Потенциальная нефтеотдача
Cтраница 2
Однако ясно, что неполное замещение нефти водой способно в основном обеспечить значительно большую нефтеотдачу, чем механизм режима растворенного газа. Кроме того, суммарная нефтеотдача увеличивается с ростом производительности водоносного горизонта по отношению к отборам из скважин при сравнимых давлениях забрасывания и размерах затопленной площади. Это дает максимальную потенциальную нефтеотдачу при вытеснении водой в 73 3 %, которая на 7 1 % выше нефтеотдачи при w 5 к моменту заводнения 90 % продуктивной площади. [16]
Каждый объект разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется комплексом физико-химических и геолого-физических характеристик. Задача всего процесса разработки - получение потенциальной нефтеотдачи, что возможно при оптимальном выборе технологических параметров. При изменении характера вытесняющего агента потенциальная нефтеотдача может измениться в сторону увеличения или уменьшения. В настоящее время основным вытесняющим агентом при разработке нефтяных месторождений является вода. Возможны некоторые вариации закачки воды: собственной пластовой воды, пресной воды, смеси пресной и пластовой вод, более теплых вод нижележащих горизонтов. [17]
Применение методов факторного анализа позволило достаточно однозначно определить наиболее эффективные методы увеличения нефтеотдачи применительно к выделенным по комплексу геолого-физических параметров группам объектов-аналогов, характеризующихся собственной динамикой технологических показателей разработки. Для каждой из родственных групп объектов в качестве одного из наиболее надежных методов оценки эффективности применяемых технологий увеличения нефтеотдачи пластов предлагается использовать адаптационные геолого-промысловые модели ( АГПМ), полученные в результате геолого-статистического анализа фактических характериртик месторождений исследуемого комплекса. АГПМ состоят из серии уравнений, позволяющих прогнозировать нефтеотдачу на фиксированные моменты времени, что позволяет сравнивать фактическую и потенциальную нефтеотдачу и выявлять эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи за довольно короткий промежуток времени. Вследствие того, что АГПМ составляются для родственных групп объектов, снижается погрешность в оценке нефтеотдачи. [19]
В Следствие невозможности проконтролировать процесс вытеснения пластовой жидкости во время взятия кернов конечное состояние последних на поверхности может изменяться в широ - KQM интервале. Отсюда количественные значения водо - и нефте-насыщенности при лабораторных определениях обычно имеют чисто статистическое значение. Разумеется, для опытного аналитика полученные данные по нефте - и водосодержанию керна могут явиться руководящим указанием при описании потенциальной нефтеотдачи коллектора, из которого были извлечены керны. [20]
Вследствие невозможности проконтролировать процесс вытеснения пластовой жидкости во время взятия кернов конечное состояние последних на поверхности может изменяться в широком интервале. Отсюда количественные значения водо - и нефте-насыщенности при лабораторных определениях обычно имеют чисто статистическое значение. Разумеется, для опытного аналитика полученные данные по нефте - и водосодержанию керна могут явиться руководящим указанием при описании потенциальной нефтеотдачи коллектора, из которого были извлечены керны. [21]
Каждый объект разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется комплексом физико-химических и геолого-физических характеристик. Задача всего процесса разработки - получение потенциальной нефтеотдачи, что возможно при оптимальном выборе технологических параметров. При изменении характера вытесняющего агента потенциальная нефтеотдача может измениться в сторону увеличения или уменьшения. В настоящее время основным вытесняющим агентом при разработке нефтяных месторождений является вода. Возможны некоторые вариации закачки воды: собственной пластовой воды, пресной воды, смеси пресной и пластовой вод, более теплых вод нижележащих горизонтов. [22]
Зонд БМК состоит из основного токового электрода и окружающего его экранного электрода. Электроды крепятся к изоляционной пластине, которая прижимается к стенке скважины. При измерении через электроды пропускают токи одинаковой полярности. Потенциал обоих электродов сохраняется постоянным благодаря автоматическому регулированию силы тока экранного электрода. Сила тока основного электрода поддерживается постоянной. При такой конструкции микрозонда ток основного электрода фокусируется и распространяется перпендикулярно к оси скважины в виде цилиндрического пучка, что позволяет значительно снизить ( по сравнению с микрокаротажем) влияние промежуточного слоя и тем самым повысить точность определения удельного сопротивления промытой части зоны проникновения. Данные БМК используются для детального расчленения разреза, выделения коллекторов ( в комплексе с каротажем боковым) и определения пористости и потенциальной нефтеотдачи пластов по измерениям параметров промытой зоны. [23]
Зонд БМК состоит из основного токового электрода и окружающего его экранного электрода. Электроды крепятся к изоляционной пластине, которая прижимается к стенке скважины. При измерении через электроды пропускают токи одинаковой полярности. Потенциал обоих электродов сохраняется постоянным благодаря автоматическому регулированию силы тока экранного электрода. Сила тока основного электрода поддерживается постоянной. При такой конструкции микрозонда ток основного электрода фокусируется и распространяется перпендикулярно к оси скважины в виде цилиндрического пучка, что позволяет значительно снизить ( по сравнению с микрокаротажем) влияние промежуточного слоя и тем самым повысить точность определения удельного сопротивления промытой части зоны проникновения. Данные БМК используются для детального расчленения разреза, выделения коллекторов ( в комплексе с каротажем боковым) и определения пористости и потенциальной нефтеотдачи пластов пп измерениям параметров промытой зоны. [24]
Страницы: 1 2