Проектирование технологических показателей разработки полосообразной залежи
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПОЛОСООБРАЗНОЙ ЗАЛЕЖИ
Содержание
Введение
. Исходные данные
. Статическая обработка данных исследования кернов
. Расчет схематизации круговой залежи
. Гидродинамические расчеты показателей разработки
нефтяных месторождений на жестко-водонапорном режиме (ЖВНР)
. Расчет активных запасов залежи
. Расчет процесса обводнения по методике БашНИПИнефть
.1 Расчет первого этапа разработки
.2 Расчет второго этапа разработки
.3 Расчет третьего этапа разработки
Выводы и рекомендации
Список использованной литературы
Введение
Чтобы надёжно прогнозировать обводнённость добываемой из залежи
продукции, определять коэффициент нефтеотдачи пластов, а также намечать
мероприятия по регулированию процесса разработки и оценивать их эффективность,
необходимо знать степень влияния различных факторов на процесс заводнения и
какие из них следует учитывать при прогнозе в первую очередь, а какими можно на
определённой стадии разработки пренебречь.
Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и
экспериментальные исследования показали, что ход процесса заводнения зависит от
следующих основных факторов: 1) различия вязкостей нефти и воды; 2) наличие
начальных водо-нефтяных зон; 3) неоднородности геолого-физических свойств
пластов; 4) особенностей движения жидкости в систему скважин; 5) системы
воздействия на пласт; 6) условий эксплуатации скважин; 7) расчленённости
пласта; 8) прерывистости пласта; 9) степени вскрытия пласта в скважинах.
Методики расчётов технологических показателей разработки нефтяных
месторождений должны соответствовать стадиям комплексного проектирования и
применяться в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой
информации о строении залежей нефти, свойствах пластов, а также от условий
эксплуатации скважин на месторождении.
При составлении проектов разработки месторождений, когда имеется
значительно большой объём информации более высокого качества, обеспечивается
возможность и целесообразность применения более точных и сложных методик
расчётов технологических показателей разработки.
В данной работе осуществлён расчёт технологических показателей разработки
круговой залежи нефти по методике расчёта, предложенной Саттаровым.
1. Исходные данные
Некоторые свойства нефти, воды, продуктивного пласта и характеристики
вытеснения, полученные на основе лабораторных исследований, приведены в таблице
1.
Таблица 1. Общая характеристика нефти, воды, продуктивного пласта
Параметры
|
Значения
|
Вязкость воды,
мПа*с
|
1,3
|
Коэффициент нефтенасыщенности
нн, доли ед.
|
0,86
|
Коэффициент
пористости m, доли ед.
|
0,21
|
Коэффициент
вытеснения Квыт, доли ед.
|
0,68
|
Коэффициент
сетки скважин Ксет, доли ед.
|
0,95
|
Радиус скважины
rс, м
|
0,11
|
Относительная
проницаемость по воде kв, доли ед.
|
1
|
Конечная
обводнённость продукции nв, доли ед.
|
0,97
|
Начальное
пластовое давление Рпл нач, МПа
|
19,5
|
Давление
насыщения Рнас, Мпа
|
9,6
|
Вязкость нефти,
мПа*с
|
4
|
По данным геологоразведочных работ установлено, что залежь имеет овальную
форму, близкую к круговой. Считается целесообразным разместить на залежи 2 ряда
добывающих скважин в кольцевые батареи и третий ряд - стягивающий. Ряд
нагнетательных скважин расположен на внешнем контуре нефтеносности залежи.
Распределение добывающих скважин по рядам приведено в таблице 2
Таблица 2
Ряд
|
Количество
добывающих скважин в рядах
|
1
|
24
|
2
|
16
|
стягивающий
|
4
|
На залежи пробурено некоторое количество разведочных скважин, в которых
определены значения эффективной толщины пласта. Результаты этих определений
приведены в таблице 3.
Данные определения эффективной толщины пласта
Таблица 3
Номер скважины
|
Значения
эффективной толщины пласта
|
1
|
7,2
|
2
|
14,6
|
3
|
8,8
|
4
|
15,6
|
5
|
8,2
|
6
|
15,8
|
7
|
11,4
|
8
|
11,8
|
9
|
12,0
|
10
|
8,6
|
11
|
11,6
|
12
|
8,2
|
13
|
14,0
|
14
|
11,3
|
15
|
9,6
|
Плотность сетки скважин и длины стягивающих рядов приведены в таблице 4.
Сетка размещения скважин и длины стягивающего ряда
Таблица 4
Расстояние, м
|
между рядами
|
500
|
между
скважинами
|
400
|
длина
стягивающего ряда
|
1600
|
Коэффициенты проницаемости пластов были определены в лабораторных
условиях по кернам. Результаты этих определений приводятся в таблице 5.
Результаты лабораторных исследований коэффициентов проницаемости пластов
Таблица 5
Интервалы
изменения проницаемости, мкм2.
|
Количество
образцов
|
от
|
до
|
|
0
|
0,1
|
23
|
0,101
|
0,2
|
60
|
0,201
|
0,3
|
100
|
0,301
|
0,4
|
34
|
0,401
|
0,5
|
20
|
0,501
|
0,6
|
15
|
0,601
|
0,7
|
12
|
0,701
|
0,8
|
8
|
0,801
|
0,9
|
6
|
0,901
|
1
|
4
|
1,001
|
1,1
|
3
|
1,101
|
1,2
|
2
|
1,201
|
1,3
|
2
|
1,301
|
1,4
|
1
|
1,401
|
1,5
|
1
|
По картам начальной нефтенасыщенности толщины пласта подсчитаны объёмы
песчаников между рядами скважин в чисто нефтяной зоне и в целом по залежи.
Результаты этих работ приведены в таблице 6.
Результаты определений объёмов нефтенасыщенных песчаников
Таблица 6
Объём
нефтенасыщенных песчаников
|
тыс.м3
|
внутри внешнего
контура
|
183385
|
внутри
внутреннего контура
|
120000
|
внутри 1-го
ряда
|
80574
|
внутри 2-го
ряда
|
30537
|
. Статическая обработка данных исследования кернов
Закон распределения случайной величины - это всякое соотношение,
устанавливающее связь между возможными значениями случайной величины и
соответствующим им статистическим вероятностям.
Закон распределения задают в интегральной F(k) и
дифференциальной форме f(k).
Статистическая обработка результатов лабораторных исследований 261
образцов кернов заключается в подборе теоретического закона распределения,
близкого к практическому. Статистическая обработка результатов лабораторных
исследований приведена в таблице 7 и 8.
Статическая обработка результатов кернового материала
Таблица 7
Интервал
изменения проницаемости, мкм2
|
Середина
интервала ki
|
Частота m
|
Частость mi/n
|
ki*i
|
|
|
|
|
|
0
|
0,1
|
0,05
|
35
|
0,1400
|
0,0070
|
0,101
|
0,2
|
0,15
|
51
|
0,2040
|
0,0306
|
0,201
|
0,3
|
0,25
|
35
|
0,1400
|
0,0350
|
0,301
|
0,4
|
0,35
|
39
|
0,1560
|
0,0546
|
0,401
|
0,5
|
0,45
|
29
|
0,1160
|
0,0522
|
0,501
|
0,6
|
0,55
|
20
|
0,0800
|
0,0440
|
0,601
|
0,7
|
0,65
|
12
|
0,0480
|
0,0312
|
0,701
|
0,8
|
0,75
|
9
|
0,0360
|
0,0270
|
0,801
|
0,9
|
0,85
|
6
|
0,0240
|
0,0204
|
0,901
|
1
|
0,95
|
6
|
0,0240
|
0,0228
|
1,001
|
1,1
|
1,05
|
3
|
0,0120
|
0,0126
|
1,101
|
1,2
|
1,15
|
2
|
0,0080
|
0,0092
|
1,201
|
1,3
|
1,25
|
1
|
0,0040
|
0,0050
|
1,301
|
1,4
|
1,35
|
1
|
0,0040
|
0,0054
|
1,401
|
1,5
|
1,45
|
1
|
0,0040
|
0,0058
|
|
|
n=
|
250
|
kср=ki*i=
|
0,3628
|
Расчёт закона распределения случайной величины
Таблица 8
N п/п
|
ki=km
|
km/k0
|
(km/k0)0,5
|
e-km/k0
|
erf(km/k0)0,5
|
F(km)
|
1
|
0,05
|
0,207
|
0,455
|
0,813
|
0,4794
|
0,062
|
2
|
0,15
|
0,620
|
0,788
|
0,538
|
0,7175
|
0,240
|
3
|
0,25
|
1,034
|
1,017
|
0,356
|
0,8385
|
0,430
|
4
|
0,35
|
1,447
|
1,203
|
0,235
|
,902
|
0,583
|
5
|
0,45
|
1,861
|
1,364
|
0,156
|
0,9381
|
0,699
|
6
|
0,55
|
2,274
|
1,508
|
0,103
|
0,9624
|
0,787
|
7
|
0,65
|
2,687
|
1,639
|
0,068
|
0,9755
|
0,850
|
8
|
0,75
|
3,101
|
1,761
|
0,045
|
0,9844
|
0,895
|
9
|
0,85
|
3,514
|
1,875
|
0,030
|
0,9899
|
0,927
|
10
|
0,95
|
3,928
|
1,982
|
0,020
|
0,9937
|
11
|
1,05
|
4,341
|
2,084
|
0,013
|
0,9995
|
0,969
|
12
|
1,15
|
4,755
|
2,181
|
0,009
|
0,9996
|
0,978
|
13
|
1,25
|
5,168
|
2,273
|
0,006
|
0,9997
|
0,985
|
. Расчет схематизации круговой залежи
Так как ширина и длина данной залежи примерно равны соотношение осей
менее, чем 3:1, то она схематизируется кругом, в данном случае кольцом, так как
имеется стягивающий ряд, скважины которого на схеме заменяются круговым рядом,
дебит и количество скважин которого принимаются равными дебиту и количеству
скважин стягивающего ряда реальной залежи.
При этом площади нефтеносности реальной залежи и модели должны быть
одинаковы, также должны быть равны площади нефтеносности между рядами скважин.
Число скважин в рядах должно быть также одинаково.
Сначала определяют среднюю толщину продуктивного пласта hср, как среднее арифметическое от
эффективных толщин по скважинам.
Затем определяют радиус внутреннего стягивающего ряда
где lст - длина стягивающего ряда.
Исходя из равенства объёмов, определяют радиусы рядов скважин
Затем
определяют радиус внешнего контура нефтеносности при помощи формулы для расчёта
объёма нефтенасыщенных пород.
Расстояние между скважинами в рядах.
3.4
3.5
Расчет схематизации приведен в таблице 9.
Таблица 9
hср, м
|
Rст, м
|
R2, м
|
R1, м
|
Rн, м
|
Rв, м
|
2ст, м
|
22, м
|
21, м
|
11,247
|
254,65
|
754,65
|
1254,65
|
1754,65
|
2790,95
|
400,00
|
296,35
|
328,47
|
Рисунок 1. Схема кольцевой залежи.
4. Гидродинамические расчеты показателей разработки нефтяных
месторождений на жестко-водонапорном режиме (ЖВНР)
Общие положения, допущения и упрощения:
- Залежь считается однородной, но если она не однородна, то известен
закон распределения неоднородных величин.
Вязкость нефти и воды считается постоянной как по залежи, так и по
времени.
При размещении скважин рядами расстояния между ними в различных рядах
могут быть различны, но в одном и том же ряду одинаковые.
Дебиты скважин и забойные давления по рядам могут отличаться, но в одном
ряду у всех одинаковы.
Радиусы скважин в одном ряду одинаковы.
Расчет средних дебитов рядов и скважин методом приведенных к контурам
питания.
Средним дебитом называется некоторый дебит, определенный за какой то этап
разработки.
Для определения средних дебитов рядов и скважин используют приведенный
радиус питания - воображаемую линию, в общем случае не совпадающую с реальным
контуром питания, где пластовое давление принимается равным давлению на
реальном контуре питания, а вязкость вытесняющего агента принимается равной
вязкости вытесняемого.
Для нахождения приведенного контура питания можно воспользоваться
следующей формулой
4.1
В
последующих этапах Rк -
сохраняет свое первоначальное значение, а RН0 - принимает последовательные значения R1, R2 и т.д. R1 - принимает соответствующее значение R2, R3 и т.д.
Расчет средних дебитов осуществляется, используя уравнение интерференции
по методу ЭГДА Ю.П. Борисова [3]
Pk-P1=W1(Q1+Q2+Q3)+w1Q1
P1-P2=W2(Q2+Q3)+w2Q2-w1Q1 4.2
P2-P3=W3Q3+w3Q3-w2Q2
где
- внешнее гидродинамическое сопротивление;
-
внутреннее гидродинамическое сопротивление.
II этап
разработки
Контур
питания может остаться на месте или может быть перемещен на место первого
добывающего ряда путем перевода добывающих скважин этого ряда под
нагнетательные.
Pk-P1=W2`(Q2`+Q3`)+w2Q2`
P2-P3=W3`(Q3`)+w3Q3`-w2Q2`
Pk-P3= W3``Q3``+w3Q3`` 4.4
Таблица
10. I этап разработки
Приведённый
радиус контура питания R01, м
|
2188,0502
|
Внешнее
фильтрационное сопротивление 1, Па*с/м3
|
93719298,42
|
Внешнее
фильтрационное сопротивление 2, Па*с/м3
|
85664919,43
|
Внешнее
фильтрационное сопротивление 3, Па*с/м3
|
183067001,32
|
Внутреннее
фильтрационное сопротивление 1, Па*с/м3
|
43278482,82
|
Внутреннее фильтрационное
сопротивление, Па*с/м3
|
63834041,89
|
Внутреннее
фильтрационное сопротивление, Па*с/м3
|
267971453,25
|
Годовой дебит с
ряда Q1, м3/год
|
1884790,70
|
Годовой дебит с
ряда Q2, м3/год
|
504698,96
|
Годовой дебит с
ряда Q3, м3/год
|
71428,44
|
Средний суточный
дебит со скважины q1, м3/сут
|
215,16
|
Средний
суточный дебит со скважины q2, м3/сут
|
86,42
|
Средний
суточный дебит со скважины q3, м3/сут
|
48,92
|
Таблица 11. II этап разработки
Приведённый
радиус контура питания R02, м
|
1650,6725
|
Внешнее
фильтрационное сопротивление2', Па*с/м3
|
131892621,71
|
Внешнее
фильтрационное сопротивление3', Па*с/м3
|
183067001,32
|
Внутреннее
фильтрационное сопротивление2', Па*с/м3
|
63834041,89
|
Внутреннее
фильтрационное сопротивление3', Па*с/м3
|
267971453,25
|
Годовой дебит с
ряда Q2', м3/год
|
1456234,06
|
Годовой дебит с
ряда Q3', м3/год
|
206096,19
|
Средний
суточный дебит со скважины q2', м3/сут
|
249,36
|
Средний
суточный дебит со скважины q3', м3/сут
|
141,16
|
Таблица 12. III Этап
разработки
Приведённый
радиус контура питания R03, м
|
1168,6968
|
Внешнее
фильтрационное сопротивление 3'', Па*с/м3
|
256773301,62
|
Внутреннее
фильтрационное сопротивление 3'', Па*с/м3
|
267971453,25
|
Годовой дебит с
ряда Q3'', м3/год
|
594968,12
|
Средний
суточный дебит со скважины q3'', м3/сут
|
407,51
|
5. Расчет активных запасов залежи
Подсчет активных запасов залежи произведем для трех участков: между
контуром питания и первым добывающим рядом, между первым и вторым добывающим
рядом, вторым и третьим добывающим рядом, используя при этом данные, полученные
при расчете схематизации залежи. Активные запасы между рядами считаются по
следующей формуле (расчёт приведен в таблице 13):
Таблица 13. Результаты расчёта активных запасов залежи
Между контуром
питания и 1-ым добывающим рядом Vакт1, м3
|
11994712,62
|
Между 1-ым и
2-ым добывающим рядом Vакт2, м3
|
5837696,70
|
Между 2-ым и
3-ым добывающим рядом Vакт3, м3
|
3562698,50
|
6. Расчет процесса обводнения по методике БашНИПИнефть
При разработке залежи надо уметь определять, когда и сколько воды и нефти
мы будем добывать. При расчетах процесса обводнения мы не ставим задачу
определения количества той или иной жидкости по конкретным скважинам, а
определяем среднее количество воды и нефти по рядам, а, следовательно, по
залежи.
Существует несколько методов расчета процесса обводнения, каждый из них
имеет различные методики расчета:
- методы, основанные на поршневой теории вытеснения,
методы, основанные на непоршневой теории вытеснения,
статистические методы,
адаптационные геолого-промысловые методы.
При расчете процесса обводнения данной залежи используем теорию
поршневого вытеснения нефти водой - методику Саттарова М.М.
Так как поровые каналы имеют различные проницаемости, то по наиболее
проницаемым из них вода подойдет к галерее скважин раньше, а по менее
проницаемым - позже. Для учета этого явления Саттаров предложил:
- он представил пласт как набор трубок тока различного диаметра,
следовательно и различной проницаемости,
стенки трубок имеют бесконечно малую толщину, но перетока между ними нет,
вытеснение из каждой трубки носит поршневой характер.
Согласно этой методике, вводится такое понятие, как km - проницаемость, при которой в
данный момент времени вода подошла к галереи скважин. По всем трубкам тока, у
которых проницаемость больше km уже поступает вода, а для трубок тока, у которых проницаемость меньше km, еще поступает нефть. Таким образом,
мы знаем долю трубок тока, по которым движется вода или нефть и их среднюю
проницаемость. На основе этого мы можем вычислить количество поступающей воды и
нефти. Зная количество добываемой нефти и жидкости, можно вычислить и долю
нефти в добываемой продукции. Чтобы можно было просчитать показатели разработки
в динамике, необходимо знать когда и по какой трубке тока вода подойдет
галереи, то есть увязать количество добываемой воды со временем. Для этого
Саттаров предложил понятие безразмерного времени, представляющего собой
отношение накопленной добычи жидкости к активным запасам [1].
Доля нефти в добываемой продукции:
где
- коэффициент подвижности воды.
Если
мы знаем средние проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть, вода,
то можно легко вычислить долю нефти в добываемой продукции. При вычислении kн и kв (средние
проницаемости всех трубок тока, по которым поступает соответственно нефть и
вода) считают, что распределение трубок тока, по которым поступает нефть, и
трубок, по которым поступает вода, подчиняется тому же закону, что и распределение
проницаемости всего пласта.
где
f(k) - функция распределения проницаемости.
где
; Km - задаемся.
Если
km = ¥, то Þ -
средняя проницаемость по пласту.
Если
km =0, то Þ kн =0.
Отсюда
можно сделать вывод: 0 < kн < k..
Для
увязки процесса обводнения со временем и в целом с показателями разработки
введено понятие безразмерного времени t, которое
представляет собой отношение накопленной добычи жидкости к активным запасам.
По
выше приведенным формулам можно заключить, что доля нефти в добываемой
продукции fн=¦( km). В то же время t=¦(km). Если две величины зависят от одного и того же
параметра, то между ними должна существовать связь.
fн=¦ (t)
Расчёт зависимостей fн=¦ (t)
Таблица 14
N п/п
|
ki=km
|
km/k0
|
(km/k0)0,5
|
e-km/k0
|
erf(km/k0)0,5
|
F(km)
|
kн
|
kв
|
fн
|
|
охв
|
1
|
0,05
|
0,223
|
0,473
|
0,800
|
0,4794
|
0,053
|
0,004
|
0,332
|
0,006
|
6,718
|
1,018
|
2
|
0,15
|
0,670
|
0,818
|
0,512
|
0,7175
|
0,245
|
0,011
|
0,325
|
0,019
|
2,239
|
0,831
|
3
|
0,25
|
1,116
|
1,057
|
0,327
|
0,8385
|
0,448
|
0,053
|
0,283
|
0,092
|
1,344
|
0,764
|
4
|
0,35
|
1,563
|
1,250
|
0,210
|
0,902
|
0,606
|
0,100
|
0,236
|
0,187
|
0,960
|
0,680
|
5
|
0,45
|
2,009
|
1,418
|
0,134
|
0,9381
|
0,724
|
0,147
|
0,189
|
0,295
|
0,746
|
0,602
|
6
|
0,55
|
2,456
|
1,567
|
0,086
|
0,9624
|
0,811
|
0,189
|
0,147
|
0,410
|
0,611
|
0,533
|
7
|
0,65
|
2,903
|
1,704
|
0,055
|
0,9755
|
0,870
|
0,224
|
0,112
|
0,519
|
0,517
|
0,474
|
8
|
0,75
|
3,349
|
1,830
|
0,035
|
0,9844
|
0,912
|
0,252
|
0,084
|
0,619
|
0,448
|
0,424
|
9
|
0,85
|
3,796
|
1,948
|
0,022
|
0,9899
|
0,941
|
0,274
|
0,062
|
0,705
|
0,395
|
0,382
|
10
|
0,95
|
4,242
|
2,060
|
0,014
|
0,9937
|
0,960
|
0,291
|
0,045
|
0,778
|
0,354
|
0,346
|
11
|
1,05
|
4,689
|
2,165
|
0,009
|
0,9995
|
0,977
|
0,305
|
0,031
|
0,840
|
0,320
|
0,313
|
12
|
1,15
|
5,135
|
2,266
|
0,006
|
0,9996
|
0,985
|
0,313
|
0,022
|
0,883
|
0,292
|
0,288
|
13
|
1,25
|
5,582
|
2,363
|
0,004
|
0,9997
|
0,990
|
0,320
|
0,016
|
0,915
|
0,269
|
14
|
1,35
|
6,028
|
2,455
|
0,002
|
0,9998
|
0,993
|
0,325
|
0,011
|
0,940
|
0,249
|
0,247
|
15
|
1,45
|
6,475
|
2,545
|
0,002
|
1,0000
|
0,996
|
0,328
|
0,008
|
0,957
|
0,232
|
0,231
|
Рисунок 2. Зависимость доли нефти и коэффициента охвата от безразмерного
времени
6.1 Расчет первого этапа разработки
Расчет разработки первого этапа продолжается до тех пор, пока доля нефти
в добываемой продукции первого ряда не станет меньше 0,03; обводнённость
продукции при этом достигнет 97%. После этого первый ряд отключается и
переводится под нагнетательный. Процесс разработки переходит на второй этап.
Расчет первого этапа по каждому ряду приведен в таблицах 15-17. Дополнительно
вводится условие ввода месторождения в разработку - все скважины включаются в
работу постепенно равномерно и за 4 года.
.2 Расчет второго этапа разработки
Расчет аналогичен расчету первого этапа, только при этом нет первого ряда
и разработка ведется до тех пор, пока обводнённость продукции второго ряда не
достигнет 97%. После этого второй ряд тоже отключается и переводится под
нагнетание, наступает третий этап разработки. Расчет по работающим второму и
третьему рядам приведен в таблицах 18 и 19.
6.3 Расчет третьего этапа разработки
Этот этап самый большой по продолжительности и характеризуется тем, что
работает только один третий ряд. При достижении обводненности продукции этого
ряда 97%, разработка залежи заканчивается. Расчет приведен в таблице 20.
По окончанию разработки гипотетической залежи основные суммарные
показатели разработки представлены в сводной таблице 21.
По результатам сводной таблицы 21 строим графики изменения основных
показателей разработки во времени (рисунки 3-6).
Выводы
нефтяной месторождение керн пласт
В данной работе я провёл расчёт показателей разработки гипотетической
залежи и получил следующие результаты.
Срок разработки составил 20 лет при конечной обводнённости продукции 97%.
Конечный коэффициент нефтеотдачи составил 31,67%. За это время было добыто
жидкости - 33893032,003 м3 , воды - 23405293,538 м3,
нефти - 10487718,465 м3. Получили водонефтяной фактор равный 2,232 м3/м3.
Методика расчёта процесса обводнения БашНИПИнефть, которая была использована
при составлении данного проекта, обладает, как достоинствами так и
недостатками.
Достоинства и недостатки методики расчета процесса обводнения
БашНИПИнефть
Достоинства:
. Учитывает неоднородность пластов и распределение проницаемости в объеме
пласта.
. Дает достаточно хорошую сходимость с фактическими показателями
разработки.
Недостатки:
. Применяется расчетная модель пласта (в природе таких моделей не
существует).
. В расчетах мы принимаем, что граница раздела фаз нефть-вода носит
вертикальный характер. Обычно же она лежит на горизонтальной плоскости.
. Не в полной мере учитывает макро-неоднородность пласта.
. Вытеснение принято поршневым (на самом деле это не так, нефть из
поровых каналов вытесняется не сразу и полностью, а постепенно).
Список использованной литературы
1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.:
Недра, 1986.
2. Кабиров М.М. Теоретические основы и проектирование
разработки нефтяных месторождений. - Уфа: 1985.