отдельности показана на рис.3.6.-3.13. Графического приложения И.
На Абдрахмановской площади с 1972 г в нагнетательных скважинах применяются физико-химические и химические методы увеличения нефтеотдачи. Промышленное внедрение получили такие технологии, как ПДС, ВУС, СПС, биополимеры, ГФЭ, резиновая крошка, ОЭЦ и СПГ. Наибольшие приросты добычи нефти получены по технологиям ВУС, ОЭЦ, резиновой крошки.
В промышленных масштабах технологии МУН стали применяться на поздней стадии разработки площади с 1987 года. Максимальный прирост добычи нефти за счет химических и физико-химических МУН был достигнут в 1989-1990 гг. В последующие годы абсолютные приросты добычи нефти снизились, что объясняется как сокращением объемов применения МУН, так и поздней стадией разработки площади. На 01.01.2003г накопленная добыча нефти составила 276,66 млн.т., накопленные отборы жидкости - 850,602 млн.т. Отбор НИЗ составил 91,9 %, текущая обводненность продукции 93,9%.
Залежь горизонта Ді Абдрахмановской площади находится на завершающей стадии разработки. За период с 1994 г до 2002 гг обводненность продукции снизилась с 94,52 до 93,88%. Такое снижение объясняется внедрением на площади методов увеличения нефтеотдачи и водоограничения, мероприятий по регулированию отборов и закачки.
Общий фонд пробуренных скважин на горизонт Доставляет 2435шт., действующий фонд добывающих скважин равен 1071 шт., нагнетательных -484 шт. За период с 1994 г до 2002 гг обводненность продукции снизилась с 94,52 до 93,88%.
Дренируемые существующей системой разработки начальные геологические запасы нефти составляют 567,36 млн.т, начальные извлекаемые запасы нефти - 301,15 млн.т., величина коэффициента нефтеизвлечения составляет 0,531.
Миннибаевскя площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Она начала вводиться в промышленную разработку в 1952 г. Первые нагнетательные скважины Альметьевско-Миннибаевского разрезающего ряда были переведены под закачку воды в 1954 г.
На севере Миннибаевская площадь граничит с Альметьевской, на юге - с Зай-Каратайской, на востоке с Абдрахмановской площадями и на западе ее границей является Алтунино-Шунакский прогиб (рис. 3.1). В административном отношении площадь расположена на территории Альметьевского района Татарстана. Размеры площади составляют 19,5X13,3 км, а общая площадь равна 261,88 км2. Она приурочена к западно-центральной части структуры II порядка - Южно-Татарскому своду. С запада ограничена Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим площадь от Ново-Елоховской структуры.
Как самостоятельный объект Миннибаевская площадь была выделена при составлении ВНИИ в 1953 году принципиальной схемы разработки пласта Дь когда было найдено принципиально новое решение - разрезать месторождение рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади. В схеме предусматривалось бурение внешнего нагнетательного ряда и трех рядов добывающих скважин по сетке 1000X600 м. Расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядом - 1000 м. Центральная часть площади оставалась неразбуренной. В составленной в 1955 г. Генеральной схеме разработки Ромашкинского месторождения на площади было рекомендовано бурение дополнительного разрезающего ряда, разделяющего площадь на кольцевую и центральную части.
Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского До и пашийского ДІ горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770 м. Геолого-промысловый профиль Миннибаевской площади показан на рис.3.14.
В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделяется 9 продуктивных пластов: До (кыновский горизонт), «а», «бі», «б2», «б3», «в», «гі», «г2+з» «д» (Ді - пашийский горизонт). Коллекторы пласта До приурочены к средней части кыновского горизонта и развиты преимущественно в северо-западной и центральной частях площади.
Пористость продуктивных отложений Миннибаевской площади горизонта До составляет 0,174, горизонта Д! - 0,204. Значения проницаемости для терригенных отложений горизонтов До и Ді составляют соответственно 0,214 мкм2 и 0,427 мкм2, а значения нефтенасыщенностей - 0,882 и 0,856 соответственно для горизонтоат До и Ді [5].
Параметры пластовых и поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения нефти газом от 8,0 МПа до 9,13 МПа, среднее значение 8,69 МПа; пластовый газовый фактор от 55,6 м3/т до 70,5 м3/т, среднее значение 63,86м3/т; плотность пластовой нефти от 790 кг/м3 до 818 кг/м3, среднее значение 800 кг/м3; объемный коэффициент от 1,146 до 1,186, среднее значение 1,162; вязкость пластовой нефти от 2,20 мПа-с до 5,0 мПа, среднее значение 3,265 мПа-с [3].
Параметры поверхностной нефти: плотность сепарированной нефти 860,44 кг/м3 (по плотности нефти относится к типу средних нефтей).
Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа (по Сулину) с общей минерализацией изменяющейся от 244 г/л до 262 г/л.
До конца 2003 г на Миннибаевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения было пробурено 1579 скважин. В действующем фонде находится 565 добывающих и 420 нагнетательных скважин. Рядами нагнетательных скважин площадь разделена на центральную (блок VI) и кольцевую части (блоки I-V, VII).
Максимальная годовая добыча нефти по площади была достигнута в 1966 году при обводненности добываемой продукции 27,8%, максимальная годовая добыча жидкости - в 1983 году при обводненности добываемой продукции 87,7%.
Определение фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти и фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов э/сидкости при реализуемой технологии разработки залежи
Затем по формуле (2.14) был сделан обратный переход от начальных извлекаемых запасов расчетной жидкости к начальным извлекаемым запасам реальной жидкости по экстраполяции 9 F203P19753 G F203I992J ? F2032002 Абдрахмановской площади в целом и всех ее блоков в отдельности для всех выбранных периодов времени. Все полученные результаты сведены в табл 4.2.
Далее, следуя алгоритму проведения мониторинга извлекаемых запасов залежи, определялись фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и фактические начальные извлекаемые запасы жидкости. Сначала был сделан расчет на достижение продукцией площади обводненности, установленной РД 153-39-0087-96 [91].
Расчет перспективных текущих дебитов нефти q, расчетной жидкости q/ \ реальной жидкости qF2l\ и реальной обводненности A2W для последнего рассматриваемого периода 1993-2002 гг., то есть для реализуемой технологии разработки, для блоков и площади в целом проводился по формулам (2.21), (2.22), (2.14). для нахождения дебита t-vo года за дебит (М)-го года был взят удельный дебит, рассчитанный по прямой, экстраполирующей кривую ql(Q ) на последнем рассматриваемом временном периоде 1993-2002 гг, соответствующий фактическому удельному дебиту за 2002 год. За амплитудный дебит qo был взят удельный амплитудный дебит, найденный по той же кривой ql(Qjj) для последнего временного периода 1993-2002. За извлекаемые запасы Q0 были взяты начальные извлекаемые запасы нефти по экстраполяции оэ2оо2, найденные из графика зависимости ql(Qjj) для последнего рассматриваемого временного периода 1993-2002 гг.
Для нахождения дебита (t+l)-ro года в расчетах использовался найденный выше дебит t-ro года, удельный амплитудный дебит, для последнего временного периода 1993-2002, начальные извлекаемые запасы нефти по экстраполяции О оэгоог, найденные из графика qx(Qj$ для последнего рассматриваемого временного периода 1993-2002 гг. Таким же способом были рассчитаны текущие дебиты нефти #w на 50 лет вперед.
Эти же расчеты были сделаны и для расчетной жидкости. Полученные дебиты расчетной жидкости были переведены через Цо по формуле (2.14) в дебиты реальной жидкости, были найдены текущая обводненность жидкости, накопленные отборы нефти, расчетной жидкости и реальной жидкости. Все расчеты были сделаны для Абдрахмановской площади в целом и отдельно для восьми ее блоков.
По РД 153-39-0087-96 предельная обводненность для месторождений Татарстана составляет 98% [91]. Накопленные к этому моменту отборы нефти и расчетной жидкости и будут составлять величины фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти 0ОФ И фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов расчетной жидкости QFQQ Расчеты показали, что за обозримое время по Абдрахмановской площади и блокам 1, 2, 6, 7, 8 установленная регламентом предельная обводненность в 98% не достигается, то есть фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости площади и указанных блоков, надо рассчитывать через поправочные коэффициенты.
Однако на блоках 3, 4, 5 предельная весовая обводненность в 98% все же будет достигнута. На этих блоках фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти Оофгоог и фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости ?л)ф2002 при технологии периода 1993-2002 гг будут соответственно равны накопленным отборам нефти и расчетной жидкости к моменту достижения предельной весовой обводненности в 98%. Полученные результаты занесены в табл. 4.2. Из таблицы видно, что фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти на 1-2% ниже начальных извлекаемых запасов нефти по экстраполяции. Разница между фактическими извлекаемыми запасами расчетной жидкости и извлекаемыми запасами реальной жидкости по экстраполяции составляет 18-50 % (для блоков 5 и 3 соответственно).
Согласно представленному в главе 2 алгоритму проведения мониторинга извлекаемых запасов, в случае, когда фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти Q0(f, и расчетной жидкости QFQ$ невозможно определить через предельную обводненность, надо использовать предложенные нами в главе 2 поправочные коэффициенты.
Для всех блоков и для Абдрахмановской площади в целом для периодов времени 1968-1975, 1983-1992 и для 1, 2, 6, 7 и 8 блоков и Абдрахмановской площади в целом для периода 1993-2002гг фактические начальные извлекаемые запасы нефти и расчетной жидкости рассчитывались через поправочные коэффициенты по формулам (2.39) и (2.40).
Поправочные коэффициенты брались из расчетной таблицы 2.1.а Графического приложения I. Использовалась таблица показателей со значениями расчетной послойной неоднородности Р=0,667, что соответствует найденному для Абдрахмановской площади среднему значению Fcp2=0,660.
По формулам (2.39), (2.40), (2.14) были определены фактические начальные извлекаемые запасы нефти }0ф и расчетной жидкости О оф для всех рассматриваемых блоков для всех временных периодов. То есть были получены возможные начальные извлекаемые запасы при сохранении реализуемой технологии разработки с учетом отсечения части запасов, про которые заранее известно, что они добываться не будут. Все полученные данные занесены в табл.4.2. Также по полученным данным построены гистограммы сравнения утвержденных и фактических значений извлекаемых запасов нефти и КИН по площади и отдельно по блокам и (рис 4.21). Как видно из табл.4.2, разница между начальными извлекаемыми запасами нефти по экстраполяции и фактическими начальными извлекаемыми запасами нефти, найденными через поправочные коэффициенты, составляет 1,3 - 2,0% (блок 6 и 1 соответственно). А разница между начальными извлекаемыми запасами расчетной жидкости по экстраполяции и фактическими начальными извлекаемыми запасами расчетной жидкости, найденными через поправочные коэффициенты, составляет 8,43 - 17,43% (блок 1 и 6 соответственно). Для Абдрахмановской площади в целом разница составляет 1,57 % и 14,3 % по нефти и расчетной жидкости соответственно.
Из таблицы 4.2 и рис 4.21 также видно, что за все время разработки Абдрахмановской площади ее извлекаемые запасы не были введены полностью. Однако также видно, что на Абдрахмановской площади за последние 10 лет произошли улучшения в системе разработки площади и при простом продлении реализуемой технологии утвержденные извлекаемые запасы Абдрахмановской площади в 301,153 млн.т будут не только достигнуты, но превзойдены и составят 309,17 млн.т, а коэффициент нефтеизвлечения составит 54,5% при утвержденном 53,1%. Также при сохранении реализуемой технологии утвержденные извлекаемые запасы и утвержденный коэффициент извлечения нефти могут быть превзойдены и на блоках 1, 2, 6, 7. Слишком большие величины фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти и коэффициента извлечения нефти на блоках 1 и 2 можно объяснить тем, что, возможно, скважины дренируют часть запасов, принадлежащих соседней площади, то есть фактические геологические запасы этих блоков, возможно, больше утвержденных. А вот на блоках 3, 4, 5, 8 утвержденный КИН слишком высок, при сохранении реализуемой системы разработки на этих блоках его достижение невозможно.
Нами установлено, что на блоках 1, 2, 6, 7, 8 и на Абдрахмановской площади в целом (за счет этих же 1, 2, 6, 7 и 8 блоков) благодаря оптимизации разработки площади (ремонтам и улучшению условий эксплуатации скважин) происходит снижение общей обводненности продукции. Поэтому достижение предельной, установленной регламентом обводненности в 98%, в перспективе невозможно. Согласно представленному в параграфе 2.5 способу можно спрогнозировать эксплуатацию скважин до предельной обводненности и рассчитать уточненные начальные извлекаемые запасы нефти Q\, уточненные начальные извлекаемые запасы расчетной Q FQ. И реальной Q"FIO жидкости, а также возможную дополнительную добычу нефти Ago, расчетной A FO И реальной AQIFO ЖИДКОСТИ за счет оптимизации технологии эксплуатации скважин до обводненности, равной 98%.
Проведение мониторинга извлекаемых запасов на Миннибаевской площади
Добыча воды при эксплуатации залежи до обводненности 98% увеличится на 766,17 млн. т. Но если своевременно отключать достигшие предельной обводненности пласты и пропластки с использованием современных средств изоляции, то возможно уменьшение отбора воды.
Эффективность применения существующей технологии при эксплуатации площади до обводненности 98% прослеживается и по отдельным блокам: из таблицы 4.2, а так же из рис. 4.21 видны значительные дополнительные отборы нефти для блоков 1, 2, 6, 7, 8. На этих блоках также будут достигнуты и превышены утвержденные запасы нефти, а так же видно, что на блоках 1, 2, 6, 7, 8 можно еще более увеличить нефтеотдачу, а блоки 3, 4, 5 почти выработаны.
Ценность проведенного мониторинга по предложенному диссертантом в главе 2 алгоритму заключается в том, уже сейчас возможно говорить о том, что при сохранении реализуемой технологии (периода 1991-2002) на Абдрахмановской площади утвержденные извлекаемые запасы 301,15 млн.т будут достигнуты и превзойдены, причем установленные фактические начальные извлекаемые запасы в 309,17 млн. т еще более можно увеличить до 338,483млн.т при проведении мероприятий по оптимизации технологии разработки площади.
О погрешности вычислений, связанной с несовершенством исходной информации, можно судить, сравнивая суммы начальных извлекаемых запасов нефти, фактических введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти и уточненных начальных извлекаемых запасов нефти по блокам с соответствующими запасами по Абдрахмановской площади в целом. Разности между значениями запасов площади и суммы блоков (табл.4.2) можно объяснить тем, что при расчетах использованы реальные данные, полученные при обработке информации о работе каждой скважины площади. Работа скважин осложнена и остановками, плохой закачкой и т.п. Все это может влиять на результаты замеров дебитов и, следовательно, на результаты расчета извлекаемых запасов нефти и жидкости.
Проведенный анализ показал необходимость проведения мониторинга по отдельным блокам, так как можно достаточно объективно выявить проблемы и слабые места каждого блока, что представляет большую ценность для дальнейшей правильной разработки этих объектов. Изменив в лучшую сторону систему разработки на проблемном блоке, улучшится и состояние всей площади. Абдрахмановская площадь
Основные технологические показатели и результаты мониторинга извлекаемых запасов нефти и жидкости для 8 блоков Абдрахмаповской площади Ромашкипского нефтяного месторождения для периодов 1968-1975,1983-1992,1993-2002 гг. фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при реализуемой технологии разработки, определенные с помощью отсечения недобываемых запасов с использованием поправочных коэффициентов, составили, соответственно: на 1975 г- 292,45 млн. т нефти, 387,94 млн. т расчетной жидкости, 466,31 млн. т реальной жидкости; на 1992 г - 270,40 млн. т нефти, 601,47 млн. т расчетной жидкости,
873,18 млн. т реальной жидкости; на 2002 г - 309,17 млн. т нефти, при утвержденных 301,15 млн.т., 659,78 млн. т расчетной жидкости, 947,54 млн. т реальной жидкости; фактический КИН, который возможен при реализуемой системе разработки, при этом составил 0,545 при утвержденном 0,531. Для каждого блока площади установлены фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при технологии разработки периодов 1968 - 1975, 1983 - 1992, 1993 - 2002 гг; причем для блоков 3, 4, 5 фактические введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости определены через предельную обводненность, а для блоков 1, 2, 6, 7, 8 - через введенные нами поправочные коэффициенты. уточненные начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при оптимизации технологии эксплуатации добывающих скважин составят: 338,48 млн. т нефти, 1 109,90 млн. т расчетной жидкости, 1 743,02 млн. т реальной жидкости, КИН при этом составит 0,597- 0,6 при утвержденном 0,531; дополнительно добытая нефть за счет оптимизации разработки составит 29,32 млн. т. Для блоков 1, 2, 6, 7, 8 определены уточненные начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при оптимизации технологии эксплуатации скважин.
Анализ полученных результатов показал, что на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти и утвержденный коэффициент нефтеотдачи могут быть достигнуты и превзойдены на блоках 1, 2, 6, 7. На блоках 1 и 2 скважины дренируют часть запасов, принадлежащих соседней площади, то есть фактические геологические запасы нефти этих блоков больше утвержденных.
На блоках 3, 4, 5, 8 утвержденный КИН слишком высок, при сохранении реализуемой системы разработки на этих блоках достижение утвержденного КИН невозможно
Нами показано, что на блоках 1, 2, 6, 7, 8 возможно увеличить нефтеотдачу по достижении предельной обводненности, а блоки 3, 4, 5 почти выработаны. При осуществлении оптимизации разработки площади на блоках 1, 2, 6, 7, 8 будут достигнуты и превышены утвержденные извлекаемые запасы нефти.
Миннибаевская площадь является одной из старейших разрабатываемых площадей Ромашкинского месторождения. Именно поэтому на этой площади особенно интересно было проводить мониторинг извлекаемых запасов. На Миннибаевской площади, также как и на Абдрахмановской, мониторинг проводился как по площади целиком, так и по блокам в отдельности.
Миннибаевская площадь разрабатывается с помощью внутриконтурного заводнения. Поэтому коэффициент различия физических свойств добываемой нефти и закачиваемого агента \IQ рассчитывался по формуле (2.2) и составил 1,904 [54].
Для нахождения показателя расчетной послойной неоднородности V2 на Миннибаевской площади из всех ее добывающих скважин было отобрано 17 высоко обводненных, долго работающих и не простаивавших скважин. Это скважины: 173 (блок 1), 3186 (блок 1), 3196 (блок 1), 14996 (блок 1), 10852 (блок 1), 9505 (блок 2), 84Н (блок 3), 119 (блок 3), 9507 (блок 3), 9509 (блок 3), 9515 (блок 3), 10809 (блок 3), 15682 (блок 3), 235 (блок 4), 3198 (блок 5), 566 (блок 6), 3167 (блок 6).
После соответствующих расчетов (глава 2) для выбранных скважин были построенные зависимости q/q0, qF/q0, от накопленного отбора нефти 2д (рис.4.22, рис.4.23.-4.38. Графического приложения II).
Для выбранных скважин были рассчитаны значения показателя расчетной послойной неоднородности. Среднее для площади значение составило V2cp = 0,666. В табл. 4.3 сведены полученные показатели V2 по всем выбранным скважинам.
