Фактическая нефтеотдача

Cтраница 1

Фактическая нефтеотдача была близка к проектной уже при обводненности продукции 95 %, однако для этого потребовалось осуществить комплекс дополнительных мероприятий. [1]

Достигнута фактическая нефтеотдача опытного участка несколько выше проектной величины. [2]

Зависимость плотности сетки. [3]

Превышение фактической нефтеотдачи над расчетной, вероятно, объясняется перемещением пластовой нефти из периферийных водонефтяных зон залежи в центральную первоначальную чисто нефтяную ее часть. [4]

Сравнивая фактическую нефтеотдачу с ее прогнозной величиной ( табл. 2.3), полученной с помощью АГПМ, видим, что потери нефти за счет разряжения сетки скважин и превышения удельных запасов нефти по первоначальному проекту разработки предельно допустимого значения для девонских объектов составляют соответственно 3 6; 2 4 и 2 3 % по этапам. [5]

При фактической нефтеотдаче пластов Кио 0 095 возможен прирост нефтеотдачи АХНО 0 352 - 0 095 0 257, но только процесс разработки надо осуществлять заново. [6]

Высокие значения фактической нефтеотдачи по южной зоне пласта Д, разбуренной плотной сеткой скважин, объясняются перетоками из соседних участков. [7]

Представляемый здесь метод оценки фактической нефтеотдачи пластов базируется на применяемой методике проектирования разработки нефтяных месторождений и уже неоднократно был применен при анализе разработки многих нефтяных месторождений, в том числе таких крупнейших, как Ромашкинское в Татарии и Узенское в Казахстане. [8]

Изменение проницаемости нефтяного коллектора обычно ограничивает фактическую нефтеотдачу из месторождений с водонапорным режимом в большей степени, чем при режиме растворенного газа. [9]

Изменение проницаемости нефтяного коллектора обычно ограничивает фактическую нефтеотдачу из месторождений с водонапорным режимом в бюлЫшей степени, чем при режиме растворенного газа. [10]

По северной водонефтяной зоне пласта Дн ( рис. 37) фактическая нефтеотдача значительно ниже прогнозной, что объясняется как опоками нефти в пласт Д, так и перетоками в южную нефтяную зону пласта Дн, разбуренную первоначально значительно более плотной сеткой скважин, чем северная водонефтяная зона. [11]

По северовосточной зоне пласта Д у ( объект 27) фактическая нефтеотдача несколько ниже прогнозной, что объясняется перетоками нефти в центральную зону до разбуривания северо-восточных рядов нагнетательных скважин. [12]

Рассмотренный геолого-промысловый комплекс контроля за текущей нефтеотдачей позволяет выявить отклонения фактической нефтеотдачи от фактически возможной и наметить мероприятия по регулированию разработки по объекту в целом. Однако более обоснованную систему по регулированию разработки можно наметить лишь в том случае, если имеется надежный комплекс геофизических исследований, позволяющий выявить распределение и величину остаточных запасов дифференцированно по залежи. [13]

Применяемый здесь метод анализа разработки нефтяной залежи и оценки ожидаемой фактической нефтеотдачи пластов неоднократно был изложен в наших статьях и книгах, в том числе в упомянутой уже книге [18] в разделах 6.1 и 6.2. Поэтому повторно этот метод здесь не будет излагаться. [14]

Во-вторых, сравнение нефтеотдачи по опытному и контрольному участкам происходит все-таки по фактической нефтеотдачи, а не по потенциальной этих участков. [15]

Страницы: 1 2 3