Cтраница 1
Суммарный отбор нефти также зависит от Цо - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но также сильно зависит от V2 - расчетной послойной неоднородности. Поэтому в табл. 3.17 приведены значения v - относительного уменьшения суммарного отбора нефти при увеличении от V2 -расчетной послойной неоднородности, но при прочих равных условиях. [1]
Суммарный отбор нефти при принятом постоянстве коэффициента вытеснения прямо пропорционален коэффициенту охвата вытеснением, а применительно к лабораторным исследованиям он будет прямо пропорционален коэффициенту использования подвижных запасов нефти, поскольку не требуется учитывать прерывистость продуктивных пластов и плотность проектной сетки размещения скважин, а также их долговечность и дублирование. [2]
Суммарный отбор нефти к данной дате обычно называется накопленным. [3]
Суммарный отбор нефти из пласта находится в прямой зависимости от пористости, так как последняя определяет количество нефти, содержащееся в пласте при любой дайной нефтенасыщенности. Так как содержание жидкооти в породе колеблется от 1000 до 2000 м3 / га-м при изменении пористости от 10 до 20 %, следовательно, очень важно получить наиболее достоверные данные о пористости. [4]
Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче. Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки. [5]
Суммарный отбор нефти или газа по пласту устанавливается на основе проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. Проектом предусматривается рациональная система разработки месторождения, которая обеспечивает максимальный отбор нефти при наибольшем коэффициенте нефтеотдачи и минимальных затратах на ее извлечение. [6]
Распределение суммарных отборов нефти по скважинам крайне неравномерное и определяется в основном временем эксплуатации скважин независимо от их размещения по залежи. Так, максимальная добыча приходится па скв. [7]
При заданном суммарном отборе нефти уменьшение средней доли нефти происходит из-за увеличения суммарного отбора воды. Такое увеличение отбора жидкости из-за увеличения отбора воды связано с увеличением неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающие скважины. [8]
Qo - суммарный отбор нефти или начальные извлекаемые запасы нефти; / Сио - конечный коэффициент нефтеотдачи. [9]
ДК - конечный суммарный отбор нефти; 2вД - текущий суммарный отбор воды; Д2 - начальный дебит воды; 2 В2 - текущий суммарный отбор воды за счет начального дебита воды. [10]
Путем сравнения суммарного отбора нефти по отдельным скважинам можно выделить те из них, в которых в первую очередь должен быть осуществлен гидроразрыв пласта. [11]
Изучение величин отношения суммарных отборов нефти к начальным балансовым запасам свидетельствует об активном вытеснении нефти из водонефтяной зоны к эксплуатируемым рядам Бавлинского месторождения. При получении из пласта Дт 82 8 % извлекаемых запасов нефти для скважин нефтяной зоны величина отношений колеблется в пределах 20 - 291 5 %, причем по 53 скважинам свыше 60 %, а по 40 скважинам суммарный отбор превышает начальные балансовые запасы. [12]
Но будет ли максимальным суммарный отбор нефти ( и жидкости) - неизвестно. Поэтому критерием технологической оптимальности режима минимума энергетических затрат выбираем максимальный охват пласта заводнением. [13]
Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости. [14]
Нам показалось, что возможный суммарный отбор нефти на Бузовьязовском месторождении может заметно превысить официально утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти. [15]