Cтраница 3
Коэффициент нефтеотдачи т ] залежи, разработка которой завершена, вычисляют по формуле (1.1), а возможный коэффициент использования запасов по длительно разрабатываемым залежам находят по той же формуле, но с учетом остаточных извлекаемых запасов. [31]
Коэффициент нефтеотдачи при использовании метода в зависимости от качества нефти, коллекторских свойств залежи и коэффициента охвата пласта фронтом горения колеблется в пределах 51 - 80 % от объема нефти, содержавшейся в пласте до начала процесса. Промысловые опыты показывают, что значительное количество нефти извлекается также из той части разрабатываемого пласта, которая не охвачена непосредственно фронтом горения. Тепло от фронта горения посредством теплопроводности передается соседним участкам, нагревает их и вовлекает таким образом в разработку. [32]
Коэффициент нефтеотдачи во втором варианте больше, чем в первом по причине постепенного смещения оторочки в газонасыщенную зону пласта, что несколько затрудняет прорыв газа в скважину. Однако такое смещение оторочки вызывает расформирование запасов нефти, что и предопределяет прогрессирующее обводнение добываемой продукции и снижение конечного КИН. [33]
Коэффициент нефтеотдачи определяется как отношение суммарного отбора нефти к ее геологическим запасам. [34]
Коэффициент нефтеотдачи вводится независимо и выражается остаточным нефтенасыще-нием, предполагаемым для продуктивной площади, затопленной водой. Применение зависимости проницаемость - насыщение для продуктивного пласта показывает, очевидно, остаточное нефтенасыщение, когда водонефтяной фактор достигает запроектированной величины ко времени прекращения эксплуатации, но этот прием имеет сомнительное значение; он относится только к одновременному течению подвижных нефти и воды. Однако процесс микроскопического выталкивания нефти из увлажненных песков водой над водонефтяными переходными зонами осуществляется, по всей вероятности, продвижением фронта нефть - вода, за которым нефтенасыщение практически немедленно снижается до состояния исчезающей проницаемости и прерывного распределения. Именно это остаточное нефтенасыщение, определяемое микрогеометрией и капиллярными свойствами породы и жидкостей, является критерием местной суммарной нефтеотдачи. Общий отбор жидкости из пласта дает это значение, уменьшенное вследствие неполной отмывки породы, в момент забрасывания пласта. Оно связано с геометрическим вытеснением нефти и разной степенью обводнения различных участков пласта, вызванного слоистостью проницаемости коллектора и его неоднородностью. [35]
Коэффициент нефтеотдачи показывает, какую ча-сть от общих запасов нефти можно извлечь из кедр при существующих методах эксплуатации. Коэффициент нефтеотдачи зависит от геологических особенностей залежей и режимов их работы. [36]
Коэффициент нефтеотдачи при газоиалорном режиме значительно ниже, чем при водонапорном. Из залежи извлекается только 40 - 60 % общего запаса нефти. [37]
Коэффициент нефтеотдачи представляет собой долю извлекаемых запасов от геологических. Запасы нефти после заводнения в пласте остаются в виде рассеянной нефти в зонах или в прослоях, где прошла закачиваемая вода, и в виде не заводненных целиков и прослоев. [38]
Коэффициент нефтеотдачи пласта по разности между начальной и остаточной нефтенасыщенностью пород обычно оценивается в отдельных скважинах. Начальная нефтенасыщенность пласта определяется до его заводнения по данным промыслово-геофизическйх исследований или по количеству связанной воды в кернах, отобранных из пласта при бурении скважин на битумных и инвертных растворах ( см. § 3 гл. [39]
Коэффициент тенушег нефтеотдачи характеризует дашь мини-лмьивк предел воеираной коненног нефтеотдачи. Разработка ана-ливнруемнх местороаденич продол1вется, и по наадоиу из них бу - Л % 1 добыто то иди иное количество нефти. [40]
Коэффициент нефтеотдачи пласта возрастает с увеличением SM, так как количество сгоревшей нефти совершенно не зависит от данного параметра, являющегося показателем начальной нефтенасыщенности. [41]
Коэффициент нефтеотдачи пластов определяется по величине коэффициента конечного нефтевытеснения с учетом коэффициента охвата зависящего от системы разработки месторождения. [42]
Коэффициент нефтеотдачи пласта Д II Туймазинского месторождения / / РНТС / Нефтепромысловое дело. [43]
Коэффициент нефтеотдачи залежи при заводнении представляет собой произведение коэффициента охвата залежи заводнением и коэффициента вытеснения нефти водой из заводненных зон залежи. Примерно в таких же пределах изменяется и коэффициент вытеснения нефти водой [6], который является главным образом функцией неоднородности внутренней структуры пористой среды. На любой стадии разработки залежи заводненными оказываются зоны ( макропотоки) пласта с наибольшей проницаемостью или наименьшим фильтрационным сопротивлением и более крупные поровые каналы. Текущие же запасы нефти остаются сосредоточенными в менее проницаемых слоях ( макропотоках) и наиболее мелких поровых каналах в заводненных зонах. [44]
Коэффициент нефтеотдачи пласта возрастает с увеличением Shi, так как количество сгоревшей нефти совершенно не зависит от данного параметра, являющегося показателем начальной нефтенасыщенности. [45]