Доля - запас - нефть
Cтраница 2
Эти стадии различаются по коэффициентам охвата вытеснением ( К3), расчетного относительного количества отбираемой жидкости в долях подвижных запасов нефти ( F), расчетной предельной доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины ( А), амплитудного дебита ( 7о), извлекаемых запасов нефти ( Q0) и расчетных извлекаемых запасов жидкости ( Qpo) - Ниже приведены обозначения параметров по стадиям. [16]
Для расчета отборов нефти и жидкости необходимо знать коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз и расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F. [17]
Похожие зависимости были получены для таких параметров разработки как продолжительность условно безводного периода ( с обводненностью менее 5 %) и доля отобранных запасов нефти за безводный период. Как видно на рис. 2.58, 2.59 исследуемые параметры практически не зависят от положения ствола нагнетательной горизонтальной скважины и полностью определяются анизотропными свойствами проницаемости коллектора. [18]
Теперь видно, как при изменении V2 -показателя послойной неоднородности пласта по проницаемости изменяется величина F - расчетного суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти. [19]
Площадная ( зональная) неоднородность карбонатных коллекторов выражается, в первую очередь, формой расположения высокопродуктивных зон по площади нефтяных залежей и долей запасов нефти в них от всех запасов. [20]
Анализ динамики полей насыщенности при различных схемах перфорации добывающей скважины показал, что при частичной перфорации пласта ( нефтенасыщенной его части) происходит перемещение доли запасов нефти в водонасыщенную область пласта. [21]
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. [22]
 |
Зависимость коэффициента охвата пласта вытеснением ( рхв от расстояния между скважинами ( 2oj. [23] |
Из выражения ( 42) следует, что для правильного выбора сетки скважин по геологическим признакам, а затем и по технико-экономическим показателям необходимо знать размер линз и долю запасов нефти в них. Такую информацию можно получить только по уже разбуренным залежам, используя методики, описанные в перечисленных работах. [24]
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. [25]
Из таблицы видно, что хотя насыщение свободным газом, созданное нефтеотдачей, выше по сравнению с нулевой водонасыщенностью, суммарная нефтеотдача как по абсолютному значению, так и в долях запаса нефти in situ значительно меньше. Это вызвано большей усадкой нефти при дренаже продуктивной площади, когда начальное насыщение последней равняется 100 % по сравнению с 70 % в рассматриваемом случае. Необходимо подчеркнуть, что в приведенных вычислениях учитывается лишь последний фактор. При сравнении песков с различным водонасы-щением может случиться, что связанные с этим различия в характеристике проницаемость - насыщение могут видоизменяться и придавать обратное значение их относительным поведениям, которые вытекают из указанного сравнения. [26]
Сзн 0 184 и / ( зк - Кзн 0 648, при этом для нескольких значений массовой обводненности продукции скважины ЛВ2 определены значения ( табл. 5) суммарного отбора нефти и расчетного суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти. [27]
Для различных значений У 2 - послойной неоднородности и У22 - зональной неоднородности были определены значения К3 - накопленного отбора нефти и ( F - К3) - расчетного накопленного отбора вытесняющего агента ( закачиваемой воды) в долях подвижных запасов нефти. [28]
Динамика изменения ТИЗ по типам коллекторов по верхней и нижней пачке пластов ( в % от запасов нефти горизонта Д ( или соответствующей пачки пластов), приведенная на рис. 3.9, показывает, что начиная с 1981 г. доля запасов нефти в высокопродуктивных коллекторах нижней пачки превышает долю запасов по этой группе верхней пачки пластов. [29]
При показателе различия физических свойств нефти и вытесняющей воды цо 1, когда весовая и расчетная обводненность равны А2 А, для различных значений V - показателя послойной неоднородности приведем значения К3 или доли отбора подвижных запасов нефти и F - отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти. [30]
Страницы: 1 2 3 4