Доля - запас - нефть
Cтраница 1
Доля запасов нефти в песчаных коллекторах с объемной глинистостью более 2 % ( группа 2) и в слабопроницаемых коллекторах ( группа 3) в процессе разработки увеличилась в структуре запасов нефти: балансовые от 15 6 % до 24 2 %, извлекаемые от 11 7 % до 50 4 % от запасов горизонта Д1 Абдрахмановской площади. В настоящее время из высокопродуктивных коллекторов выработано 92 5 %, а из малопродуктивных в слабопроницаемых зонах 42 7 % от соответствующих извлекаемых запасов нефти. [1]
Чем больше доля запасов нефти заключена в пропластках малой мощности, тем выше, по-видимому, степень прерывистости продуктивного пласта, так как вероятность выклинивания пласта или замещения его непроницаемой породой выше по пропласткам малой мощности. Обычно наблюдается статистическая связь между мощностью пропластка и площадью его распространения в пласте. Поэтому подобные пласты ведут себя при разработке как объекты с низкой гидропро-волностью, не соответствующей проницаемости коллектора, определенной на основании анализа керна. По этим пластам наблюдаются невысокие темпы отбора нефти, слабая реакция на процесс заводнения нефтяного пласта, низкий коэффициент охвата залежи процессом заводнения и сравнительно невысокая нефтеотдача. Предлагаемая методика оценки характеристики расчлененности продуктивных пластов позволяет очень полно оценить этот вид неоднородности продуктивного пласта и может быть широко использована при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений. [2]
Остаточная нефтенасыщенность определяется как доля запаса подвижной нефти. [3]
Объем первой оторочки в долях подвижных запасов нефти е, второй оторочки соответственно е и третьей оторочки е - Оторочки были созданы до начала прорыва агента в добывающую скважину по самому высокопроницаемому слою. [4]
В средних и мелких месторождениях доля запасов нефти в периферийных зонах возрастает по сравнению с общими запасами залежи. [5]
Актуальность решения данной проблемы обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекторах. На сегодня более 80 % запасов нефти, уже вовлеченных в разработку на территории Западной Сибири, приурочены к категории трудноизвлекаемых в основном по причине низкой проницаемости коллекторов. [6]
Таким образом, считается, что доля запасов нефти залежи, введенная в разработку, равняется доле пробуренных скважин. [7]
По полученным значениям предельной доли вытесняющего агента определяют суммарный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти ( / С3) и расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти ( F) для периода закачки газа и для всего периода промышленной разработки. [8]
 |
Запасы газа СССР категорий А В С, ( млрд. м3 на I / I 1974 г. [9] |
Рассматривая стратиграфическое распределение нефти и газа, можно увидеть, что в СССР доля запасов нефти и газа в кайнозойских отложениях со временем неуклонно уменьшается. Это совершенно естественно, так как эти отложения осваиваются еще с прошлого века и многие месторождения уже выработаны. [10]
Рассчитанные для типичного элемента нефтяной залежи нефтеотдача пластов и суммарный отбор воды в долях подвижных запасов нефти при заданной предельной обводненности продукции должны совпадать с такими же величинами, полученными по формулам динамики за все время разработки залежи. Используемая при фиксированных условиях разработки залежи показательная функция задается для времени от нуля до бесконечности, но фактическое время разработки залежи является ограниченным. Поэтому вводятся корректирующие коэффициенты v и F, увеличивающие извлекаемые запасы нефти и жидкости для бесконечного времени так, чтобы за конечное время разработки залежи были отобраны принятые или утвержденные запасы нефти. [11]
По мере выработки высокопродуктивных коллекторов нефти, относящихся к чисто нефтяным зонам, возрастает доля запасов нефти, сосредоточенных в областях месторождений, разработка которых обычно характеризуются малопривлекательными технико-экономическими показателями. К таким областям нефтяных месторождений относятся водонефтяные зоны, разработка которых характеризуется относительно низким коэффициентом нефтеизв-лечения, большими значениями водонефтяного фактора. [12]
Очень важным показателем разработки является величина накопленного отбора воды SB, которая определяется в долях запаса подвижной нефти в объемных единицах в пластовых условиях. [13]
F - соответственно, относительный отбор подвижных запасов нефти и расчетный относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти; V2 - квадрат коэффициента вариации - показатель расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов; А2 и А - соответственно весовая и расчетная предельные доли вытесняющего агента ( вытесняющей воды) в дебите жидкости добывающей скважины. [14]
Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости. [15]
Страницы: 1 2 3 4