Cтраница 2
Аналогичные данные по 74 месторождениям с водонапорным режимом также не показали влияния размещения скважин на фактическую суммарную нефтедобычу, которое можно было бы отделить от других факторов, оказывающих, вероятно, большее влияние на нефтеотдачу, чем расстановка скважин. Однако, исходя из промысловых наблюдений, нельзя сделать вывода, что действительно отсутствует изменение суммарной нефтеотдачи с размещением скважин. Разброс полученных данных показывает, что пластовые и эксплуатационные условия, а также местоположения скважин на структуре имеют при определении суммарной нефтедобычи большее значение, чем расстановка скважин. [16]
Максимальные и средние газовые факторы, общее количество нагнетаемого газа и газа, закачиваемого в пласт на единицу суммарной нефтедобычи, уменьшается с понижением давления, при котором начинается возврат газа. Нефтедобыча же в целом повышается с увеличением количества закачиваемого газа ( фиг. [17]
Разница между кривыми / и / / указывает, что для одного и того же количества дополнительного газа, поступающего в пласт, получается увеличение суммарной нефтедобычи при большем парциальном возврате отобранного газа. [18]
Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах иоро-вого пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. [19]
Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах перового пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. [20]
Разница между кривыми / и / / указывает, что для одного и того же количестВ З дополнительного газа, поступающего в пласт, получается увеличение суммарной нефтедобычи при большем парциальном возврате отобранного газа. [21]
Если месторождение разрабатывается без контроля нефте-отбора, можно принять Др в долях пластового давления а1, которое в свою очередь так же, как и Сп, можно считать функцией суммарной нефтедобычи, выраженной кривыми аналогично фиг. [22]
Так как отдельные стороны режима в течение всего периода разработки меняются со значениями физических параметров торных пород и жидкостей, а также условиями эксплуатации, то меняется и значение суммарной нефтеотдачи. Наблюдаемая суммарная нефтедобыча распределяется в широком интервале значений даже при одном и том же основном механизме нефтеотдачи. Так, среди 25 месторождений с режимом растворенного газа, о которых имеются данные по суммарной нефтедобыче, последняя колебалась от 166 до 722, со средним значением 327 м3 / гам; от 15 до 50 %, в Среднем 33 %, начального содержания нефти в пласте; от 7 до 34 %, в среднем 20 %, в процентах порового пространства; от 14 до 53 %, в среднем 28 %, в процентах конечного насыщения свободным газом. [23]
Общий прирост нефтедобычи получается максимальным, если возврат газа предпринимается в начале процесса разработки залежи. Потеря в суммарной нефтедобыче в связи с задержкой закачки газа в пласт невелика, если давление налнетаемого газа составляет половину начального пластового давления ( фиг. [24]
Общий прирост нефтедобычи получается максимальным, если возврат газа предпринимается в начале процесса разработки залежи. Потеря в суммарной нефтедобыче в связи с задержкой закачки газа в пласт невелика, если давление нагнетаемого газа составляет половину начального пластового давления ( фиг. [25]
Простая зависимость уравнений ( 1) - ( 5) от произведения kh не учитывает возможного изменения насыщения связанной водой и соотношения проницаемость-насыщение по отношению к колебанию проницаемости. Если учесть эти явления, то зависимость суммарной нефтедобычи от и и я может быть отличной. [26]
Простая зависимость уравнений ( 1) - ( 5) от произведения kh не учитывает возможного изменения насыщения связанной водой и соотношения проницаемость - насыщение по отношению к колебанию проницаемости. Если учесть эти явления, то зависимость суммарной нефтедобычи от k н может быть отличной. [27]
Относительные преимущества циркуляции под низким давлением и давлением на точке конденсации возбуждают меньшую дискуссию, когда конденсатный пласт залегает поверх нефтяной зсны значительной мощности. Тогда предварительная фаза истощения пласта приводит к пониженной суммарной нефтедобыче, а также к потере промежуточных сжижаемых углеводородов в конденсатных и растворенных газах. [28]
Относительные преимущества циркуляции под низким давлением и давлением на точке конденсации возбуждают меньшую дискуссию, когда конденсатный пласт залегает поверх нефтяной зоны значительной мощности. Тогда предварительная фаза истощения пласта приводит к пониженной суммарной нефтедобыче, а также к потере промежуточных ожижаемых углеводородов в конденсатных и растворенных газах. [29]
Прежде чем оценить экономически пласт в целом, необходимо вычислить коэффициент нефтеотдачи и перевести его в эквивалентную нефтеотдачу. Когда известен коэффициент нефтеотдачи в кубометрах на I га м, то суммарная нефтедобыча составляет произведение этого коэффициента на общий объем пласта в га-метрах. [30]