Cтраница 1
Средняя нефтенасыщенная мощность h вычисляется либо как среднеарифметическая ( при небольшом числе пробуренных скважин), либо как средневзвешенная по площади величина. [1]
КИН - 0 568, средняя нефтенасыщенная мощность - 4 8м, пористость - 19 3 %, проницаемость - 520 мда. [2]
Средняя открытая пористость вычисляется так же, как средняя нефтенасыщенная мощность, но не по площади, а по объему. [3]
Для залежей Шаимского района наиболее обоснованным является расчет средней нефтенасыщенной мощности по картам изопахит; для Усть-Балыкского месторождения и, очевидно, других пластово-сводовых залежей Среднего При-обья применим наиболее простой метод - среднеарифметических по скважинам. [4]
Начальные балансовые запасы ( НБЗ) этого участка - 3479 тыс. т, извлекаемые - 2 045 тыс. т ( проектный КИН - 0 588), средняя нефтенасыщенная мощность - 4 4 м, пористость - 20 36 %, проницаемость - 711 мда. На 1.01.87 г. с участка было отобрано 1 842 4 тыс. т нефти ( текущий КИН - 0 53), дебит нефти на 1 скважину составил 3 3т / сут, жидкости - Ю2 т / сут. Для проведения ОПР необходимо было пробурить 2 новые добывающие скважины и перевести в категорию нагнетательных одну добывающую скважину, одну - из консервации и одну - из наблюдательного фонда. [5]
Предварительные исследования качественного влияния геолого-промысловых факторов на коэффициент конечной нефтеотдачи с помощью графических методов и дисперсионного анализа ( см. главу 4) устанавливают преимущественное влияние на этот коэффициент показателей ц0, k, S, Кп, Vk и средней нефтенасыщенной мощности залежи й.н. Здесь S - плотность сетки скважин, определенная по общей площади залежи и количеству всех скважин; бывших в эксплуатации. По исследуемым объектам эта плотность колеблется от 7 до 74 га / скв и составляет на 12 объектах менее 20, на 21 объекте от 20 до 50 и на 9 - свыше 50 га / екв. [6]
Было установлено уменьшение средней нефтенасыщенной мощности коллекторов с 5 8 до 3 8 м, продуктивные пласты оказались более неоднородными по проницаемости и изменчивыми по литологии. Опыт эксплуатации показал невозможность осуществления достаточно эффективного воздействия закачки воды на добывающие скважины, расположенные на расстоянии более 700 м друг от друга. [7]
Коэффициент открытой пористости устанавливается по лабораторным исследованиям керна. Средняя открытая пористость вычисляется так же, как средняя нефтенасыщенная мощность, но не по площади, а по объему. [8]
Влияние водо-нефтяных зон на процесс заводнения при прогнозе до последнего времени практически не учитывается. Даже для залежей, по всей подошве подстилающихся водой, расчеты обычно проводятся при условии средней нефтенасыщенной мощности и допущении о вертикальном начальном водо-нефтяном контакте. [9]
На рисунке 2 показана схема круговой залежи для случая когда первый ряд скважин эксплуатирует водонефтяную зону и находится за линией внутреннего контура нефтеносности. Все обозначения остаются теми же, что и в первом случае, но только вводится Ах - средняя нефтенасыщенная мощность в скважинах первого ряда. [10]