Cтраница 1
Прогнозная нефтеотдача в этом варианте несколько ниже, чем в менее заводненной части пласта, однако этот недостаток компенсируется более высокой полезностью по перечисленным критериям. [1]
Расчеты показали, что прогнозная нефтеотдача на опытном участке достигнет 44 0, а на контрольном - 34 6 %, то есть прирост составит 9 4 % от геологических запасов. [2]
Проведенный краткий анализ причин несоответствия прогнозной нефтеотдачи и ранговых значений геологической неоднородности по некоторым объектам разработки показал, что подобное несоответствие, в основном, связано с перетоками по отдельным блокам разработки в связи с различной интесивностью их разработки, с перетоками по пластам, связанным с литологическими окнами, и в некоторых случаях и с потерями нефти из-за некоторого несоответствия в технологии разработки, как например, по шестому объекту. Те объекты, значения конечной нефтеотдачи и геологическая неоднородность по которым в целом соответствуют, но значительно отклоняются от осредненного, определенного по зависимости ( 18), тоже, как правило, испытывают влияние каких-либо дополнительных факторов. Например, аномально высокая нефтеотдача по 15-му объекту разработки связана с перетоками из 16-го объекта разработки, разбуривание которого значительно задержалось из-за наличия широкой водонефтяной зоны, а из обоих этих блоков, составляющих в целом одну залежь ( объект 14), наблюдались перетоки в объект 9, за счет чего по объекту 9 в целом нефтеотдача будет несколько выше, а по объекту 14 - значительно ниже потенциальной, обусловливаемой только геологической неоднородностью объектов. [3]
Анализ данных табл. 44 показывает, что прогнозная нефтеотдача объектам 11 и 13 пласта Д ниже фактической, а по объекту 12 пласта Д - выше. [4]
Поскольку на графиках лишь по методам Пермякова и Мовмыги можно определить непосредственно прогнозную нефтеотдачу при 40, 50, 60, 70, 80, 98 % - ной обводненности продукции, так как на оси ординат всегда можно выделить точку с соответствующей обводненностью, а по остальным методам этого сделать невозможно, то эту задачу решали следующим образом. [5]
Геолого-промысловый анализ разработки опытного участка, осуществленный И.З. Денисламовым с использованием приведенных геолого-статистических моделей, показал строгое соответствие динамик фактической и прогнозной нефтеотдачи, рассчитанной по геолого-статистическим моделям до 60 % - ной обводненности. Превышение фактических данных над модельными при обводненности продукции 60 % объясняется рядом проведенных геолого-технологических мероприятий в течение 1982 - 1985 гг., тогда как модели рассчитаны лишь на повышение процента воды. Однако, длительное соответствие фактической и расчетной динамики нефтеотдачи указывает на истинность значений балансовых запасов нефти. [6]
В среднем по залежи рассчитывают получить по 127 м3 / ( га-м) нефти, что в 2 5 раза превышает прогнозную нефтеотдачу, достигаемую при разработке оторочки на естественном пластовом режиме. [7]
Расчет для одного из участков пласта Д Александровской площади Туймазинского месторождения, проведенный по описанной методике с использованием данных табл. 55 показал, что прогнозная нефтеотдача по нему составит 0 53, что близко соответствует прогнозной нефтеотдаче, определенной по промысловым данным. [8]
Коэффициент нефтеотдачи по обоим методам вычисления оказался в пределах от 0 37 до 0 43 от всей нефти в пласте, охваченном заводнением, что хорошо согласуется с прогнозной нефтеотдачей. Однако фактический объем добытой нефти оказался значительно меньше, чем прогнозируемый перед закачкой ПАВ. Более низкая эффективность метода, чем ожидалось, была обусловлена отсутствием симметричности в распределении потока раствора ПАВ и, как следствие, меньшим объемом пласта, подвергшегося воздействию МПН. Это было установлено гидродинамическими и индикаторными исследованиями, что подтверждает их высокую эффективность в качестве методов контроля и оценки результатов воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи. [9]
Таким образом, существует определенное противоречие между экономической целесообразностью остановки сильно обводненных, достигших предела экономической рентабельности скважин, и сохранением определенной системы разработки нефтяной залежи, обеспечивающей проектный уровень добычи нефти и прогнозную нефтеотдачу пласта. [10]
Расчет для одного из участков пласта Д Александровской площади Туймазинского месторождения, проведенный по описанной методике с использованием данных табл. 55 показал, что прогнозная нефтеотдача по нему составит 0 53, что близко соответствует прогнозной нефтеотдаче, определенной по промысловым данным. [11]
При изучении характера и степени выработки пластов Д и Д по 6-му расчетному участку ( 6 - й объект, см. табл. 3) отмечено отставание выработки. Причиной отклонения прогнозной нефтеотдачи от физически возможной служит превышение запаса нефти на скважину по сравнению с предельно-допустимой величиной для данных геолого-физических условий и неэффективность системы заводнения. [12]