Cтраница 3
В соответствии с Временным методическим руководством по определению коэффициента нефтеотдачи залежи при подсчете запасов нефти нефтяная оторочка основной газокондеясатной залежи, если рассматривать ее в едином плане, может быть отнесена к типу А, для которой характерно наличие широких подгазовой и над-водяной зон, что является неблагоприятным с точки зрения ввода ее в промышленную разработку. [31]
При изучении различных вопросов, связанных с определением коэффициента нефтеотдачи расчетным методом, приходится учитывать, что при принятых расчетной схеме и способе определения коэффициента охвата процессом вытеснения не полностью учитываются геологические особенности пласта и особенности рассматриваемой системы разработки. Неточное определение коэффициента охвата процессом вытеснения по указанным причинам привело к появлению малоудачного термина потери нефти, который не всегда правильно характеризует действительное существо вопроса. Однако поскольку указанный термин уже укоренился в теории и практике разработки нефтяных месторождений, он используется в дальнейшем изложении, несмотря на его несовершенство. [32]
В 1971 г. утверждено Временное методическое руководство по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти но данным геологоразведочных работ. [33]
Для этой цели необходимы специальные исследования ( также лабораторные) по определению коэффициента нефтеотдачи пласта по предварительным данным о возможном режиме его эксплуатации. [34]
Для оценки и учета неоднородности нефтяных пластов при подсчете геологических запасов и определения коэффициента нефтеотдачи необходимо иметь достаточно апробированную методику, по которой можно было бы количественно и качественно определить основные показатели геологической неоднородности. [35]
Для решения указанных задач необходимо не только усовершенствовать методы подсчета запасов и определения коэффициента нефтеотдачи, но и организовать промыслово-геофизические и лабораторные исследования для получения расчетных параметров в период эксплуатационного разбуривания месторождений. [36]
Для оценки и учета неоднородности нефтяных пластов при подсчете геологических запасов и определения коэффициента нефтеотдачи необходимо иметь достаточно проверенную методику. [37]
Основное значение при подсчете извлекаемых запасов нефти на всех этапах изучения залежи имеют погрешности в определении коэффициента нефтеотдачи, доля которых составляет около 40 % от общей ошибки. [38]
Такие статистические зависимости, накопленные по большому числу залежей, приведены во Временном методическом руководстве по определению коэффициентов нефтеотдачи... [39]
После отбора керна извлекать его на поверхность следует с пониженной скоростью, что имеет большое значение в определении коэффициента нефтеотдачи пласта за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти. Для определения нефтеотдачи пласта за счет энергии расширения газа по керновым данным необходимо, чтобы количество вытесненной нефти из керна в процессе его подъема из скважины на поверхность не превышало величины нефтеотдачи. [40]
Ниже приведены краткая геолого-физическая характеристика и основные результаты разработки наиболее характерных залежей в терригенных коллекторах, по которым имеются сравнительно надежные данные для определения коэффициентов нефтеотдачи. [41]
Вступление большого числа нефтяных месторождений СССР в стадию разработки и значительный опыт, накопленный нефте-промыс-ловыми геологами, позволили им создавать при помощи регрессионного анализа многомерные статистические модели для определения коэффициента нефтеотдачи. Применение этих моделей с учетом геолого-физических и технологических параметров - это значительный шаг вперед по сравнению с экстраполяционными методами оценки конечной нефтеотдачи [9,14], так как при этом уменьшается неопределенность при прогнозе на конечной стадии разработки, которая имеется у всех экстраполяционных методов. [42]
Величина г з3, называемая коэффициентом охвата по мощности, по существу соответствует коэффициенту воздействия и, как было указано выше, является текущей величиной ( см. главу XI § 1) - временным показателем и не может быть использована при определении коэффициента нефтеотдачи, поскольку доля мощности, не охваченной процессом разработки, учитывалась уже при определении доли работающего объема. [43]
В опубликованных работах встречаются и другие значения, но поскольку, как уже упоминалось выше, нефтеотдача зависит от множества факторов: геологических, технологических, экономических и других, а режим работы залежи представляет собой некоторое обобщение этих факторов, практически все методы определения нефтеотдачи ( включая и аналитические) прежде всего увязываются с режимами работы залежей. Однако производство самих определений коэффициентов нефтеотдачи зависит не только от этих факторов, но и от степени изученности залежей и характера их разбуренности, да и от самих методов расчета. [44]
Ошибки между собой близки. Известно, что при определении коэффициента нефтеотдачи не всегда принимают во внимание с какой точностью определены балансовые запасы нефти. Ошибки и неточности определения параметров в подсчете запасов могут привести к определенным ошибкам при прогнозе коэффициента нефтеотдачи. [45]