Cтраница 3
Расчетные кривые изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, и работающих под напором подошвенной воды. [31]
В газоконденсатных пластах для повышения темпа отдачи или суммарной нефтеотдачи жидких продуктов, испаренных в газокон-денсатной жидкости, применяют рециркуляцию газа. Там, где добыча газа ограничена из-за спроса или по каким-то другим причинам, рециркуляцию газа в продуктивных пластах осуществляют с целью предупреждения ретроградных потерь или для ускорения темпов разработки газоконденсатных месторождений. Если в контакте с нефтяной зоной находится скопление газа и в залежи действует активный водонапорный режим, при отборе газа величина нефтеотдачи уменьшается в результате проникновения нефти в газовую зону. Тогда газовая шапка, находящаяся в контакте с нефтяной зоной, сокращается, и если нефть, вторгаясь в нее, проходит двойной объем, оставляя в каждом объеме 25 % - ное остаточное насыщение, то суммарная нефтеотдача становится равной нулю. [32]
Влияние формы поверхности раздела вода - нефть на суммарную нефтеотдачу определяется эффективностью вытеснения, которая выражается в долях общего объема нефтяной зоны, приходящегося на одну скважину и вытесняемого к моменту первого появления воды в скважине. Эта формулировка является трех-размерным аналогом вытесняющей способности, описывающей поведение пласта при искусственном заводнении и повторной циркуляции газа для разработки конденсатных месторождений. В системе с напором подошвенной воды величина вытесняющей способности дает непосредственную добычу безводной нефти. [33]
Кроме того, скорость вытеснения нефти влияет на суммарную нефтеотдачу пласта и может в некоторой степени свидетельствовать о рациональности применяемой системы разработки. При наличии низких скоростей стягивания контуров нефтеносности градиенты давлений, создаваемые в пласте, не обеспечивают эффективного вытеснения нефти из пор, особенно из пор малого размера, в которых нефть будет удерживаться капиллярными силами. При весьма высоких скоростях могут образоваться языки обводнения, что может привести к неравномерному и неполному вытеснению нефти из пласта. [34]
Пластовое давление и газовый фактор в зависимости от кривых суммарной нефтеотдачи, найденные таким путем, приведены на фиг. [35]
Расчетные кривые; изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, v и работающих под напором подошвенной воды. [36]
На старых промыслах были установлены приближенные статистические корреляции между суммарной нефтеотдачей и начальными свободными дебитами. [37]
Эти методы устанавливают связь между падением пластового давления, суммарной нефтеотдачей и газонефтяными факторами. Время не является аргументирующим фактором в продуктивных пластах с режимом растворенного газа, так как в них нет притока воды и гравитационного разделения пластовых жидкостей. [38]
Однако повышение продуктивности скважин, несомненная связь ее с суммарной нефтеотдачей, а также методика расчета и оценка последней, как видно из глав VI и VII данной книги, достигли в США большого совершенства и представляют повышенный интерес ввиду своей несложности и надежности процедуры. [39]
Так, рост газонасыщения с 30 до 40 % соответствует одинаковой суммарной нефтеотдаче пласта: при начальном нефтесо-держании 35 % и водонасыщенности 35 % или же при начальной нефтенасыщенности 50 % и водонасыщенности 20 % для одинаковой пористости в обоих случаях. [40]
Для повышения текущей добычи нефти из истощенных месторождений и увеличения их суммарной нефтеотдачи применяют вторичные методы добычи нефти, заключающиеся в нагнетании в залежь газа ( воздуха) или воды. [41]
Пластовое давление в месторождениях с газовой энергией зависит в основном от суммарной нефтеотдачи. Оно не связано с величиной дебитов, за исключением случая, когда дебит нефти может влиять на величину газового фактора. При этом режиме работы консервация месторождения не вызывает подъема пластового давления. Распределение давления внутри пласта отражает изменения в местных суммарных отборах по отношению к локальному содержанию нефти в горизонте. За исключением начального периода, когда величина газового фактора может упасть ниже количества газа в растворе, газовый фактор увеличивается с ростом суммарной нефтеотдачи до максимальных значений, в 5 - 10 раз больше по сравнению с тем, когда газ растворен полностью. С приближением пласта к состоянию конечного истощения величина газового фактора начинает снижаться. Эксплуатационная производительность скважин непрерывно падает вследствие роста вязкости нефти и снижения проницаемости для нефтяной фазы. [42]
Исследование опубликованных проектов определенно указывает, что можно получить существенное увеличение суммарной нефтеотдачи и снижение эксплуатационных расходов при благоприятных пластовых условиях от обратного нагнетания газа в пласт. [43]
Исключительно важна задача, стоящая перед нефтяной промышленностью, - повышение суммарной нефтеотдачи. В настоящее время, применяя различные системы разработки, редко удается извлечь из пласта более 60 - 70 % первоначальных запасов нефти. Остаточная нефть, обволакивающая зерна песка, не поддается отмыванию водой. [44]
Новые методы вытеснения нефти из пластов, направленные на повышение их суммарной нефтеотдачи, можно разбить на три основные группы: 1) вытеснение нефти рабочим агентом большой вязкости и поверхностно-активными веществами ( ПАВ); 2) тепловые, или термические, методы воздействия на нефтяные пласты; 3) вытеснение нефти из пластов смешивающимися с ней жидкостями или газами. [45]