Текущая обводненность

Cтраница 1

Текущая обводненность в изученном диапазоне ( 20 - 80 %) не оказывает влияния на эффективность. Тот факт, что при большей начальной ( на момент создания очага) скорости нарастания обводненности эффект получают высоким, свидетельствует о том, что ТНФ - достаточно результативное средство снижения темпов обводнения продукции. [1]

Текущая обводненность при этом составляет выше 50 - 70 %, то есть объекты находятся на сравнительно поздней стадии разработки. [2]

Соотношение рассчитанной по модели величины. [3]

Текущая обводненность тем больше, чем больше накопленная добыча нефти, что отражает общий характер обводнения коллектора при выработке запасов нефти. [4]

Текущая обводненность добываемой продукции по горизонтам колеблется в пределах от 56 % в II-III КС до 97 % в свите XII пласта. Наиболее обводненными являются свита XII пласта, свита XIV пласта, НКП1 - НКГ и ПК. Низы и верхи XII свиты дают в сумме 21 % общей добычи воды из месторождения, из верхов и низов XIV свиты добывается 13 %, из Н1Щ1 - НКГ - 7 % общей добычи воды из месторождения. [5]

Величина текущей обводненности в ( 215) зависит от числителя дроби, имеющего в общем случае одну переменную - с. [6]

Кривые текущей обводненности жидкости, представленные на рис. 2, тоже являются довольно близкими между собой по сравниваемым объектам в пределах достигнутой фактической выработанности запасов по залежи фундамента, что, как отмечалось ранее, может свидетельствовать об удачном выборе объектов-аналогов. Можно заметить в связи с этим, что по обычным залежам с терригенными коллекторами при такой степени использования запасов текущая обводненность извлекаемой продукции может достигать 50 - 60 % и выше, тем более при применении площадных систем воздействия. [7]

Зависимости текущей обводненности добываемой жидкости от накопленной добычи нефти для обоих вариантов разработки Арланского месторождения показывают, что в первом варианте одинаковая со вторым вариантом суммарная добыча нефти получена при отборе жидкости с меньшей текущей обводненностью. Это обстоятельство благоприятно сказалось на экономических показателях разработки по первому варианту. [8]

Зависимости текущей обводненности добываемой жидкости от накопленной добычи нефти для обоих вариантов разработки Арланского месторождения показывают, что в первом варианте одинаковая со вторым вариантом суммарная добыча нефти получена при отборе жидкрети с меньшей текущей обводненностью. Зто обстоятельство благоприятно сказалось на экономических показателях разработки по-первому варианту. [9]

Величина текущей обводненности добываемой жидкости, являющаяся мерой истощенности извлекаемых запасов нефти, принята в качестве критерия области применения способов для подсчета запасов. [10]

А - расчетная текущая обводненность; Аср - средняя расчетная обводненность скважины; V 2 т - квадрат коэффициента вариации послойной неоднородности нефтеносных пластов по скоростям течения жидкости. [11]

ВНК по текущей обводненности добываемой из скважины нефти, дает отметки ВНК в условиях нефтяной залежи пласта C-I в среднем на 4 4м более высокие, чем обычные геофизические методы. [12]

Судя по текущей обводненности добываемой жидкости ( 66 %), должна быть достигнута высокая степень вырабо-танности извлекаемых запасов нефти. [13]

На Ново-Елховском месторождении текущая обводненность продукции скважин из пластов с подошвенной водой выше, чем из полностью нефтенасыщенных. Однако степень выработки нефтяных зон и ВНЗ практически одинакова. [14]

На моменты достижения одинаковой текущей обводненности по скважинам южного поля добывается больше не только нефти, но и воды. При обводненности 99 % отбор жидкости по скважинам южного поля примерно в 1 75 раза превышает последний по скважинам северного поля. Однако конечный ВНФ на южном поле отличается от конечного ВНФ на северном поле в меньшей степени ( примерно в 1 25 раза), так как больший отбор жидкости на южном поле сопровождается отбором и большего количества нефти. Учитывая отмеченное и определенную приближенность ВНФ, в последующих расчетах технологических показателей нами принимался одинаковый ВНФ при разных сетках скважин. На одинаковую нефтеотдачу добыча воды, а также ВНФ на южном поле меньше, чем на северном, особенно это проявляется на поздней стадии разработки. [15]

Страницы: 1 2 3 4