Текущий коэффициент - нефтеотдача
Cтраница 1
Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0 45 для первой, 0 32 для второй и третьей групп, т.е. эти участки пластов практически выработаны до проектных значений нефтеотдачи. [1]
Текущий коэффициент нефтеотдачи представляет отношение количества нефти, добытой на определенную дату, к балансовым запасам в долях единицы. [2]
Наибольшими текущими коэффициентами нефтеотдачи характеризуются залежи пластов ДП Константиновского ( 0 47), Д1 Серафимовского ( 0 42), Д1 Туй-мазинского ( 0 41) и Д1 Константиновского месторождений, разрабатываемых от 19 до 26 лет. Относительно высоким значением коэффициента текущей нефтеотдачи отличается залежь пласта Д1 Шкаповского месторождения, эксплуатируемая в течение 16 лет. [3]
Измеряют текущий коэффициент нефтеотдачи Е как долю вытесненной нефти от первоначального ее содержания в пористой среде. [4]
Установление текущего коэффициента нефтеотдачи по картам изо-хрон обводнения. [5]
Оценка текущего коэффициента нефтеотдачи в заводненном объеме пласта показала [4], что он изменяется от 0 13 ( залежь № 2, Ново-Елховского месторождения) до 0 56 ( залежь № 12, район скв. Практически на всех залежах заводняются пласты и зоны объектов с лучшими характеристиками. [6]
Под текущим коэффициентом нефтеотдачи ( текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым ( геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. [7]
Низкие значения текущих коэффициентов нефтеотдачи обусловлены недостаточно полным охватом залежей дренированием по площади; значительной неоднородностью продуктивных пластов, определившей неравномерное долевое участие различных пластов, совместно вскрытых одним фильтром, в общей добыче скважин; значительным снижением пластового давления в зоне отборов, что привело к резкому снижению текущих дебитов скважин; низкой производительностью скважин, оказавшихся в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами. Помимо этих причин, небольшие текущие коэффициенты нефтеотдачи, как нам представляется, обусловлены некоторым завышением начальных геологических запасов нефти за счет того, что при выделении эффективных мощностей за нижний предел проницаемости принята величина 1 мд, в то время как из-за широкого диапазона изменения проницаемости VIII пластов по мощности участие в работе прослоев с проницаемостью 1 - 10 мд при существующих депрессиях весьма сомнительно. [8]
При расчете текущего коэффициента нефтеотдачи заводненной части пласта, разрабатываемого при упруго-водонапорном режиме, следует учитывать добычу нефти из незаводненной его части за счет упругих сил залежи. [9]
Таким образом, достигнутые текущие коэффициенты нефтеотдачи по залежам весьма низкие. [10]
Балансовый метод определения текущего коэффициента нефтеотдачи характеризует отдачу заводненной части залежи в целом. Для контроля и регулирования процессов разработки месторождения чрезвычайно важно иметь сведения о характере выработки дифференцированно для различных участков залежи. Изложенный выше метод позволяет наиболее объективно оценить коэффициент нефтеотдачи для разных участков залежи и при различных особенностях движения ВНК и контуров нефтеносности. [11]
Проводя контроль за текущим коэффициентом нефтеотдачи в процессе разработки путем экстраполяции фактической кривой, можно установить, будет ли достигнут проектный конечный коэффициент нефтеотдачи и если нет, то почему. [12]
 |
Динамика обводненности продукции ( а, текущего коэффициента нефтеотдачи ( б, водонефтяного фактора ( в опытного участка Ромашкин-ского месторождения. [13] |
С 1982 г. рост текущего коэффициента нефтеотдачи происходит при снижении обводненности продукции. [14]
 |
Прогноз извлекаемых запасов опытного участка. [15] |
Страницы: 1 2 3 4