Разработка пластов и интенсификация

Начальные геологические запасы нефти в поверхностных условиях, подсчитанные объёмным методом, в миллионах баррелей.

Начальные геологические запасы свободного газа, подсчитанные объёмным методом, в миллионах стандартных кубических футов.

Начальные геологические запасы газа, растворённого в нефти, подсчитанные объёмным методом, в миллионах стандартных кубических футов.

Начальные геологические запасы нефти по формуле объёмного метода, принятой при подсчёте запасов для ГКЗ: площадь нефтеносности, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, пересчётный коэффициент и плотность нефти. Результат — в тысячах тонн и в тысячах кубометров на поверхности, с запасами растворённого газа.

КИН как произведение коэффициентов вытеснения, охвата и заводнения; коэффициент вытеснения — по начальной и остаточной нефтенасыщенности из опытов на керне. Извлекаемые запасы — доля геологических.

Расход жидкости при линейной фильтрации по закону Дарси, в баррелях в сутки.

Дебит скважины при плоскорадиальном притоке жидкости по закону Дарси, в баррелях в сутки.

Дебит скважины при плоскорадиальном притоке по закону Дарси с учётом объёмного коэффициента нефти, в кубических метрах в сутки.

Теоретический коэффициент продуктивности вертикальной скважины в ограниченной области дренирования (круг, квадрат, прямоугольник) по проницаемости, толщине, свойствам нефти и скин-фактору, для сравнения — без скина. Радиус контура питания — по площади, приходящейся на скважину.

Коэффициент продуктивности горизонтальной скважины при установившемся притоке по формуле Джоши с учётом анизотропии проницаемости и сравнение с вертикальной скважиной в той же области дренирования.

Вязкость дегазированной нефти в стандартных условиях по её плотности, для нефти плотностью от 0,845 до 0,924 г/см³, в мПа·с.

Вязкость дегазированной нефти в стандартных условиях по её плотности, для нефти плотностью от 0,78 до 0,845 г/см³, в мПа·с.

Вязкость дегазированной нефти при заданной температуре по лабораторной вязкости и коэффициенту a, в мПа·с. Коэффициент c выбирается по вязкости: 10 при μ > 1000, 100 при 10 ≤ μ ≤ 1000, 1000 при μ < 10.

Коэффициент a для пересчёта вязкости дегазированной нефти на другую температуру. Коэффициенты b и c выбираются по вязкости: b = 0,00252 и c = 10 при μ > 1000; b = 0,00144 и c = 100 при 10 ≤ μ ≤ 1000; b = 0,00076 и c = 1000 при μ < 10.

Вязкость газонасыщенной нефти в пластовых условиях по вязкости дегазированной нефти и корреляционным коэффициентам A и B, в мПа·с.

Коэффициенты A и B для расчёта вязкости газонасыщенной нефти по газосодержанию при 15 °C и атмосферном давлении.

Пересчёт газосодержания нефти со стандартных условий на 15 °C и атмосферное давление, в м³/м³.

Коэффициент термического расширения дегазированной нефти по её относительной плотности.

Объёмный коэффициент нефти по газосодержанию, для газосодержания до 400 м³/м³.

Объёмный коэффициент нефти по газосодержанию, для газосодержания более 400 м³/м³.

Молекулярная масса газа по его компонентному составу (в %) и плотность газа при нормальных (0 °C) и стандартных (20 °C) условиях.

Пересчёт давления насыщения нефти газом с пластовой температуры на другую температуру, в МПа.

Пересчёт газосодержания пластовой нефти из м³/м³ в м³/т при нормальных условиях (0 °C).

Плотность газонасыщенной нефти по плотностям нефти и газа, газосодержанию и объёмному коэффициенту нефти, в кг/м³.

Общая сжимаемость системы «порода — флюиды» по насыщенностям и сжимаемостям нефти, воды, газа и пор, и упругоёмкость пласта φ·c_t — исходные данные для интерпретации ГДИС, радиуса исследования и пьезопроводности.

Давление гидроразрыва пласта по методу Итона: минимальное горизонтальное напряжение из горного и пластового давлений через коэффициент Пуассона. Градиент — в кПа/м или в эквивалентной плотности.

Ожидаемое давление на устье при закачке: забойное давление обработки минус гидростатика столба плюс потери на трение в трубах и в перфорации, и гидравлическая мощность насосного парка.

Перепад давления при течении жидкости через перфорационные отверстия: для ГРП по методу ограниченного входа и для оценки числа открытых отверстий по ступенчатому снижению расхода.

Масса проппанта, объём и плотность смеси (пульпы) на стадию ГРП по объёму чистой жидкости и концентрации проппанта в килограммах на кубометр жидкости (в ppa — фунтах на галлон).

Безразмерная проводимость трещины F_CD, эквивалентный скин-фактор и эффективный радиус скважины после ГРП по графику Cinco-Ley и Samaniego, кратность роста продуктивности при псевдоустановившемся притоке.

Сколько кальцита или доломита растворяет кубометр кислоты: гравиметрическая (β) и объёмная (X) растворяющая способность по стехиометрии реакции, масса растворённой породы и объём выделяющегося CO₂.

Объём кислоты, чтобы заполнить поры и растворить карбонатные минералы в кольцевой зоне вокруг скважины до заданного радиуса: всего и на метр толщины. Типичный расчёт — солянокислотная предпромывка перед глинокислотной обработкой песчаника.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях: закачанная вода против отобранных нефти, воды и свободного газа, и закачка, нужная для 100 % компенсации.

Соотношение подвижностей воды и нефти по концевым точкам ОФП и доля воды в потоке при заданной водонасыщенности по модели Кори: устойчивость фронта вытеснения и обводнённость продукции.