Классификация коллекторов по добывным параметрам

Конечная цель геофизических работ на этапе разведки- создание цифровой модели месторождения как основы его гидродинамической модели и проектирования добычи. (Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39 0-47-06. Москва, Минтопэнерго, 2000г) Для проектирования добычи и управления процессом разработки необходима количественная оценка добывных характеристик коллекторов и залежи в целом.

Функции, характеризующие породу, как объек разработки (паспортные данные породы –коллектора) 1. Коллекторские свойства: пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность. 2. Нефтенасыщенность . 3. Фазовые проницаемости по воде и УВ. 4. Функция обводнения притока в зависимости от содержания воды в коллекторе и ее параметры:  -  наклон линейного участка, характеризующий скорость продвижения фронта вытесняющих вод; -   Кноф – остаточная нефтенасыщенность после прохождения фронта вытеснения; -   коэффициент вытеснения нефти после прохождения фронта вытеснения.; -    критической водонасыщенность , с которой начинается обводнение притока и ее зависимость от содержания воды в коллекторе. - водонасыщенность, при которой уже не формируется фронт вытеснения нефти водой

Для проектирования добычи и рациональной разработки залежей нефти и газа необходимо также знать: - положение ВНК или ГЖК в зависимости от коллекторских свойств пласта; -   профиль нефтеотдачи пласта; - профиль скорости продвижения фронта вытес- нения; -   характеристики пород- нефтеупоров и водоупоров; - уметь осреднять гидродинамические характерис-тики неоднородного пласта и др.

Класификация А.А. Ханина

В настоящее время для терригенных коллекторов наиболее часто применяется классификация А.А. Ханина [ ], которая делит породы –коллекторы на 6 классов по абсолютной проницаемости. Остальные признаки рассматриваются как сопутствующие:

1 класс - проницаемость Кпр > 1000 млд (10-12 фм2); 2 класс - проницаемость 500 млд < Кпр < 1000 млд; 3 класс - проницаемость 100 млд < Кпр < 500 млд; 4 класс - проницаемость 10 млд < Кпр < 100 млд; 5 класс - проницаемость 1млд < Кпр < 10 млд; 6 класс - проницаемость 0,1 млд < Кпр < 1,0 млд. Породы с абсолютной межзерновой проницаемостью по газу

меньше 0,1млд отнесены к неколлекторам, т. е. к таким, в которых нефть, если и присутствует, то не может быть извлечена

Подвижность воды и размеры поровых каналов

интересны следующие размеры эффективных поровых каналов:

- меньше 0,3мкм - 0,1мкм (заведомо неподвижная связанная вода);

- меньше 0,6-0,7 мкм ( а, возможно, меньше 1мкм), отвечающие объему воды адсорбции и капиллярно удержанной большими капиллярными давлениями.

Систематизация гидрофильных пород по размерам поровых каналов практически равносильна делению их по подвижности воды в поровом пространстве

Представляется наиболее вероятным усовершенствовать классификацию пород, используя кривые капиллярного давления

Капиллярные кривые, полученные в системе «ртуть-воздух» с отрабатываются в пределах давлений, обеспечивающих исследование поровых каналов с размерами 300-0,003мкм, т.е. охватывающих весь диапазон проявления капиллярных явлений.

В гидрофильных породах остаточная водонасыщенность обусловлена присутствием воды в поровых каналах, размер которых меньше некоторого значения, где капиллярные силы так велики, что движение воды под действием гравитационных сил и реально существующих перепадов пластового давления невозможно.

Рк(Кн)

0.1

1

10

1.00 10.00 100.00Кн,%

Кпр=120.9мД

Кпр=59.1мД

Кпр=24.3мД

,Кпр=10.1мД

Кпр=5.2мД

,Кпр=2.8мД

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 Dn,мкм

Объем

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 Dn,мкм

Объем

0 0,002 0,004 0,006 0,008

0,01 0,012 0,014

0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 Dn,мкм

Объем

Спектры поровых каналов глинистых пород верхне-вартовской

подсвиты Северо-Ореховской площади

Название пор Размер пор

Генетическаяпринадлежнос

ть пор

Движение воды вгрунте

Макропоры > 1мм межгранулярные, выщелачивания

Свободное движение гравитационной воды, капиллярное поднятие отсутствует

Мезопоры 1-0,01мм межгранулярные, межагрегатные,

межкристалли

ческие

Движение гравитационной воды происходит при наличии градиента давления; капиллярное поднятие происходит быстро и на небольшую высоту

Микропоры 10-0,1мкм внутриагрегатные,внутригранулярные,

частично межагрегатные

Капиллярное поднятие воды на большую высоту; медленное движение гравитационной воды происходит только при больших градиентах давления

Ультракапилляры

<0,1мкм внутриагрегатные,внутригранулярные

Передвижение гравитационной и капиллярной воды отсутствует, поры заполнены связанной водой

Размеры пор в грунтах

Характерные точки

на капиллярных кривых

Рк

0,01

0,1

1

10

1 10 100

Кн,%

Рк/7

, ат

Р0, К0

Рк(Кн)

0,01

0,1

1

10

100

1 10 100 Кн,%

100 10 1 Кв,%

начало основногофильтрующего кластера

Квкр

конец основногофильтрующего

кластера

Кво на подошве зоны остаточной

воды

Капиллярная кривая образца 192-99 из пласта Ю1 Крапивинского месторождения

Кп=0,191, Кпр=265млд, Мd пор=10,5332мкм

Характерные точкина капиллярных кривых

0,01 0,1 1без смещ

Крапивинское,№192 Кп=0,191,Кпр=265млд

0,01

0,1

1

10

100

0,01 0,1 1

Крапивинское,№184Кп=0,179; Кпр=180

0,01

0,1

1

10

100

0,01 0,1 1

Крапивинское,№171 Кп=0,177 Кпр=34,8млд

0,01

0,1

1

10

100

0,01 0,1 1

Крапивинское №232 Кп=0,145; Кпр=1,1млд

0,01

0,1

1

10

100

0,01 1

Крапивинское,№475Кп=0,145; Кпр=0,7млд

0,01

0,1

1

10

100

1000

1 10 100

Кн, %

Р, атм

Спектр поровых каналов

00,0020,0040,0060,008

0,010,0120,0140,016

40

,79

28

,04

21

,40

16

,63

10

,58

4,9

0

1,5

0

0,8

1

0,5

5

0,4

3

0,3

1

0,2

1

0,1

5

0,0

8

0,0

3

0,0

2

0,0

1

dпор,мкм

Кривая Рк(Кн) капиллярного экрана, алевролит с глинистым и.карбонатным цементом

КРАПИВИНСКОЕ, ПЛАСТ Ю!

Кпр МелкопоровыйКп мД Мdпор

мкм dп Кн dп Кн dп Кн dп Кн dп Кн dп Кн dп Кн0,179 181 8,7 21,7 8,9 11,4 43,2 5,99 56,1 1,81 67,5 0,79 77,7 0,29 86,3 0,099 93,80,194 292 6,55 23,3 7,1 11,9 37,9 5,9 51,3 1,81 65 0,88 74,7 0,29 84,7 0,1 93,40,193 330 10,09 26,3 8,5 14 41 6 60,9 1,82 72,8 0,92 80 0,28 89,7 0,114 94,90,191 266 10,5 29,2 4,7 12,5 47,9 5,7 60,8 1,82 72 0,9 79,1 0,28 88,6 0,114 950,167 117 33,4 5,4 11,4 39,5 6,1 56,9 1,82 69 0,83 77,6 0,29 86,6 0,096 940,165 151 34,7 10,3 17,7 35,7 6,3 63,1 1,82 72,3 0,79 79,4 0,3 86,8 0,097 94,40,2 175 30,5 4,6 12,3 32,3 5,55 49,7 1,82 66 0,98 75,2 0,3 86,9 0,11 94,2

0,177 34,8 3,27 17,2 9,7 6,98 37,2 1,99 55,8 0,81 61,2 0,29 80,1 0,102 91,20,191 67 3,22 19,9 6 8,95 31,5 4,7 43,6 1,69 59 0,84 69,5 0,29 81,6 0,106 910,158 43,8 1,63 9,93 12 5,2 26 1,73 46,8 0,81 60,1 0,29 74,3 0,106 85,60,177 35,2 2,245 11 7,4 5,34 31,9 1,81 51,5 0,84 62,9 0,28 77,1 0,106 88,40,197 67,4 3,99 13,7 5,9 6,1 38,1 1,72 61,1 0,82 72,2 0,3 83,7 0,109 91,80,141 42,4 2,57 14,7 10 5,48 33 1,92 51,97 0,81 66,7 0,33 78 0,104 89,30,195 65,10,179 32,5 1,959 10,7 6,2 5,3 31,3 1,68 51,8 0,84 61,2 0,29 75,6 0,105 87,20,153 10,1 1,37 9 11,1 5,2 21,2 1,66 44,6 0,86 57 0,29 73,8 0,111 85,40,134 7 1,9 10,8 9,4 5,3 39,4 2,07 56,3 0,85 60 0,29 81 0,116 89,50,167 10,9 1,88 10,5 9,1 5,1 30,3 1,66 51,2 0,86 61,6 0,28 76,8 0,108 88,90,164 14 1,14 6,4 5,1 4,7 15 1,94 39,7 0,83 55,3 0,29 72,5 0,108 85,70,132 3,5 1,36 14,4 4,9 1,87 37,9 0,87 53 0,31 76,5 0,108 88,40,133 1,7 0,654 2,38 10,1 1,26 28,1 0,82 43,5 0,31 65,2 0,109 82,30,148 2,8 0,919 3,1 12,5 1,87 30,2 0,9 48 0,3 68,1 0,107 82,30,137 2,6 0,92 2,6 10,7 1,53 32,5 0,84 50,4 0,31 69,7 0,11 83,30,145 1,1 0,648 1,95 10,1 0,94 37,6 0,31 61,9 0,11 780,155 1 0,639 1,68 5,8 0,86 34,3 0,32 61,8 0,19 790,12 0,5 0,3 1,1 4 0,6 38,9 0,3 49,8 0,11 71,30,127 0,6 0,273 1 5 0,51 31,4 0,29 48 0,11 69,40,145 0,7 0,313 1,57 9 0,86 37,9 0,32 63,7 0,11 81

4-5.

3

2а

1

2

Крупнопоровые кластеры (начала) Начала кластеров неподвижной водыГр1 2 3 (начало) капиллярной - адсорбционной

Обобщенные кривые капиллярного давления. Пласт Ю1 Крапивикской

площади

Классификация коллекторов Потанай-Картопьинского участка по структуре порового пространства и подвижности пластовой воды. Таблица 8

Кп,%

Кпр поводе,млд

Кпр по

воздуху,

млд

Кв фазовогоперехода

Рк/7,атмфазового перехода

dn<0, 6мкм

dn<0,3мкм

dn<0,1мкм

26721 25,8 1359,9 1655,7 52 10 26 50 18 65 6 80 1,8 87 13 1 9 6 226702 24 1355,5 1650,3 41 10 22,7 54 12,9 70 6 78 1,8 87 11 1 7 4 226701 24,3 1144,5 1394,5 36,3 9 22,7 53 14 70 6 80 1,8 87 12 1 7 4 1266708 24,6 1022,1 1246,1 36,3 9 21,4 53 13 67 5,5 76 1,8 85 11 1,8 8 5 2

Средние: 24,7 1220,5 1486,7 52,5 6 1225198 19,8 359,6 443 45,4 9 24,2 42 7,6 70 1,8 84 12 2 10 7 5

26471 24,8 443,1 544,2 30,3 8 17 41 7,6 60 1,8 75 17 2 12 8 4

26699 21 418,3 514,2 30,3 11 18 45 13 55 7,6 65 1,8 80 15 2 13 7 326725 20,96 370,2 455,9 30,3 10 15,1 50 7,6 65 1,8 80 15 2 15 10 5

26684 21,5 355,0 437,5 24,2 9 14,5 42 7,6 65 1,8 80 15 2 11 7 326477 23,2 318,8 393,6 22,7 9 12,1 55 6,5 70 1,8 82 17 1 10 6 3

26688 22,1 290,3 359 21,4 10 12,1 52 5,3 65 1,8 77 17 2 16 8 2

26476 23 278,9 345,2 20,2 7 12,1 50 7,5 63 1,8 80 16,5 1,5 10 6 1

25199 21,8 208,8 260,2 18 10 12,1 47 5,3 64 1,8 73 18 2,4 20 13 7Средние: 21,6 318,1 392,8 16,2

26442 18,2 138,5 175 27,8 10 14,5 41 7,6 56 1,8 75 15 2,4 13 7 326504 16,46 129,8 164,4 30,3 9 12,1 44 7 58 1,8 72 20 2 19 12 6

26498 17,7 121,3 154,2 26 11 13 43 6 56 1,8 71 19 2,4 18 12 726456 18,5 101,8 130,5 30,3 8 13 38 7,6 50 1,8 70 22 2 19 12 6

23 19,5 202,0 252 20 10 10 40 5,3 58 1,8 68 24 2,4 24 17 929763 23 148,4 187 18 12 10 41 5,3 54 1,8 66 22 2,5 19 14 629759 19,8 142,4 179,7 30,3 9 12,1 40 6 51 1,8 70 15 2,4 15 10 626687 21,7 110,2 140,7 18 11 10 40 5,5 53 1,8 70 23 2,4 20 12 529778 23 103,0 132 22,7 9 10 39 5,5 50 1,8 63 25 2,4 23 17 7

40 19,2 83,8 108,7 30 7 10 29 3,6 51 1,8 62 25 2,4 25 17 9Средние: 19,9 127,0 161,1 21,7 27

26469 20,8 64,0 83,9 18 9 8,4 34 4,1 46 1,8 60 29 2,4 27 17 920 20,9 58,8 77,2 15,8 9 7,6 41 3,6 52 1,8 62 29 2,4 27 20 939 17,5 22,2 30,2 26 7 10,7 31 5,5 43 1,8 60 28 2,4 27 20 11

26664 15,5 32,6 43,55 30,3 9 5,34 43 1,8 60 26 3 26 16 726690 20,1 43,8 57,9 20,2 6 7,8 33 1,8 55 30 2,7 30 18 9

35 15,5 54,1 71,2 22,7 8 5,5 36 1,8 55 30 2,4 27 20 10Средние: 18,4 45,9 60,6 28,7

14 18,9 22,4 30,5 12,5 11 5,9 34 1,8 50 40 2,4 38 27 1326558 19,5 18,6 25,59 13 9 6,7 35 1,8 54 36 2,4 38 24 1229766 18,4 17,8 24,6 18 9 4 30 1,8 44 36 2,5 35 27 1326542 20,6 15,1 21,1 10 5 5,34 32 1,8 50 36 2,4 36 26 1226539 19,7 4,4 7,36 9 8 3 38 1,8 48 34 2,4 30 15 0

Средние: 19,42 15,7 21,83 36,426734 4,6 7,53 9 7 3,3 32 1,8 45 43 2,4 40 30 1526599 19,6 6,3 9,82 9 6 1,8 43 41 3 40 29 15

12 16 3,4 6,1 9 12 1,8 46 43 2,2 39 29 1513 17,95 4,7 7,66 9 7 3,1 27 1,8 43 45 2,4 45 32 18

27045 16,5 2,9 5,36 6 8 1,5 50 40 1,7 25 10 0Средние: 17,5 4,4 7,294 42,4

26551 17 3,1 5,62 6 8 1,8 35 47 3 45 35 3026593 16 1,0 2,9 3,6 14 1,8 34 47 2,4 46 30 1826449 18,1 2,1 4,37 6 7 1,8 30 50 2,2 45 28 18

21 15,3 0,5 2,3 3,3 20 1,5 35 50 2,1 46 30 1826573 15,4 0,5 2,26 3,6 11 1,8 30 50 2,1 46 35 20

Средние: 16,4 1,4 3,49 48,826774 12,2 0,5 2,32 3 16 1,5 31 55 3 50 25 1726510 12,7 0,6 2,49 3,3 6 1,8 25 58 3,2 60 41 2026769 13,6 0,1 1,78 2,6 9 1,8 13 60 2,7 65 38 18

Средние: 12,8 0,4 2,2 57,725203 11,9 0,0 1,48 2,3 8 1,8 10 73 2,5 70 55 2926435 18,2 0,0 1,34 1,8 4 72 2,4 73 50 15

30 13 0,0 0,91 1,45 16 65 2,7 65 52 3529752 15,8 0,0 0,89 3,4 4 1,8 10 67 2,4 64 47 30

31 12,3 0,0 0,71 3,6 10 1,8 16 62 2,8 62 50 36

1 кластер

dпор Кн %

2 кластер

dпор Кн %

3 кластер

dпор Кн %

4кластер

dпор Кн%

Объем кластеров неподвижной воды,%№

обр.

Физическине свойства Начала крупнопоровых кластеров

Началомелкопоровых

кластеровdпор Кн %

супер-коллек

23,40,95 23,8 1486 2,27 12,7 11,4

111,5 0,924 20,8 295 2,315 16,7 18,3

2 4.4 0,838 18,3 50,7 2,35 20,9 31,5

3 1,74 0,719 18,0 11,4 2,37 23,0 42,7

4 0,840,595

15,53,23

2,40 26,7 53,3

5 0,37 0,480 13,6 1,06 2,436 26,2 66,3

6 0,26 0,283 10,9 0,93 2,51 33,1 72,3

Кпр,млд

Пл,г/см3

РпКвоц,

%

Группаколлек

тора

Мдпор,мкм

аПСКп,%

Осредненные кривые капиллярного давления. Пласт Ю1 Потанай-Картопьинский участок

0,01

0,1

1

10

0,01 0,1 1

суперколлектор

1а

1б

3

4

5

2

3а

Семейство кривых капиллярного давления коллекторов1группы, Кпр=500-130млд

0,01

0,1

1

10

100

0,01 0,1 1 Кн

Рк/7,ат

23 25198 25199 26442 26456 26471 26476 26477 26498 26504 26684 26687 26688 26699 26725 26759 29763 29778

Осреднение капиллярных кривых по проницаемости. Пласт Ю1 Потанай- Картопьинскаяплощадь

Кв при Рк=const=f(Кпр)

0.000

0.200

0.400

0.600

0.800

1.000

0.300 0.600 0.900 1.200 1.500 1.800 2.100 2.400 2.700 3.000 3.300lg Кпр

Уравнения для расчета капиллярных кривых

Рк/5,ат R

0.109 Кв = 0.0395LgКпр3 - 0.121lgКпр2 + 0.095lgКпр + 0.0408 0.956

0.136 Кв = 0.0879LgКпр2 - 0.1399LgКпр + 0.0632 0.911

0.272 Кв = 0.0465LgКпр3 - 0.1253LgКпр2 + 0.0936xLgКпр + 0.0461 0.946

0.544 Кв = 0.026LgКпр2 + 0.1632LgКпр + 0.0783 0.977

1.02 Кв = -0.0013xLgКпр2 + 0.2436LgКпр + 0.1114 0.984

2.04 Кв = 0.0033LgКпр3 - 0.0428xLgКпр2 + 0.3237LgКпр + 0.2002 0.977

4.08 Кв= -0.0012LgКпр3 - 0.0219LgКпр2 + 0.2662xLgКпр + 0.3453 0.963

6.8 Кв = -0.0286LgКпр2 + 0.2514LgКпр + 0.4418 0.959

10.88 Кв = -0.0278LgКпр2 + 0.2195LgКпр + 0.5492 0.955

20.4 Кв = -0.0222LgКПр2 + 0.1558LgКпр + 0.7064 0.905

Уравнение Кв =а (LgКпр) при Рк=const

Кривая Рк(Кв), восстановлення по проницаемости

Рк(Кв)

0.1

1

10

100

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1Кв

восстановленная для Кпр=130млд измеренная

0,01

0,1

1

10

100

10 100

Группа Кп, Кпр, Мdп, % мД мкм__________________________I 19,9 270 9,946 II 18,0 37 4.691 IIa 18,1 12 2,713III 17,7 9 1,517IV 14,9 1,6 1,01V 12,2 0,3 0.371

Квкр

зона предельного насыщения

кровля переходной зоны

I

II

V

IV

IIa

III

вод

а

Квс=Квоmin

Кво5-6

КвоmaxКвоц

Для всех групп коллекторов Квоmax = 99.8 - 78.62сп r=0.994,a=2.67, в=2.109 основное уравнение

Кп = 5.801 + 13.55сп r>0.95

Кгл = 19.35 - 17.28сп r=0.947,a=1.76, в=1.45

lgМdп = - 2.046 + 3.08сп r=0.98

lgКпр = 0.308+1.765*lgMdp r=0.99

Границы групп коллекторовПараметры групп I II и IIa III IV V

Квоmax, % 20-27 28-35 36-43 44-51 52-65сп 1.0-0.93 0.92-0.82 0.81-0.72 0.71-0.62 0.6-0.43Мdп,мкм по выборке 13.7-7.05 5.67-2.9 2.5-1.2 1.13-0.70 0.39-0.32по сп 10.8-7.07 6.1-3.2 2.8-1.48 1.4-0.73 0.63-0.2

по Квоmax 14.8-6.4 5.6-2.6 2.16-1.08 1.16-0.81 0.7-0.33Кп, % по выборке 21-18 20-15 20-15 15.5-14.0 15.6-10.6Vp,м/с по выборке 3610-3800 3700-4170 3700-4170 4120-4260Кпр, мД по выборке 390-86 99-15 17-2.0 2.2-1.8 0.4-0.2по сп 272-53 50-8.0 9.0-4.0 3.8-1.6 1-0.2

сп>0.5 Кп=59.25-10.58(1000/tак) r=0.966, a=1.19в=4.37 сп<0.5 Кп=45.1-8.14(1000/tак) Кп=59.1-10.55Vp r=0.948, a=1.295, в=5.294

Кп=44.96-8.09Vp

Квоmax<40% lgМdп=2.213-0.0522Квоmax r=0.964, a=0.003, в=0.0978 Квоmax>40% lgМdп=1.1948-0.0257Квоmax

r=0.967, a=0.00в=0.1363сп>0.75 lgКпр = 6.485aсп - 4.237 r=0.981, a=0.325, в=0.2672сп<0.74 lgКпр = 4.1573aсп - 2.4716

r=0.99

Кпд = 15.8 - 0.27Квоmax r=0.99 lgРп* = 3.4030 - 1.6129lgКп

lgКв* = 2.01 - 0.671lgРп lgКв* = 2.02 - 0.813lgРп lgКв* = 2.01 - 0.847lgРп

Петрофизические уравнения, рекомендуемые для количественной интерпретации материалов ГИС,Северо-Ореховское месторождение, пласт Ю 1-1

Исходные данные ГИС: сп, t ак , п инд

Квкр = 11.33*(Квоmax)0.4339 r=0.984

Кп=0,179 Кпр(газ)=26млд Кво=0,35 Кно=0,3 Кно фр=0,38 (Кв кр)2=0,485

Квыт=(1-0,35-0,38)/(1-0,35) =0,413

fв= f(Кв)

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

11,1

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

Кв

Кноф=0,38

(Кв кр)2=0,485

Графический метод определения остаточной нефтена-

сыщенности Кноф и коэффициента вытеснения Квытф по-сле прохождения фронта вытеснения, а также водонасыщен-ности, при которой не формируется фронт вытеснения (Квкр)2, (по Пирсону).

Исследование капиллярных кривых открывает новые возможность оценки

продуктивности пород-коллекторов. - рассчитать размеры эффективных поровых каналов

и определить тип коллектора: крупнопоровый, средне- или мелкопоровый, разные в процессе разработки;

- определить давление вытеснения, необходимое для выделения капиллярных экранов (нефтеупоров, водоупоров) в разрезе;

- рассчитать проницаемость по флюиду, инертному к твердой фазе породы (например, по газу) и относительные проницаемости по не смешивающимися флюидам;

- определить остаточную водонасыщенность Кво;

Для фронтального вытеснения нефти рассчитать функцию Лаверетта fв(Кв) - критическую водонасыщенность, с которой

начинается обводнение продукции и завершается наиболее выгодный режим эксплуатации пласта. Глубина, на которой отмечена, критическая водонасыщенность или условный ВНК (водонефтяной контакт) делит залежь на чисто нефтяную и водонефтяную с разрезе и по площади;

- остаточную нефтенасыщенность после прохождения фронта вытесняющих вод Кноф и коэффициент нефтеотдачи пласта на момент завершения экономически выгодного этапа разработки: Котд= (Кнн-Кноф)/Кнн, где Кнн - коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта и др.

Зоны нефтенсыщения

Кн=1-Квс=1-Квоmin Квоmin

Кн=1-Квоmax

УсловныйВНК

Вода + нефть

Кн=Кно

Вода + пленка нефти

Водонасыщенная часть пласта

Кн=0 Кв=100%

Зона

Остаточной воды

Остаточной нефти

Предельной нефтенасыщенности

ВНК

Квоmax

Переходная

Приток

нефть